Fijación del Cargo RER Autónomo para el Suministro

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Informe N° 063-2015-GART
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
División de Distribución Eléctrica
Fijación del Cargo RER Autónomo para
el Suministro de Electricidad con
Recursos Energéticos Renovables en
Áreas No Conectadas a Red
Publicación del Proyecto de Resolución
Expediente N° 0086-2015-GART
Febrero 2015
Contenido
1. Objetivo .............................................................................................................................. 1 2. Antecedentes ...................................................................................................................... 1 3. Procedimiento de Fijación ................................................................................................ 2 4. Aspectos Relevantes ........................................................................................................... 3 5. Determinación del Cargo RER Autónomo ....................................................................... 3 5.1 Costos de Instalación ...................................................................................................... 3 5.2 Modelo de Gestión .......................................................................................................... 4 5.2.1 5.2.2 Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) .................................................... 4 Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras .......................................................................... 7 5.3 Costos de Comercialización ......................................................................................... 11 5.4 Costos de Administración del Fideicomiso ................................................................ 15 5.5 Cargo RER Autónomo ................................................................................................. 15 5.5.1 Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario .................................................................................... 15 5.6 Resultados del Cargo RER Autónomo ....................................................................... 17 5.7 Tarifa RER Autónoma................................................................................................. 18 5.8 Cargos de Corte y Reconexión .................................................................................... 20 5.9 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma.......................................... 21 6. Resultados ........................................................................................................................ 22 7. Anexo ............................................................................................................................... 24 Anexo: Informe para la Determinación del Cargo RER en Áreas No Conectadas a Red .. 24 Publicación del Proyecto de Resolución que fija el Cargo RER
Autónomo para el Suministro de Electricidad con Recursos
Energéticos Renovables en Áreas No Conectadas a Red
1. Objetivo
Elaborar la propuesta para el Cargo RER Autónomo para el Suministro de Energía en Áreas
No Conectadas a Red que serán atendidas por sistemas fotovoltaicos (SFV) , instalados como
consecuencia de Primera Subasta realizada de acuerdo al Decreto Supremo N° 020-2013-EM.
2. Antecedentes
 El 02 de mayo de 2008 se publicó el Decreto Legislativo Nº 1002, Ley de Promoción de la
Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables, que
establece las normas generales sobre incentivos para promover la inversión en generación
de electricidad con RER, entre los cuales está comprendido el recurso solar.
Posteriormente, el 23 de marzo de 2011 se publicó el Decreto Supremo Nº 012-2011-EM
que aprobó el nuevo Reglamento del decreto legislativo en mención.
 A través del Decreto Supremo N° 020-2013-EM, publicado el 27 de junio de 2013, se
aprobó el Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas
a Red, que establece las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada
aplicación de las normas mencionadas precedentemente, a fin de promover el
aprovechamiento de los RER para mejorar la calidad de vida de la población ubicada en
Áreas No Conectadas a Red, definidas en el Reglamento como áreas geográficas rurales
que no cuentan con redes ni servicio de electricidad. Asimismo, se define como Instalación
RER Autónoma al conjunto de elementos que permite dotar de electricidad a un usuario
ubicado en un Área No Conectada a Red, incluyendo las instalaciones y equipamientos
interiores.
 Mediante el Decreto citado en el párrafo anterior, se encargó al Osinergmin regular el
Cargo RER Autónomo, el cual es el cargo unitario determinado cada año para asegurar la
remuneración de todos los servicios involucrados de las Instalaciones RER Autónomas en
las Áreas No Conectadas a la Red correspondientes a las zonas norte, centro y sur de país.
El Cargo RER Autónomo incluye: i) la Remuneración Anual que comprende los costos de
diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los
correspondientes componentes de las Instalaciones RER Autónomas; ii) Costos de
Comercialización, que comprende la prestación del servicio comercial de atención al
usuario, facturación, cobranza, corte y reconexión; y iii) la administración del fideicomiso,
encargado de los ingresos y pagos de los servicios. Las Instalaciones RER Autónomas
serán desarrolladas en cada Área No Conectada a Red por un Inversionista, que viene a ser
el adjudicatario en el proceso de Subasta del Programa Masivo de Electrificación Rural
con Sistemas Fotovoltaicos impulsado por el Ministerio de Energía y Minas.
 En virtud de las bases de la ‘Subasta de Suministro de Electricidad con RER en Áreas No
Conectadas a Red’, de noviembre de 2014, se prevé la puesta en operación comercial, en
Propuesta Remuneración Base para Subasta RER en Áreas No Conectadas
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una primera fase, de 2000 Instalaciones RER Autónomas en cada Área No Conectada a
Red hasta el 31 de Agosto de 2015, adicionándose Instalaciones RER Autónomas hasta
completar la cantidad total mínima requerida para cada área (aprox. 50,000 en cada área).
Las Bases de la Subasta mencionan que la fecha de puesta en operación comercial de la
cantidad mínima requerida para cada área, no podrá superar el 31 de Agosto de 2016, y se
le garantizará al inversionista durante el periodo de 15 años, contados a partir de esa fecha,
la Remuneración Anual.
 La Remuneración Anual viene a ser el importe obtenido en la oferta del adjudicatario de la
Subasta en US$/año para el correspondiente Área No Conectada a Red y su respectiva
cantidad mínima. En este sentido, las Bases indican que esta remuneración se le
garantizará al Inversionista por el cumplimiento del Contrato de Inversión, tiene carácter
firme y es aplicable durante el plazo de vigencia.
 Mediante el Decreto Supremo N° 036-2014-EM se encargó a las empresas distribuidoras la
gestión comercial del servicio de suministro, estableciéndose en dicho decreto que la
sostenibilidad financiera de la gestión comercial sería cubierta por el Cargo RER
Autónomo.
De acuerdo a lo señalado, corresponde a Osinergmin fijar el Cargo RER Autónomo en Áreas
No Conectadas a Red correspondiente al año 2015.
3. Procedimiento de Fijación
El proceso de regulación del Cargo RER Autónomo se efectuará siguiendo las etapas y plazos
establecidos en el “Procedimiento para la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para
Suministros No Convencionales” contenido en el Anexo B.4 de la Norma “Procedimientos
para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 0802012-OS/CD, de modo tal que este cargo se encuentre fijado en la misma oportunidad que los
Precios en Barra, el cronograma del procedimiento de fijación del Cargo RER Autónomo es el
siguiente:
Procedimiento para la Fijación de la Tarifa RER Autónoma en Áreas No
Conectadas a Red Año 2015
Ítem
a
b
c
d
e
f
Procesos
Publicación del Proyecto de Resolución de
Fijación y de la Relación de Información que la
sustenta, y Convocatoria a Audiencia Pública
del OSINERGMIN-GART
Audiencia Pública del OSINERGMIN-GART
Opiniones y Sugerencias respecto a la
Publicación del Proyecto de Resolución de
Fijación
Publicación de la Resolución de Fijación
Interposición de Recursos de Reconsideración
(de ser el caso)
Publicación de los Recursos de
Reconsideración y Convocatoria a Audiencia
Pública de los Recursos
Audiencia Pública para Sustentación de los
Recursos de Reconsideración
Órganos
Plazo Máximo
Fecha Límite
OSINERGMIN-GART
Primer día de mayo del
año de regulación
13-feb-15
OSINERGMIN-GART
10 días hábiles (1)
18-feb-15
Interesados
OSINERGMIN-GART
20 días hábiles
18-mar-15
OSINERGMIN-GART
30 días hábiles (2)
14-abr-15
Interesados
15 días hábiles
06-may-15
OSINERGMIN-GART
5 días hábiles
13-may-15
10 días hábiles
27-may-15
10 días hábiles
10-jun-15
OSINERGMIN-GART
Recurrentes
Interesados
Opiniones y Sugerencias sobre los Recursos de
h
Legitimados
Reconsideración
OSINERGMIN-GART
OSINERGMIN-Consejo
i
Resolución de Recursos de Reconsideración
Directivo
Publicación de las Resoluciones que resuelven
j
OSINERGMIN-GART
los Recursos de Reconsideración
Audiencias solicitadas por las Empresas
Prestadoras y las Organizaciones
Interesados
k
Representativas de Usuarios (Artículo 8° de la
Ley N° 27838)
(1) Solo se considera 3 días hábiles.
(2) Solo se considera 17 días hábiles.
g
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
5 días hábiles
17-jun-15
3 días hábiles
22-jun-15
Desde el inicio hasta el final del proceso
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4. Aspectos Relevantes
Para determinar el Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red atendidas por
Instalaciones RER Autónomas, se ha considerado: la Remuneración Anual resultante de la
subasta, los Costos de Comercialización y los Costos de Administración del Fideicomiso. Los
aspectos relevantes que se han revisado han sido los siguientes:






Para determinar los costos de comercialización, se tomaron en cuenta los costos de las
actividades de atención al usuario, impresión, reparto y cobranza de recibos para las
diferentes zonas geográficas, así mismo, se determinó el costo para las zonas Norte,
Centro y Sur. Se consideró los costos de mano de obra y rendimientos de las actividades
establecidas para la fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos
(BT8).
De acuerdo al D.S.N°036-2014-EM, las empresas de distribución tienen el encargo
especial y deben recibir una remuneración correspondiente a todos los servicios de
gestión comercial que realicen en las instalaciones RER autónomas y una compensación
económica, debido a esto, se adicionó a los costos de operación comercial para cada área
de concesión, el costo de capital de trabajo, aportes al organismo regulador y la
compensación económica correspondiente.
El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el
inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó en
cuenta el costo directo del servicio y un periodo de pago promedio de tres (3) meses.
La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital
de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio
tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la LCE.
Se consideró en las zonas Norte, Centro y Sur a la red de atención al público de las
diferentes empresas distribuidoras para el desarrollo del encargo.
Para determinar los costos asociados a la Comisión de Fiducia y de Estructuración del
Fideicomiso, se tomó como referencia la información del fideicomiso del Fondo de
Inclusión Social Energético (FISE).
5. Determinación del Cargo RER Autónomo
5.1 Costos de Instalación
Los costos totales de la instalación de las Instalaciones RER Autónomas corresponden a la
remuneración anual presentada por el adjudicatario de la subasta de suministro de electricidad
con recursos energéticos renovables en Áreas no Conectadas a Red.
Las características técnicas de los paneles fotovoltaicos a instalar se encuentran señalas en las
Bases de la Subasta, así como las fechas de puesta en operación comercial.
Como resultado de la Subasta (Acto Público de Apertura de Sobres de Oferta y Adjudicación
de la Buena Pro) llevada a cabo el 07 de noviembre de 2014, se han obtenido como
Remuneración Anual adjudicada los siguientes resultados:
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
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Área de Concesión
Zona Norte
Zona Centro
Zona Sur
Total (US$/año)
11 351 664
8 860 950
8 370 054
5.2 Modelo de Gestión
Para determinar los costos de comercialización se consideró dos modelos de gestión, uno
para el inversionista y otro para la empresa distribuidora. Esto debido a que el inversionista
operará y dará mantenimiento a los sistemas fotovoltaicos y la empresa distribuidora dará
atención a los usuarios, facturará y repartirá los recibos, así como realizará la cobranza.
5.2.1
Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista)
La empresa de referencia se define como la empresa responsable de las actividades de
operación y mantenimiento en el área de influencia de los Sistemas Fotovoltaicos, cumpliendo
con la calidad de servicios y costos eficientes.
El diseño de la empresa modelo considero los siguientes aspectos básicos:


Actividades y procesos de operación y mantenimiento.
La asignación de costos indirectos generados por la estructura.
En cada Área de concesión se plantea gestionar por Servicios Eléctricos, Sedes y Sedes de la
Concesionaria.
Área de Concesión Centro
Costa
Sierra
Selva
N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km
Area de Concesión Centro
Sede Huánuco
Servicio Eléctrico Pucallpa
Servicio Eléctrico Huánuco
Servicio Eléctrico Cerro de Pasco
Sede Lima
Servicio Eléctrico Satipo
Servicio Eléctrico La Merced
Servicio Eléctrico Huancayo
Servicio Eléctrico Huacho
Servicio Eléctrico Lima
Servicio Eléctrico Cañete
Sede Ica
Servicio Eléctrico Huancavelica
Servicio Eléctrico Ayacucho
Servicio Eléctrico Ica
Servicio Eléctrico Puquio
3947
2987
482
1468
2063
1573
1136
513
324
1009
1523
3369
4200
3066
1256
3288
1281
1357
213
1428
150
2635
1576
2073
1087
1430
81
554
1460
1326
188
31601
1326
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
12030
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Área de Concesión Sur
Costa
Sierra
Selva
N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km
Area de Concesión Sur
Sede Cusco
Servicio Eléctrico Cusco
Servicio Eléctrico Quillabamba
Servicio Eléctrico Abancay
Servicio Eléctrico Sicuani
Servicio Eléctrico Puerto Maldonado
Sede Puno
Servicio Eléctrico Azángaro
Servicio Eléctrico Juliaca
Servicio Eléctrico Puno
Sede Arequipa
Servicio Eléctrico Camaná
Servicio Eléctrico Arequipa
Servicio Eléctrico Tacna
5703
2559
3593
2016
391
2559
1969
2518
491
3701
4188
3605
838
413
629
383
39
155
2921
464
776
264
63
715
1680
2001
1032
2086
695
38895
617
857
5184
Área de Concesión Norte
Costa
Sierra
Selva
N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km
Area de Concesión Norte
Sede Trujillo
Servicio Eléctrico Piura
Servicio Eléctrico Chiclayo
Servicio Eléctrico Chota
Servicio Eléctrico Cajamarca
Servicio Eléctrico Trujillo
Servicio Eléctrico Caraz
Servicio Eléctrico Huaraz
Servicio Eléctrico Recuay
Sede Tarapoto
Servicio Eléctrico Amazonas
Servicio Eléctrico Chachapoyas
Servicio Eléctrico Tarapoto
Servicio Eléctrico Juanjuí
Servicio Eléctrico Iquitos
1659
2069
182
385
1572
242
139
269
174
108
440
346
2515
3438
1461
3451
3449
3834
1212
1125
1392
210
855
6799
3044
3014
1634
3045
23728
701
2902
903
2574
960
1636
2467
24473
546
1047
Se clasificaron de acuerdo a las distancias en kilómetros (Km) de cada servicio eléctrico,
considerándose para la región geográfica Costa- Sierra sistemas fotovoltaicos a distancias de:
50 Km, 100 Km y 200 Km. Para la región geográfica Selva se consideró distancias de: 50
Km, 100 Km, 200 Km, 500 Km y 700 Km.
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
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La ubicación geográfica de las áreas de concesión, se muestran a continuación:
Servicios Eléctricos de las Sedes: Trujillo / Tarapoto – ZONA NORTE
Servicios Eléctricos de las Sedes: Huánuco / Lima / Ica – ZONA CENTRO
.
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
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Servicios Eléctricos de las Sedes: Cusco / Puno / Arequipa – ZONA SUR
5.2.2 Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras
Las empresas de distribución eléctrica serán las encargadas de la gestión comercial referente a
la atención, facturación, reparto y cobranza para todos los usuarios en las áreas no conectadas
a Red.
Para el área de Concesión Norte, las empresas distribuidoras encargadas y el número de
sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente:
Empresas Distribuidoras para Zona Norte
Area de Concesión Norte
ELECTRO NOR-OESTE
Servicio Eléctrico Piura-Electro Noroeste
ELECTRO NORTE
Servicio Eléctrico Chiclayo- Electro Norte
Servicio Eléctrico Chota-Electro Norte
Servicio Eléctrico Cajamarca- Electro Norte
Servicio Eléctrico Amazonas-Electro Norte
Servicio Eléctrico Chachapoyas- Electro Norte
HIDRANDINA
Servicio Eléctrico Trujillo-Hidrandina
Servicio Eléctrico Caraz-Hidrandina
Servicio Eléctrico Huaraz- Hidrandina
Servicio Eléctrico Recuay-Hidrandina
ELECTRO ORIENTE
Servicio Eléctrico Tarapoto- Electro Oriente
Servicio Eléctrico Juanjuí- Electro Oriente
Servicio Eléctrico Iquitos- Electro Oriente
Sierra
2044
1652
SE-2500
2069
182
346
2515
3438
210
855
SE-2500
SE-2500
SE-4000
SE-6000
SE-4000
1854
242
139
269
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Selva
Amazonia
Ley 27037
Costa
6341
3014
2586
4843
3449
3834
Clasificación
SE-SC-4000
SE-6000
SE-4000
SE-4000
2268
1974
3317
2268
1974
3317
SE-S-6000
SE-4000
SE-6000
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Para el área de Concesión Centro, las empresas distribuidoras encargadas y el número de
sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente:
Empresas Distribuidoras para Zona Centro
Area de Concesión Centro
Costa
ELECTRO UCAYALI
Servicio Eléctrico Pucallpa- Electro Ucayali
ELECTRO CENTRO
Servicio Eléctrico Satipo- Electro Centro
Servicio Eléctrico La Merced- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huancayo- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huánuco-Electro Centro
Servicio Eléctrico Cerro de Pasco- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huancavelica- Electro Centro
Servicio Eléctrico Ayacucho-Electro Centro
ADINELSA
Servicio Eléctrico Huacho-Adinelsa
Servicio Eléctrico Lima-Adinelsa
Servicio Eléctrico Cañete-Adinelsa
Servicio Eléctrico Ica-Adinelsa
Servicio Eléctrico Puquio-Adinelsa
Sierra
482
2022
5228
2987
4200
4526
513
324
1009
1523
Selva
Amazonia
Ley 27037
1936
1936
4146
3649
Clasificación
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-S-6000
SE-4000
SE-4000
SE-4000
363
2063
1573
1136
3908
3476
SE-2500
SE-SC-4000
SE-2500
SE-S-4000
SE-4000
Para el área de Concesión Sur, las empresas distribuidoras encargadas y el número de
sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente:
Empresas Distribuidoras para Zona Sur
Area de Concesión Sur
Costa
ELECTRO SUR ESTE
Servicio Eléctrico Cusco-Electro SurEste
Servicio Eléctrico Quillabamba-Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Abancay- Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Sicuani- Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Electro Sur Este
ELECTRO PUNO
Servicio Eléctrico Azángaro-Electro Puno
Servicio Eléctrico Juliaca-Electro Puno
Servicio Eléctrico Puno- Electro Puno
SEAL
Servicio Eléctrico Camaná-Seal
Servicio Eléctrico Arequipa- Seal
ELECTRO SUR
Servicio Eléctrico Tacna- Electro Sur
Sierra
Selva
5703
2559
5562
4534
391
2559
554
4416
4188
5606
1680
Amazonia
Ley 27037
Clasificación
SE-SC-6000
SE-6000
SE-6000
SE-4000
SE-2500
SE-6000
SE-4000
SE-S-6000
1685
452
1649
2862
SE-2500
SE-S-4000
784
1816
SE-2500
A continuación se muestra un resumen de los puntos de atención a cargo de las distribuidoras
en cada área de concesión.
Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Norte
Area de Concesión
Norte
Electronorte
N° de puntos de
atención
27
Hidrandina
Electro Oriente
185
Electronoroeste
78
134
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
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Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Centro
Area de Concesión
Centro
Electrocentro
N° de puntos de
atención
9
Adinelsa
ElectroUcayali
33
3
Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Sur
Area de Concesión
Sur
Seal
N° de puntos de
atención
20
ElectroSurEste
ElectroSur
11
ElectroPuno
2
4
La determinación de los costos de comercialización por área de concesión se sustenta en la
cantidad de SFV que tendrán las empresas distribuidoras bajo su responsabilidad por región
geográfica.
A continuación, se muestra la representación de los puntos de atención en cada una de las
áreas de concesión.
Puntos de atención de las Empresas Distribuidoras Zona Norte
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
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Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Centro
Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Sur
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
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5.3 Costos de Comercialización
Los costos de comercialización considerarán los costos eficientes para la prestación del
servicio comercial de atención al usuario, facturación, reparto y cobranza, que será realizada
por las empresas distribuidoras que actualmente tienen sus sedes operativas en las Áreas no
Conectadas a Red, operan en cada una de las áreas no conectadas a red utilizando la
infraestructura física (terrenos y edificios) y operativa (equipos, sistemas de información) con
que cuentan y la red de centros de atención.
La atención al usuario y facturación estará a cargo de la sede principal y subsedes que tiene
actualmente cada empresa distribuidora, se considera que las actividades de reparto y
cobranza este a cargo del personal de terceros, que por lo general, es realizado por personal
local.
El Proceso de Atención al Usuario comprende los siguientes aspectos:
 Reclamos generales de usuarios en relación a las instalaciones RER autónomas, los cuales
serán atendidos en la red de centros de atención de las empresas distribuidoras.
Se ha considerado que la verificación de la operatividad se realizará a través de la red de
atención a los usuarios donde se recibirá el reporte de fallas y se canalizará al inversionista,
por lo que el costo asociado a esta actividad es reconocido en el rubro de atención al cliente.
El Proceso de Facturación e Impresión comprende las siguientes actividades:
 La facturación e impresión de los recibos de pago a cargo de la sede central.
El Proceso de Reparto y Cobranza comprende las siguientes actividades:
 El reparto de recibos se realizará de forma trimestral, en forma adelantada, con cupones
mensuales, donde el usuario podrá pagar el recibo el mes correspondiente.
 Realizar la cobranza en los puntos de atención más cercanos al domicilio de los usuarios.
Para determinar los costos de éstas actividades se ha realizado el análisis de costos unitarios,
cuyos resultados son los siguientes:
Costa Total de Comercialización para Región Costa (US$/año)
Costos
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Costa
Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Costa
Reparto y Cobranza Sin Movilidad - Costa
Unitar. US$
0.305
0.013
0.624
1.118
0.749
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Metrado
Mensual
3,500
3,500
1,400
1,050
1,050
US$/.año
Anual
42,000
42,000
5,600
4,200
4,200
12,810.00
546.00
3,494.40
4,695.60
3,145.80
Total (US$-año)
24,691.80
C.U. Costa
(US$/usu.-año)
7.055
%
Costos
Incidencia
51.88%
2.21%
14.15%
19.02%
12.74%
Unitar. S/.
0.91
0.04
1.87
3.34
2.24
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Costo Total de Comercialización Región Sierra ( US$/año)
Costos
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Sierra
Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Sierra
Reparto y Cobranza- Sin Movilidad - Sierra
Unitar. US$
0.305
0.013
0.72
1.398
0.864
Metrado
Mensual
3,500
3,500
1,225
1,225
1,050
US$/.año
Anual
42,000
42,000
4,900
4,900
4,200
12,810.00
546.00
3,528.00
6,850.20
3,628.80
Total (US$-año)
27,363.00
C.U. Sierra
(US$/usu.-año)
7.818
%
Costos
Incidencia
46.82%
2.00%
12.89%
25.03%
13.26%
Unitar. S/.
0.91
0.04
2.15
4.18
2.58
Costo Total de Comercialización Región Selva (US$/año)
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva
Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva
Costos
Metrado
Unitar. US$
Mensual
Anual
0.305
0.013
0.480
0.576
3,500
3,500
1,400
2,100
42,000
42,000
5,600
8,400
Total (US$-año)
C.U. Selva
(US$/usu.-año)
US$/.año
12,810.00
546.00
2,688.00
4,838.40
%
Costos
Incidencia
Unitar. S/.
61.34%
2.61%
12.87%
23.17%
0.91
0.04
1.43
1.72
20,882.40
5.966
Para las empresas distribuidoras que tendrán bajo su responsabilidad áreas correspondientes a
Amazonía, se le incremento un 2% a los recursos de transporte y equipos, según Ley
N°27037.
Costo Total de Comercialización Región Selva-Amazonia. Ley N°27037 (US$/año)
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva (Amazonia- Ley 27037)
Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva ( Amazonia-Ley 27037)
Costos
Unitar. US$
0.305
0.013
0.576
0.484
Mensual
3,500
3,500
2,100
1,400
Metrado
Anual
42,000
42,000
8,400
5,600
Total (US$-año)
C.U. Selva
(US$/usu.-año)
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
US$/.año
12,810.00
546.00
4,838.40
2,710.40
20,904.80
%
Incidencia
61.34%
2.61%
23.17%
12.98%
5.973
Página 12 de 24
Costos
Unitar. S/.
0.91
0.04
1.72
1.45
Los costos totales por cada área de concesión en las zonas Norte, Centro y Sur, y el número
de usuarios a cargo de las empresas distribuidoras, son los siguientes:
Costo Total de Comercialización (US$/año) por Área de Concesión Norte y por empresas distribuidoras
Area de Concesión Norte
ELECTRO NOROESTE
Servicio Eléctrico Piura
ELECTRONORTE
Servicio Eléctrico Chiclayo
Servicio Eléctrico Chota
Servicio Eléctrico Cajamarca
Servicio Eléctrico Amazonas
Servicio Eléctrico Chachapoyas
HIDRANDINA
Servicio Eléctrico Trujillo
Servicio Eléctrico Caraz
Servicio Eléctrico Huaraz
Servicio Eléctrico Recuay
ELECTROORIENTE
Servicio Eléctrico Tarapoto
Servicio Eléctrico Juanjuí
Servicio Eléctrico Iquitos
Clasificación
SE-2500
SE-2500
SE-2500
SE-4000
SE-6000
SE-4000
SE-SC-4000
SE-6000
SE-4000
SE-4000
SE-S-6000
SE-4000
SE-6000
N° SFV
55,000
3,696
3,696
18,970
2,415
2,697
3,438
6,551
3,869
17,216
4,440
5,085
3,588
4,103
15,118
4,536
3,948
6,634
$ - C.Comercialización.-año
US $- año
US $ / SFV
379,531
6.901
27,336
7.396
27,336
7.396
129,264
6.814
17,302
7.164
20,946
7.767
26,878
7.818
39,472
6.025
24,666
6.375
132,684
7.707
33,297
7.499
39,570
7.782
27,945
7.788
31,872
7.768
90,247
5.970
27,078
5.970
23,568
5.970
39,602
5.970
Costo Total de Comercialización(US$/año) por Área de Concesión Centro y por empresas distribuidoras
Area de Concesión Centro
ELECTRO UCAYALI
Servicio Eléctrico Pucallpa
ELECTRO CENTRO
Servicio Eléctrico Satipo
Servicio Eléctrico La Merced
Servicio Eléctrico Huancayo
Servicio Eléctrico Huánuco
Servicio Eléctrico Cerro de Pasco
Servicio Eléctrico Huancavelica
Servicio Eléctrico Ayacucho
ADINELSA
Servicio Eléctrico Huacho
Servicio Eléctrico Lima
Servicio Eléctrico Cañete
Servicio Eléctrico Ica
Servicio Eléctrico Puquio
Clasificación
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-S-6000
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-SC-4000
SE-2500
SE-S-4000
SE-4000
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
N° SFV
47,000
3,872
3,872
27,603
4,146
4,131
2,022
5,591
2,987
4,200
4,526
15,525
2,576
1,897
2,145
5,431
3,476
$ - C.Comercialización.-año
US $- año
US $ / SFV
342,609
7.290
23,114
5.970
23,114
5.970
200,692
7.271
24,735
5.966
25,538
6.182
15,808
7.818
43,038
7.698
23,352
7.818
32,836
7.818
35,384
7.818
118,804
7.652
19,748
7.666
14,584
7.688
16,000
7.459
41,298
7.604
27,175
7.818
Página 13 de 24
Costo Total de Comercialización(US $/año) por Área de Concesión Sur y por empresas distribuidoras
Area de Concesión Sur
ELECTRO SUR ESTE
Servicio Eléctrico Cusco
Servicio Eléctrico Quillabamba
Servicio Eléctrico Abancay
Servicio Eléctrico Sicuani
Servicio Eléctrico Puerto Maldonado
ELECTRO PUNO
Servicio Eléctrico Azángaro
Servicio Eléctrico Juliaca
Servicio Eléctrico Puno
SEAL
Servicio Eléctrico Camaná
Servicio Eléctrico Arequipa
ELECTROSUR
Servicio Eléctrico Tacna



Clasificación
SE-SC-6000
SE-6000
SE-6000
SE-4000
SE-2500
SE-6000
SE-4000
SE-S-6000
SE-2500
SE-S-4000
SE-2500
N° SFV
50,314
21,862
6,094
5,118
5,562
4,534
554
15,890
6,096
4,188
5,606
9,962
6,648
3,314
2,600
2,600
$ - C.Comercialización.-año
US $- año
US $ / SFV
355,617
7.068
164,428
7.521
46,919
7.699
35,273
6.892
43,484
7.818
35,447
7.818
3,305
5.966
121,117
7.622
44,547
7.308
32,742
7.818
43,828
7.818
50,344
5.054
24,780
3.727
25,564
7.714
19,729
7.588
19,729
7.588
El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el
inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó en
cuenta el costo directo del servicio y un tiempo de pago promedio de tres (3) meses, a una
tasa mensual de 0,9489%.
De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, en su articulo N°31, los aportes del
organismo regulador son el 1% de las ventas totales, para su determinación se tomo como
base el costo directo del servicio.
La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital
de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio
tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la LCE,
resultando en un 5.72% de los costos directos.
El costo total de comercialización, incluyendo la compensación económica establecida en el
D.S. N° 036-2014-EM, se presenta en los siguientes cuadros:
Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Norte
Area Concesión Norte
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador (1% )
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
US$/SFV
6.901
0.395
0.070
0.395
7.761
426,871
Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Centro
Area Concesión Centro
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador (1% )
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
US$/SFV
7.290
0.418
0.070
0.418
8.190
384,930
Página 14 de 24
Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Sur
Area Concesión Sur
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador(1% )
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
US$/SFV
7.068
0.405
0.070
0.405
7.948
373,549
5.4 Costos de Administración del Fideicomiso
Los costos asociados para la estructuración de operaciones y funcionamiento del Fideicomiso
son los siguientes:




Comisión de Estructuración.
Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos.
Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos
Bancarios, Otros.
Comisión de Fiducia.
Se realizó un análisis de los costos anuales asociados al personal y los gastos principales para
la administración del fideicomiso, los resultados se muestra en el siguiente cuadro:
Costo Anual (US $/año) para la Administración del Fideicomiso
Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso
Comisión de Estructuración (Pago por única vez)*
Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos (Pago
por única vez).*
Comisión de Fiducia (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido).
Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos
Bancarios, Otros (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido)
Total US $/año
COSTO UNITARIO ANUAL TOTAL aFDC (US$/SFV)
US $/año
1 672,80
736,03
37 898,96
85 730,61
126 038,41
0,83
* Valores referenciales del Informe FISE COFIDE, Gerencia de Fideicomisos y Comisiones de Confianza-Agosto 2014.
5.5 Cargo RER Autónomo
El cargo RER autónomo que asegura la remuneración de todos los servicios involucrados con
las instalaciones RER autónomas incluye: Remuneración Anual (monto de la oferta del
adjudicatario), Costos de Comercialización del Distribuidor (atención, facturación, reparto y
cobranza) y Costos de Administración del Fideicomiso.
5.5.1
Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario
Los costos a ser considerados en el cálculo tarifario son los siguientes:
 Remuneración Anual: comprende el monto de la oferta económica del adjudicatario y
comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y
reposición de los componentes de las instalaciones RER autónomas.
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Página 15 de 24
 Costo de Comercialización: comprende los costos asociados a las actividades de atención
al usuario, impresión de facturas, reparto y cobranza.
 Costos de Administración del Fideicomiso: comprende los gastos pre operativos y
operativos del fideicomiso, así como las comisiones por la estructuración y de fiducia.
La fórmula a aplicar es la siguiente:
ó
donde:
Costo Anual Unitario de Inversión (CUT): es igual a la cifra consignada por el
adjudicatario (oferta económica) dividida por la cantidad mínima requerida ponderada
(cantidad mínima Tipo 1 + cantidad mínima Tipo 2 multiplicada por cinco + cantidad
mínima Tipo 3 multiplicada por diez) de las instalaciones RER autónomas.
De acuerdo a lo establecido en el anexo 3 del Contrato de Inversión para el suministro de
electricidad RER en Áreas No conectadas a Red, se considera que debido a que se solo se
conoce el monto global de la oferta del adjudicatario, se ha tomado como referencia que
para el cálculo de la tarifa un 50% corresponde al costo de Inversión (CAPEX) y el otro
50% corresponderá al costo de operación y mantenimiento, así como está establecido en
las fórmulas de actualización de la Remuneración Anual. Podemos decir, que el Valor
Nuevo de Reemplazo (VNR) de cada instalación tipo, se obtendrá de dividir el CUT
correspondiente al costo de inversión CAPEX entre el Factor de Recuperación de Capital,
la cual considera flujos anuales para un período de 15 años y una tasa de actualización de
12%.
aCC: costo anual de comercialización (atención al usuario, facturación, reparto y
cobranza), asignado a las instalaciones RER autónomas.
aCAF: costo anual de administración del fideicomiso asignado a las instalaciones RER
autónomas.
Luego, se determina el total del costo mensual de todas las inversiones requeridas por el
sistema fotovoltaico, mediante la siguiente formula:
ó
/12 Dónde:
m CUT CAPEX/ OPEX : es la mensualidad correspondiente a las inversiones y operación
y mantenimiento de la instalación, para los doce meses del año, con una tasa efectiva
mensual de 0.9489%, para lo cual se aplica al Costo Anual Unitario de Inversión (CUT
CAPEX-OPEX) por un factor de amortización de capital (0,079073)
mCC: costo mensual de comercialización de los sistemas fotovoltaicos (atención al cliente,
facturación, reparto y cobranza), asignado al sistema fotovoltaico individual.
mCAF: costo mensual de la administración del fideicomiso asignado al sistema
fotovoltaico individual.
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Página 16 de 24
5.6 Resultados del Cargo RER Autónomo
Para el cálculo tarifario se consideró una tasa de actualización de 12% anual y un período de
15 años para la recuperación de la inversión, de conformidad con la LGER y su reglamento.
El Costo Total Unitario de Inversión se calculó considerando las fórmulas descritas en el
contrato de inversión. La mensualidad de la inversión y de operación y mantenimiento fue
calculada con el Factor de Amortización de Capital de 0.079073 (tasa mensual equivalente a
la tasa anual y un periodo de 12 meses). La tasa de cambio considerada es de 2.989 (S/./US$)
al 31/12/2014.
5.6.1.1 Cargo RER Autónomo - Zona Norte
ZONA NORTE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
)
SFV- CAPEX
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
)
SFV-CAPEX
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
)
SFV OPEX
565.17
2,825.83
US$/año
82.98
414.90
5,651.66
829.80
US$/año
82.98
414.90
829.80
7.76
US$/año
7.76
7.76
US$/año
0.83
0.83
0.83
US$/año
174.55
838.39
1,668.19
US$/mes
6.56
32.81
65.61
US$/mes
6.56
32.81
65.61
US$/mes
0.65
0.65
0.65
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.84
66.34
131.94
Total Costo Mensual
S.//mes
41.37
198.29
394.37
Costo Anual de Comercialización (aCC
SFV
)
Tipo 3- 850
US$/año
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
)
SFV
Total Costo Anual
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT
SFV CAPEX
)
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
SFV OPEX
)
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
SFV
)
5.6.1.2 Cargo RER Autónomo - Zona Centro
ZONA CENTRO
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR SFV- CAPEX )
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
SFV-CAPEX
)
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
Costo Anual de Comercialización (aCC
SFV
US$/año
)
SFV OPEX
)
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
)
SFV
Total Costo Anual
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX )
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
SFV OPEX
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
SFV
)
)
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
554.95
2,774.75
Tipo 3- 850
5,549.50
US$/año
81.48
407.40
814.80
US$/año
81.48
407.40
814.80
US$/año
8.19
8.19
8.19
US$/año
0.83
0.83
0.83
US$/año
US$/mes
US$/mes
171.98
6.44
6.44
823.82
32.21
32.21
1,638.62
64.43
64.43
US$/mes
0.68
0.68
0.68
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.63
65.17
129.61
Total Costo Mensual
S.//mes
40.74
194.80
387.41
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Página 17 de 24
5.6.1.3 Cargo RER Autónomo - Zona Sur
ZONA SUR
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR SFV- CAPEX )
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
SFV-CAPEX
US$/año
)
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
Costo Anual de Comercialización (aCC
SFV
)
SFV OPEX
)
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
)
SFV
Total Costo Anual
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT
)
SFV CAPEX
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
)
SFV OPEX
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
)
SFV
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
548.41
2,742.06
Tipo 3- 850
5,484.12
US$/año
80.52
402.60
805.20
US$/año
80.52
402.60
805.20
US$/año
7.95
7.95
7.95
US$/año
0.83
0.83
0.83
1,619.18
US$/año
169.82
813.98
US$/mes
6.37
31.83
63.67
US$/mes
6.37
31.83
63.67
US$/mes
0.66
0.66
0.66
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.47
64.39
128.07
Total Costo Mensual
S.//mes
40.26
192.46
382.80
5.7 Tarifa RER Autónoma
Para efectos de la aplicación del FOSE, primero se ha calculado el cargo por energía
equivalente, debido a que cada tipo de instalación RER autónoma, pone a disposición de los
usuarios una energía promedio estimada disponible mensual menor a 100 kW.h/mes, el
resultado se presenta en el cuadro siguiente:
Potencia Instalada y Energía Promedio Estimada Disponible por Instalación Autónoma
Instalación Autònoma
Tipo 1
Tipo 2
Tipo 3
Tensión de Serv icio
12 V DC
220 V AC
220 V AC
Potencia Instalada ( Wp)
Energía Promedio Estimada
85
425
850
8.76
43.78
87.57
Disponible ( Kw .h/mes)
Los valores de descuento del descuento del FOSE, aplicables a los usuarios de los sistemas
fotovoltaicos es el siguente:
Tabla de Reducción Tarifaria establecida por la Ley Nº 27510 (FOSE)
Reducción
Reducción
tarifaria para
tarifaria para
consumos
consumos
Usuario
Sector
menores o
mayores a 30
iguales a 30
kw.h/mes hasta
kw.h/mes
100 kw.h/mes
80% del cargo de 24 kw.h/mes por
Sistema Aislado
Urbano-Rural y Rural
energía
cargo de energía
Para efectos de la reducción tarifaria establecida por el FOSE, en la Tarifa RER Autónoma se
calculó el Cargo por Energía Equivalente, el cual deberá multiplicarse por la energía
promedio estimada disponible por el tipo de instalación, y así aplicar las reducciones tarifarias
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Página 18 de 24
correspondientes a cada rango de consumo, lo que se traduciría en un cargo fijo mensual al
usuario.
Para los usuarios residenciales, la reducción tarifaria sería de 80% del cargo de energía ya que
su consumo promedio es de 8.76 Kw.h/mes..
5.7.1.1 Cálculo Tarifario para Zona Norte-Aplicación FOSE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Energía Promedio Estimada Disponible
85 Wp
kWh.mes
8,76
cUS$/kW.h
158,05
SIN SUBSIDIO
Cargo por Energía Equiv alente
Cargo Fijo Mensual
US$/mes
13,84
ctm S/./kW.h
472,44
Cargo Fijo Mensual
S/./mes
41,37
CON SUBSIDIO FOSE
Cargo Fijo Mensual
US$/mes
2,77
ctm S/./kW.h
S/./mes
94,49
8,27
Cargo por Energía Equiv alente
0-30 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual por Energía
Cargo Fijo Mensual
5.7.1.2 Cálculo Tarifario para Zona Centro-Aplicación FOSE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Energía Promedio Estimada Disponible
SIN SUBSIDIO
Cargo por Energía Equiv alente
Cargo Fijo Mensual
85 Wp
kWh.mes
8,76
cUS$/kW.h
155,65
US$/mes
13,63
ctm S/./kW.h
465,24
Cargo Fijo Mensual
S/./mes
40,74
CON SUBSIDIO FOSE
Cargo Fijo Mensual
US$/mes
2,73
ctm S/./kW.h
93,05
S/./mes
8,15
Cargo por Energía Equiv alente
0-30 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual por Energía
Cargo Fijo Mensual
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Página 19 de 24
5.7.1.3 Cálculo Tarifario para Zona Sur- Aplicación FOSE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
85 Wp
Energía Promedio Estimada Disponible
kWh.mes
8,76
cUS$/kW.h
153,83
US$/mes
13,47
ctm S/./kW.h
459,76
S/./mes
40,26
US$/mes
2,69
ctm S/./kW.h
91,95
S/./mes
8,05
SIN SUBSIDIO
Cargo por Energía Equiv alente
Cargo Fijo Mensual
Cargo por Energía Equiv alente
Cargo Fijo Mensual
CON SUBSIDIO FOSE
Cargo Fijo Mensual
0-30 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual por Energía
Cargo Fijo Mensual
5.8 Cargos de Corte y Reconexión
Las actividades de corte y reconexión en las Instalaciones RER Autónomas estarán a cargo
del Inversionista. Al igual que en los sistemas convencionales, el corte del servicio se
realizará cuando el usuario no realiza el pago por dos meses, la empresa distribuidora emitirá
la orden de corte correspondiente para su ejecución por el inversionista. La reconexión será
realizada cuando el usuario cancele las facturas retrasadas de su servicio y la empresa
distribuidora emita la orden de reconexión correspondiente. Las actividades de corte y
reconexión se realizarán en conjunto con las actividades de mantenimiento preventivo o
correctivo, debido a las distancias y dispersión de los usuarios.
Los cargos de corte y reconexión que se aplicarán de acuerdo a las condiciones que se indican
son los siguientes:
Cargo de Corte y Reconexión (US $/ usuario)
Cargo (US$)
Corte
Reconexión
Norte
2.03
2.60
Centro
1.89
2.39
Sur
1.77
2.22
Cargos de Corte y Reconexión (S./ usuario)
Cargo (S./)
Corte
Reconexión
Norte
6,07
7,77
Centro
5,65
7,14
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Sur
5,29
6,64
Página 20 de 24
5.9 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma
Cargo RER Autónomo
El Cargo RER Autónomo se aplicará a los suministros con Instalaciones RER Autónomas
ubicadas en las Áreas No Conectadas a Red, que serán instaladas por el Inversionista como
consecuencia de Primera Subasta para el Suministro de Energía en Áreas No Conectadas a
Red realizado, de acuerdo al Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas
No Conectadas a Red, aprobado con Decreto Supremo N° 020-2013-EM.
El cargo se aplicará mensualmente considerando la energía promedio mensual disponible para
cada tipo de módulo.
La Tarifa RER Autónoma tiene carácter de máxima de conformidad con la Ley N° 28749,
Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo
N° 025-2007-EM, y no incluye el Impuesto General a las Ventas (IGV), aplicable a usuario
final por la prestación del servicio eléctrico. En el caso de la aplicación de las tarifas para las
Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037, Ley de Promoción de la Inversión
en la Amazonía, no corresponde el gravamen del IGV a usuario final por la prestación del
servicio eléctrico.
Asimismo, para la aplicación de la Tarifa RER Autónoma, se deberá cumplir con las
disposiciones previstas por la Ley N° 27510, Ley del Fondo de Compensación Social
Eléctrica (FOSE), y sus modificatorias, así como aquellas previstas en la Norma Opciones
Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final, aprobada por la
Resolución OSINERGMIN N° 206-2013-OS/CD.
La facturación y reparto de los recibos o facturas se efectuará en forma trimestral, mientras
que la cobranza se efectuará de forma mensual.
Las empresas operadoras de sistemas fotovoltaicos para la atención de suministros de energía
eléctrica, a efectos de la aplicación y uso del FOSE, deberán seguir los criterios y
procedimientos dispuestos en el Texto Único Ordenado de la Norma “Procedimiento de
Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)” aprobado con Resolución
OSINERGMIN N° 689-2007-OS/CD, o la norma que lo sustituya.
Corte y Reconexión
El Inversionista podrá efectuar el corte inmediato del servicio eléctrico (bloqueo o
desconexión del controlador), sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las
autoridades competentes, cuando estén pendientes de pago facturaciones, debidamente
notificadas de dos o más meses derivados de la prestación del servicio.
La reconexión sólo se efectuará cuando el usuario haya abonado al Inversionista el importe de
las facturaciones pendientes de pago, así como los cargos por corte y reconexión.
Las actividades de corte y reconexión se realizarán en la oportunidad que corresponda realizar
actividades técnicas de acuerdo a los programas de visitas técnicas.
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Página 21 de 24
Retiro del Sistema Fotovoltaico
El Inversionista podrá efectuar el retiro del sistema fotovoltaico, sin necesidad de aviso previo
al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes, en los casos siguientes:
a)
Cuando la situación de falta de pago se haya prolongado por un periodo superior a seis
(6) meses.
b) Cuando se haya vulnerado, alterado o intervenido sin autorización cualquiera de los
equipos, componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico.
c) Cuando se haya conectado equipos que no cuenten con las características técnicas
indicadas por el Inversionista o que excedan la carga de diseño del sistema fotovoltaico.
d) Cuando se haya producido el robo o sustracción de cualquiera de los equipos,
componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico.
El Inversionista podrá utilizar los equipos, componentes o instalaciones internas retirados para
la atención de nuevos usuarios.
6. Resultados
A continuación, se muestra los resultados consolidados del Cargo RER Autónomo para
Suministros en Áreas No Conectadas a Red.
Resultados del Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red (S./mes)-Sin IGV
Cargo RER Autónomo
Instalación RER Autónoma
Area de Concesión
Zona
Tipo 1- 85 Wp
S./ mes
Tipo 2- 425 Wp
S./ mes
Tipo 3- 850 Wp
S./ mes
Norte
Centro
Sur
Promedio
41,37
40,74
40,26
40,79
198,29
194,80
192,46
195,18
394,37
387,41
382,80
388,19
Los resultados consolidados de la propuesta para la Tarifa RER Autónoma aplicando la
reducción tarifaria establecida en la Ley N°27510 (FOSE) para Suministros en Áreas No
Conectadas a Red, son los siguientes:
Propuesta de la Tarifa RER Autónoma con Mecanismos de Compensación FOSE (S./mes)-Sin IGV
Area de Concesión
Zona
Norte
Centro
Sur
Promedio
Instalación RER Autónoma
Tipo 1- 85 Wp
S./ mes
8,27
8,15
8,05
8,16
Tipo 2- 425 Wp
S./ mes
89,59
88,02
86,96
88,19
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Tipo 3- 850 Wp
S./ mes
286,28
281,23
277,88
281,80
Página 22 de 24
De conformidad con lo establecido en el numeral 17.3 del Reglamento para la Promoción de
la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red se aplicará el valor promedio para cada
tipo de Instalación RER Autónoma.
Los resultados consolidados de los cargos de corte y reconexión por cada área de concesión,
son los siguientes:
Cargos de Corte y Reconexión (S./usuario)
Cargo (S./)
Corte
Reconexión
Norte
6,07
7,77
Centro
5,65
7,14
Sur
5,29
6,64
Lima, 06 de febrero de 2015
[lgrajeda]
Firmado por: GRAJEDA PUELLES Luis Enrique
(FAU20376082114)
Oficina: GART - San Borja
Cargo: Gerente División de Distribución
Eléctrica
Fecha: 2015.02.06 19:20:54
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Página 23 de 24
7. Anexo
Anexo:
Informe para la Determinación del Cargo RER en Áreas No Conectadas a
Red
Fijación del Cargo RER Autónomo – Publicación Proyecto de Resolución
Página 24 de 24
DETERMINACIÓN DE LA TARIFA Y
MECANISMOS DE REMUNERACIÓN PARA
SUMINISTROS EN ÁREAS NO
CONECTADAS A RED
C.L.S Nº 021-2014
SEGUNDO INFORME
Febrero - 2015
Lima - Perú
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
DETERMINACIÓN DE LA TARIFA Y MECANISMOS DE
REMUNERACIÓN PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO
CONECTADAS A RED
ÍNDICE
1
RESUMEN EJECUTIVO
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
2
3
INTRODUCCIÓN
INFORMACIÓN TÉCNICA DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
3.1
3.2
3.3
3.4
4
13
15
Instalación RER Autóma Tipo 1 (Viviendas): ............................................................................................ 17
3.1.1 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 1( Viviendas): .............................................. 17
Instalación Autónoma Tipo 2 (Entidades de Salud): ................................................................................ 19
3.2.1 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 2(Entidades de Salud): ................................ 20
Instalación Autónoma Tipo 3 (Escuelas): ................................................................................................. 21
3.3.1 Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 3 (Escuelas): ............................................... 21
Componentes Principales de las Instalaciones Autónomas atendidos por Sistemas Fotovoltaicos ........ 24
3.4.1 Panel Solar ................................................................................................................................... 24
3.4.2 Bateria Solar................................................................................................................................. 27
3.4.3 Lámparas ..................................................................................................................................... 31
3.4.4 Controlador de Carga ................................................................................................................... 32
3.4.5 Inversor ........................................................................................................................................ 33
3.4.6 Gabinete Metálico ........................................................................................................................ 34
3.4.7 Cables de Conexión ..................................................................................................................... 34
3.4.8 Accesorios de Conexión y Montaje .............................................................................................. 36
MODELO DE GESTIÓN DE CONCESIONARIAS Y EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
4.1
4.2
5
6
7
5
Objetivo....................................................................................................................................................... 5
Antecedentes .............................................................................................................................................. 5
Marco Legal ................................................................................................................................................ 7
Alcances del Informe .................................................................................................................................. 8
Tarifa Recursos Energéticos Renovables para Àreas No Conectadas a Red ............................................ 8
Resumen de los Aspectos Relevantes ....................................................................................................... 8
Resultados del Cargo RER Autónomo ..................................................................................................... 10
Conclusiones ............................................................................................................................................ 11
Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma ........................................................................... 12
Cargos de Corte y Reconexión ................................................................................................................. 12
Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) ............................................................ 37
Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras ................................................................................. 40
COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN
COSTOS DE ADMINISTRACIÓN DE FIDEICOMISO
DETERMINACIÓN DE LA TARIFA (CARGO RER AUTÓNOMO)
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
37
44
48
50
Introducción .............................................................................................................................................. 50
Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario ............................................................................................... 50
Cálculo Tarifario........................................................................................................................................ 51
7.3.1 Cálculo Tarifario para Zona Norte ................................................................................................ 51
7.3.2 Cálculo Tarifario para Zona Centro .............................................................................................. 51
7.3.3 Cálculo Tarifario para Zona Sur ................................................................................................... 52
Fórmulas de Actualización de la Remuneración Anual............................................................................. 52
7.4.1 Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente a la inversión (CAPEX) ......... 52
7.4.2 Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente al Costo de Operación y
Mantenimiento (OPEX) ................................................................................................................ 52
Propuesta de Subsidios ............................................................................................................................ 53
Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) ................................................................................... 53
PRICONSA
Página 1 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
7.7
8
CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN
8.1
8.2
9
10
7.6.1 Cálculo Tarifario para Zona Norte-Aplicación FOSE .................................................................... 54
7.6.2 Cálculo Tarifario para Zona Centro-Aplicación FOSE .................................................................. 55
7.6.3 Cálculo Tarifario para Zona Sur- Aplicación FOSE ...................................................................... 55
Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma ........................................................................... 55
56
Actividades de Corte................................................................................................................................. 56
Actividades de Reconexión ...................................................................................................................... 56
CONCLUSIONES
ANEXOS
PRICONSA
57
58
Página 2 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
LISTA DE CUADROS
CUADRO 1)
CUADRO 2)
CUADRO 3)
CUADRO 4)
CUADRO 5)
CUADRO 6)
CUADRO 7)
CUADRO 8)
CUADRO 9)
CUADRO 10)
CUADRO 11)
CUADRO 12)
CUADRO 13)
CUADRO 14)
CUADRO 15)
CUADRO 16)
CUADRO 17)
CUADRO 18)
CUADRO 19)
CUADRO 20)
CUADRO 21)
CUADRO 22)
CUADRO 23)
CUADRO 24)
CUADRO 25)
CUADRO 26)
CUADRO 27)
CUADRO 28)
CUADRO 29)
CUADRO 30)
CUADRO 31)
CUADRO 32)
CUADRO 33)
CUADRO 34)
CUADRO 35)
CUADRO 36)
CUADRO 37)
CUADRO 38)
CUADRO 39)
CUADRO 40)
CUADRO 41)
CUADRO 42)
CUADRO 43)
CUADRO 44)
CUADRO 45)
CUADRO 46)
CUADRO 47)
CUADRO 48)
CUADRO 49)
CUADRO 50)
CUADRO 51)
PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN DEL CARGO RER AUTÓNOMO PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO CONECTADAS A RED (SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS) Y MECANISMOS DE REMUNERACIÓN .......................................................................................... 7
COSTO MENSUAL DEL CARGO RER AUTÓNOMO ZONA NORTE-(S./MES)-SIN IGV ................................................... 10
COSTO MENSUAL DEL CARGO RER AUTÓNOMO ZONA CENTRO- (S./MES)-SIN IGV ................................................. 10
COSTO MENSUAL DEL CARGO RER AUTÓNOMO ZONA SUR- (S./MES)-SIN IGV....................................................... 10
RESULTADOS DEL CARGO RER AUTÓNOMO PARA ÁREAS NO CONECTADAS A RED ( S./MES)-SIN IGV .......................... 11
CARACTERÍSTICAS DE LAS INSTALACIONES AUTÓNOMAS PARA ÁREAS NO CONECTADAS A RED..................................... 11
PROPUESTA DE LA TARIFA RER ÁUTÓNOMA CON MECANISMOS DE COMPENSACIÓN FOSE (S./MES)-SIN IGV .............. 11
CARGO DE CORTE Y RECONEXIÓN (US $/USUARIO) ............................................................................................ 12
CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN (S./USUARIO) ............................................................................................... 12
IRRADIACIÓN SOLAR DIARIA (KW.H/M²)........................................................................................................... 14
DESCRIPCIÓN DE LOS TIPOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS -TARIFA RURAL 2014-2018 ............................................ 15
PROYECCIÓN DE CONSUMO PARA INSTALACIONES AUTÓNOMAS TIPO 1 (VIVIENDAS) ................................................ 17
PROYECCIÓN DE CONSUMO PARA INSTALACIONES AUTÓNOMAS TIPO 2 (ENTIDADES DE SALUD).................................. 19
PROYECCIÓN DE CONSUMO PARA INSTALACIONES AUTÓNOMAS TIPO 3 (ESCUELAS) ................................................. 21
RESUMEN DE LA TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA.................................................................................................... 26
ESPECIFICACIÓN TÉCNICA DEL PANEL SOLAR ...................................................................................................... 27
REQUERIMIENTO TÉCNICO MÍNIMO PARA LÁMPARAS........................................................................................... 32
TABLA DE DATOS TÉCNICOS NPT (STO) - SERVICIO PESADO ................................................................................ 35
CARACTERÍSTICA DEL CONDUCTOR ................................................................................................................... 35
DISTANCIA MÁXIMA EN METROS PARA UNA CAÍDA DE TENSIÓN DE 5% EN SISTEMAS DE 12 VOLTIOS ............................. 35
DATOS TÉCNICOS WP (CPI)........................................................................................................................... 36
LISTA DE CABLES EMPLEADOS EN LA CONEXIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO 85 WP ................................................ 36
LISTA DE ACCESORIOS EMPLEADOS EN LA CONEXIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO 85 WP .......................................... 36
ÁREA DE CONCESIÓN CENTRO ........................................................................................................................ 37
ÁREA DE CONCESIÓN SUR .............................................................................................................................. 37
ÁREA DE CONCESIÓN NORTE .......................................................................................................................... 38
EMPRESAS DISTIBUIDORAS PARA ZONA NORTE .................................................................................................. 40
EMPRESAS DISTIBUIDORAS PARA ZONA CENTRO ................................................................................................. 40
EMPRESAS DISTIBUIDORAS PARA ZONA SUR ...................................................................................................... 40
NÚMERO DE PUNTOS DE ATENCIÓN AL CLIENTE DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS UBICADOS EN PLANO- ZONA NORTE ....... 41
NÚMERO DE PUNTOS DE ATENCIÓN AL CLIENTE DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS UBICADOS EN PLANO- ZONA CENTRO ..... 41
NÚMERO DE PUNTOS DE ATENCIÓN AL CLIENTE DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS UBICADOS EN PLANO- ZONA SUR ........... 41
COSTA TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN PARA REGIÓN COSTA (US$/AÑO)................................................................. 44
COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN REGIÓN SIERRA ( US$/AÑO) ....................................................................... 45
COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN REGIÓN SELVA (US$/AÑO) ......................................................................... 45
COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN REGIÓN SELVA-AMAZONIA. LEY N°27037 (US$/AÑO) ................................... 45
COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN(US$/AÑO) POR ÁREA DE CONCESIÓN NORTE Y POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ... 46
COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN(US$/AÑO) POR ÁREA DE CONCESIÓN CENTRO Y POR EMPRESAS DISTRIBUIDORAS . 46
COSTO TOTAL DE ACTIVIDADES DE COMERCIALIZACIÓN(US $/AÑO) POR ÁREA DE CONCESIÓN SUR Y POR EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS ........................................................................................................................................... 46
COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN POR ÁREA DE CONCESIÓN NORTE EN CUMPLIMIENTO D.S.N°036-2014-EM ...... 47
COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN POR ÁREA DE CONCESIÓN CENTRO EN CUMPLIMIENTO D.S.N°036-2014-EM .... 47
COSTO TOTAL DE COMERCIALIZACIÓN POR ÁREA DE CONCESIÓN SUR EN CUMPLIMIENTO D.S.N°036-2014-EM .......... 47
COSTO ANUAL (US $/AÑO) PARA LA ADMINISTRACIÓN DEL FIDEICOMISO ............................................................... 48
RESUMEN DE COSTOS DE ADMINISTRACIÓN DE FIDEICOMISO ................................................................................ 49
POTENCIA INSTALADA Y ENERGÍA PROMEDIO ESTIMADA DISPONIBLE POR INSTALACIÓN AUTÓNOMA ........................... 54
TABLA DE REDUCCIÓN TARIFARIA ESTABLECIDA POR LA LEY Nº 27510 (FOSE) ........................................................ 54
CARGO DE CORTE Y RECONEXIÓN (US $/ USUARIO) ............................................................................................ 57
CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN (S./ USUARIO) .............................................................................................. 57
RESULTADOS DEL CARGO RER AUTÓNOMO PARA ÁREAS NO CONECTADAS A RED ( S./MES)-SIN IGV .......................... 57
PROPUESTA DE LA TARIFA RER AUTÓNOMA CON MECANISMOS DE COMPENSACIÓN FOSE (S./MES)-SIN IGV .............. 57
CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN (S./USUARIO) ............................................................................................... 57
PRICONSA
Página 3 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1)
FIGURA 2)
FIGURA 3)
FIGURA 4)
FIGURA 5)
FIGURA 6)
FIGURA 7)
FIGURA 8)
FIGURA 9)
FIGURA 10)
FIGURA 11)
FIGURA 12)
FIGURA 13)
FIGURA 14)
FIGURA 15)
FIGURA 16)
FIGURA 17)
FIGURA 18)
FIGURA 19)
FIGURA 20)
IRRADIACIÓN SOLAR EN PERÚ Y LATINOAMÉRICA ................................................................................................ 14
COMPONENTES REFERENCIALES DE LA INSTALACIÓN TIPO 1 (VIVIENDAS)................................................................. 16
COMPONENTES REFERENCIALES DE LA INSTALACIÓN TIPO 2 (ENTIDADES DE SALUD ) Y TIPO 3 (ESCUELAS) ..................... 17
DIAGRAMA DE INSTALACIÓN TIPO 1 (VIVIENDAS) ............................................................................................... 19
DIAGRAMA DE INSTALACIÓN TIPO 2 Y TIPO 3 (ENTIDADES DE SALUD Y ESCUELAS) .................................................... 23
ELEMENTOS DEL PANEL FOTOVOLTAICO ............................................................................................................ 25
FUNCIONAMIENTO DEL PANEL ........................................................................................................................ 25
FUNCIONAMIENTO DE UNA CELDA SOLAR.......................................................................................................... 25
VIDA DE LOS TIPOS DE BATERÍA EN FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA ........................................................................ 28
TIPOS DE BATERÍAS CON SU CAPACIDAD POR VOLUMEN Y PESO............................................................................. 30
PROFUNDIDAD DE DESCARGA VS NÚMERO DE CICLOS ......................................................................................... 31
CONTROLADOR DE CARGA.............................................................................................................................. 32
INVERSOR DE CORRIENTE ............................................................................................................................... 34
SERVICIOS ELÉCTRICOS DE LAS SEDES: TRUJILLO / TARAPOTO – ZONA NORTE ....................................................... 38
SERVICIOS ELÉCTRICOS DE LAS SEDES: HUÁNUCO / LIMA / ICA – ZONA CENTRO ................................................... 39
SERVICIOS ELÉCTRICOS DE LAS SEDES: CUSCO / PUNO / AREQUIPA – ZONA SUR .................................................... 39
PUNTOS DE ATENCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ZONA NORTE ................................................................ 42
PUNTOS DE ATENCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ZONA CENTRO................................................................ 42
PUNTOS DE ATENCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ZONA SUR ..................................................................... 43
PARTICIPANTES DEL FIDEICOMISO .................................................................................................................... 48
PRICONSA
Página 4 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
DETERMINACIÓN DE LA TARIFA Y MECANISMOS DE
REMUNERACIÓN PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO
CONECTADAS A RED
1
RESUMEN EJECUTIVO
1.1
Objetivo
El objetivo del presente informe es la Determinación de la Tarifa y Mecanismos de
Remuneración para Suministros en Áreas No Conectadas a Red, de acuerdo a los criterios
establecidos en el Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas no
Conectadas a Red.
1.2
Antecedentes
 El 01 de junio de 2006 se publicó la Ley N°28749, Ley General de Electrificación Rural
(LGER), que establece el marco normativo para la promoción y el desarrollo eficiente y
sostenible de la electrificación de zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del
país. Posteriormente, el 03 de mayo de 2007 se publicó el Decreto Supremo N°0252007-EM que aprobó el Reglamento de la LGER.
 El 02 de mayo de 2008 se publicó el Decreto Legislativo Nº 1002, Ley de Promoción de
la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables, que
establece las normas generales sobre incentivos para promover la inversión a partir de
los Recursos Energéticos Renovables (RER), entre los cuales está comprendido el
recurso solar. Posteriormente, el 23 de marzo de 2011 se publicó el Decreto Supremo
Nº012-2011-EM que aprobó el nuevo Reglamento de la ley en mención.
 A través del Decreto Supremo N°020-2013-EM, publicado el 27 de junio de 2013, se
aprobó el Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No
Conectadas a Red, que establece las disposiciones reglamentarias necesarias para la
adecuada aplicación de la Ley mencionada precedentemente, a fin de promover el
aprovechamiento de los RER para mejorar la calidad de vida de la población ubicada en
“Áreas No Conectadas a Red”, definidas en el Reglamento como áreas geográficas
rurales que no cuentan con redes ni servicio de electricidad. Asimismo, se define como
“Instalación RER Autónoma” al conjunto de elementos que permite dotar de electricidad
a un usuario ubicado en un Área No Conectada a Red, incluyendo las instalaciones y
equipamientos interiores.
 Mediante el Decreto citado en el párrafo anterior, se encargó al Osinergmin regular el
Cargo RER Autónomo,el cual es el cargo unitario determinado cada año para asegurar
la remuneración de todos los servicios involucrados de las Instalaciones RER
Autónomas en las Áreas No Conectadas a la Red correspondientes a las zonas norte,
centro y sur de país. El Cargo RER Autónomo incluye: i) la Remuneración Anual, que
comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y
reposición de los correspondientes componentes de las Instalaciones RER Autónomas;
ii) Costos de Comercialización, que comprende la prestación del servicio comercial de
atención al usuario, facturación, cobranza y iii) Costos de Administración de
Fideicomiso, encargado de los ingresos y pagos de los servicios.
 Las Instalaciones RER Autónomas serán desarrolladas en cada área por un
inversionista, que viene a ser el adjudicatario en el proceso de Subasta del Programa
Masivo de Electrificación Rural con Sistemas Fotovoltaicos impulsado por el Ministerio
de Energía y Minas.
 En virtud de las bases de la “Subasta de Suministro de Electricidad con RER en Áreas
No Conectadas a Red” (en adelante, Bases de la Subasta), publicado en agosto de
2014 (disponible en http://www2.osinerg.gob.pe/EnergiasRenovables/EnergiasRenovables.html),
se prevé la puesta en operación comercial, en una primera fase, de 2000 Instalaciones
RER Autónomas en cada Área No Conectada a Red hasta el 31 de agosto de 2015,
adicionándose Instalaciones RER Autónomas hasta completar la cantidad total mínima
requerida para cada área (aproximadamente 50000 en cada área). Las Bases de la
Subasta mencionan que la fecha de puesta en operación comercial de la cantidad
mínima requerida para cada área no podrá superar el 31 de agosto de 2016 y se le
garantizará al inversionista durante el plazo de vigencia, periodo de quince (15) años
contados a partir de esa fecha, la Remuneración Anual.
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
 La Remuneración Anual viene a ser el importe contenido en la oferta del adjudicatario
de la Subasta en US $/año por el correspondiente Área No Conectada a Red y su
respectiva cantidad mínima requerida. En ese sentido, las bases indican que esta
remuneración se le garantizará al adjudicatario por el cumplimiento del Contrato de
Inversión, tiene carácter firme y es aplicada únicamente durante el plazo de vigencia. Al
término del plazo de vigencia, el adjudicatario deberá transferir a las distribuidoras todas
las Instalaciones RER Autónomas e Instalaciones Equivalentes Alternativas de la
respectiva Área No Conectada a Red.
 Por otra parte, el adjudicatario deberá suscribir los Contratos de Servicio con los
Distribuidores para cada Área No Conectada a Red y el Distribuidor efectuará el servicio
comercial en el marco del Encargo Especial suscrito con el Ministerio. En este contrato
se establecen las obligaciones del adjudicatario para con el Distribuidor, en aspectos
relacionados a la coordinación entre ambos para la atención de los requerimientos de
los usuarios que guardan relación con los aspectos técnicos del suministro del servicio.
El Distribuidor es para todos los efectos, el suministrador del servicio eléctrico a los
usuarios, y por esta razón, en este Contrato de Servicio se establecen las
responsabilidades que el adjudicatario tiene respecto al funcionamiento de los sistemas
de cara al usuario. Dentro de este panorama, el adjudicatario realizará el corte o
reconexión de las Instalaciones RER Autónomas, siendo reconocido con el valor
regulado por Osinergmin para este caso. Además, el Distribuidor comunicará al
adjudicatario las peticiones de los usuarios de instalación, mantenimiento, desconexión
y reconexión, sustitución por robo y traslado o transferencia de Instalaciones RER
Autónomas.
 Dentro del modelo de negocio del Programa Masivo de Electrificación Rural con
Sistemas Fotovoltaicos se constituye un Fideicomiso para administrar los fondos
necesarios para garantizar la cadena de pagos a efectos del funcionamiento de los
Sistemas RER Autónomos. Tales fondos estarán constituidos por las facturaciones a
cargo de los usuarios y las transferencias por compensaciones. En este modelo el
Distribuidor realizará el cobro a los usuarios por la prestación del servicio mediante un
modelo de gestión de cobro que es de responsabilidad de esta, y cuyos costos serán
cubiertos por el Encargo Especial que realizará el Ministerio.
 Por lo mencionado, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), como parte de
su Plan Operativo 2014, ha previsto contar con un servicio de consultoría a fin de fijar la
tarifa eléctrica aplicable a suministros con Instalaciones RER Autónomas atendidos por
sistemas fotovoltaicos y establecer los mecanismos de remuneración de los servicios
involucrados. Dicha determinación seguirá un procedimiento de fijación similar a lo
establecido en virtud de la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los
Procedimientos Regulatorios, cuyo cronograma preliminar se muestra a continuación:
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Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Cuadro 1) Procedimiento de Fijación del Cargo RER Autónomo para Suministros en Áreas No Conectadas a
Red (Sistemas Fotovoltaicos) y Mecanismos de Remuneración
Cronograma de Fijación de la Tarifa
Nueva Fecha de Adjudicación
Ítem
(07 nov-2014)
Proceso
Plazos Máximos
a
Pre publicación del Proy ecto de Resolución de Fijación y de la Relación de
Información que lo sustenta, y conv ocatoria a Audiencia Publica del OSINERGMIN.
Fecha Límite
Dos meses desde la
adjudicación de Subasta
13-feb-15
RER
b
Audiencia Publica del Osinergmin
5 días hábiles
20-feb-15
c
Opiniones y Sugerencias respecto a la Pre publicación
20 días hábiles
20-mar-15
d
Publicación de la resolución de Fijación
15 días hábiles
14-abr-15
e
Interposición de los recursos de reconsideración (de ser el caso)
15 días hábiles
05-may -15
6 días hábiles
13-may -15
f
Publicación de los Recursos de Reconsideración y conv ocatoria a audiencia
pública
g
Audiencia Pública para sustentación de los recursos de reconsideración
10 días hábiles
27-may -15
h
Opiniones y Sugerencias sobre los recursos de reconsideración
10 días hábiles
10-jun-15
i
Resolución de Recursos de Reconsideración
30 días hábiles (1)
16-jun-15
j
Publicación de las Resoluciones que resuelv en los recursos de reconsideración
5 días hábiles
17-jun-15
k
Audiencias solicitadas por las empresas prestadoras y las organizaciones
representativ as de Usuarios (Articulo 8º de la Ley 27838)
Desde el inicio al final del proceso
Con fecha 22.05.14.,el Osinergmin-Gart adjudicó a Prieto Ingenieros Consultores S.A.
(PRICONSA) la Buena Pro del Contrato de Locación de Servicios Nº 021-2014Osinergmin, para la contratación del servicio de consultoría en la “Determinación de la
Tarifa y Mecanismos de Remuneración en Áreas No Conectadas a Red”.
PRICONSA ha sido designada por el Osinergmin-Gart para desarrollar los Estudios en la
“Determinaciòn de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No
Conectadas a Red”, firmando Contrato de Locación de Servicios Nº Osinergmin-Gart-0212014 con fecha 10.07.2014.
1.3
Marco Legal
El marco legal que sustenta la Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración
para Suministros en Areas No Conectadas a Red, es el siguiente:
 D.S.N°020-2013-EM, Reglamento para la Inversión Eléctrica en Äreas No Conectadas a
Red.
 D.S.N°012-2011-EM, Aprobación del Reglamento de la Generación de Electricidad con
el uso de Energías Renovables.
 D.L.Nº1002, Ley de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el
uso de energías renovables. (2008).
 Ley N°28749, Ley General de Electrificación Rural (2006).
 D.S.N°025-2007- EM, Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural.
 Ley Nº27838, Ley de Transparencia y Simplificación de Procedimientos Regulatorios.
Otras leyes complementarias:
 D.L.Nº25844, Ley de Concesiones Eléctricas.
 D.S.Nº009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
 Ley Nº28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no
Convencionales en Zonas Rurales Aisladas y de Frontera del País (2005).
 Ley Nº29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el
Fondo de Inclusión Social Energético (FISE).
 Ley Nº27510, Ley que crea el Fondo de la Compensación Social Eléctrica (FOSE).
 Ley Nº28307, Ley que modifica y amplía los factores de reducción tarifaria de la Ley Nº
27510, FOSE.
 D.L.Nº1031, Decreto Legislativo que Promueve la Eficiencia de la Actividad Empresarial
del Estado (Reglamento).
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Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
 D.S.N°036-2014-EM, Decreto Supremo que otorga encargo especial a las empresas
concesionarias de distribución de energía eléctrica y ADINELSA, para el desarrollo de la
Primera Subasta RER para suministro de energía a áreas no conectadas a red.
 Resolución SBS N°1010-99, Reglamento del Fideicomiso y de las empresas de
servicios fiduciarios.
Normativa a complementar:
 Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas al Usuario Final.
1.4
Alcances del Informe
El segundo Informe denominado “Determinación de la Tarifa y Mecanismos de
Remuneración para Suministros en Áreas No Conectadas a Red” tiene como alcance
desarrollar los siguientes puntos:
 Introducción
 Información Técnica de los Sistemas Fotovoltaicos
 Modelo de Gestión de las Empresas Concesionarias y Distribuidoras
 Determinacion de Costos de Comercialización
 Determinación de Costos de Administración de Fideicomiso
 Determinación del Cargo RER autónomo
 Propuesta de Subsidios para Tarifa RER Autónoma
 Determinación de la Tarifa RER Autónoma
 Anexos
1.5
Tarifa Recursos Energéticos Renovables para Àreas No Conectadas a Red
El Cargo RER autónomo para áreas no conectadas a red atendidas por sistemas
fotovoltaicos comprende la Remuneración Anual en cada área no conectada a red, tal y
como está establecido en la oferta económica del adjudicatario, los Costos de
Comercialización y los Costos de Administración del Fideicomiso. La Tarifa RER se le
aplicará los mecanismos de compensación a través del Fondo de Compensación Electrica
(FOSE) aprobado bajo la Ley Nº 25570.
1.6
Resumen de los Aspectos Relevantes
Los aspectos relevantes que se han revisado son los siguientes:
 El Cargo RER determinado en el presente estudio se calculó considerando la
Remuneración Anual en cada área no conectada a red, asi como está establecida en la
oferta económica del adjudicatario de la subasta en US$/año, los Costos de
Comercialización y Costos de Administración del Fideicomiso.
 De acuerdo al articulo 17 correspondiente al Regimen Tarifario, el Organismo
Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) regulará anualmente el
Cargo RER autónomo considerando la Remuneración Anual y los Costos que resulten
de la administración del fideicomiso. Los costos de comercialización serán trasladados
al Distribuidor siguiendo los mecanismos dispuestos en el D.L.1031 para los encargos
especiales.
 Para los costos de comercialización, se tomaron en cuenta los costos asociados a las
actividades de atención al usuario, impresión de recibos, reparto y cobranza de recibos
para las zonas geográficas de Costa, Sierra,Selva y Amazonia (Ley N°27037), y luego
se determinó el costo para cada área no conectada a red Zona Norte, Centro y Sur,
basado en los costos de mano de obra y rendimientos de las actividades establecidas
para la fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos(BT8).
 Dentro del área de concesión de las empresas distribuidoras Electro Ucayali y Electro
Oriente, está el área de Amazonia, que rige bajo la Ley de Promoción de la Inversión en
la Amazonía (N°27037), por tal razón, a los costos de equipos y transporte se le
adicionó un 2% en las actividades de comercialización, dicho porcentaje toma en cuenta
la incidencia del I.G.V.en los costos de estos rubros, lo cual se debe incorporar dentro
del Cargo RER Autónomo.
 De acuerdo al D.S.N°036-2014-EM, por la participación de las empresas de distribución
en el encargo especial, recibirán la remuneración correspondiente a todos los servicios
de gestión comercial que realice en las instalaciones RER autónomas y una
compensación económica, debido a esto, se le adicionó a los costos de operación
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Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
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comercial para cada área de concesión, el costo de capital de trabajo, aportes del
organismo regulador y la compensación económica correspondiente.
El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el
inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó
en cuenta el costo directo del servicio y un tiempo de pago promedio de tres (3) meses,
a una tasa mensual de 0.9489%.
De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, en su articulo N°31, los aportes del
organismo regulador son el 1% de las ventas totales, para su determinación se tomo
como base el costo directo del servicio.
La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital
de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio
tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la
LCE(12%), resultando en un 5.72% de los costos directos.
Se elaborarón los planos para la Zona Norte, Zona Centro y Zona Sur con las
direcciones de las oficinas comerciales, centros de atención al publico, centros de pago,
centros de atención de servicios de las diferentes empresas distribuidoras, como
sustento de la infraestructura que tienen las empresas distribuidoras a lo largo de todo
el país, por tal razón, se valdrá de las instalaciones físicas (terrenos y edificios) y
operativas (equipos y sistemas de información).
Debido a que las empresas distribuidoras, tienen centros de pago autorizados en varios
puntos de la geografía nacional, incluyendo los bancos, los costos de comercialización
consideran que el pago del servicio lo realicen los usuarios en estas unidades de
negocio.
La facturación del usuario será mensual, cumpliendo con la Normativa de “Opciones
Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas al Usuario Final”.
El reparto de recibos será de forma trimestral, recordándole al usuario el pago del
servicio.
Para determinar los costos de administración del Fideicomiso, se consultó varias
entidades financieras, y se seleccionó la clasificación de los costos de Fideicomiso que
tiene el Banco de la Nación, se realizó un análisis de los costos asociados a la
administración del mismo que incluyen honorarios profesionales, comisiones bancarias,
publicaciones y regitros notariales con la finalidad de cumplir las actividades preoperativas y operativas del mismo.
Debido a que el administrador de los fondos del Fideicomiso, será una entidad
financiera y su regulación legal es la N°26702 (Ley de Banca), para la determinación del
salario del personal profesional encargado de la administración del fideicomiso, la
remuneración del personal se tomo como referencia los sueldos base de los
profesionales del Banco Central de Reserva del Perú.
Los costos asociados a la Comisión de Fiducia y de Estructuración del Fideicomiso, se
tomaron como referencia las cifras del Informe N° 00803-2014/GFCC de COFIDE para
el manejo del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE).
El mecanismo de compensación aplicado al Cargo RER autónomo para usuarios no
conectados a red, es el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), el cual
favorece a los usuarios residenciales del servicio público de electricidad cuyos
consumos mensuales sean menores a 100 Kw.h/mes, las instalaciones Tipo
1(viviendas), tienen consumos que están por debajo de 100 kwh/mes, por ende, se
aplicó la reducción tarifaria correspondiente, calculándose la energía “promedio”
disponible (kWh.mes) y el Cargo por Energía Equivalente (ctm S/./kW.h) para conocer el
cargo fijo mensual de la tarifa aplicándole el subsidio FOSE.
Se establecieron las condiciones generales de aplicación del Cargo RER Autónomo,
que complementarán la Normativa de “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación
de las Tarifas al Usuario Final”.
Se realizó un análisis de precios unitarios para establecer los cargos de las actividades
de corte y reconexión a los sistemas fotovoltaicos, por región geográfica (costa, sierra y
selva) y por área no conectada a red (Zona Norte, Centro y Sur).
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Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
1.7
Resultados del Cargo RER Autónomo
Para el cálculo del cargo RER autónomo para áreas no conectadas a red atendidos por
sistemas fotovoltaicos, se tomará en cuenta la diferenciación por cada área de concesión
(Norte, Centro y Sur) y por tipo de usuario (Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3). Se considerará una tasa
de actualización de 12% anual a un período de 15 años para la recuperación del capital del
inversionista, de conformidad con la LGER y su reglamento.
Los resultados del calculo tarifario sin Impuesto General de Ventas (IGV) en las Zonas Norte,
Centro y Sur, para los usuarios Tipo 1,Tipo 2 y Tipo 3, son los siguientes:
Cuadro 2) Costo Mensual del Cargo RER Autónomo Zona Norte-(S./mes)-Sin IGV
ZONA NORTE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
SFV- CAPEX )
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
SFV-CAPEX )
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
Costo Anual de Comercialización (aCC
SFV OPEX )
SFV)
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
SFV)
Total Costo Anual
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT
SFV CAPEX )
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
SFV OPEX )
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
SFV )
Tipo 3- 850
US$/año
565.17
2,825.83
5,651.66
US$/año
82.98
414.90
829.80
US$/año
82.98
414.90
829.80
US$/año
7.76
7.76
7.76
US$/año
0.83
0.83
0.83
US$/año
174.55
838.39
1,668.19
US$/mes
6.56
32.81
65.61
US$/mes
6.56
32.81
65.61
US$/mes
0.65
0.65
0.65
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.84
66.34
131.94
Total Costo Mensual
S.//mes
41.37
198.29
394.37
Cuadro 3) Costo Mensual del Cargo RER Autónomo Zona Centro- (S./mes)-Sin IGV
ZONA CENTRO
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR SFV- CAPEX )
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
US$/año
SFV-CAPEX )
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
554.95
2,774.75
Tipo 3- 850
5,549.50
US$/año
81.48
407.40
814.80
US$/año
81.48
407.40
814.80
US$/año
8.19
8.19
8.19
US$/año
0.83
0.83
0.83
US$/año
US$/mes
US$/mes
171.98
6.44
6.44
823.82
32.21
32.21
1,638.62
64.43
64.43
US$/mes
0.68
0.68
0.68
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.63
65.17
129.61
Total Costo Mensual
S.//mes
40.74
194.80
387.41
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
Costo Anual de Comercialización (aCC
SFV OPEX )
SFV)
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
SFV)
Total Costo Anual
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX )
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
SFV OPEX )
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
SFV )
Cuadro 4) Costo Mensual del Cargo RER Autónomo Zona Sur- (S./mes)-Sin IGV
ZONA SUR
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR SFV- CAPEX )
US$/año
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
US$/año
80.52
402.60
805.20
US$/año
80.52
402.60
805.20
US$/año
7.95
7.95
7.95
US$/año
0.83
0.83
0.83
US$/año
169.82
813.98
1,619.18
US$/mes
6.37
31.83
63.67
US$/mes
6.37
31.83
63.67
US$/mes
0.66
0.66
0.66
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.47
64.39
128.07
Total Costo Mensual
S.//mes
40.26
192.46
382.80
SFV-CAPEX )
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
Costo Anual de Comercialización (aCC
SFV OPEX )
SFV)
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
SFV)
Total Costo Anual
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT
SFV CAPEX )
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
SFV OPEX )
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
SFV )
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
548.41
2,742.06
Tipo 3- 850
5,484.12
.
PRICONSA
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Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
La mensualidad de la inversión y de operación y mantenimiento fue calculada con el Factor
de Amortización de Capital de 0.079073 (tasa mensual equivalente a la tasa anual y un
periodo de 12 meses). La tasa de cambio considerada en el presente estudio es de
(S/./US$) 2.989 al 31.12.2014.
1.8
Conclusiones
Los resultados consolidados del Cargo RER Autónomo para Suministros en Areas No
Conectadas a Red, son los siguientes:
Cuadro 5) Resultados del Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red ( S./mes)-Sin IGV
Cargo RER Autónomo
Instalación RER Autónoma
Area de Concesión
Zona
Tipo 1- 85 Wp
S./ mes
Tipo 2- 425 Wp
S./ mes
Tipo 3- 850 Wp
S./ mes
Norte
Centro
Sur
41.37
40.74
40.26
198.29
194.80
192.46
394.37
387.41
382.80
Para efectos de la determinación de la Tarifa RER autónoma para Suministros en Áreas
No Conectadas a Red, primero se analizarón las características técnicas de las
instalaciones por Tipo1(viviendas),Tipo 2 (entidades de salud) y Tipo 3 (escuelas),con una
tensión de servicio, potencia instalada (Wp) y energía promedio estimada disponible
(Kw.h/mes).
Cuadro 6) Características de las Instalaciones Autónomas para Áreas No Conectadas a Red
Instalación Autònoma
Tipo 1
Tipo 2
Tipo 3
Tensión de Serv icio
12 V DC
220 V AC
220 V AC
Potencia Instalada ( Wp)
Energía Promedio Estimada
85
425
850
8.76
43.78
87.57
Disponible ( Kw .h/mes)
Debido a que a las Instalaciones Autónomas Tipo 1, tendrán consumos promedios
menores a 100 Kw.h/mes, se propone la aplicación del “Fondo de Compensación Social
Eléctrica (FOSE)” a los usuarios redienciales con sistemas aislados del sector rural, para
ello se determinó la energía promedio disponible (KWh.mes), por tipo de instalación, con la
finalidad calcular los costos por unidad de energía.
El impacto de la reducción tarifaria para los usuarios considerando la aplicación de la Ley
N°27510 (FOSE), se pueden observar en el siguiente cuadro, los usuarios Tipo 1
correspondiente a viviendas, con una potencia menor de 30 KWh.mes, se le aplicó una
reducción tarifaria del 80% del cargo de energía ya que su consumo promedio es de 8.76
Kw.h/mes.
Cuadro 7) Propuesta de la Tarifa RER Áutónoma con Mecanismos de Compensación FOSE (S./mes)-Sin IGV
Area de Concesión
Zona
Norte
Centro
Sur
Promedio
PRICONSA
Instalación RER Autónoma
Tipo 1 Vivienda - 85 Wp
S./ mes
8.27
8.15
8.05
8.16
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1.9
Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma
De acuerdo a las disposiciones generales del Reglamento de la Promoción de la Inversión
Eléctrica en áreas No Conectadas a Red:
 La Tarifa RER Autónoma será aplicada a las personas naturales y jurídicas ubicadas en
las áreas No Conectadas a red, denominadas “usuarios tipo”, Tipo 1(viviendas), Tipo 2
(entidades de salud), Tipo 3 (escuelas) de las Zonas Norte, Centro y Sur del país,
atendidos por sistemas fotovoltaicos, de acuerdo a una Instalación Autónoma RER o
Instalación Equivalente Alternativa.
 La Tarifa RER autónoma será aplicada mensualmente a todos los usuarios tipo, el
usuario Tipo 1 (residencial) se le aplicarán los mecanismos de compensación
establecidos en el Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE-Ley Nº 27510)
teniendo en cuenta la energía promedio mensual disponible en la instalación.
 Como cumplimiento a la Ley General de Electrificación Rural (LGER) y su reglamento,
la Tarifa RER Autónoma no incluye el Impuesto General de Ventas (I.G.V) por la
prestación del servicio eléctrico.
 El periodo de facturación será mensual, no podrá ser inferior a veintiocho (28) días
calendario ni exceder los treinta y tres (33) días calendario, cumpliendo con la
Normativa de Condiciones de Aplicación de la Tarifas al Usuario Final.
 Cada usuario deberá definir el domicilio de facturación y será empleado por la
distribuidora para el reparto de la factura o recibo correspondiente.
 Se estableció que la entrega de recibos, sea trimestral con tres (3) recibos mensuales
en forma de cupones para que el usuario pueda realizar su pago durante el mes
correspondiente.
 El pago del servicio será mensual, lo realizarán los usuarios en los centros de pago
autorizados de cada una de las empresas distribuidoras.
1.10
Cargos de Corte y Reconexión
Las actividades de corte y reconexión en las Instalaciones RER Autónomas Tipo 1, Tipo 2
y Tipo 3, estará a cargo de las empresas concesionarias. Al igual que en los sistemas
convencionales, el corte del servicio se realizará cuando el usuario no realiza el pago por
dos meses, la empresa distribuidora emitirá orden de corte correspondiente para su
ejecución por el inversionista. La reconexión será realizada cuando el usuario cancele las
facturas retrasadas de su servicio y la empresa distribuidora emita la orden de reconexión
correspondiente. Las actividades de corte y reconexión se realizarán en conjunto con las
actividades de mantenimiento preventivo o correctivo.
Los cargos de corte y reconexión para cada una de las áreas de concesión Zona Norte,
Zona Centro y Zona Sur expresado en US$/usuario y en S/. usuario son las siguientes:
Cuadro 8) Cargo de Corte y Reconexión (US $/usuario)
Cargo (US$)
Corte
Reconexión
Norte
2.03
2.60
Centro
1.89
2.39
Sur
1.77
2.22
Cuadro 9) Cargos de Corte y Reconexión (S./usuario)
Cargo (S./)
Corte
Reconexión
PRICONSA
Norte
6,07
7,77
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Centro
5,65
7,14
Sur
5,29
6,64
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INTRODUCCIÓN
Los recursos energéticos renovables (RER) se obtiene de fuentes naturales ilimitadas, ya
sea por la inmensa cantidad de energía que contienen o por ser capaces de regenerarse
por medios naturales. Las energías renovables se clasifican en Energías Renovables
Convencionales y Energías Renovables No Convencionales. Dentro de las primeras se
considera a las grandes centrales hidroeléctricas; mientras que dentro de las segundas se
ubica a las generadoras eólicas, solares fotovoltaicas, solares térmicas, geotérmicas,
mareomotrices, de biomasa y las pequeñas hidroeléctricas.
En la determinación de la tarifa eléctrica aplicable a suministros con instalaciones RER
autónomos, se consideraran el uso de solares fotovoltaicas para el suministro de la
electricidad a los usuarios en Äreas No Conectadas a Red. El uso de la energía solar en
nuestro país tuvo su inicio a comienzos de la década de los ochenta, su utilización se
limitaba al campo de las telecomunicaciones, defensa nacional y dentro del ámbito de uso
doméstico, sólo se consideraba su utilización para el calentamiento de agua mediante
termas solares de pequeña capacidad.
A comienzos de 1995, el mercado solar no tuvo un gran apoyo por parte del Estado. Su
desarrollo se debió sobre todo a un esfuerzo de entidades públicas y ONG’s que, a pesar
de carecer de un marco legal e institucional, aplicaron las energías renovables en los
lugares rurales y aislados del Perú. Muchos de los proyectos en este periodo fueron
subvencionados por fuentes de cooperación internacional, sobre todo provenientes de
Europa. Es a partir de 1995, cuando comienza el auge de las telecomunicaciones en el
país, y se instalan sistemas fotovoltaicos en los puestos fronterizos, y crece el número de
proveedores de equipos de energía solar fotovoltaica y térmica, así como los primeros
proyectos masivos promovidos por ONGs y por el Estado, para satisfacer una necesidad
básica como es la electricidad en zonas aisladas.
En los últimos veinte años de introducción de la energía solar en el país, se han llevado a
cabo proyectos de gran envergadura, que han contribuido a que esta tecnología se haga
conocida y difundida. A continuación se muestra un resumén cronológico de los
antecedentes de los proyectos con Sistemas Fotovoltaicos en el Perú:
 1982-1986: La empresa alemana P&T Solar fue la primera empresa en instalar los
Sistemas Fotovoltaicos (SFV) en el Perú en las localidades de Jaén y Majes en la
provincia de Cajamarca y Arequipa respectivamente, los modulos instalados fueron de
la marca Telefunken.
 1986-1987: Se desarrollo un proyecto llamado GTZ-CORPUNO, donde instaló 250
Sistemas Fotovoltaicos en varias provincias de Puno, posteriormente para el periodo de
1991-1996, bajo el mismo proyecto se instalaron 250 sistemas fotovoltaicos adicionales.
 1995: Bajo la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP) del Ministerio de Energìa y Minas
(MEM), se instalarón 250 sistemas fotovoltaicos en la localidad de San Francisco de
Yarinacocha, que esta ubicada en la región Selva.
 1996: El Ministerio de Energìa y Minas, desarrolló el Proyecto de Ahorro de Energía y
encargó al Centro de Energia Renovables de la Universidad Nacional de Ingeniería, la
instalación de setenta y cinco (75) SFV en la Isla de Taquile del Lago Titicaca,
ampliando la instalación a cien (100) SFV.
 1997: El Ministerio de Energìóa y Minas bajo la DEP, adquirió 1200 Sistemas
Fotovoltaicos.
 1998: El Ministerio de Energía y Minas, bajo el Proyecto de Ahorro de Energía, encargó
al CER-UNI, la instalación de setenta y dos (72) SFV en la Isla de Taquile, Uros y Soto.
 1999: El CER-UNI, inicio la segunda etapa del proyecto de Ahorro de Energía, con la
instalación de doscientos cuarenta y nueve (249) SFV en Taquile, Uros, Amantani, Soto
y Huacho.
 1999: Posteriormente el Ministerio de Energìa y Minas bajo la DEP, encomendó a la
Universidad Nacional de Ingenieria (UNI), la instalación de 781 SFV en los
departamentos de Cerro de Pasco, Ayacucho, Apurimac, Juni, Loreto, Madre de Dios y
Ucayali, pertencientes a región sierra y selva.
 2007: Se instaló un SFV productivo de 2 kWp en la comunidad de Vilcallams Arriba,
provincia de Chuchito, Departamento de Puno, con la finalidad de promover el uso de
los Recursos Energèticos Renovables (RER) en los sistemas productivos de
comunidades aisladas.
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Por lo antes mencionado, en mayo de 2008, se emitió el Decreto Legislativo Nº1002 que
promueve la inversión para la generación de electricidad con el uso de Recursos
Energéticos Renovables (RER), tales como la energía eólica, solar, geotérmica,
mareomotriz, la biomasa y las pequeñas hidroeléctricas con una capacidad instalada de
hasta 20MW. El decreto tiene por objeto promover el aprovechamiento de los Recursos
Energéticos Renovables (RER) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger
el medio ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad.
El Plan de Electrificación Rural (PNER) establece entre sus principales metas el
incremento de la cobertura del servicio eléctrico a la población no atendida .
Por tal razón, el estado peruano ha considerado cubrir sus deficiencias del sistema
eléctrico en las áreas rurales, en esta oportunidad con la energía solar, que es una de las
fuentes de la vida y el origen de la mayoría de las demás formas de energía conocidas.
Cada año la radiación solar aporta a la Tierra la energía equivalente a varios miles de
veces la cantidad que consume toda la humanidad. En comparación con otros países
latinoamericanos, Perú es un país privilegiado, debido a que su radición solar promedio
esta por encima de 5 kW.h/mes, asi como se muestra en la siguiente figura:
Figura 1) Irradiación Solar en Perú y Latinoamérica
Para obtener un promedio de la irradiación solar diaria en el país, se ha considerado las
siguientes fuentes:
 Fuente 1:“Radiación Solar en el Perú”, Tesis realizada por Cesar Augusto Kadono
Nakamura para optar el título de Ingeniero Mecánico Electricista en el PAIME-UNI,
1972.
 Fuente 2:“Estimación de la Energía Solar en el Perú” por el Ing. J. W. Vásquez
publicado en la Revista Energética (OLADE) en 1987, muestra la valuación de la
irradiación diaria media anual en 64 estaciones meteorológicas a nivel nacional.
 Fuente 3:“Atlas de Energía Solar del Perú” publicación del Servicio Nacional de
Meteorología e Hidrología (SENAMHI) en convenio con la Dirección Ejecutiva de
Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP-MEM) en 2003.
En el cuadro siguiente se muestra los cuadros consolidados de la Irradiación Solar, de
cada una de las fuentes indicadas, los resultados obtenidos son los siguientes:
Cuadro 10) Irradiación Solar Diaria (kW.h/m²)
Región
Costa
Sierra
Selva
Fuente 1
5.38
5.75
4.47
Fuente 2
4.72
5.05
4.21
Fuente 3
5.69
5.6
4.45
Promedio
5.26
5.47
4.38
Para la obtención del valor de la Irradiación Solar Diaria (kW.h/m²), se ha obtenido un
resumen ponderado de las fuentes. Con respecto a la energía, en necesario aclarar que no
se medirá el consumo de energía por la naturaleza de los sistemas fotovoltaicos, y que
ésta representa una energía promedio estimada en base a la radiación solar y la potencia
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pico (Wp) del panel solar y las perdidas de energía. Para el dimensionamiento de los
sistemas fotovoltaicos, las perdidas de energía se estiman alrededor alrededor del 30%.
3
INFORMACIÓN TÉCNICA DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
En la fijación de la Tarifa Rural para Sistemas Fotovoltaicos 2014-2018, Informe N°04022014-GART, plantean la siguiente clasificación con la finalidad de atender
satisfactoriamente la demanda de energía domiciliaria y de uso general como colegios,
postas médicas, locales comunales, comerciales, capillas, puestos policiales, etc, se
clasifican por la potencia pico que puede proporcionar el panel solar o la agrupación en
paralelo de varios de estos paneles.
Cuadro 11) Descripción de los Tipos de Sistemas Fotovoltaicos -Tarifa Rural 2014-2018
N°
Tipo de Sistema
1 Módulo 50
2 Módulo 80
3 Módulo 160
4 Módulo 240
5 Módulo 320
1x50
1x80
2x80
3x80
4x80
Energía Disponible
Potencia
Costa-Sierra Selva Instalada (W)
238,50
202,50
75,00
381,60
324,00
93,00
763,20
648,00
240,00
1 144,80
972,00
360,00
1 528,40
1 296,00
319,00
Tensión
(V)
12 CC
12 CC
200 CA
200 CA
200 CA
Pérdidas
(%)
79,36
79,36
69,44
69,44
69,44
Capacidad
Bateria (Ah)
100,00
150,00
200,00
300,00
400,00
Capacidad
Regulador (A)
10,00
10,00
20,00
30,00
40,00
Capacidad
Inversor (W)
No
No
300,00
400,00
500,00
Para la determinación de los componentes de los sistemas fotovoltaicos se realizó de
acuerdo a la demanda de energía eléctrica típica de los usuarios rurales del país, para lo
cual se definieron los siguientes términos:
 Consumo energético de suministro:Es el consumo de energía de las cargas típicas
usadas en sistemas fotovoltaicos.
 Pérdidas de energía: Son las pérdidas de energía de la batería, pérdidas por efecto
joule y pérdidas del inversor DC/AC (en los SFV que corresponda) que se presentan en
el transporte de energía del panel fotovoltaico a las cargas típicas.
 Energía Suministrada por el SFV: Es la energía proporcionada por el Módulo
Fotovoltaico a la batería.
 Energía Disponible al Usuario: Es la energía disponible para abastecer la demanda
típica de los usuarios rurales. Se obtiene a partir de la energía suministrada por el SFV
menos las pérdidas estimadas.
Las condiciones de operación de los SFV para la selección de los componentes, para
nuestro caso, el Perú, podemos encontrar valores de esta energía solar diaria que
denominaremos E, promedios mensuales y anuales, en cualquiera de las tres fuentes de
información antes mencionada.
 La energía (E, kW.h/m2), es producto de la potencia solar (Irradiancia) medida
en W/m2 y evaluada durante todo el día.
t1 : hora inicial del día
t2 : hora final del día
P : Potencia solar instantánea
 Como no es fácilmente posible hacer esta evaluación en cualquier momento y
en cualquier lugar, se recurre el siguiente artificio para efectos de cálculo de
ingeniería, que nos permite resolver con facilidad la integral anterior y obtener
el valor de la energía acumulada diariamente:
Resultado de la integral anterior suponiendo potencia constante.
 El rendimiento eléctrico máximo de todo artefacto fotovoltaico (célula, módulo,
panel o arreglo) se produce cuando sobre él “llega un sol” de 1000 W/m2 de
potencia (solar).
 Un sol de 1000 W/m2 de potencia incidiendo sobre una superficie fotovoltaica
la excita para que genere una potencia eléctrica considerada como máxima
potencia o “potencia pico” y se la representa por Wp y se le mide en Watts.
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
Esta potencia eléctrica máxima (PM) es el resultado de la generación
constante de una corriente eléctrica continua de IM amperios y VM Voltios
durante el intervalo t2 – t1; es decir:

Si el sol de 1000 W/m2 o 1 kW/m2 de potencia incide de manera constante
sobre la superficie fotovoltaica, ésta generará PM (W o kW) también de
manera constante.
En consecuencia y de acuerdo con
, hacemos el siguiente
cálculo de energía:


Siendo E la energía diaria del lugar medida en KWh/m2, entonces:

Por lo tanto en “ese lugar” (cualquier lugar) tendremos E horas de sol de
1000 W/m2 que excitarán cualquier superficie fotovoltaica para que ésta
genere su “potencia pico” es decir:

Consecuentemente aquella superficie fotovoltaica en “ese lugar” enviara
diariamente a la batería del SFV una carga eléctrica equivalente a E * IM
Amperio – hora (Ah).
En el programa masivo de Electrificación Rural, especificamente en las bases para la
Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables (RER) en
áreas no Conectadas a Red, se plantean tres tipos de instalaciones:
 Instalación Autonoma Tipo 1: la cual será ubicada en las viviendas, con una
capacidad instalada de 85 Wp (sistemas domicilarios), el objetivo es suministrar
electricidad a los hogares para la iluminación y aparatos de bajo consumo, la instalación
tendra en líneas generales, el siguiente esquema:
Figura 2) Componentes referenciales de la Instalación Tipo 1 (Viviendas)
 Instalación Autonoma Tipo 2: la cual será ubicada en las entidades de salud con una
capacidad instalada de 425 Wp.
 Instalación Autónoma Tipo 3: la cual será ubicada en las escuelas con una capacidad
instalada de 850 Wp.
Las capacidades de las instalaciones Tipo 2 y Tipo 3, son cinco y diez veces mayor que la
instalación Tipo1, y tienen un convertidor de corriente continua a corriente alterna, las
instalaciones tendrán en líneas generales, el siguiente esquema:
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Figura 3) Componentes referenciales de la Instalación Tipo 2 (Entidades de salud ) y Tipo 3 (Escuelas)
3.1
Instalación RER Autóma Tipo 1 (Viviendas):
El servicio eléctrico proporcionado por la instalación autónoma Tipo 1 (Viviendas) de 85
Wp está diseñado para suministrar energía eléctrica en el ámbito doméstico para zonas
alejadas y de bajo consumo de energía. El objetivo de esta instalación para las viviendas
es abastecer de energía eléctrica en corriente continua de 12 V, utilizando un sistema
fotovoltaico con las siguientes características:
 Generador Fotovoltaico de 85 Wp
 Controlador de Carga tipo electrónico 10A/10A-12V
 Batería del tipo sellada sin electrolito liquido capacidad nominal minimo de 90 Ah C100
 Lámparas Tipo Led, 10 Watts, minimo 600 lumenes.
 Sistema de Montaje
 Cableado
Para las instalaciones Tipo 1 (Viviendas), se proyectó un consumo energético de 230
Wh/día, así como se puede visualizar en la siguiente tabla. De acuerdo a las bases
definitivas para la subasta de suministro de electricidad con RER en áreas no conectadas a
red (agosto 2014), el consumo energético mínimo será de 180 Wh/día.
Cuadro 12) Proyección de Consumo para Instalaciones Autónomas Tipo 1 (Viviendas)
Unidades
3
1
1
1
3.1.1
Potencia Unitaria
(Watt)
Lámparas
10
Radio
10
Cargador de Pilas
15
Cargador de celular
5
TOTAL
Carga
Potencia Total
(Watt)
30
10
15
5
60
Horas de funcionamiento
al Día (Horas)
4.5
3
3
4
Consumo Energético
Proyectado (Wh/día)
135
30
45
20
230
Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 1( Viviendas):
El servicio eléctrico deberá realizarse a una tensión de 12 Voltios (V) en corriente continua
utilizando un sistema fotovoltaico con las siguientes características mìnimas:
 Generador Fotovoltaico1 de 36 celdas y potencia real mínima pico de 85 Wp a CEM 2
durante todo el Plazo de Vigencia de la Remuneración Anual (Plazo de Vigencia).
Deberá contar con certificados vigentes de cumplimiento de las normas IEC 61730 y
IEC 61215, emitidos por una institución certificadora independiente del fabricante que
tenga certificación con ISO 17025 vigente a la fecha de emisión de los certificados.
 Controlador de carga tipo electrónico3 apropiado para la operación de la Instalación
RER Autónoma Tipo 1 propuesta por el inversionista, cuya corriente nominal no deberá
ser menor de 10 Amperios a su ingreso y salida (10 Amperios x 10 Amperios), y cuya
tensión nominal sea de 12 voltios. El controlador no deberá emitir ruidos ni
1El
Generador fotovoltaico deberá estar formado por un módulo fotovoltaico.
Referido a Condiciones Estándar de Medida (CEM o STC): 1000W/m2; 25ºC; AM=1,5, Incidencia Normal
3 No se podrá utilizar más de un controlador de carga.
2
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interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad
Electromagnética 2004/108/CE, y deberá tener un autoconsumo máximo igual al 1% de
la corriente nominal. Además, deberá contar con protecciones electrónicas4 como
mínimo: retorno de corriente al módulo fotovoltaico; sobre carga, sobre descargas y
sobre tensión de batería; sobre tensión en la entrada del módulo fotovoltaico; contra
polaridad inversa en cualquiera de sus líneas (módulo fotovoltaico, batería y carga de
consumo); funcionamiento sin batería y cortocircuitos en el lado del módulo fotovoltaico
y cargas de consumo. Asimismo, deberá permitir la modificación de los valores de
Tensión Final de desconexión de las cargas del suministro eléctrico, deberá ser capaz
de almacenar información básica de operación de por lo menos 30 días y que esta sea
exportable a un ordenador tipo PC en formato abierto.
 Batería5 del tipo sellada sin electrolito líquido6 de 12 voltios de tensión nominal. La
capacidad de almacenamiento deberá corresponder y ser coherente con la potencia del
Generador Fotovoltaico ofertado y con la energía que este Generador suministra en las
condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación. La Capacidad Nominal de
la Batería no deberá ser menor a 90 Ah C100 hasta una tensión final mínima de 10,5
voltios y una temperatura de referencia de 25 ºC. La Capacidad Real de la batería no
deberá ser menor al 80% de su Capacidad Nominal durante toda la vida útil de la
batería, en las condiciones climáticas ambiente donde se instale.
 Lámparas tipo LED (tres unidades), con base tipo E27, máximo 10 Watts y mínimo 600
lúmenes, luz blanca, ángulo de apertura de al menos 120º, de intensidad no
concentrada, tensión nominal de operación 12 Volts en corriente continua,
funcionamiento entre tensiones de 10 a 15 voltios y deberá contar con protección contra
polaridad invertida. Las lámparas deberán tener un tiempo de funcionamiento no menor
de 30,000 (treinta mil) horas, y no deberá emitir ruidos ni interferencias a otros equipos
electrónicos, cumpliendo la directiva de compatibilidad electromagnética 2004/108/CE
(EG).
 Sistema de montaje que deberá adaptarse a las condiciones existentes y cargas
previstas, diseñado, construido y mantenido siguiendo un código de construcción
validado y la normativa vigente en Perú, tomando como referencia las especificaciones
técnicas utilizadas por la DGER para estos casos. Deberá garantizar una vida útil de 20
años.
 El cableado utilizado por el Inversionista para la interconexión de los componentes de la
Instalación RER Autónoma, deberá cumplir el reglamento de baja tensión vigente en el
Perú, tomando como referencia las especificaciones técnicas utilizadas por la DGER
para estos casos. Este cableado deberá estar debidamente protegido, y aquel que esté
a la intemperie deberá mantener sus propiedades durante al menos 20 años.
 Instalaciones eléctricas que contengan un tomacorriente de doble toma, con polaridad
definida, además de una toma para cargador eléctrico universal para teléfono celular,
según diagrama referencial del Anexo 9-2. Estas instalaciones deberán cumplir las
especificaciones técnicas de la DGER para estos casos.
 La instalación deberá ser tal que no permita la manipulación del controlador ni de la
batería para evitar que se pueda suministrar energía a la carga directamente desde la
batería, es decir sin pasar por el controlador. Cada Equipo deberá contar con una marca
indeleble que al menos incluya lo siguiente: Número de serie y denominación del
proyecto. El Inversionista entregará al Distribuidor un listado en formato electrónico de
los números de serie de los equipos asociados con los datos del usuario.
 Se deberá contar con indicadores que muestren de forma visual o sonora el estado de
carga de la batería y adviertan al Usuario que se producirá el corte de electricidad, por
baja tensión de la batería.
El diagrama de instalación para el Tipo 1 es el siguiente:
La protección deberá ser realizada por el propio controlador, no se permite el uso de fusibles extraíbles.
No se podrá instalar más de una Batería.
6 Se exceptúa de esta restricción a las baterías de ion-litio.
4
5
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Figura 4) Diagrama de Instalación Tipo 1 (Viviendas)
3.2
Instalación Autónoma Tipo 2 (Entidades de Salud):
El servicio eléctrico proporcionado por la instalación autónoma Tipo 2 ( entidades de salud)
de 425 Wp está diseñado para suministrar energía eléctrica a las entidades de salud en
zonas alejadas. El objetivo de esta instalación para las entidades de salud es abastecer de
energía eléctrica en corriente alterna entre 220 V y 240 V, utilizando un sistema
fotovoltaico con las siguientes características:
 Generador Fotovoltaico de 425 Wp
 Controlador de Carga tipo electrónico 1.25 veces la corriente de corto circuito del arreglo
fotovoltaico.
 Batería del tipo sellada sin electrolito liquido capacidad nominal minimo de 360 Ah C100
 Inversor tipo electrónico 800 VA
 Lámparas Tipo Led, 10 Watts, minimo 600 lumenes.
 Sistema de Montaje
 Cableado
Para las instalaciones Tipo 2 (Entidades de Salud), se proyectó un consumo energético de
1175 Wh/día, así como se puede visualizar en la siguiente tabla. De acuerdo a las bases
definitivas para la subasta de suministro de electricidad con RER en áreas no conectadas a
red (agosto 2014), el consumo energético mínimo será de 900 Wh /día.
Cuadro 13) Proyección de Consumo para Instalaciones Autónomas Tipo 2 (Entidades de Salud)
Unidades
Carga
3
1
1
1
1
1
2
1
Lámparas
TV a color
DVD
Laptop
Cargador de Pilas
Cargador de celular
Computadora
Minicomponente
PRICONSA
Potencia Unitaria Potencia Total
(Watt)
(Watt)
10
80
20
65
15
5
80
10
TOTAL
30
80
20
65
15
5
160
10
385
Página 19 de 58
Horas de
funcionamiento al
Día (Horas)
3.5
2
1
3
1
3
4
2.5
Consumo Energético
Proyectado (Wh/día)
105
160
20
195
15
15
640
25
1175
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3.2.1
Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 2(Entidades de Salud):
El Suministro eléctrico deberá realizarse a una tensión comprendida entre 240 V y 220 V
en corriente alterna, monofásica, 60 Hz, utilizando un Sistema Fotovoltaico con las
siguientes características:
 Generador Fotovoltaico7 con potencia pico mínima8 de cinco (5) veces la potencia
ofertada para el Tipo 1 a CEM9 . Los módulos fotovoltaicos utilizados deberán contar
con certificados vigentes de cumplimiento de las normas IEC 61730 y IEC 61215,
emitidos por una institución certificadora independiente del fabricante que tenga
certificación ISO 17025 vigente a la fecha de emisión de los certificados, además no
deberán tener menos de 36 celdas fotovoltaicas.
 Controlador de carga 10 tipo electrónico apropiado para la operación de una Instalación
RER Autónoma Tipo 2 propuesta por el inversionista, cuya corriente nominal a su
ingreso (lado módulo fotovoltaico) debe ser como mínimo 1.25 veces la corriente de
corto circuito a CEM del arreglo fotovoltaico conectado a él (agrupamiento de módulos
fotovoltaicos interconectados). El controlador no deberá emitir ruidos ni interferencias a
otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética
2004/108/CE y deberá tener un autoconsumo máximo de 1% de su corriente nominal.
Además deberá contar con protecciones electrónicas11 , como mínimo, ante: Retorno de
corriente al módulo fotovoltaico; sobre carga, sobre descargas y sobre tensión de
batería; sobretensión en la entrada del módulo fotovoltaico; contra polaridad inversa en
cualquiera de sus líneas (módulo fotovoltaico, batería); funcionamiento sin batería y
cortocircuitos en el lado del módulo fotovoltaico. Además, deberá ser capaz de
almacenar información básica de operación, de por lo menos 30 días, y que ésta sea
exportable a un ordenador tipo PC en formato abierto.
 Batería del tipo sellada sin electrolito líquido12 13. La capacidad de almacenamiento
deberá corresponder y ser coherente con la potencia del Generador Fotovoltaico
ofertado y la energía que éste Generador suministra en las condiciones climáticas y
ambientales del lugar de instalación. La Capacidad nominal de la Batería no deberá ser
menor a 360Ah C100, hasta una tensión final mínima de 1.75 voltios/celda y una
temperatura de referencia de 25ºC (capacidad nominal asociada a una tensión de
batería de 12 voltios14. La Capacidad Real de cada unidad de almacenamiento no
deberá ser menor al 80% de su Capacidad Nominal en la temperatura de referencia y a
las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación.
 Inversor15, tipo electrónico de onda sinusoidal pura de 800 VA, en régimen continuo de
funcionamiento, como mínimo de potencia real en las condiciones climáticas y
ambientales del lugar de instalación. No deberá emitir ruidos ni interferencias a otros
equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética
2004/108/CE y deberá tener un autoconsumo máximo de 3% de la potencia nominal.
Además deberá contar con protecciones electrónicas ante desconexiones y
cortocircuitos en su ingreso (lado DC) y salida (lado AC) y con sistema de
reconocimiento de cargas ajustable entre 1 a 20 Watts, además deberá ser posible la
modificación de los valores de Tensión Final de desconexión de las Cargas del
suministro eléctrico, deberá ser capaz de almacenar de información básica de
operación16 de por lo menos 30 días y que ésta sea exportable a un ordenador tipo PC
en formato abierto.
El Generador fotovoltaico deberá estar formado por la interconexión de módulos fotovoltaicos de la misma marca y modelo.
Se precisa que el Generador Fotovoltaico ofertado deberá tener una potencia real no menor a 425Wp a CEM en el punto de máxima
potencia.
9 Referido a Condiciones Estándar de Medida (CEM o STC): 1000W/m2; 25ºC; AM=1.5, Incidencia Normal.
10 Se podrá utilizar más de un Controlador de Carga, de ser este el caso, se deberá realizar la programación o ajustes convenientes para
que no se afecten los algoritmos de carga de la batería. No existe restricción respecto de la tensión nominal.
11 La protección deberá ser electrónica y realizada por el propio controlador, no se permite el uso de fusibles extraíbles.
12 Se permite el uso de baterías de ion-litio.
13 La Batería está referida a una o varias unidades de almacenamiento, las cuales deberán ser interconectadas en serie, no se permite
interconexiones en paralelo.
14 La tensión de la Batería deberá ser definida por el Inversionista y su Capacidad (a las condiciones referidas) deberá ser como mínimo lo
indicado y en magnitud equivalente con la tensión seleccionada.
15 No se permite la instalación de más de un Inversor.
16 Se permitirá el uso de almacenadores de datos externos al Inversor siempre que sean de bajo consumo eléctrico.
7
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 Lámparas tipo LED17 con base E27, máximo 10 Watts y mínimo 600 lúmenes, luz
blanca, ángulo de apertura de al menos 120º, de intensidad no concentrada, tensión
nominal de operación 220 voltios en corriente alterna. Las lámparas deberán tener un
tiempo de funcionamiento no menor de 30,000 (treinta mil) horas y no deberá emitir
ruidos ni interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de
Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE (EG).
 Sistema de montaje deberá adaptarse a las condiciones existentes y cargas previstas,
diseñado, construido y mantenido siguiendo un código de construcción validado y la
normativa vigente en Perú. Deberá garantizar una vida útil de 20 años.
 El cableado utilizado por el Inversionista para la interconexión de los componentes de la
Instalación RER Autónoma deberá cumplir el reglamento de baja tensión vigente en
Perú, estando debidamente protegido, y aquel que esté a la intemperie deberá
mantener sus propiedades durante al menos 20 años.
3.3
Instalación Autónoma Tipo 3 (Escuelas):
El servicio eléctrico proporcionado por la instalación autónoma Tipo 2 ( escuelas) de 850
Wp está diseñado para suministrar energía eléctrica a las entidades educativas en zonas
alejadas. El objetivo de esta instalación es abastecer de energía eléctrica en corriente
alterna entre 220 V y 240 V, utilizando un sistema fotovoltaico con las siguientes
características:
 Generador Fotovoltaico de 850 Wp.
 Controlador de Carga tipo electrónico 1.25 veces la corriente de corto circuito del
arreglo fotovoltaico.
 Batería del tipo sellada sin electrolito liquido capacidad nominal minimo de 720 Ah
C100.
 Inversor tipo electrónico 1200VA.
 Lámparas Tipo Led, 10 Watts, minimo 600 lumenes.
 Sistema de Montaje
 Cableado
Para las instalaciones Tipo 3 (Escuelas), se proyectó un consumo energético de 1927
Wh/día, así como se puede visualizar en la siguiente tabla. De acuerdo a las bases
definitivas para la subasta de suministro de electricidad con RER en áreas no conectadas a
red (agosto 2014), el consumo energético mínimo será de 1800 Wh/día.
Cuadro 14)
Proyección de Consumo para Instalaciones Autónomas Tipo 3 (Escuelas)
Consumo Energético
Proyectado (Wh/día)
30
6
180
30
10
65
30
10
260
2.5
2
1.2
75
20
312
15
5
15
5
3
3
45
15
80
320
4
1280
TOTAL
670
Carga
3
Lámparas
10
1
1
4
TV a color bajo consumo
Radio
Laptop
1
1
Cargador de Pilas
Cargador de celular
4
Computadora
3.3.1
Horas de funcionamiento
al Día (Horas)
Unidades
Potencia Unitaria (Watt) Potencia Total
1927
Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 3 (Escuelas):
El Suministro eléctrico deberá realizarse a una tensión comprendida entre 220 V y 240 V
voltios en corriente alterna, monofásica, 60 Hz, utilizando un Sistema Fotovoltaico con las
siguientes características:
 Generador Fotovoltaico18 con potencia pico mínima19 de diez (10) veces la potencia
ofertada para el Tipo 1 a CEM20 (26). Los módulos fotovoltaicos utilizados deberán
Se requieren tres unidades.
El Generador fotovoltaico deberá estar formado por la interconexión de módulos fotovoltaicos de la misma marca y modelo.
19 Se precisa que el Generador Fotovoltaico ofertado deberá tener una potencia real no menor a 850Wp a CEM en el punto de máxima
potencia.
20 Referido a Condiciones Estándar de Medida (CEM o STC): 1000W/m2; 25ºC; AM=1.5, Incidencia Normal
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18
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





contar con certificados vigentes de cumplimiento de las normas IEC 61730 y IEC61215,
emitidos por una institución certificadora independiente del fabricante que tenga
certificación ISO 17025 vigente a la fecha de emisión de los certificados, además no
deberán tener menos de 36 celdas fotovoltaicas.
Controlador de carga tipo electrónico, apropiado para la operación de una Instalación
RER Autónoma Tipo 3 propuesto por el Inversionista, cuya corriente nominal a su
ingreso (lado módulo fotovoltaico) debe ser como mínimo 1.25 veces la corriente de
corto circuito a CEM del arreglo fotovoltaico conectado a él (agrupamiento de módulos
fotovoltaicos interconectados). El controlador no deberá emitir ruidos ni interferencias a
otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética
2004/108/CE y deberá tener un autoconsumo máximo de 1% de su corriente nominal.
Además deberá contar con protecciones electrónicas21 como mínimo, ante: retorno de
corriente al módulo fotovoltaico; sobre carga, sobre descargas y sobre tensión de
batería; sobre tensión en la entrada del módulo fotovoltaico; contra polaridad inversa en
cualquiera de sus líneas (módulo fotovoltaico, batería); funcionamiento sin batería y
cortocircuitos en el lado del módulo fotovoltaico. Además, deberá ser capaz de
almacenar información básica de operación, de por lo menos 30 días, y que ésta sea
exportable a un ordenador tipo PC en formato abierto.
Batería del tipo sellada sin electrolito líquido22 23. La capacidad de almacenamiento
deberá corresponde y ser coherente con la potencia del Generador Fotovoltaico
ofertado y a la energía que éste Generador suministra en las condiciones climáticas y
ambientales del lugar de instalación. La Capacidad nominal de la Batería no deberá ser
menor a 720Ah C100, hasta una tensión final mínima de 1.75 voltios/celda y una
temperatura de referencia de 25ºC (capacidad nominal asociada a una tensión de
batería de 12 voltios24. La Capacidad Real de cada unidad de almacenamiento no
deberá ser menor al 80% de su Capacidad Nominal en la temperatura de referencia y a
las condiciones climáticas y ambientales del lugar de instalación.
Inversor25, electrónico onda sinusoidal pura de 1200 VA, en régimen continuo de
funcionamiento, como mínimo de potencia real en las condiciones climáticas y
ambientales del lugar de instalación. No deberá emitir ruidos ni interferencias a otros
equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de Compatibilidad Electromagnética
2004/108/CE y deberá tener un autoconsumo máximo de 3% de la potencia nominal.
Además deberá contar con protecciones electrónicas ante desconexiones y
cortocircuitos en su ingreso (lado DC) y salida (lado AC) y con sistema de
reconocimiento de cargas ajustable entre 1 a 20 Watts, además deberá ser posible la
modificación de los valores de Tensión Final de desconexión de las Cargas del
suministro eléctrico y deberá ser capaz de almacenar información básica de operación26
de por lo menos 30 días y que ésta sea exportable a un ordenador tipo PC en formato
abierto.
Lámparas tipo LED (33) con base E27, máximo 10 Watts y mínimo 600 lúmenes, luz
blanca, ángulo de apertura de al menos 120º, de intensidad no concentrada, tensión
nominal de operación 220 Volts en corriente alterna. Las lámparas deberán tener un
tiempo de funcionamiento no menor de 30,000 (treinta mil) horas y no deberá emitir
ruidos ni interferencias a otros equipos eléctricos, cumpliendo la Directiva de
Compatibilidad Electromagnética 2004/108/CE (EG). (33) Se requieren tres unidades
Sistema de montaje deberá adaptarse a las condiciones existentes y cargas previstas,
diseñado, construido y mantenido siguiendo un código de construcción validado y la
normativa vigente en Perú. Deberá garantizar una vida útil de 20 años.
El cableado utilizado por el Inversionista para la interconexión de los componentes de la
Instalación RER Autónoma, deberá cumplir el reglamento de baja tensión vigente en
Perú, estando debidamente protegido, y aquel que esté a la intemperie deberá
mantener sus propiedades durante al menos 20 años.
La protección deberá ser electrónica y realizada por el propio controlador, no se permite el uso de fusibles extraíbles.
Se permite el uso de baterías de ion-litio.
23 La Batería está referida a una o varias unidades de almacenamiento, las cuales deberán ser interconectadas en serie, no se permite
interconexiones en paralelo
24 La tensión de la Batería deberá ser definida por el Inversionista y su Capacidad (a las condiciones referidas) deberá ser como mínimo lo
indicado y en magnitud equivalente con la tensión seleccionada
25 No se permite la instalación de más de un Inversor
26 Se permitirá el uso de almacenadores de datos externos al Inversor siempre que sean eficientes y de bajo consumo eléctrico.
21
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Para todos los casos, la batería, el controlador de carga y el inversor (de ser el caso)
deberán ser instalados en cajas selladas que eviten su manipulación. Asimismo, el sistema
deberá contar con indicadores que muestren el estado de carga de la batería.
Para el diseño de la Instalación RER Autónoma, se debe considerar que la energía
disponible que deberá ser proporcionada como mínimo cada día, será equivalente a
180Wh (15 Ah a 12 V en corriente continua), 900 Wh y 1800 Wh para el Tipo 1, Tipo 2 y
Tipo 3, respectivamente, además se espera, como mínimo, se suministre electricidad
suficiente, para el día de diseño más dos (2) días adicionales. Estos parámetros de diseño
deberán tenerse en cuenta en la determinación de la tensión de desconexión de las cargas
de consumo en el controlador o en el inversor, según corresponda, estos valores podrán
ser reajustados conforme a las coordinaciones con el Administrador del Contrato.
De igual manera, en todos los casos, el Inversionista deberá tomar medidas razonables
que resulten convenientes para evitar el robo y posterior comercialización de las
Instalaciones RER Autónomas; para dicho fin, el Generador Fotovoltaico, la Batería, el
Inversor y el Controlador de Carga deberán contar con números de serie grabados en
lugares estratégicos. Las medidas de seguridad serán presentadas por el Inversionista
para la aprobación de la DGER, como parte de la propuesta de diseño a que se refiere la
cláusula 7 del presente Contrato. El Participante deberá certificar el cumplimiento de las
especificaciones técnicas arriba indicadas mediante la presentación de la documentación
que corresponda, e incluir el contenido justificado del compromiso de garantía detallado en
el Anexo 9.3.
En el caso de sistemas Tipo 2 y Tipo 3, se deberá instalar adecuados sistemas de puesta a
tierra. Asimismo, el Inversionista tomará en cuenta los niveles isoceraunicos para los
diseños. En caso se requiera atender Usuarios distintos a los tres tipos establecidos
anteriormente, se podrá utilizar la Instalación RER Autónomas del Tipo 1 o Tipo 2 o Tipo 3
que más se adecúe a las necesidades. Similar tratamiento tendrá aquellas entidades de
salud o escuelas con necesidades de capacidad distintas a las establecidas en su
categoría.
El diagrama de instalación para el Tipo 2 y Tipo3 es el siguiente:
Figura 5) Diagrama de Instalación Tipo 2 y Tipo 3 (Entidades de Salud y Escuelas)
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3.4
Componentes Principales de las Instalaciones Autónomas atendidos por
Sistemas Fotovoltaicos
3.4.1
Panel Solar
Celdas de Silicio-Mono y Poli-Cristalino
Las celdas de silicio mono cristalino representan el estado de la tecnología
fotovoltaica comercial. Para fabricarlas el silicio es purificado, fundido y cristalizado,
ya sea en lingotes o en láminas delgadas; posteriormente el silicio es rebanado en
obleas delgadas para formar las celdas individuales, las obleas se pulen por ambas
caras. Durante el proceso de corte y pulido se desperdicia casi la mitad del material
original.
Una vez pulidas, las obleas se introducen por difusión a alta temperatura un material
dopante, típicamente boro y fósforo, con lo cual se convierte a la oblea en un
semiconductor tipo p si se le añadió boro, o tipo n si se añadió fósforo. La mayoría de
las celdas fotovoltaicas producen una tensión de aproximadamente 0,5 V,
independientemente del área superficial de la celda, sin embargo, mientras mayor
sea la superficie de la celda mayor será la corriente que entregará.
El espesor requerido para que se lleve a cabo el efecto fotovoltaico y se evite al
máximo la recombinación de portadores de carga es del orden de 3 a 4 μm, por este
motivo, la celda se torna extremadamente frágil ocasionando que en el proceso de
manufactura se generen más desperdicios.
Las celdas policristalinas son fabricadas y operan de una manera similar a las
monocristalinas. La diferencia es que durante su manufactura se emplea un silicio de
menor calidad y costo, esto da como resultado celdas de eficiencia ligeramente
menor.
Al estar compuesta la celda por una serie de granos de silicio, a nivel microscópico,
quedan varios huecos entre las uniones de los granos y por lo tanto en esos
microhuecos se interrumpe el fenómeno fotovoltaico. No obstante la diferencia de
eficiencias entre el silicio monocristalino y el policristalino es relativamente pequeña y
generalmente se absorbe en las evaluaciones de costos.
b)
Película delgada
Los tipos de celda mencionados anteriormente tienen estructura cristalina, el silicio
amorfo no tiene tal estructura. Al silicio amorfo también se le denomina película
delgada. Las unidades de silicio amorfo se fabrican depositando capas delgadas de
silicio, evaporado al vacío, sputtering (erosión iónica), deposición de vapor u otro
método sobre un sustrato que puede ser vidrio, plástico o metal. Las celdas de silicio
amorfo se presentan prácticamente en cualquier tamaño, siendo la limitante la
configuración del domo de evaporación donde se efectúa el proceso.
Debido a que las capas de silicio permiten el paso de parte de la luz solar, se
requiere depositar varias capas, una sobre otra. Las capas añadidas incrementan la
cantidad de electricidad que la celda puede producir. La producción de electricidad
se ve disminuida hasta en un 15% a las 8 semanas de que inicia la operación de la
celda. Esto se debe a que la película delgada presenta una acelerada degradación a
partir de que es expuesta a los rayos solares. A partir del cuarto o quinto año de
operación las celdas presentan una degradación del 35 al 50 %.
La eficiencia de las celdas de silicio amorfo es de aproximadamente el 50% de las
celdas cristalinas. Esta tecnología tiende a ser mucho más barata que las cristalinas.
Por esta razón el estado actual de la investigación se enfoca hacía el problema de la
degradación.
Dentro de los materiales que mayor estabilidad ofrecen en película delgada está el
CuInSe2, conocida como cobre-indio-selenio; este material fue considerado
teóricamente posible en 1974 y no fue sino hasta 1990 que comenzó su producción
en la empresa norteamericana Chronar. Sin embargo el CuInSe2 es un compuesto
más costoso que el silicio y actualmente se estudian otras alternativas tales como:
AlInS2, Zn3P2 y el Cu2O. Otro material, el teluro de cadmio CdTe, análogamente al
CuInSe2, es un material que ha mostrado viabilidad en celdas solares. El CdTe ha
mostrado eficiencias iniciales del orden del 15%. El CdTe se encuentra disponible
comercialmente. Sin embargo, para reducir el costo del Watt pico, los esfuerzos se
enfocan a abatir el costo de producción.
a)
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c)
Módulos Fotovoltaicos
Para la gran mayoría de aplicaciones resulta insuficiente la diferencia de potencial de
0,5 V generada por una celda fotovoltaica. De esta manera las celdas tienen que ser
colocadas en serie para que, en conjunto, proporcionen el voltaje adecuado. De la
misma manera varias de esas series pueden ser colocadas en paralelo para
incrementar la corriente.
Posteriormente las celdas interconectadas en serie y sus conexiones eléctricas se
encapsulan y se colocan entre dos placas que pueden ser de vidrio, o bien una de
vidrio superior y una posterior plástica o metálica. Para absorber esfuerzos
mecánicos y con propósitos de montaje se añade un marco metálico. La unidad
resultante recibe el nombre de módulo o panel fotovoltaico, el módulo es típicamente
la unidad básica de los sistemas fotovoltaicos. Los módulos pueden interconectarse
en serie y/o paralelo para formar un arreglo.
Figura 6) Elementos del Panel Fotovoltaico
Figura 7) Funcionamiento del Panel
Figura 8) Funcionamiento de una Celda Solar
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También se ha usado Etileno-Vinil-Acetato (EVA) para las capas laminadas, así
como otros polímeros. Para la capa posterior se ha usado Mylar o Tedlar para
proteger el módulo contra la humedad, sin embargo casi todos los polímeros son
permeables en cierta medida a la humedad. Una solución para esto ha sido utilizar
una capa posterior de aluminio recubierta con algún polímero adecuado; aunque la
mejor opción, desde el punto de vista encapsulamiento, la representa el vidrio. Sin
embargo éste último material representa la desventaja de la fragilidad aun cuando
haya sido endurecido.
Cuadro 15) Resumen de la Tecnología Fotovoltaica
Tipo de Celda
Eficiencia (%)
Laboratorio
Prod.
Silicio
Monocristalino
19.1
12 a 14
Silicio
Policristalino
18
Silicio Laminado
Silicio Amorfo o
Película Delgada
d)
e)
f)
Descripción
Ventajas
-Tecnología bien desarrollada y estable.
-Mayor eficiencia.
-Se fabrican en celdas cuadradas.
Desventajas
-Emplea mucho material caro.
-Mucho desperdicio (casi la mitad).
-Manufactura costosa.
11 a 13
-Tecnología bien desarrollada y estable.
-Buena eficiencia.
-Se fabrican en celdas cuadradas.
-Menor costo que la monocristal.
-Material costoso.
-Mucho desperdicio.
-Manufactura costosa.
-Menor eficiencia que el monocristal.
15
11 a 13.2
-No requiere rebanado.
-Menos material desperdiciado.
-Potencial para rapidez de buena eficiencia.
-Complejidad en el crecimiento del cristal.
11.5
4a8
-Utiliza muy poco material.
-Alto potencial y producción muy
-Costobajo,50%silicio
-Menos afectado por bajos niveles
-Degradación pronunciada
-Menor eficiencia.
-Menor durabilidad
Selección del tipo de celda
Un panel fotovoltaico es una placa compuesta de células o celdas fotovoltaicas que
tienen la propiedad de convertir la energía radiante del sol en energía eléctrica DC.
Según el proceso de fabricación, las células y por lo tanto los paneles que las usan,
pueden ser de tres tipos:
 De silicio monocristalino.
 De silicio policristalino.
 De silicio amorfo.
Los más recientes y confiables son los de silicio monocristalino y de silicio
policristalino y se fabrican de una amplia variedad de potencias sin embargo se ha
seleccionado sistemas con paneles solares de 50 Wp (paneles existentes) y 80 Wp
(ver siguiente punto) debido a que son potencias representativas para los diferentes
usos. Se ha seleccionado el panel con células de silicio monocristalino que cumple
con los 20 años de vida útil, y su costo de mercado ha disminuido notablemente.
Selección de la potencia (Wp)
En cuanto a la selección de los módulos, se ha evaluado la oferta existente en el
mercado, seleccionando valores representativos de Wp (por ejemplo 50 y 80 Wp),
que permitan el análisis de los diferentes SFV definidos (de 50 a 70 Wp y de 71 a
100 Wp), cabe anotar que no existe una estandarización de Wp para la fabricación
de los mismos.
Es así, que según las bases de la Subasta, se optó por un módulo básico de 85 Wp a
CEM* para la Instalación RER Autónoma -Tipo 1(Viviendas), para las instalaciones
RER autónomas Tipo 2, se consideró un generador fotovoltaico con potencia pico
mínima de cinco veces la potencia del tipo 1 a Condiciones Estándar de Medida
(CEM), para las instalaciones RER autónomas Tipo 3, se consideró un generador
fotovoltaico con una potencia pico mínima de 10 veces la potencia del tipo 1 a CEM.
Especificación Técnica del Panel Solar
A continuación se detallan las especificaciones técnicas del panel solar para una
potencia máxima 85 Wp.
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Cuadro 16)
Especificación Técnica del Panel Solar
Caracteristicas Físicas
Dimensiones LxAxE
Peso
1200 mm x 527 mm x 34 mm
7.6 kg
Numero de cèlulas en serie
Nùmero de células en paralelo
Tamaño de las celulas
36
1
94 mmx 156 mm
Caracterisiricas Eléctricas
Tensión Nominal
12 V
Potemcia Màxima (Pmax)
85 Wp
Corriente de Corto Circuito (Isc)
5.02 A
Tensiòn Circuito Abierto
22.1 V
Intensidad Punto Max. Potencia (Vmp)
4.76 A
Características Constructivas
Celulas
Monocristalinas
Marco
Aluminio
Toma de tierra
si
Certificados
CE-IEC 61215-IEC-61730
Garabtia de Potencia
25 años (80% )
g)
Estructura Soporte
Actualmente se comercializan paneles solares sin el soporte; el soporte para panel
solar es tan relevante como lo puede ser su batería, un módulo que no lo posea no
podrá trabajar correctamente, porque la instalación del dispositivo no será posible.
El soporte para panel solar es el encargado no sólo de sostener sino el de
proporcionar un mayor rendimiento. Existen distintos tipos de soportes para panel
solar, están aquellos diseñados para una placa solar determinada, como también
están aquellos modelos, más costosos, construidos con el fin de poder albergar
cualquier tipo de módulo. Se estima que serán estos últimos los que terminen
desarrollándose en mayor número en un futuro cercano.
El montaje del soporte para panel solar es muy simple; el montaje se hace sobre la
superficie en donde se desee instalar el módulo, con inclinación hacia el norte de 15º
con la cual debe regularse al soporte.
3.4.2 Bateria Solar
La batería es el elemento encargado de almacenar la energía eléctrica generada por los
módulos durante los periodos de sol. Normalmente, las baterías se utilizan durante las
noches o periodos nublados, el intervalo que incluye un periodo de carga y uno de
descarga, recibe el nombre de ciclo. Idealmente las baterías se recargan al 100 por ciento
de su capacidad, durante el periodo de carga de cada ciclo. Si existe un controlador, las
baterías no se descargarán totalmente durante el ciclo, de igual manera no corren el
peligro de sobrecargarse durante periodos de poco uso.
Una batería se dimensiona en función de los criterios siguientes:
 La energía que debe abastecer diariamente;
 La autonomía que debe proporcionar durante periodos nublados; y
 La profundidad de descarga.
3.4.2.1
Variables Técnicas de una Batería
a)
Temperatura
La temperatura es el factor de mayor incidencia que acorta la vida de una batería;
por cada 18ºF(10ºC) de incremento en la temperatura de la batería diseñada para
operar a 25ºC, la vida de la batería se divide a la mitad. El incremento de la
temperatura provoca una corrosión en la rejilla positiva.
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Figura 9) Vida de los Tipos de Batería en Función de la Temperatura
Temperatura
media de
Funcionamiento
20 °C/ 68°F
30 °C/ 86°F
40 °C/ 104°F
b)
c)
d)
e)
f)
AGM
Deep
Cycle
AGM
Deep
Cycle
AGM
Deep
Cycle
años
7 - 10
4
2
años
12
6
3
años
20
10
5
Capacidad
La capacidad en Amperios-hora (A-h) es simplemente el número de amperios que la
batería puede descargar, multiplicado por el número de horas en que se entrega
dicha corriente. Este parámetro determina cuánto tiempo el sistema puede operar
una carga determinada sin que haya necesidad de recarga.
Profundidad de descarga
Este parámetro describe la fracción de la capacidad total de la batería que puede ser
usada sin necesidad de recarga y sin dañar a la batería.
Como regla general, mientras menor sea la cantidad de energía que se extrae de la
batería durante cada ciclo, mayor será la vida útil de la misma. Esta descripción da
origen a la clasificación de las baterías en dos grandes grupos: ciclo ligero o
automotriz y ciclo profundo. En el ciclo ligero o automotriz, como se mencionó
anteriormente, las baterías se diseñan para altas descargas iníciales, como puede
ser el arranque de un motor, pero continuamente se están cargando y descargando
de manera alternativa. Estas baterías, también llamadas de arranque, se diseñan
para profundidades de descarga no mayores del 20%. De manera opuesta las
baterías de ciclo profundo se diseñan en función de largos periodos de utilización sin
necesidad de recibir recarga, por lo tanto éstas son más robustas y generalmente
tienen mayor densidad energética. Su profundidad de descarga puede ser hasta del
100%.
Mantenimiento
En las baterías selladas no es necesario realizar el mantenimiento preventivo, salvo
en casos de sulfatación o falso contacto. El mantenimiento preventivo de las baterías
estacionarias se debe realizar en periodos de entre 1 y 2 meses, según las
condiciones de operación. El electrolito debe permanecer en el nivel máximo, por
efecto de la condensación de gases, el orificio de los tapones se obstruye debiendo
permanecer siempre libres, los bornes de las baterías deben permanecer libres de
sulfatación para ello se tiene que cubrir con grasa mineral o limpiarlo con un cepillo
de forma suave.
Cambio por fin de vida útil
El factor de reposición ésta condicionado a la cantidad de ciclos por porcentaje de
descarga, así como el tiempo de vida útil de la batería según la temperatura de
operación, el voltaje de carga y descarga.
Fallas
Cada batería tiene varios tipos de fallas, algunos de los cuales son más frecuentes
que otros. En baterías Plomo-Acido sumergidas los tipos de falla comunes son:
 Corrosión de la rejilla o terminal positivo
 Formación de sedimento (desprendimiento)
 Corrosión de cables de salida superior
 Sulfatación de placas
 Sedimentación (trozos de pasta)
La formación de sedimentos (desprendimiento) es una función del número de ciclos
de operación que soporta una batería. Al desprenderse trozos del material activo de
las placas, estos se convierten en sulfato de plomo de color blanco. La formación de
sedimentos es la segunda razón por la cual los fabricantes de baterías dejan un
espacio en el fondo de las cajas, para permitir la acumulación de una cierta cantidad
de sedimento antes de que estos puedan formar un corto a través de la base de las
placas, haciendo por tanto inservible a la batería. Como consecuencia, la tensión
flotante caerá y la magnitud de la caída de tensión dependerá de la magnitud del
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3.4.2.2
corto. El desprendimiento y formación de sedimentos en cantidades razonables, es
un proceso normal de este tipo de baterías.
Se realizó una evaluación técnica para la selección de la batería a utilizar en los
sistemas fotovoltaicos, considerándose los costos de materiales, los porcentajes de
costos de pruebas y stock, costos de contratista, ingeniería del proyecto, gastos
generales e interés, los costos de transporte e instalación, y costos de operación y
mantenimiento.
g)
Tipos de Baterías
 Plomo-Acido
 Sumergidas (húmedas) o de líquido aereado.
 Plomo-Acido reguladas por válvula, VRLA (selladas)
 Lámina de fibra de vidrio absorbente (AGM)
 Gel
 Placa plana
 Placa tubular
h)
Liquido aireado
El electrolito se encuentra en estado líquido y es accesible al usuario para así
realizar el mantenimiento pertinente. Los tapones del recipiente contenedor suelen
ser de tipo recombinante para minimizar la pérdida de agua.
La batería a utilizar debe poseer un espesor de placa mínimo de 2 mm para
garantizar que el material activo dure el periodo de vida especificado, adicionalmente
debe considerarse temperaturas de trabajo entre 25 y 35ºC.
El peso puede significar un factor a tener en cuenta si consideramos que en algunos
casos ésta se tiene que trasladar a lugares distantes a 1 hora o más en caminos de
herradura y de difícil acceso.
El dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos considera una batería por sistema o
un banco de baterías con capacidades entre 100 y 200 Ah, en el mercado peruano
existen diversos tipos de baterías, siendo estas automotrices, AGM y GEL
estacionarias de tipo solar.
Para las baterías que se encuentran en zona de selva, se debe considerar
temperatura de trabajo normal de 30 y 33ºC.Hay muchos diferentes tipos de baterías
con muy buenas características, pero para las aplicaciones en sistemas
fotovoltaicos y eólicos se usa en su gran mayoría baterías de plomo por su buena
relación del precio por energía disponible.
Baterías para Aplicaciones Solares
a)
Baterías Abiertas
Una de las baterías más empleadas en instalaciones de sistemas fotovoltaicos son
las de plomo-ácido, éstas tienen la ventaja de ser más económicas que las formadas
por otros compuestos. Adicionalmente, dada la gran familiaridad al público en
general debido a que tiene relación con las baterías automotrices, su potencial
comercial es muy elevado. Estas baterías se fabrican mediante diversas aleaciones
de plomo en una solución de ácido sulfúrico que actúa como electrolito. El material
de las placas es una aleación de plomo con otro material, ya que el plomo puro es
débil físicamente.
Dependiendo del material con que se mezcle el plomo, resultará la profundidad de
descarga de la batería. Así por ejemplo, si las placas son de una aleación de plomo y
antimonio, el antimonio permite que la batería tenga una mayor profundidad de
descarga sin que se dañen las placas, esto significa una mayor vida para la batería, y
por lo tanto las baterías de plomo-antimonio-ácido son de ciclo profundo. Por otra
parte, el calcio aumenta la rigidez del plomo y reduce la auto-descarga; sin embargo,
la aleación plomo calcio se ve dañada cuando las profundidades de descarga son
mayores al 25 por ciento, en consecuencia las baterías plomo-calcio-ácido son de
ciclo ligero.
b)
Baterías Liquidas
Son las más antiguas y su simple producción permiten precios favorables. Existen
en versión abierta con tapas que dejan sustituir el agua o en versión 'libre de
mantenimiento' que son cerradas pero con válvulas para que posibles gases puedan
PRICONSA
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c)
d)
e)
escapar durante cargas excesivas (en realidad no son libre de mantenimiento, son de
bajo mantenimiento). Sus ventajas aparte de los precios es que son menos
problemáticos si se sobrecargan. Las desventajas son el peligro de perder el muy
agresivo acido, un control del nivel del agua es necesario (en las de 'libre
mantenimiento' no se pueden sustituir el agua), y su corta vida típica de
aproximadamente 400 ciclos de carga y descarga. Una ventilación es muy importante
para estos tipos de batería y temperaturas bajo zero pueden destruirlas rápidamente.
Baterías tipo VRLA (Valve Regulated Lead Acid battery)
Estas baterías modernas tampoco son completamente selladas, pero contienen una
tecnología que recombinan el oxígeno e hidrógeno que sale de las placas durante la
carga y así eliminan la pérdida de agua si no son sobrecargadas. Estas baterías
funcionan en cualquiera posición. Hay dos tipos principales: los de consistencia de
Gel y los AGM, donde el ácido es fijado en fibra de vidrio (AGM - absorbed glass
mat).
Baterías Cerradas
Baterías de Gel. En estas baterías 'selladas', el ácido tiene la forma de gel. Su gran
ventaja es que ya no hay un líquido que se puede perder, son cerradas y funcionan
en cualquier posición. La corrosión es reducida y son más resistentes a bajas
temperaturas. Su vida es mucho mayor que la vida de las baterías liquidas y
comparado con otras, son las menos afectadas en casos de descargas profundas.
Las desventajas son una resistencia interna poco más alta que reduce el flujo
máximo de la corriente, son algo más delicadas para cargar y llevan un precio mayor.
Estas baterías se usan frecuentemente en la industria y la telecomunicación.
En este tipo de baterías, el electrolito se inmoviliza en forma de gel de consistencia
muy densa. Las baterías de Gel tienen por lo general una mayor duración de vida y
una mejor capacidad de ciclos que las baterías AGM. No necesitan mantenimiento
pero no son aptas para operar con sobre descarga ni con altas temperaturas.
Baterías tipo AGM
En estas baterías, desarrolladas inicialmente para la aviación, el ácido está fijado en
fibras de vidrio. Cada vez más se usan en sistemas solares y eólicos. Sus ventajas
adicionalmente a las de las baterías de gel son una alta resistencia en climas fríos,
su auto descarga sobre el tiempo es mínimo y tiene la eficiencia más alta de todas
las baterías de plomo (hasta 95%). Tienen una baja resistencia interna que permiten
corrientes altas. Desventaja, aparte del precio más elevado, es su vulnerabilidad más
alta a descargas profundas.
Figura 10)
Tipos de Baterías con su Capacidad por Volumen y Peso
La gráfica adjunta muestra las diferentes tecnologías de baterías comparando sus
capacidades en relación a su peso (eje vertical) y su volumen (eje horizontal). Las baterías
de ion de litio como las usadas en celulares y computadoras son las superiores.
Actualmente se investiga fuertemente en mejorarlas y en el desarrollo de alternativas,
principalmente motivado para solucionar los requerimientos de energía de vehículos
eléctricos. Aunque hay investigaciones muy prometedoras, hasta el momento no hay
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alternativas económicamente viables a los acumuladores de plomo. De interés especial
son las baterías de litio-ferrofosfato (LiFePO4) que no contienen elementos tóxicos, se
puede descargar hasta un 20% de su capacidad y tienen una vida de más de 2000 ciclos.
La gran desventaja actual es el alto precio (aprox. tres veces de una batería de plomo) y
cargarlas es más delicado.
Figura 11)
3.4.2.3
Profundidad de Descarga Vs Número de Ciclos
Vida de Baterías Solares
La vida de estas baterías depende aparte de la calidad de la fabricación y del tipo sobre
todo de su uso correcto. Con el uso difícil a controlar, los fabricantes prefieren no ofrecer
garantías largas. Aunque todos queremos saber cuántos años dura una batería, lo que se
puede medir son ciclos de carga/descarga a una profundidad de descarga con una
temperatura determinada (normalmente se mide a 25ºC).
La mayoría de baterías de carros viven menos de 200 ciclos si se descarga regularmente a
50% de su capacidad. Baterías liquidas de ciclo profundo (incluso las 'selladas') son
capaces de 400 ciclos, baterías de AGM y de Gel superan fácilmente 800 ciclos. Hay
baterías de Gel para el uso industrial (por ejemplo los tipos OPzS o OPzV) que pueden
manejar bajo ciertas condiciones más de 10,000 ciclos. Los años de vida depende
entonces de su uso: si se conoce la profundidad de descarga y la cantidad de ciclos, se
puede estimar su vida en años.
3.4.2.4 Eficiencia de Baterías Solares
La eficiencia de las baterías varía según tipo, temperatura, vejez, el estado de descarga y
su calidad de construcción. También hay que considerar que los productores miden la
capacidad de sus baterías sobre diferente tiempo, lo que dificulta compararlas. Una batería
descargada con una corriente alta en poco tiempo tiene menos capacidad que la misma
descargada con una corriente pequeña sobre un tiempo prolongado. Normalmente se
indican la capacidad de la batería descargada sobre 24 horas (a 25°C), pero algunos
fabricantes miden la capacidad hasta 100 horas y así indican un valor comparativo más
alto de la competencia.
Más importante es la diferencia entre la cantidad de energía que entra en la batería
(cargando) y la que es disponible en la batería (descargando). Esta eficiencia de
Coulomb (también llamada eficiencia de Faraday) es en baterías normales de plomo entre
70 y 85%. Significa por ejemplo que de 100Ah producidos para cargar la batería,
solamente entre 70 y 85Ah son disponible, el resto de la energía se pierde principalmente
en calor. Las baterías de buena calidad, sobre todo los de tipo AGM, pueden tener una
eficiencia hasta 95%.
3.4.3 Lámparas
Para la evaluación de la lámpara es necesario analizar la cantidad de conmutaciones y
cantidad de lúmenes de la lámpara, puesto que de ello depende el tiempo de vida útil y la
calidad de iluminación que el usuario recibirá. A continuación se muestran los
requerimientos mínimos que deben cumplir las lámparas a utilizar:
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Cuadro 17)
Requerimiento técnico mínimo para Lámparas
Nº Características Especificado
1 Potencia Nominal
2 Fabricante
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
3.4.4
Especificado
Especificado
Indicar
3 Lámparas LED 10W (max), 600 lúmenes-min,
Tipo de Lámpara
para ser realizada con sistemas fotovoltaicos o
Voltaje Nominal (VDC)
12 V
Rango de Voltaje de Operación (VDC)
V a 15V
Corriente Nominal a 12 V (mA)
Menor a 950 mA
Intensidad Luminosa (lm) mínimo
600 lm
Eficiencia Luminosa mínimo
60 lm/W
Temperatura de la luz (K)
3 000 (Luz cálida)
Vida útil mínimo
30 000 horas
Garantía de funcionamiento
Mínimo 2 años
Rango de Temperatura amb. (ºC)
-10 a +50
Tipo de socket
Adosable E27
Protecciones Protegido contra polaridad invertida Protegido contra polaridad invertida
Certificación de garantía de fábrica
Presentar
Información Técnica
Catálogo de la Lámpara
Controlador de Carga
Los controladores se incluyen en los sistemas fotovoltaicos para proteger a las baterías
contra sobrecargas y descargas excesivas. La mayoría de los controladores detectan el
voltaje de la batería y actúan de acuerdo con los niveles de la tensión. Los controladores
no son aparatos muy simples, ya que el estado de recarga de la batería depende de
muchos factores y es difícil de medir.
a. Capacidad del controlador: El controlador debe tener suficiente capacidad para controlar
la máxima corriente producida por el conjunto fotovoltaico. Se recomienda que la
sobrecorriente ocasional no sobrepase 1,25 veces la corriente de cortocircuito del
controlador de carga.
b. Voltaje del controlador: El controlador se especifica de acuerdo al voltaje nominal del
conjunto fotovoltaico, sin embargo, dado que su principal función consiste en proteger a la
batería de sobrecargas y descargas profundas, los voltajes de corte y reconexión
representan un papel muy importante en el diseño del sistema y la vida útil de la batería.
c. Voltaje de corte: Este puede ser superior para proteger a una batería que se encuentre
en estado de carga plena. Cuando esto sucede, la corriente que proviene del conjunto
fotovoltaico es interrumpida por medio de un relevador o un diodo en el controlador, así se
evita que la batería se sobrecargue y dañe sus celdas. El voltaje o punto de corte superior
depende del tipo de batería y los valores típicos para sistemas de 12 V oscilan de los 13,3
a los 13,8 V.
Las características de carga de las baterías cambian con la temperatura. Algunos
controladores de carga tienen un dispositivo para determinar la temperatura de la batería y
efectuar los ajustes correspondientes. Este proceso se conoce como corrección de
temperatura y es utilizado para ajustar los puntos de corte y reconexión, así como para
estimar la cantidad real de energía que contiene la batería.
Figura 12)
PRICONSA
Controlador de Carga
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3.4.5
Inversor
La definición del uso del inversor se debió al criterio técnico y de aplicación, si se
dimensiona los cables para los módulos de 160, 240 y 320 Wp, para alimentar cargas en
12 o 24 V DC, los cables resultarían de secciones mayores, pesados, de difícil
maniobrabilidad y costos elevados, aparte que al haberse ampliado la carga ofrecida por el
panel, el usuario tendría la posibilidad de utilizar aparatos de tensión comercial, los cuales
están diseñados para una tensión de 220 V AC, y es por ello que bajo criterios técnicos y
de aplicación se establece que los módulos de 50 y 80 Wp entreguen un tensión de
servicio de 12 V DC, y los módulos de 160, 240 y 320 Wp entreguen una tensión de 220 V
AC a través de un inversor.
Los inversores son unidades acondicionadoras de potencia para alimentar cargas de
artefactos eléctricos de corriente alterna (AC). Los inversores más comunes de sistemas
fotovoltaicos aislados funcionan 12, 24, 48 ó 120 V de entrada en corriente directa (DC) y
salida a 120 ó 240 V en AC a 60 Hz.
Algunos inversores pueden soportar sobre-tensiones transitorias de hasta tres veces su
capacidad, pero no pueden funcionar a capacidad máxima durante más de media hora sin
sobrecalentarse. Son apropiados para la carga de arranque de motores pero, si se requiere
su funcionamiento continuo, deben tener un exceso de capacidad sobre el valor de
régimen. En general dicho exceso debe ser del 25 por ciento o más para aumentar la
confiabilidad y vida útil.
a. Forma o tipo de onda. Los inversores generalmente se clasifican de acuerdo al tipo de
la forma de onda que producen, las tres formas de onda más comunes son la cuadrada, la
sinusoidal modificada y la sinusoidal. Las unidades de onda cuadrada proporcionan una
salida conmutada de AC. Son económicos y adecuados para alimentar ciertos artefactos
de corriente alterna como calentadores con resistencia eléctrica, herramientas o artefactos
de mano y lámparas incandescentes.
Los inversores de tipo de onda sinusoidal modificada soportan perturbaciones transitorias y
pueden alimentar una gran variedad de equipos en AC, como lámparas, equipos
electrónicos y la mayoría de motores.
Los inversores de onda sinusoidal producen una forma de onda en AC tan buena como la
de las empresas de servicios públicos.
b. Rendimiento de la conversión de potencia. Es la relación entre la potencia de salida y
la potencia de entrada del inversor. El rendimiento de los inversores para sistemas
independientes variará en alto grado según el tipo y la demanda de carga de artefactos
eléctricos. Es difícil medir la potencia de una salida no sinusoidal debido al gran número de
armónicas presentes. Los valores que aparecen en las especificaciones de fábrica son los
máximos que se pueden esperar. Sin embargo, cuando se alimentan ciertos tipos de
cargas, el rendimiento real puede ser menor del 50 por ciento.
c. Potencia de régimen. Indica el número de watts que el inversor puede suministrar
durante su funcionamiento normal. Se recomienda seleccionar un inversor que pueda
proporcionar no menos del 125 % de la demanda máxima de carga, para dejar un margen
en caso que aumente la demanda en el futuro. El régimen de funcionamiento también es
importante.
d. Régimen de funcionamiento. Es el período de tiempo que el inversor puede alimentar
la máxima carga de artefactos eléctricos. El exceder este tiempo puede causar la falla del
equipo.
e. Tensión de entrada. Se determina por la potencia total que requieren todas las cargas
de artefactos de CA. Mientras mayor sea la demanda de carga, mayor deberá ser la
tensión de funcionamiento del inversor.
f. Protección de tensión. El inversor puede ser dañado si se exceden los niveles de
tensión de entrada (DC), recuerde que la tensión de una batería puede exceder
considerablemente su valor nominal Si dicha batería esta sobrecargada. Las baterías de
12 V pueden alcanzar hasta 16 V, y un inversor de 12 V puede dañarse si se le aplica una
tensión de entrada de 16 V. por lo tanto, los inversores deben estar provistos con circuitos
protectores que desconecten el inversor de la batería si se presenta una tensión de
entrada demasiado alta o baja.
g. Frecuencia. La mayoría de las cargas de artefactos eléctricos en requieren corriente de
60 Hz, los equipos de alta calidad requieren una regulación de frecuencia precisa.
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Cualquier variación puede causar un mal funcionamiento de relojes u otros dispositivos
electrónicos con control de tiempo.
h. Modularidad. Es la formación de un sistema con unidades interconectables. Resulta
ventajoso usar inversores múltiples en algunos sistemas. Estos inversores pueden ser
conectados en paralelo o usados para alimentar diferentes tipos de cargas de artefactos
eléctricos. La conmutación manual de la carga a veces se provee para permitir que un
inversor pueda alimentar algunas cargas críticas en caso de falla de otro inversor. Esta
redundancia aumenta la confiabilidad del sistema.
i. Factor de potencia.- Es el coseno del ángulo entre las formas de onda de la tensión y
de la corriente producidas por un inversor. Este factor varía de acuerdo con el tipo de
carga. Las unidades de mejor calidad tienen circuitos diseñados para compensar el valor
del factor de potencia. Especifique un valor cerca de 1.
fotovoltaicos aislados funcionan 12, 24, 48 ó 120 V de entrada en corriente directa (DC) y
salida a 120 ó 240 V en AC a 60 Hz.
Figura 13)
Inversor de Corriente
3.4.6
Gabinete Metálico
En el tablero de control eléctrico, se encuentran instalados los equipos de control y
distribución, dentro del gabinete metálico se alberga a la batería, controlador de carga e
inversor de ser el caso y borneras de conexiones para salidas de cables de la energía
eléctrica producida por el panel fotovoltaico; el gabinete metálico se utiliza con la finalidad
de evitar la manipulación de los equipos.
El cuerpo y la tapa del gabinete son construidos cada uno en una sola pieza con soldadura
continua en las cuatro esquinas, logrando de esta forma características adecuadas la
imprescindible estanqueidad necesaria para este tipo de uso. Apertura puerta 180 grados.
Bisagras y cerraduras.
Los gabinetes tendrán los accesorios siguientes:
 Cerraduras y bandejas de soporte de accesorios.

Grampas de fijación (aseguran estanquidad).

Separadores de altura.

Contratapas abisagradas fijadas al cuello.

Tapas de inspección, tapas acrílicas.

Triángulo de seguridad eléctrica.
3.4.7 Cables de Conexión
Para asegurar una operación apropiada de las cargas deberá hacerse una adecuada
selección de los cables de conexión. Tanto de aquellos que vinculan al generador solar con
las baterías como de aquellos que interconectan éstas con las cargas. Los cables cuyo
recorrido se realiza prioritariamente a la intemperie deberán ser aptos para esta condición.
Este cable no necesitará realizar su recorrido dentro de un ducto. Su nivel de aislamiento
es próximo a 1000 voltios.
Para realizar el cableado en el interior de una vivienda se utiliza cable blindado. Este cable,
que no es apto para instalaciones a la intemperie debe ir montado dentro de un tubo de
PVC o de acero.
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Cuadro 18)
Tabla de Datos Técnicos NPT (STO) - Servicio Pesado
Calibre
Nº
Diámetro
Diámetro
Nº x AWG
Hilos
Hilo
Conductor
Aislamiento
Cubierta
exterior
mm
mm
mm
mm
mm
kg/km
A
61
10
Espesores
Diámetro
Peso
Amperaje
(*)
2x18
2x0,82
24
0,204
0,6
0,8
6,8
2x16
2x1,31
24
0,255
0,7
0,8
7,8
83
15
2x14
2x2,08
39
0,255
0,8
0,9
9,2
120
20
3x18
3x0,82
24
0,204
0,6
0,8
7,2
73
7
3x16
3x1,31
24
0,255
0,7
0,9
8,5
104
10
3x14
3x2,08
39
0,255
0,8
1,1
10,2
155
15
4x16
4x1,31
24
0,255
0,7
1,0
9,4
128
10
4x14
4x2,08
39
0,255
0,8
1,1
11,1
186
15
Con el propósito de asegurar un funcionamiento adecuado de las cargas (lámparas,
televisión, radios, etc.) no deberá producirse más de un 5% de caída de tensión entre el
controlador y puntos de cargas. Además se han dimensionado los cables de modo de
cumplir con las caídas de tensión máximas permitidas en el Reglamento Técnico
Especificaciones Técnicas y Procedimientos de Evaluación del Sistema Fotovoltaico y sus
Componentes para Electrificación Rural (2% entre el panel y el controlador y 1% entre la
batería y el controlador), tal como se describe en el Cuadro Nº23.
Cuadro 19) Característica del Conductor
Calibre
N° x
AWG
2x12
2x10
3x12
3x10
4x10
4x12
N° Hilos Diámetro Hilo mm
2x3,31
2x5,26
3x3,31
3x5,26
4x3,31
4x5,26
61
98
61
98
61
98
Diámetro
Conductor
mm
0,255
0,255
0,255
0,255
0,255
0,255
Espesores
Amperaje (*)
Aislamiento Cubierta Diámetro Exterior mm Peso Kg/km
A
mm
mm
0,8
1,1
10,5
164
25
0,8
1,2
12,0
226
30
0,8
1,1
11,2
204
20
0,8
1,2
12,7
285
25
0,8
1,2
12,4
251
20
0,8
1,4
14,3
358
25
(*) Temperatura ambiente: 30ºC.
Para simplificar el proceso de selección del cable, el Cuadro Nº24 muestra la sección
adecuada de cable a utilizar para una caída de tensión del 5% en sistemas de 12 V.
Cuadro 20)
Distancia máxima en metros para una caída de tensión de 5% en sistemas de 12 Voltios
Distancia máxima en metros para una caída de tensión de 5% en sistemas de 12 Voltios
Sección del
conductor
Mm. AWG
2,081
14
3,3
12
5,27
10
8,35
8
13,3
8
21
4
34
2
53
0
Corriente que circula por el Conductor (A)
2
54
85
130
220
360
560
900
1 500
5
22
35
56
90
114
225
362
600
10
11
18
29
45
57
112
181
300
15
8
11
18
30
47
75
120
200
20
25
30
50
100
8
13
22
36
56
90
150
11
17
29
45
75
120
15
25
37
60
100
15
22
36
60
11
18
30
En la fila superior debe elegirse la columna que contiene corriente que se espera circulará
por el cable. Sobre esta misma columna se ubica la distancia que recorrerá dicho tramo de
cable y leyendo en la parte izquierda de esta fila se encuentra la sección y el código AWG
de cable correspondiente.
A continuación se muestra los datos técnicos de los conductores.
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Cuadro 21)
CALIBRE
CONDUCTOR
mm2
6
10
16
25
36
50
70
95
N°
Hilos
Diámetro
Hilos
mm
1.04
1.35
1.7
2.13
2.51
1.77
2.13
2.51
7
7
7
7
7
19
19
19
Datos Técnicos WP (CPI)
Espesor Diámetro
Resist. Resist. Capacidad
Peso
Cubierta Exterior
Tracción Eléctrica Corriente
mm
mm
Kg / km
kN
Ohm / km
A (*)
0.8
4.8
64
2.4
3.14
82
0.8
5.7
104
4
1.87
112
0.8
6.8
161
6.33
1.17
148
1.2
8.9
259
9.33
0.741
196
1.2
10
353
13.6
0.534
240
1.6
12.3
483
18.8
0.395
288
1.6
14.1
684
26.9
0.273
362
1.6
15.9
934
36.9
0.197
443
Para este estudio se selecciono el Cable CPI para la instalación del Panel Fotovoltaico, el
TM 2x10 AWG para la instalación de Batería Solar Sellada, el TM 2x12 AWG para la
instalación de tablero y caja de corte y reconexión, así como las instalaciones de
conexiones interiores.
Cuadro 22) Lista de Cables empleados en la conexión del Sistema Fotovoltaico 85 Wp
Grupo
Cables
Cables
Cables
Cables
3.4.8
Descripción de material
Cable CPI - TW de 6 mm2
Alambre (indoprene) TM 2x10 AWG (conex. batería-controlador)
Alambre (indoprene) TM 2x12 AWG
Cintillo de plástico de 40 cm.
Unidad Cant.
Mts.
10
Mts.
4
Mts.
35
Und.
1
Accesorios de Conexión y Montaje
Son los elementos que forman parte de la instalación y montaje del sistema, necesarios
para realizar funciones ejecutadas por medio de la conexiones del sistema. Así como se
describe en el siguiente cuadro:
Cuadro 23)
Lista de accesorios empleados en la conexión del Sistema Fotovoltaico 85 Wp
item
Descripción
Cant.
Funciòn
1
Caja octogonal plástica
3
Sujeciòn de soquete y luminaria
2
Regleta de conexiòn de 3 bornes
3
Conexiòn de cables entre luminarias e interruptores
3
Interruptor oval adosable simple
3
Permite desviar o interrumpir el curso de una corriente elèctrica
4
Rondana rectangular de madera pequeña para interruptores
3
Fijaciòn de interruptores adosables
5
Rondana rectangular de madera pequeña para tomacorrientes
2
Fijaciòn de interruptores adosables
6
Cintillo de plástico de 20 cm
10
Sujeción de cables
7
Grapa para cables de calibre 8 AWG
18
Fijaciòn de interruptores adosables
8
Grapa para cables de calibre 10 AWG
116
Fijaciòn de interruptores adosables
9
Stove bolt de 5/32" x3/42, cabeza estrella, con tuerca
4
Sujeciòn de caja de conexiones y regleta
10
Stove bolt de 5/32" x 1. 1/4", cabeza estrella, con tuerca
6
Sujeciòn de soquete a caja octogonal
11
Tornilllos pax de 5/32" x 1"
4
Sujeción de gabinete en panel de madera
12
Clavo de cemento de 25 mm
7
Soporte de cajas de baterias
13
Clavo de acero de 4"
1
Soporte de cajas de baterias
14
Armella de 1/4"x1/2"
2
Asegurar caja de baterias
15
Interruptor termomagnètico
1
Facilta labores de corte y reconexiòn
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4
MODELO DE
DISTRIBUIDORAS
4.1
GESTIÓN
DE
CONCESIONARIAS
Y
EMPRESAS
Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista)
La empresa de referencia se define como la empresa responsable de las actividades de
operación y mantenimiento en el área de influencia de los Sistemas Fotovoltaicos,
cumpliendo con calidades de servicios y costos eficientes.
El diseño de la empresa modelo considero los siguientes aspectos básicos:

Actividades y procesos de operación y mantenimiento.

La asignación de costos indirectos generados por la estructura.

Costos adicionales de operación y mantenimiento.
Cada Área de concesión se plantea gestionar por Servicios Eléctricos, Sedes y Sedes de
la Concesionaria.
Cuadro 24) Área de Concesión Centro
Costa
Sierra
Selva
N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km
Area de Concesión Centro
Sede Huánuco
Servicio Eléctrico Pucallpa
Servicio Eléctrico Huánuco
Servicio Eléctrico Cerro de Pasco
Sede Lima
Servicio Eléctrico Satipo
Servicio Eléctrico La Merced
Servicio Eléctrico Huancayo
Servicio Eléctrico Huacho
Servicio Eléctrico Lima
Servicio Eléctrico Cañete
Sede Ica
Servicio Eléctrico Huancavelica
Servicio Eléctrico Ayacucho
Servicio Eléctrico Ica
Servicio Eléctrico Puquio
3947
2987
482
1468
2063
1573
1136
513
324
1009
4200
3066
1256
3288
1523
3369
Cuadro 25)
1281
1357
213
1428
150
2635
1576
2073
1087
1430
81
554
1460
1326
188
31601
1326
12030
Área de Concesión Sur
Costa
Sierra
Selva
N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km
Area de Concesión Sur
Sede Cusco
Servicio Eléctrico Cusco
Servicio Eléctrico Quillabamba
Servicio Eléctrico Abancay
Servicio Eléctrico Sicuani
Servicio Eléctrico Puerto Maldonado
Sede Puno
Servicio Eléctrico Azángaro
Servicio Eléctrico Juliaca
Servicio Eléctrico Puno
Sede Arequipa
Servicio Eléctrico Camaná
Servicio Eléctrico Arequipa
Servicio Eléctrico Tacna
PRICONSA
5703
2559
3593
2016
391
2559
1969
2518
491
3701
4188
3605
838
413
629
383
39
155
2921
464
776
264
715
63
1680
2001
1032
2086
695
38895
Página 37 de 58
617
857
5184
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Cuadro 26)
Área de Concesión Norte
Costa
Sierra
Selva
N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-50km N° SFV-100km N° SFV-200km N° SFV-500km N° SFV-700km
Area de Concesión Norte
Sede Trujillo
Servicio Eléctrico Piura
Servicio Eléctrico Chiclayo
Servicio Eléctrico Chota
Servicio Eléctrico Cajamarca
Servicio Eléctrico Trujillo
Servicio Eléctrico Caraz
Servicio Eléctrico Huaraz
Servicio Eléctrico Recuay
Sede Tarapoto
Servicio Eléctrico Amazonas
Servicio Eléctrico Chachapoyas
Servicio Eléctrico Tarapoto
Servicio Eléctrico Juanjuí
Servicio Eléctrico Iquitos
1659
2069
182
385
1572
242
139
269
174
108
440
346
2515
3438
1461
3451
3449
3834
1212
1125
1392
210
855
6799
3044
3014
1634
3045
23728
701
2902
903
2574
960
1636
2467
24473
546
1047
Se clasificaron de acuerdo a las distancias en kilómetros (Km) de cada servicio eléctrico,
los cuales pueden estar:
En la región geográfica Costa- Sierra:
 Número de SFV a 50 Km
 Número de SFV a 100 Km
 Número de SFV a 200 Km
En la región geográfica Selva:
 Número de SFV a 50 Km
 Número de SFV a 100 Km
 Número de SFV a 200 Km
 Número de SFV a 500 Km
 Número de SFV a 700 Km
La ubicación geográfica de las áreas de concesión, se muestran a continuación:
Figura 14)
PRICONSA
Servicios Eléctricos de las Sedes: Trujillo / Tarapoto – ZONA NORTE
Página 38 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Figura 15)
Servicios Eléctricos de las Sedes: Huánuco / Lima / Ica – ZONA CENTRO
.
Figura 16)
Servicios Eléctricos de las Sedes: Cusco / Puno / Arequipa – ZONA SUR
Consultar el Anexo K del presente documento para verificar la ubicación de los Servicios
Eléctricos, Sedes y Sedes de la Concesionaria por Zona Norte, Centro y Sur.
PRICONSA
Página 39 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
4.2
Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras
Las empresas de distribución eléctrica serán las encargadas del servicio comercial en lo
que respecta a la atención, facturación, reparto y cobranza para todos los usuarios en las
áreas no conectadas a Red.
Para el área de Concesión Norte, las empresas distribuidoras encargadas y el número de
sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente:
Cuadro 27) Empresas Distibuidoras para Zona Norte
Area de Concesión Norte
ELECTRO NOR-OESTE
Servicio Eléctrico Piura-Electro Noroeste
ELECTRO NORTE
Servicio Eléctrico Chiclayo- Electro Norte
Servicio Eléctrico Chota-Electro Norte
Servicio Eléctrico Cajamarca- Electro Norte
Servicio Eléctrico Amazonas-Electro Norte
Servicio Eléctrico Chachapoyas- Electro Norte
HIDRANDINA
Servicio Eléctrico Trujillo-Hidrandina
Servicio Eléctrico Caraz-Hidrandina
Servicio Eléctrico Huaraz- Hidrandina
Servicio Eléctrico Recuay-Hidrandina
ELECTRO ORIENTE
Servicio Eléctrico Tarapoto- Electro Oriente
Servicio Eléctrico Juanjuí- Electro Oriente
Servicio Eléctrico Iquitos- Electro Oriente
Sierra
2044
1652
SE-2500
2069
182
346
2515
3438
210
855
SE-2500
SE-2500
SE-4000
SE-6000
SE-4000
1854
242
139
269
Selva
Amazonia
Ley 27037
Costa
6341
3014
2586
4843
3449
3834
Clasificación
SE-SC-4000
SE-6000
SE-4000
SE-4000
2268
1974
3317
2268
1974
3317
SE-S-6000
SE-4000
SE-6000
Para el área de Concesión Centro, las empresas distribuidoras encargadas y el número de
sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente:
Cuadro 28) Empresas Distibuidoras para Zona Centro
Area de Concesión Centro
ELECTRO UCAYALI
Servicio Eléctrico Pucallpa- Electro Ucayali
ELECTRO CENTRO
Servicio Eléctrico Satipo- Electro Centro
Servicio Eléctrico La Merced- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huancayo- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huánuco-Electro Centro
Servicio Eléctrico Cerro de Pasco- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huancavelica- Electro Centro
Servicio Eléctrico Ayacucho-Electro Centro
ADINELSA
Servicio Eléctrico Huacho-Adinelsa
Servicio Eléctrico Lima-Adinelsa
Servicio Eléctrico Cañete-Adinelsa
Servicio Eléctrico Ica-Adinelsa
Servicio Eléctrico Puquio-Adinelsa
Costa
Sierra
482
2022
5228
2987
4200
4526
513
324
1009
1523
Selva
Amazonia
Ley 27037
1936
1936
4146
3649
Clasificación
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-S-6000
SE-4000
SE-4000
SE-4000
363
2063
1573
1136
3908
3476
SE-2500
SE-SC-4000
SE-2500
SE-S-4000
SE-4000
Para el área de Concesión Sur, las empresas distribuidoras encargadas y el número de
sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente:
Cuadro 29) Empresas Distibuidoras para Zona Sur
Area de Concesión Sur
ELECTRO SUR ESTE
Servicio Eléctrico Cusco-Electro SurEste
Servicio Eléctrico Quillabamba-Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Abancay- Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Sicuani- Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Electro Sur Este
ELECTRO PUNO
Servicio Eléctrico Azángaro-Electro Puno
Servicio Eléctrico Juliaca-Electro Puno
Servicio Eléctrico Puno- Electro Puno
SEAL
Servicio Eléctrico Camaná-Seal
Servicio Eléctrico Arequipa- Seal
ELECTRO SUR
Servicio Eléctrico Tacna- Electro Sur
PRICONSA
Costa
Sierra
Selva
5703
2559
5562
4534
391
2559
554
4416
4188
5606
1680
Amazonia
Ley 27037
Clasificación
SE-SC-6000
SE-6000
SE-6000
SE-4000
SE-2500
SE-6000
SE-4000
SE-S-6000
1685
452
1649
2862
SE-2500
SE-S-4000
784
1816
SE-2500
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Consultar el Anexo J del presente documento donde se presentan los planos para cada
área de concesión y se visualizan la ubicación de las sedes, subsedes y centros de
atención y pago de las empresas distribuidoras, la data de las direcciones fue consultada
en las páginas web de cada empresa distribuidora.
Algunos puntos de atención de las empresas distribuidoras no se puedieron ubicar en el
plano respectivo, a continuación se muestra un resumen de los puntos ubicados y no
ubicados en Google Earth para cada área de concesión.
Cuadro 30)
Cuadro 31)
Cuadro 32)
Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras ubicados en Plano- Zona Norte
Area de Concesión
Norte
Electronorte
N° de puntos de
atención
27
Hidrandina
Electro Oriente
Electronoroeste
24
Sin ubicación en
plano
3
185
100
85
134
69
65
78
50
28
Ubicados en Plano
Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras ubicados en Plano- Zona
Centro
Area de Concesión
Centro
Electrocentro
N° de puntos de
atención
9
Adinelsa
ElectroUcayali
7
Sin ubicación en
plano
2
33
24
9
3
3
0
Ubicados en Plano
Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras ubicados en Plano- Zona Sur
Area de Concesión
Sur
Seal
N° de puntos de
atención
20
Ubicados en Plano
Sin ubicación en
plano
17
3
ElectroSurEste
ElectroSur
11
11
0
4
4
0
ElectroPuno
2
2
0
Para la determinación de los cargos de corte y reconexión, los costos por área de concesión
se sustentan en un modelo de gestión de las empresas concesionarias que trabajan por
sedes en cada una de las zonas Norte, Centro y Sur y por región geográfica Costa, Sierra y
Selva.
Para la determinación de los costos de comercialización por área de concesión se sustentan
en la cantidad de SFV que tendrán las empresas distribuidoras bajo su responsabilidad por
región geográfica Costa, Sierra, Selva y Amazonía.
A continuación, se muestra la representación de los puntos de atención en cada una de las
áreas de concesión, para una mejor visualización consultar el anexo J del presente
documento.
PRICONSA
Página 41 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Figura 17)
Puntos de atención de las Empresas Distribuidoras Zona Norte
A cada punto de atención de la empresa distribuidora se le asigno un color en el mapa para
visualizar su campo de acción dentro del área de concesión.
Figura 18)
PRICONSA
Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Centro
Página 42 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Figura 19)
PRICONSA
Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Sur
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
5
COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN
Los costos de comercialización considerará los costos eficientes para la prestación del
servicio comercial de atención al usuario, facturación, reparto y cobranza, que será
realizada por las empresas distribuidoras que actualmente tienen sus sedes operativas en
las Áreas no Conectadas a Red (Zona Norte, Zona Centro y Zona Sur) y en calidad de
encargo especial suscrito con el Ministerio de Energía y Minas (MEM), es una actividad
asignada por el Estado que tiene un impacto económico y tiene su plazo de vigencia
establecido, el MEM como representante del estado será el responsable de proveer los
recursos necesarios para la sostenibilidad finaciera del mismo.
Por tal razón, los costos de comercialización serán establecidos en el presente proyecto y
serán traslados al distribuidor siguiendo los mecanismos dispuestos en el D.L.1031 para
los encargos especiales. Como las empresas distribuidoras operan en cada una de las
áreas no conectadas a red, se valdrá de la infraestructura física (terrenos y edificios) y
operativa (equipos, sistemas de información) que tienen actualmente las sedes y
subsedes, centros de atención y pago, sólo se consideraran los costos asociados a la
atención al usuario, facturación, reparto y cobranza por región geográfica Costa, Sierra y
Selva, y luego se calcularán para las Zonas Norte, Centro y Sur.
La atención al usuario y facturación estará a cargo de la sede principal y subsedes que
tiene actualmente cada empresa distribuidora, se contempló que las actividades de
reparto, cobranza e informe de cobranza este a cargo del personal de terceros, por lo
general, realizado por personal local.
El Proceso de Atención al Usuario comprende los siguientes aspectos:
 Quejas generales de usuarios en relación a las instalaciones RER autónomas, los
cuales serán atendidos en las oficinas de las empresas distribuidoras.
El Proceso de Facturación e Impresión comprende las siguientes actividades:
 La facturación e impresión de los recibos de pago a cargo de la sede central.
El Proceso de Reparto y Cobranza comprende las siguientes aspectos:
 El reparto de recibos se realizará de forma trimestral, de forma adelantada, con cupones
mensuales, donde el usuario podrá pagar el recibo al mes correspondiente.
 Realizar la cobranza en los puntos de atención más cercanos al domicilio de los
usuarios.
Las actividades que se consideran para la región de la Costa-Sierra son:
 Atención al usuario.
 Facturación e impresión.
 Reparto y cobranza del servicio para la zona costa-sierra con motocicleta.
 Reparto y cobranza del servicio para la zona costa-sierra con acémila.
 Reparto y cobranza del servicio para la zona costa-sierra sin movilidad.
Los costos asociados para las regiones Costa, Sierra y Selva son los siguientes:
Cuadro 33)
Costa Total de Comercialización para Región Costa (US$/año)
Costos
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Costa
Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Costa
Reparto y Cobranza Sin Movilidad - Costa
PRICONSA
Unitar. US$
0.305
0.013
0.624
1.118
0.749
Página 44 de 58
Metrado
Mensual
3,500
3,500
1,400
1,050
1,050
Anual
42,000
42,000
5,600
4,200
4,200
US$/.año
12,810.00
546.00
3,494.40
4,695.60
3,145.80
Total (US$-año)
24,691.80
C.U. Costa
(US$/usu.-año)
7.055
%
Costos
Incidencia
51.88%
2.21%
14.15%
19.02%
12.74%
Unitar. S/.
0.91
0.04
1.87
3.34
2.24
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Cuadro 34)
Costo Total de Comercialización Región Sierra ( US$/año)
Costos
Actividades
Unitar. US$
0.305
0.013
0.72
1.398
0.864
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Sierra
Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Sierra
Reparto y Cobranza- Sin Movilidad - Sierra
Metrado
Mensual
3,500
3,500
1,225
1,225
1,050
Anual
42,000
42,000
4,900
4,900
4,200
US$/.año
12,810.00
546.00
3,528.00
6,850.20
3,628.80
Total (US$-año)
27,363.00
C.U. Sierra
(US$/usu.-año)
7.818
%
Costos
Incidencia
46.82%
2.00%
12.89%
25.03%
13.26%
Unitar. S/.
0.91
0.04
2.15
4.18
2.58
Las actividades que se consideran para la región de la Selva son:
 Atención al usuario.
 Facturación e impresión.
 Reparto y cobranza del servicio para la zona selva con motocicleta.
 Reparto y cobranza del servicio para la zona costa-sierra sin movilidad.
Cuadro 35)
Costo Total de Comercialización Región Selva (US$/año)
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva
Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva
Costos
Metrado
Unitar. US$
Mensual
Anual
0.305
0.013
0.480
0.576
3,500
3,500
1,400
2,100
42,000
42,000
5,600
8,400
Total (US$-año)
C.U. Selva
(US$/usu.-año)
US$/.año
12,810.00
546.00
2,688.00
4,838.40
%
Costos
Incidencia
Unitar. S/.
61.34%
2.61%
12.87%
23.17%
0.91
0.04
1.43
1.72
20,882.40
5.966
Para las empresas distribuidoras que tendrán bajo su responsabilidad áreas correspondientes a
Amazonía, se le incremento un 2% a los recursos de transporte y equipos, según Ley N°27037.
Cuadro 36)
Costo Total de Comercialización Región Selva-Amazonia. Ley N°27037 (US$/año)
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva (Amazonia- Ley 27037)
Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva ( Amazonia-Ley 27037)
Costos
Unitar. US$
0.305
0.013
0.576
0.484
Mensual
3,500
3,500
2,100
1,400
Metrado
Anual
42,000
42,000
8,400
5,600
Total (US$-año)
C.U. Selva
(US$/usu.-año)
US$/.año
12,810.00
546.00
4,838.40
2,710.40
20,904.80
%
Incidencia
61.34%
2.61%
23.17%
12.98%
Costos
Unitar. S/.
0.91
0.04
1.72
1.45
5.973
Los costos totales por cada área de concesión en las zonas Norte, Centro y Sur, y el
numero de usuarios a cargo de las empresas distribuidoras, son los siguientes:
PRICONSA
Página 45 de 58
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Cuadro 37)
Costo Total de Comercialización(US$/año) por Área de Concesión Norte y por empresas
distribuidoras
Area de Concesión Norte
ELECTRO NOROESTE
Servicio Eléctrico Piura
ELECTRONORTE
Servicio Eléctrico Chiclayo
Servicio Eléctrico Chota
Servicio Eléctrico Cajamarca
Servicio Eléctrico Amazonas
Servicio Eléctrico Chachapoyas
HIDRANDINA
Servicio Eléctrico Trujillo
Servicio Eléctrico Caraz
Servicio Eléctrico Huaraz
Servicio Eléctrico Recuay
ELECTROORIENTE
Servicio Eléctrico Tarapoto
Servicio Eléctrico Juanjuí
Servicio Eléctrico Iquitos
Cuadro 38)
SE-2500
SE-2500
SE-2500
SE-4000
SE-6000
SE-4000
SE-SC-4000
SE-6000
SE-4000
SE-4000
SE-S-6000
SE-4000
SE-6000
N° SFV
55,000
3,696
3,696
18,970
2,415
2,697
3,438
6,551
3,869
17,216
4,440
5,085
3,588
4,103
15,118
4,536
3,948
6,634
$ - C.Comercialización.-año
US $- año
US $ / SFV
379,531
6.901
27,336
7.396
27,336
7.396
129,264
6.814
17,302
7.164
20,946
7.767
26,878
7.818
39,472
6.025
24,666
6.375
132,684
7.707
33,297
7.499
39,570
7.782
27,945
7.788
31,872
7.768
90,247
5.970
27,078
5.970
23,568
5.970
39,602
5.970
Costo Total de Comercialización(US$/año) por Área de Concesión Centro y por empresas
distribuidoras
Area de Concesión Centro
ELECTRO UCAYALI
Servicio Eléctrico Pucallpa
ELECTRO CENTRO
Servicio Eléctrico Satipo
Servicio Eléctrico La Merced
Servicio Eléctrico Huancayo
Servicio Eléctrico Huánuco
Servicio Eléctrico Cerro de Pasco
Servicio Eléctrico Huancavelica
Servicio Eléctrico Ayacucho
ADINELSA
Servicio Eléctrico Huacho
Servicio Eléctrico Lima
Servicio Eléctrico Cañete
Servicio Eléctrico Ica
Servicio Eléctrico Puquio
Cuadro 39)
Clasificación
Clasificación
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-S-6000
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-SC-4000
SE-2500
SE-S-4000
SE-4000
N° SFV
47,000
3,872
3,872
27,603
4,146
4,131
2,022
5,591
2,987
4,200
4,526
15,525
2,576
1,897
2,145
5,431
3,476
$ - C.Comercialización.-año
US $- año
US $ / SFV
342,609
7.290
23,114
5.970
23,114
5.970
200,692
7.271
24,735
5.966
25,538
6.182
15,808
7.818
43,038
7.698
23,352
7.818
32,836
7.818
35,384
7.818
118,804
7.652
19,748
7.666
14,584
7.688
16,000
7.459
41,298
7.604
27,175
7.818
Costo Total de Actividades de Comercialización(US $/año) por Área de Concesión Sur y por
empresas distribuidoras
Area de Concesión Sur
ELECTRO SUR ESTE
Servicio Eléctrico Cusco
Servicio Eléctrico Quillabamba
Servicio Eléctrico Abancay
Servicio Eléctrico Sicuani
Servicio Eléctrico Puerto Maldonado
ELECTRO PUNO
Servicio Eléctrico Azángaro
Servicio Eléctrico Juliaca
Servicio Eléctrico Puno
SEAL
Servicio Eléctrico Camaná
Servicio Eléctrico Arequipa
ELECTROSUR
Servicio Eléctrico Tacna
PRICONSA
Clasificación
SE-SC-6000
SE-6000
SE-6000
SE-4000
SE-2500
SE-6000
SE-4000
SE-S-6000
SE-2500
SE-S-4000
SE-2500
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N° SFV
50,314
21,862
6,094
5,118
5,562
4,534
554
15,890
6,096
4,188
5,606
9,962
6,648
3,314
2,600
2,600
$ - C.Comercialización.-año
US $- año
US $ / SFV
355,617
7.068
164,428
7.521
46,919
7.699
35,273
6.892
43,484
7.818
35,447
7.818
3,305
5.966
121,117
7.622
44,547
7.308
32,742
7.818
43,828
7.818
50,344
5.054
24,780
3.727
25,564
7.714
19,729
7.588
19,729
7.588
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
De acuerdo al D.S.N°036-2014-EM, por la participación de las empresas de distribución en el
encargo especial, recibirán la remuneración correspondiente a todos los servicios de gestión
comercial que realice en las instalaciones RER autónomas y una compensación económica,
debido a esto, se le adicionó a los costos de operación comercial para cada área de
concesión, el costo de capital de trabajo, aportes del organismo regulador y la compensación
económica correspondiente.
Cuadro 40)
Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Norte en cumplimiento D.S.N°036-2014-EM
Area Concesión Norte
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador (1% )
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
Cuadro 41)
US$/SFV
6.901
0.395
0.070
0.395
7.761
426,871
Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Centro en cumplimiento D.S.N°036-2014-EM
Area Concesión Centro
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador (1% )
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
Cuadro 42)
US$/SFV
7.290
0.418
0.070
0.418
8.190
384,930
Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Sur en cumplimiento D.S.N°036-2014-EM
Area Concesión Sur
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador(1% )
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
US$/SFV
7.068
0.405
0.070
0.405
7.948
373,549
 El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el
inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó
en cuenta el costo directo del servicio y un tiempo de pago promedio de tres (3) meses,
a una tasa mensual de 0.9489%.
 De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, en su articulo N°31, los aportes del
organismo regulador son el 1% de las ventas totales, para su determinación se tomo
como base el costo directo del servicio.
 La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital
de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio
tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la
LCE(12%), resultando en un 5.72% de los costos directos.
El detalle de los análisis de precios unitarios para el cálculo de los Costos de
Comercialización se encuentra en el Anexo C.3.0 del presente documento.
PRICONSA
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
6
COSTOS DE ADMINISTRACIÓN DE FIDEICOMISO
El fideicomiso garantizará la cadena de pagos a efectos del funcionamiento de los
sistemas RER autónomos, los fondos del fideicomiso provendrán de las facturaciones a
cargo de los usuarios y las transferencias por compensaciones que provendrán de los
fondos del FOSE y FISE.
El fideicomiso es una relación jurídica entre el fideicomitente (Administrador del Contrato)
que según las bases de la Subasta será la Dirección General de Electrificación Rural
(DGER) del Ministerio de Energía y Minas (MEM), el fiduciario (BANCO) y el fideicomisario
(CONCESIONARIAS Y EMPRESAS DISTRIBUIDORAS) y se formalizará a través de un
contrato.
Figura 20)
Participantes del Fideicomiso
MEM
DGER
Administrador del Contrato
FIDEICOMITENTE
Participantes
Banco
FIDUCIARIO
Concesionarias
Empresas Distribuidoras
FIDEICOMISARIO
Los costos asociados para la estructuración de operaciones y funcionamiento del
Fideicomiso son los siguientes:
 Comisión de Estructuración.
 Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos.
 Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable),
Cargos Bancarios, Otros.
 Comisión de Fiducia.
Se realizó un análisis de los costos anuales asociados al personal y los gastos principales
para la administración del fideicomiso, asi como se muestra en el siguiente cuadro:
Cuadro 43)
Costo Anual (US $/año) para la Administración del Fideicomiso
Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso
Comisión de Estructuración (Pago por única vez)*
Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos (Pago
por única vez).*
Comisión de Fiducia (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido).
Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos
Bancarios, Otros (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido)
Total US $/año
COSTO UNITARIO ANUAL TOTAL aFDC (US$/SFV)
PRICONSA
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US $/año
1 672,80
736,03
37 898,96
85 730,61
126 038,41
0,83
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Cuadro 44)
Nº
1
A
B
Resumen de Costos de Administración de Fideicomiso
Resumen de Costos
Monto S/.
Costo Directo
Costro del Personal Profesional
Gastos Principales
Total Costo Anual (A+B) S./año
Total Costo Directo Anual (A+B) US $/año
255 148,80
121 580,00
376 728,80
126 038,41
A. COSTO DEL PERSONAL ( HONORARIOS PROFESIONALES)
Descripción
Item
A1.
1
Costo del Personal Principal
Gerente de Fideicomiso
2
3
A2.
1
2
3
Jefe de Dpto. de Administración
Factor Fiduciario-Coordinador
Costo del Personal Auxiliar
Abogado
Especialista en Riesgos
Especialista en Finanzas
Meses
Plazo:
12
Remuneración
Tiempo
Total/mes (1) S/. Efectivo (meses)
Profes.
Asignado
Incidencia
%
1
100,00%
9043
12
1
1
80,00%
80,00%
6957
6276
9,6
9,6
1
1
1
10,00%
10,00%
10,00%
6276
5027
5027
1,2
1,2
1,2
Costo Total del Personal en S/. (A1 + A2)
Total
Honorarios (S./)
235 552,80
108 516,00
66 787,20
60 249,60
19 596,00
7 531,20
6 032,40
6 032,40
255 148,80
B. OTROS GASTOS PRINCIPALES
Item
B.1
1
2
3
B.2
1
2
B.3
1
2
3
4
Descripción
Pre-Operatividad
Publicaciones
Gastos Notariales
Registros Públicos
Comisiones a Aplicar
Comisiön de Estructuración*
Comisión de Fiducia*
Documentaciones y Utiles
Papel para textos
Impresión, Fotocopia de textos.
Cartas (incluye juego de copias)
Otros útiles
Unidad
Cantidad
P.Unit
S/.
Subtotal
S/.
Unit.
Unit.
Unit.
1
1
1
100
2000
100
100
2000
100
Unit
Unit
1
12
5000
9440
5000
113280
Glb.
Glb.
Glb.
Glb.
1
1
1
1
500
250
250
100
500
250
250
100
Total
(S/.)
2 200,00
118 280,00
1 100,00
Costo Total de Otros Gastos Principales S/. (B1 + B2+B3)
121 580,00
(1) Fuente: Remuneraciones Netas Promedios Mensual (BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERU)
*Valores referenciales del Informe FISE COFIDE, Gerencia de Fideicomisos y Comisones de Confianza-Agosto 2014
El detalle de los costos del fideicomiso se encuentra en el Anexo D del presente
documento.
PRICONSA
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
7
DETERMINACIÓN DE LA TARIFA (CARGO RER AUTÓNOMO)
7.1
Introducción
La tarifa para suministros con instalaciones RER Autónomas atendidos por sistemas
fotovoltaicos, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de la Promoción de la
Inversión Eléctrica en Àreas No Conectadas a Red, será el Cargo RER autónomo unitario
para asegurar la remuneración de todos los servicios involucrados, incluye: Remuneración
Anual (monto de la oferta del adjudicatario que comprende los costos de diseño,
construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los correspondientes
componentes de las Instalaciones RER Autónomas), Costos de Comercialización del
Distribuidor (atención, facturación, reparto y cobranza) y Costos de Administración del
Fideicomiso.
Por tal razón, para la Determinación de la Tarifa, se definieron por cada área no Conectada
a Red (Norte, Centro y Sur) y por tipo de instalación (Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3). Se calcularon
los costos anuales y mensuales de cada uno de los componentes del Cargo RER
autónomo, y se aplicaron las fórmulas correspondientes.
7.2
Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario
Los costos a ser considerados en el cálculo tarifario son los siguientes:
 Remuneración Anual: comprende el monto de la oferta económica del adjudicatario y
comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y
reposición de los componentes de las instalaciones RER autónomas.
 Costo de Comercialización: comprende los costos asociados a las actividades de
atención al usuario, impresión de facturas, reparto y cobranza.
 Costos de Administración del Fideicomiso: comprende los gastos pre operativos y
operativos del fideicomiso, asi como las comisiones por la estructuración y de fiducia.
La formula a aplicar es la siguiente:
donde:
Costo Anual Unitario de Inversión (CUT): es igual a la cifra consignada por el
adjudicatario (oferta económica) dividida por la cantidad mínima requerida ponderada
(cantidad mínima Tipo 1 + cantidad mínima Tipo 2 multiplicada por cinco + cantidad
mínima Tipo 3 multiplicada por diez) de las instalaciones RER autónomas.
Es importante destacar que debido a que se solo se conoce el monto global de la oferta del
adjudicatario, se ha tomado como referencia que para el cálculo de la tarifa un 50%
corresponde al costo de Inversión (CAPEX) y el otro 50% corresponderá al costo de
operación y mantenimiento, asi como está establecido en las formulas de actualización de
la Remuneración Anual. Podemos decir, que el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de cada
instalación tipo, se obtendrá de dividir el CUT correpondiente al costo de inversión CAPEX
entre el Factor de Recuperación de Capital, la cual considera flujos anuales para un
período de 15 años y una tasa de actualización de 12%.
aCC: costo anual de comercialización (atención al usuario, facturación, reparto y
cobranza), asignado a las instalaciones RER autónomas.
aCAF: costo anual de administración del fideicomiso asignado a las instalaciones RER
autónomas.
Luego, se determina el total del costo mensual de todas las inversiones requeridas por el
sistema fotovoltaico, mediante la siguiente formula:
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑀𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝐸𝑅 𝑎𝑢𝑡ó𝑛𝑜𝑚𝑎𝑠
= 𝐶𝑈𝑇 𝑐𝑎𝑝𝑒𝑥 + 𝐶𝑈𝑇 𝑜𝑝𝑒𝑥 𝑥 𝐹𝐴𝐶 + ( 𝑎𝐶𝐶 + 𝑎𝐶𝐴𝐹)/12
PRICONSA
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
donde:
m CUT CAPEX/ OPEX : es la mensualidad correspondiente a las inversiones y operación y
mantenimiento de la instalación, para los doce meses del año, con una tasa efectiva
mensual de 0.9489%, para lo cual se deberá aplicar al Costo Anual Unitario de Inversión
(CUT CAPEX-OPEX) por un factor de amortización de capital, el factor de amortización es
de 0.079073.
mCC: costo mensual de comercialización de los sistemas fotovoltaicos (atención al cliente,
facturación, reparto y cobranza), asignado al sistema fotovoltaico individual.
mCAF: costo mensual de la administración del fideicomiso asignado al sistema fotovoltaico
individual.
7.3
Cálculo Tarifario
Para el calculo tarifario se consideró una tasa de actualización de 12% anual y un período
de 15 años para la recuperación de la inversión, de conformidad con la LGER y su
reglamento. El Costo Total Unitario de Inversión se calculó considerando las fórmulas
descritas en el contrato de inversión. La mensualidad de la inversión y de opeación y
mantenimiento fue calculada con el Factor de Amortización de Capital de 0.079073 ( tasa
mensual equivalente a la tasa anual y un periodo de 12 meses). La tasa de cambio
consideradá es de 2.989 (S/./US$) al 31/12/2014)
7.3.1
Cálculo Tarifario para Zona Norte
ZONA NORTE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
SFV- CAPEX )
565.17
2,825.83
5,651.66
US$/año
82.98
414.90
829.80
US$/año
82.98
414.90
829.80
US$/año
7.76
7.76
7.76
US$/año
0.83
0.83
0.83
US$/año
174.55
838.39
1,668.19
US$/mes
6.56
32.81
65.61
US$/mes
6.56
32.81
65.61
US$/mes
0.65
0.65
0.65
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.84
66.34
131.94
Total Costo Mensual
S.//mes
41.37
198.29
394.37
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
SFV-CAPEX )
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
Costo Anual de Comercialización (aCC
SFV OPEX )
SFV)
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
SFV)
Total Costo Anual
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT
SFV CAPEX )
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
SFV OPEX )
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
7.3.2
Tipo 3- 850
US$/año
SFV )
Cálculo Tarifario para Zona Centro
ZONA CENTRO
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR SFV- CAPEX )
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
SFV-CAPEX )
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
Costo Anual de Comercialización (aCC
US$/año
81.48
407.40
814.80
US$/año
81.48
407.40
814.80
US$/año
8.19
8.19
8.19
US$/año
0.83
0.83
0.83
US$/año
US$/mes
US$/mes
171.98
6.44
6.44
823.82
32.21
32.21
1,638.62
64.43
64.43
US$/mes
0.68
0.68
0.68
SFV)
Total Costo Anual
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT SFV CAPEX )
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
SFV OPEX )
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.63
65.17
129.61
Total Costo Mensual
S.//mes
40.74
194.80
387.41
PRICONSA
SFV )
Tipo 3- 850
5,549.50
US$/año
SFV OPEX )
SFV)
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
554.95
2,774.75
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
7.3.3
Cálculo Tarifario para Zona Sur
ZONA SUR
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Inv ersión (VNR SFV- CAPEX )
Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT
SFV-CAPEX )
Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT
Costo Anual de Comercialización (aCC
US$/año
SFV OPEX )
SFV)
Costo Anual de Administración de Fideicomiso (aCAF
SFV)
Total Costo Anual
Tipo 1-85 Wp Tipo 2-425 Wp
548.41
2,742.06
Tipo 3- 850
5,484.12
US$/año
80.52
402.60
805.20
US$/año
80.52
402.60
805.20
US$/año
7.95
7.95
7.95
US$/año
0.83
0.83
0.83
US$/año
169.82
813.98
1,619.18
US$/mes
6.37
31.83
63.67
US$/mes
6.37
31.83
63.67
US$/mes
0.66
0.66
0.66
US$/mes
0.07
0.07
0.07
Total Costo Mensual
US$/mes
13.47
64.39
128.07
Total Costo Mensual
S.//mes
40.26
192.46
382.80
Costo Mensual de la Inv ersión (mCUT
SFV CAPEX )
Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT
SFV OPEX )
Costo Mensual de Operación Comercial (mCC SFV )
Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF
SFV )
El cálculo tarifario resume la aplicación de las fórmulas antes descritas. El detalle del
cálculo tarifario se encuentran en el Anexo B del presente documento.
7.4
Fórmulas de Actualización de la Remuneración Anual
El período tarifario para esta regulación de suministros RER en áreas no conectadas a red,
dura doce meses, inicia en mayo de cada año, al final del periodo tarifario, se debe
actualizar o proceder con el ajuste correspondiente de acuerdo a las fórmulas establecidas
en el Contrato de Inversión, para efectos de la actualización de la Remuneración Anual, se
asumirá que el cincuenta por ciento (50%) de la Remuneración Anual (RA) corresponde al
costo de operación y mantenimiento (OPEX), y que el otro cincuenta por ciento (50%) de la
RA corresponde a la inversión (CAPEX). Es importante destacar que durante los dos
primeros años de la vigencia del contrato, el monto correspondiente a inversión y a la
operación y mantenimiento se actualizaran por medio del Indice Finesh Goods Less Food
and Energy (IPP), posteriormente el monto correspondiente a los costos de Operación y
Mantenimiento serán actualizados por el Administrador del Contrato de acuerdo al índice
de operación y mantenimiento que será establecido de acuerdo a la afectación de los
costos por el índice de inflación.
7.4.1
Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente a la inversión
(CAPEX)
1) De acuerdo al Contrato de Inversión, la Remuneración Anual (RA) que será considerada
para la fijación tarifaria, va a ser igual a la Remuneración Anual adjudicada de la empresa
concesionaria, ajustada en cada periodo de revisión durante los primeros dos años, luego
de la puesta en operación comercial de las instalaciones RER autónomas, por la Variación
del Indice Finesh Goods Less Food and Energy (serie ID:WPSSOP3500), publicado por el
Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América.
2) La expresión a utilizarse para la actualización de la Remuneración Anual es la siguiente:
donde:
IPP: Indice Finesh Goods Less Food and Energy (serie ID:WPSSOP3500).
IPPo: Indice Finesh Goods Less Food and Energy correspondiente a la fecha de puesta
en operación comercial.
3) En caso que el Indice (serie ID:WPSSOP3500) dejará de publicarse, las partes definirán
un índice sustituto, es decir el inversionista y el regulador.
7.4.2
Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente al Costo de
Operación y Mantenimiento (OPEX)
1) De acuerdo al Contrato de Inversión, durante los dos primeros años la RA correspondiente
a Operación y Mantenimiento de las instalaciones RER autónomas se actualizará con la
PRICONSA
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
formula correspondiente a la inversión, posteriormente la RA actualizada será
determinada por el Administrador de Contrato.
2) Para que la RA correspondiente a la Operación y Mantenimiento sea actualizada de
acuerdo a los índices de inflación, el inversionista debe presentar un informe debidamente
sustentado de las variaciones correspondientes.
3) Para determinar la actualización de la RA, el Administrador del Contrato aplicará la
siguiente expresión:
donde:
IOYM: índice determinado por el Administrador del Contrato que mide la inflación de los
Costos de Operación y Mantenimiento producto de las obligaciones asumidas por el
inversionista en virtud del presente contrato.
IOYMo : índice correspondiente a la primera evaluación del IOYM.
Consultar el Anexo F para la simulación de la actualización de la Remuneración Anual.
7.5
Propuesta de Subsidios
Según cifras del Instituto Nacional de Estadisticas e Informática (INEI), en el año 2013
cerca de medio millón de peruanos dejaron la situación de pobreza. De esta manera, se
puede decir que la pobreza afecta al 23,9% de la población del país, que comparada con el
año 2012 disminuyó en 1,9 puntos porcentuales. Existe una mayor proporción de población
no pobre que accede a servicios luz eléctrica (96%) si se compara con la población que
vive en situación de pobreza monetaria (81%). No obstante se observa, al año 2013, una
mejoría en el acceso al servicio de luz eléctrica en la población en condición de pobreza.
En dicho año, el 81% de los pobres cuentan con luz eléctrica en su vivienda, lo que
significa un incremento de 3,9 puntos porcentuales respecto al año anterior. Se evidencia
entonces con estas cifras que el desarrollo económico que sostiene el país ha contribuido
a mejorar la calidad de vida de las comunidades rurales, y a través de este proyecto de
Electrificación Masiva con SFV, se busca acelerar las obras de electrificación en las zonas
más alejadas.
Por lo antes expuesto, con la finalidad de contribuir a que los sectores rurales más
vulnerables tengan acceso a los servicios de electricidad dependiendo de su capacidad de
pago, asi como, favorecer gradualmente en la reducción de la pobreza y a que los ingresos
monetarios de está población puedan orientarse a otras necesidades de consumo, se
propone aplicarle al Cargo RER Autónomo, los mecanismos de compensación existentes
en la legislatura actual del Perú; los fondos de compensación formarán parte de un sistema
de subsidios cruzados.
Se propone la aplicación del Subsidio FOSE (Ley Nº 27510) debido a que los consumos
promedios de los usuarios tipos, se estiman estén por debajo de los 100 KW.h./mes.
7.6
Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)
El Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) está creado bajo un esquema de
subsidios y recargos cruzados27 entre los usuarios del servicio eléctrico en base a sus
consumos, se utiliza para subsidiar las tarifas de electricidad a los usuarios residenciales
que tiene niveles bajos de consumo eléctrico que por lo general son los de menores
recursos, mediante recargos que se aplican en las tarifas de aquellos que más electricidad
consumen.
Para efectos de la aplicación de uno de los mecanismos de compensación establecidos en
la Ley Nº 27510 (FOSE), primero se calculará el cargo por energía equivalente, debido a
que cada tipo de instalación RER autónoma, pone a disposición de los usuarios una
energía promedio estimada disponible mensual menor a 100 kW.h/mes.
27
Se refiere a que existe un grupo de usuarios que reciben un descuento en el pago que deben realizar (son subsidiados) mientras que, al mismo
tiempo, otro grupo de consumidores deben hacer un pago adicional a su consumo (recargo), de modo que este esquema permita beneficiar a los
consumidores de menos recursos accediendo al servicio eléctrico.
PRICONSA
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Cuadro 45)
Potencia Instalada y Energía Promedio Estimada Disponible por Instalación Autónoma
Instalación Autònoma
Tipo 1
Tipo 2
Tipo 3
Tensión de Serv icio
12 V DC
220 V AC
220 V AC
Potencia Instalada ( Wp)
Energía Promedio Estimada
85
425
850
8.76
43.78
87.57
Disponible ( Kw .h/mes)
Los sistemas fotovoltaicos a instalar (Tipo1-viviendas) estan focalizados a segmentos
poblacionales de menores ingresos y sus consumos son menores a 100 KW.h/mes, por tal
razón, se propone aplicar al Total del Costo Mensual del usuario, una reducción tarifaria de
acuerdo a las tablas de descuento del FOSE, para los usuarios de los sistemas, en el
sector rural.
Cuadro 46) Tabla de Reducción Tarifaria establecida por la Ley Nº 27510 (FOSE)
Usuario
Sector
Sistema Aislado
Urbano-Rural y Rural
Reducción
tarifaria para
consumos
menores o
iguales a 30
kw.h/mes
80% del cargo de
energía
Reducción
tarifaria para
consumos
mayores a 30
kw.h/mes hasta
100 kw.h/mes
24 kw.h/mes por
cargo de energía
Para efectos de la reducción tartifaria establecida por el FOSE, en la Tarifa RER Autónoma
se calculó el Cargo por Energía Equivalente, el cual deberá multipilicarse por la energía
promedio estimada disponible por el tipo de instalación, y asi aplicar las reducciones
tarifarias correspondientes a cada rango de consumo, lo que se traduciría en un cargo fijo
mensual al usuario por tipo.
Para los usuarios Tipo 1 correspondientes a viviendas, la reducción tarifaria sería de 80%
del cargo de energía ya que su consumo promedio es de 8.76 Kw.h/mes.
7.6.1
Cálculo Tarifario para Zona Norte-Aplicación FOSE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Energía Promedio Estimada Disponible
85 Wp
kWh.mes
8.76
cUS$/kW.h
158.05
US$/mes
13.84
SIN SUBSIDIO
Cargo por Energía Equiv alente
Cargo Fijo Mensual
Cargo por Energía Equiv alente
ctm S/./kW.h
472.44
Cargo Fijo Mensual
S/./mes
41.37
Cargo Fijo Mensual (con IGV)
S/./mes
48.82
cUS$/kW.h
31.61
CON SUBSIDIO FOSE
0-30 kWh.mes
Cargo por Energía
31-100 kWh.mes
Cargo por Energía - Primeros 30 kW.h
US$/mes
9.48
Cargo por Energía - Ex ceso de 30 kW.h
cUS$/kWh
158.05
US$/mes
2.77
Cargo Fijo Mensual por Energía
ctm S/./kW.h
94.49
Cargo Fijo Mensual por Energía - Primeros 30 kW.h
Cargo Fijo Mensual por Energía - Ex ceso de 30 kW.h
S/./mes
ctm S/./kW.h
S/./mes
28.35
472.44
8.27
S/./mes
9.76
Cargo Fijo Mensual
0-30 kWh.mes
31-100 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual
Cargo Fijo Mensual (con IGV)
PRICONSA
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
7.6.2
Cálculo Tarifario para Zona Centro-Aplicación FOSE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Energía Promedio Estimada Disponible
SIN SUBSIDIO
Cargo por Energía Equiv alente
Cargo Fijo Mensual
85 Wp
kWh.mes
8.76
cUS$/kW.h
155.65
US$/mes
13.63
ctm S/./kW.h
465.24
Cargo Fijo Mensual
S/./mes
40.74
Cargo Fijo Mensual (con IGV)
CON SUBSIDIO FOSE
0-30 kWh.mes
Cargo por Energía
31-100 kWh.mes
Cargo por Energía - Primeros 30 kW.h
Cargo por Energía - Ex ceso de 30 kW.h
Cargo Fijo Mensual
S/./mes
48.07
cUS$/kW.h
31.13
US$/mes
cUS$/kWh
US$/mes
9.34
155.65
2.73
ctm S/./kW.h
93.05
Cargo por Energía Equiv alente
0-30 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual por Energía
31-100 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual por Energía - Primeros 30 kW.h
S/./mes
27.92
ctm S/./kW.h
465.24
Cargo Fijo Mensual
S/./mes
8.15
Cargo Fijo Mensual (con IGV)
S/./mes
9.62
Cargo Fijo Mensual por Energía - Ex ceso de 30 kW.h
7.6.3
Cálculo Tarifario para Zona Sur- Aplicación FOSE
Tipo de Sistema Fotovoltaico
Energía Promedio Estimada Disponible
85 Wp
kWh.mes
8.76
cUS$/kW.h
153.83
SIN SUBSIDIO
Cargo por Energía Equiv alente
Cargo Fijo Mensual
US$/mes
13.47
ctm S/./kW.h
459.76
Cargo Fijo Mensual
S/./mes
40.26
Cargo Fijo Mensual (con IGV)
S/./mes
47.51
cUS$/kW.h
30.77
Cargo por Energía - Primeros 30 kW.h
US$/mes
9.23
Cargo por Energía - Ex ceso de 30 kW.h
cUS$/kWh
153.83
US$/mes
2.69
ctm S/./kW.h
91.95
Cargo por Energía Equiv alente
CON SUBSIDIO FOSE
0-30 kWh.mes
Cargo por Energía
31-100 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual
0-30 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual por Energía
31-100 kWh.mes
Cargo Fijo Mensual por Energía - Primeros 30 kW.h
S/./mes
27.59
ctm S/./kW.h
459.76
Cargo Fijo Mensual
S/./mes
8.05
Cargo Fijo Mensual (con IGV)
S/./mes
9.50
Cargo Fijo Mensual por Energía - Ex ceso de 30 kW.h
El detalle de la aplicación del FOSE se encuentran en el Anexo B.1.0 del presente
documento.
7.7
Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma
De acuerdo a las disposiciones generales del Reglamento de la Promoción de la Inversión
Eléctrica en áreas No Conectadas a Red:
 La Tarifa RER Autónoma será aplicada a las personas naturales y jurídicas ubicadas en
las áreas No Conectadas a red, denominadas “usuarios tipo”, Tipo 1(viviendas), Tipo 2
(entidades de salud), Tipo 3 (escuelas) de las Zonas Norte, Centro y Sur del país,
PRICONSA
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe






8
atendidos por sistemas fotovoltaicos, de acuerdo a una Instalación Autónoma RER o
Instalación Equivalente Alternativa.
La Tarifa RER autónoma será aplicada mensualmente a todos los usuarios tipo, el
usuario Tipo 1 (residencial) se le aplicarán los mecanismos de compensación
establecidos en el Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE-Ley Nº 27510)
teniendo en cuenta la energía promedio mensual disponible en la instalación.
Como cumplimiento a la Ley General de Electrificación Rural (LGER) y su reglamento,
la Tarifa RER Autónoma no incluye el Impuesto General de Ventas (I.G.V) por la
prestación del servicio eléctrico.
El periodo de facturación será mensual, no podrá ser inferior a veintiocho (28) días
calendario ni exceder los treinta y tres (33) días calendario, cumpliendo con la
Normativa de Condiciones de Aplicación de la Tarifas al Usuario Final.
Cada usuario deberá definir el domicilio de facturación y será empleado por la
distribuidora para el reparto de la factura o recibo correspondiente.
Se estableció que la entrega de recibos, sea trimestral con tres (3) recibos mensuales
en forma de cupones para que el usuario pueda realizar su pago durante el mes
correspondiente.
El pago del servicio será mensual, lo realizarán los usuarios en los centros de pago
autorizados de cada una de las empresas distribuidoras.
CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN
Las actividades de corte y reconexión en las Instalaciones RER Autónomas Tipo, estará a
cargo de las empresas concesionarias. Al igual que en los sistemas convencionales, el
corte del servicio se realizará cuando el usuario no realiza el pago por dos meses, la
empresa distribuidora emitirá orden de corte correspondiente para su ejecución por el
inversionista. La reconexión será realizada cuando el usuario cancele las facturas
retrasadas de su servicio y la empresa distribuidora emita la orden de reconexión
correspondiente. Las actividades de corte y reconexión se realizarán en conjunto con las
actividades de mantenimiento preventivo o correctivo, debido a las distancias y dispersión
de los usuarios.
Para determinación de los cargos de corte y reconexión, se realizó los análisis de precios
de las actividades de corte y reconexión para cada área geográfica, considerando los
recursos de mano de obra y equipos, se tomo como referencia los costos de mano de
obra, transporte y equipos y el rendimiento de cada actividad, tal y como está establecido
en la Fijación de la Tarifa Rural de los Sistemas Fotovoltaicos 2014-2018.
Para establecer los cargos por Zona de Concesión, se realizó un promedio ponderado,
considerando los sistemas fotovoltaicos instalados en cada área geográfica de acuerdo a
una empresa modelo que operarará por sedes, clasificado por Servicio Eléctrico (SE),
Servicio Eléctrico Sede (SE-S), Servicio Eléctrico Sede Concesión (SE-SC).
8.1
Actividades de Corte
Se realizó un análisis de precios unitarios para las actividades de corte para cada área
geográfica y luego se calcularon por cada área no Conectada a Red, se tomó como
referencia el tiempo de (10min)para efectuar el corte en la Zona Costa, de (15) minutos
para Zona Sierra y de (20 min) en la Zona Selva.
8.2
Actividades de Reconexión
Se realizó un análisis de precios unitarios para las actividades de corte para cada área
geográfica y luego se calcularon por cada área no Conectada a Red, se tomó como
referencia el tiempo de (15 min) para efectuar la reconexión en la Zona Costa, (20) min
para la Zona Sierra y de (25 min) en la Zona Selva.
Luego, se determinó los costos de corte y reconexión para las áreas no conectadas a red
Norte, Centro y Sur.El detalle del análisis de precios unitarios para los cargos de corte y
reconexión se encuentra en el Anexo E del presente documento.
Los cargos de corte y reconexión para cada una de las áreas de concesión Zona Norte,
Zona Centro y Zona Sur expresado en US$/usuario y en S/.usuario son las siguientes:
PRICONSA
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OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
Cuadro 47) Cargo de Corte y Reconexión (US $/ usuario)
Cargo (US$)
Corte
Reconexión
Norte
2.03
2.60
Centro
1.89
2.39
Sur
1.77
2.22
Cuadro 48) Cargos de Corte y Reconexión (S./ usuario)
Cargo (S./)
Corte
Reconexión
9
Norte
6,07
7,77
Centro
5,65
7,14
Sur
5,29
6,64
CONCLUSIONES
Los resultados consolidados del Cargo RER Autónomo para Suministros en Areas No
Conectadas a Red, son los siguientes:
Cuadro 49) Resultados del Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red ( S./mes)-Sin IGV
Cargo RER Autónomo
Instalación RER Autónoma
Area de Concesión
Zona
Tipo 1- 85 Wp
S./ mes
Tipo 2- 425 Wp
S./ mes
Tipo 3- 850 Wp
S./ mes
Norte
Centro
Sur
41.37
40.74
40.26
198.29
194.80
192.46
394.37
387.41
382.80
Los resultados consolidados de la propuesta para la Tarifa RER Autónoma aplicando la
reducción tarifaria establecida en la Ley N°27510 (FOSE) para Suministros en Areas No
Conectadas a Red, son los siguientes:
Cuadro 50) Propuesta de la Tarifa RER Autónoma con Mecanismos de Compensación FOSE (S./mes)-Sin IGV
Area de Concesión
Instalación RER Autónoma
Tipo 1 Vivienda - 85 Wp
S./ mes
8.27
8.15
8.05
Zona
Norte
Centro
Sur
Los resultados consolidados de los cargos de corte y reconexión por cada área de concesión,
son los siguientes:
Cuadro 51) Cargos de Corte y Reconexión (S./usuario)
Cargo (S./)
Corte
Reconexión
PRICONSA
Norte
6,07
7,77
Página 57 de 58
Centro
5,65
7,14
Sur
5,29
6,64
OSINERGMIN
Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe
10
ANEXOS
Consultar Lista de Anexos.-
PRICONSA
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Lista de Anexos
Item
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Detalle
Anexo A. Resultados de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Áreas No Conectados a Red 2015-2016
Anexo A.1.0. Propuesta Tarifa RER Autónoma.-( S./mes) con FOSE- sin IGV al usuario final
Anexo A.2.0. Cargos de Corte y Reconexión por Zona de Concesión (S/./usuario)
Anexo B. Cálculo de Tarifa Eléctrica Aplicable a Suministros con Instalaciones RER Autónomas
Anexo B.1.0. Cálculo Propuesta Aplicación Ley FOSE
Anexo C. Resumen de los Costos de Comercialización por Zona Norte, Centro y Sur (US$/año)
Anexo C.1.0. Matriz de Sistemas Fotovoltaicos asignados a las empresas distribuidoras
Anexo C.2.0. Resumen de los Costos de Comercialización por Costa, Sierra y Selva
Anexo C.3.0. Análisis de Costos Unitarios de Actividades de Comercialización
Anexo C.4.Resumen de Costos Anuales de Comercialización ( Decreto Supremo N° 036-2014-EM) US$/año
Anexo D. Resumen de los Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso Zona Norte, Centro y Sur
Anexo D.1.0. Análisis de Precios de Administración de Fideicomiso
Anexo E. Resumen de Cargos de Corte/ Reconexión por Area de Concesión
Anexo E.1.0 Resumen de Cargos de Corte/ Reconexión por Area Geográfica
Anexo E.2.0. Matriz para Cálculo de Cargos de Corte por Área de Concesión - US$/ usuario
Anexo E.3.0. Matriz para Cálculo de Cargos de Reconexión por Área de Concesión - US$/ usuario
Anexo E.4.0. Análisis de Precios Unitarios de la Actividad de Corte por Area Geográfica Costa, Sierra y Selva
Anexo E.5.0 Análisis de Precios Unitarios de la Actividad de Reconexión por Area Geográfica Costa, Sierra y Selva
Anexo F. Actualización de la Remuneración Anual correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX) y al Costo de Inversión (CAPEX)
Anexo F.1.0. Actualización de la Remuneración Anual correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX)
Anexo G. Determinación del Factor de Corrección (Simulación)
Anexo I. Costos de Mano de Obra, Transporte y Equipos
Anexo J.1. Planos de Zona Norte-Distribuidoras
Anexos J.2.Planos de Zona Centro- Distribuidoras
Anexos J.3.Planos de Zona Sur- Distribuidoras
Anexo K.1. Planos de Zona Norte- Concesionarias
Anexos K.2.Planos de Zona Centro- Concesionarias
Anexos K.3.Planos de Zona Sur- Concesionarias
Anexo A. Resultados de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Áreas No Conectados a Red 2015-2016
Cargo RER Autónomo.-( S./mes)-sin IGV a usuario final
Cargo RER Autónomo
Instalación RER Autónoma
Area de Concesión
Tipo 1- 85 Wp
Tipo 2- 425 Wp
Zona
S./ mes
S./ mes
Norte
41.37
198.29
Centro
40.74
194.80
Sur
40.26
192.46
Promedio
40.79
195.18
Variación (BT8-70)%
-23.90%
Variación (BT8-100)%
-33.17%
Tipo 3- 850 Wp
S./ mes
394.37
387.41
382.80
388.19
Anexo A.1.0. Propuesta Tarifa RER Autónoma.-( S./mes) con FOSE- sin IGV al usuario final
Costos Asociados a Aplicación FOSE ( S./mes)
Area de Concesión
Zona
Norte
Centro
Sur
Promedio
Variación (BT8-70)%
Variación (BT8-100)%
Instalación RER Autónoma
Tipo 1 Vivienda - 85 Wp
S./ mes
8.27
8.15
8.05
8.16
-23.91%
-33.17%
Monto estimado de Recargo S./ mes- FOSE
(Usuarios a recargar > 100 Kwh/mes) debido a que el FOSE no tiene excedente
Numero de clientes (regulado) estimado
Monto estimado de Impacto FOSE (S./mes)
Monto Estimado de Recargo en la facturación (S./mes)
Area de Concesión
Zona
Norte
Centro
Sur
Total
Total (S./ mes)
Total (S./ año)
Total (US$/año)
2,585,319.00
4,866,100.00
1.88
Instalación RER Autónoma
Tipo 1 Vivienda - 85 Wp
S./mes
1,820,500.00
1,531,730.00
1,513,870.00
4,866,100.00
4,866,100.00
58,393,200.00
19,536,032.12
Anexo A.2.0. Cargos de Corte y Reconexión por Zona de Concesión (S/./usuario)
Cargo (S./)
Corte
Reconexión
Norte
6.07
7.77
Centro
5.65
7.14
Sur
5.29
6.64
Anexo C.1.0. Matriz de Sistemas Fotovoltaicos asignados a las empresas distribuidoras
Costos Unitarios de Operación Comercial (US$/usu.-año)
SFV para Área de Concesión Norte
ELECTRO NOR-OESTE
Servicio Eléctrico Piura-Electro Noroeste
ELECTRO NORTE
Servicio Eléctrico Chiclayo- Electro Norte
Servicio Eléctrico Chota-Electro Norte
Servicio Eléctrico Cajamarca- Electro Norte
Servicio Eléctrico Amazonas-Electro Norte
Servicio Eléctrico Chachapoyas- Electro Norte
HIDRANDINA
Servicio Eléctrico Trujillo-Hidrandina
Servicio Eléctrico Caraz-Hidrandina
Servicio Eléctrico Huaraz- Hidrandina
Servicio Eléctrico Recuay-Hidrandina
ELECTRO ORIENTE
Servicio Eléctrico Tarapoto- Electro Oriente
Servicio Eléctrico Juanjuí- Electro Oriente
Servicio Eléctrico Iquitos- Electro Oriente
SFV para Área de Concesión Centro
ELECTRO UCAYALI
Servicio Eléctrico Pucallpa- Electro Ucayali
ELECTRO CENTRO
Servicio Eléctrico Satipo- Electro Centro
Servicio Eléctrico La Merced- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huancayo- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huánuco-Electro Centro
Servicio Eléctrico Cerro de Pasco- Electro Centro
Servicio Eléctrico Huancavelica- Electro Centro
Servicio Eléctrico Ayacucho-Electro Centro
ADINELSA
Servicio Eléctrico Huacho-Adinelsa
Servicio Eléctrico Lima-Adinelsa
Servicio Eléctrico Cañete-Adinelsa
Servicio Eléctrico Ica-Adinelsa
Servicio Eléctrico Puquio-Adinelsa
SFV para Área de Concesión Sur
ELECTRO SUR ESTE
Servicio Eléctrico Cusco-Electro SurEste
Servicio Eléctrico Quillabamba-Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Abancay- Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Sicuani- Electro Sur Este
Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Electro Sur Este
ELECTRO PUNO
Servicio Eléctrico Azángaro-Electro Puno
Servicio Eléctrico Juliaca-Electro Puno
Servicio Eléctrico Puno- Electro Puno
SEAL
Servicio Eléctrico Camaná-Seal
Servicio Eléctrico Arequipa- Seal
ELECTRO SUR
Servicio Eléctrico Tacna- Electro Sur
Amazonia
Ley 27037
5.973
Costa
Sierra
Selva
7.055
7.818
5.966
Costa
Sierra
Selva
2044
1652
SE-2500
2069
182
346
2515
3438
210
855
SE-2500
SE-2500
SE-4000
SE-6000
SE-4000
1854
242
139
269
Costa
Amazonia
Ley 27037
6341
3014
2586
4843
3449
3834
Sierra
482
2022
5228
2987
4200
4526
SE-SC-4000
SE-6000
SE-4000
SE-4000
2268
1974
3317
2268
1974
3317
Selva
Amazonia
Ley 27037
1936
1936
SE-S-6000
SE-4000
SE-6000
Clasificación
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-S-6000
SE-4000
SE-4000
SE-4000
4146
3649
363
SE-2500
SE-SC-4000
SE-2500
SE-S-4000
SE-4000
513
324
1009
1523
2063
1573
1136
3908
3476
Costa
Sierra
Selva
5703
2559
5562
4534
391
2559
554
4416
4188
5606
Clasificación
1680
Amazonia
Ley 27037
Clasificación
SE-SC-6000
SE-6000
SE-6000
SE-4000
SE-2500
SE-6000
SE-4000
SE-S-6000
1685
452
1649
2862
SE-2500
SE-S-4000
784
1816
SE-2500
Anexo C. Resumen de los Costos de Comercialización por Zona Norte, Centro y Sur (US$/año
Area de Concesión Norte
ELECTRO NOROESTE
Servicio Eléctrico Piura
ELECTRONORTE
Servicio Eléctrico Chiclayo
Servicio Eléctrico Chota
Servicio Eléctrico Cajamarca
Servicio Eléctrico Amazonas
Servicio Eléctrico Chachapoyas
HIDRANDINA
Servicio Eléctrico Trujillo
Servicio Eléctrico Caraz
Servicio Eléctrico Huaraz
Servicio Eléctrico Recuay
ELECTROORIENTE
Servicio Eléctrico Tarapoto
Servicio Eléctrico Juanjuí
Servicio Eléctrico Iquitos
Area de Concesión Centro
ELECTRO UCAYALI
Servicio Eléctrico Pucallpa
ELECTRO CENTRO
Servicio Eléctrico Satipo
Servicio Eléctrico La Merced
Servicio Eléctrico Huancayo
Servicio Eléctrico Huánuco
Servicio Eléctrico Cerro de Pasco
Servicio Eléctrico Huancavelica
Servicio Eléctrico Ayacucho
ADINELSA
Servicio Eléctrico Huacho
Servicio Eléctrico Lima
Servicio Eléctrico Cañete
Servicio Eléctrico Ica
Servicio Eléctrico Puquio
Area de Concesión Sur
ELECTRO SUR ESTE
Servicio Eléctrico Cusco
Servicio Eléctrico Quillabamba
Servicio Eléctrico Abancay
Servicio Eléctrico Sicuani
Servicio Eléctrico Puerto Maldonado
ELECTRO PUNO
Servicio Eléctrico Azángaro
Servicio Eléctrico Juliaca
Servicio Eléctrico Puno
SEAL
Servicio Eléctrico Camaná
Servicio Eléctrico Arequipa
ELECTROSUR
Servicio Eléctrico Tacna
Clasificación
SE-2500
SE-2500
SE-2500
SE-4000
SE-6000
SE-4000
SE-SC-4000
SE-6000
SE-4000
SE-4000
SE-S-6000
SE-4000
SE-6000
Clasificación
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-S-6000
SE-4000
SE-4000
SE-4000
SE-2500
SE-SC-4000
SE-2500
SE-S-4000
SE-4000
Clasificación
SE-SC-6000
SE-6000
SE-6000
SE-4000
SE-2500
SE-6000
SE-4000
SE-S-6000
SE-2500
SE-S-4000
SE-2500
N° SFV
55,000
3,696
3,696
18,970
2,415
2,697
3,438
6,551
3,869
17,216
4,440
5,085
3,588
4,103
15,118
4,536
3,948
6,634
N° SFV
47,000
3,872
3,872
27,603
4,146
4,131
2,022
5,591
2,987
4,200
4,526
15,525
2,576
1,897
2,145
5,431
3,476
N° SFV
50,314
21,862
6,094
5,118
5,562
4,534
554
15,890
6,096
4,188
5,606
9,962
6,648
3,314
2,600
2,600
$ - C.Comercialización.-año
US $ / SFV
US $- año
379,531
6.901
27,336
7.396
27,336
7.396
129,264
6.814
17,302
7.164
20,946
7.767
26,878
7.818
39,472
6.025
24,666
6.375
132,684
7.707
33,297
7.499
39,570
7.782
27,945
7.788
31,872
7.768
90,247
5.970
27,078
5.970
23,568
5.970
39,602
5.970
$ - C.Comercialización.-año
US $- año
US $ / SFV
342,609
7.290
23,114
5.970
23,114
5.970
200,692
7.271
24,735
5.966
25,538
6.182
15,808
7.818
43,038
7.698
23,352
7.818
32,836
7.818
35,384
7.818
118,804
7.652
19,748
7.666
14,584
7.688
16,000
7.459
41,298
7.604
27,175
7.818
$ - C.Comercialización.-año
US $ / SFV
US $- año
355,617
7.068
164,428
7.521
46,919
7.699
35,273
6.892
43,484
7.818
35,447
7.818
3,305
5.966
121,117
7.622
44,547
7.308
32,742
7.818
43,828
7.818
50,344
5.054
24,780
3.727
25,564
7.714
19,729
7.588
19,729
7.588
Anexo C.4.Resumen de Costos Anuales de Comercialización ( Decreto Supremo N° 036-2014-EM) US$/año
Area Concesión Norte
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador (1%)
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
US$/SFV
6.901
0.395
0.070
0.395
7.761
426,871
Area Concesión Centro
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador (1%)
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
US$/SFV
7.290
0.418
0.070
0.418
8.190
384,930
Area Concesión Sur
Costo Unitario ( US$ SFV /año)
Costo de Capital de Trabajo
Aportes del Organismo Regulador(1%)
Compensación DS. N°036-2014
Costo Total SFV (US$/año)
Costo Total de Comercialización US $/año
US$/SFV
7.068
0.405
0.070
0.405
7.948
373,549
Anexo C.2.0. Resumen de los Costos de Comercialización por Costa, Sierra y Selva
Región Geográfica Selva
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva
Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva
Costos
Unitar. US$
0.305
0.013
0.480
0.576
Metrado
Mensual
3,500
3,500
1,400
2,100
Anual
42,000
42,000
5,600
8,400
Total (US$-año)
C.U. Selva
(US$/usu.-año)
US$/.año
12,810.00
546.00
2,688.00
4,838.40
%
Incidencia
61.34%
2.61%
12.87%
23.17%
Costos
Unitar. S/.
0.91
0.04
1.43
1.72
%
Incidencia
46.82%
2.00%
12.89%
25.03%
13.26%
Costos
Unitar. S/.
0.91
0.04
2.15
4.18
2.58
%
Incidencia
51.88%
2.21%
14.15%
19.02%
12.74%
Costos
Unitar. S/.
0.91
0.04
1.87
3.34
2.24
%
Incidencia
61.34%
2.61%
23.17%
12.98%
Costos
Unitar. S/.
0.91
0.04
1.72
1.45
20,882.40
5.966
Región Geográfica Sierra
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Sierra
Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Sierra
Reparto y Cobranza- Sin Movilidad - Sierra
Costos
Unitar. US$
0.305
0.013
0.72
1.398
0.864
Metrado
Mensual
3,500
3,500
1,225
1,225
1,050
US$/.año
Anual
42,000
42,000
4,900
4,900
4,200
12,810.00
546.00
3,528.00
6,850.20
3,628.80
Total (US$-año)
27,363.00
C.U. Sierra
(US$/usu.-año)
7.818
Región Geográfica Costa
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Costa
Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Costa
Reparto y Cobranza Sin Movilidad - Costa
Costos
Unitar. US$
0.305
0.013
0.624
1.118
0.749
Metrado
Mensual
3,500
3,500
1,400
1,050
1,050
US$/.año
Anual
42,000
42,000
5,600
4,200
4,200
12,810.00
546.00
3,494.40
4,695.60
3,145.80
Total (US$-año)
24,691.80
C.U. Costa
(US$/usu.-año)
7.055
Región Geográfica Selva (Amazonia- Ley N°27037)
Actividades
Atención al usuario
Facturación e Impresión
Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva (Amazonia- Ley 27037)
Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva ( Amazonia-Ley 27037)
Costos
Unitar. US$
0.305
0.013
0.576
0.484
Metrado
Mensual
3,500
3,500
2,100
1,400
Notas:
(*) La actividad de Reparto de Recibos se realizará de manera exclusiva cuatro (4) veces al año ( trimestralmente)
Anual
42,000
42,000
8,400
5,600
Total (US$-año)
C.U. Selva
(US$/usu.-año)
US$/.año
12,810.00
546.00
4,838.40
2,710.40
20,904.80
5.973
Anexo D. Resumen de los Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso Zona Norte, Centro y Sur
Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso
Comisión de Estructuración (Pago por única vez)*
Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos (Pago
por única vez).*
Comisión de Fiducia (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido).
Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos
Bancarios, Otros (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido)
Total US $/año
COSTO UNITARIO ANUAL TOTAL aFDC (US$/SFV)
Area No Conectada a Red
Zona Norte
Zona Centro
Zona Sur
Total
Regulación Tarifaria
1er. Año
Años Posteriores
US $/año
US $/año
1,672.80
0.00
736.03
37,898.96
0.00
37,898.96
85,730.61
126,038.41
0.83
85,730.61
123,629.58
0.81
Tipo 1
55,000
47,000
47,000
149,000
Cantidad de usuarios por Tipo
Tipo 2
Tipo 3
1,200
280
650
175
410
175
2,260
630
Tipo 1
45,650.00
39,010.00
39,010.00
123,670.00
Total US $/año
Tipo 2
Tipo 3
996.00
232.40
539.50
145.25
340.30
145.25
1,875.80 522.90
Total
46,878.40
39,694.75
39,495.55
126,068.70
Anexo E.1.0 Resumen de Cargos de Corte/ Reconexión por Area Geográfica
Cargos de Corte y Reconexión por área geográfica - (US$/ Usuario)
Cargo (US $)
Corte
Reconexión
Costa
1.11
1.66
Sierra
1.71
2.12
Selva
2.59
3.32
Cargos de Corte y Reconexión por área geográfica - (S/./Usuario)
Cargo ( S./)
Corte
Reconexión
Costa
3.32
4.96
Sierra
5.11
6.34
Selva
7.74
9.92
Anexo E. Resumen de Cargos de Corte/ Reconexión por Area de Concesión
Cargos de Corte y Reconexión por Zonas de Concesión- (US$/Usuario)
Cargo (US$)
Corte
Reconexión
Norte
2.03
2.60
Centro
1.89
2.39
Sur
1.77
2.22
Cargos de Corte y Reconexión por Zonas de Concesión - (S/. / Usuario)
Cargo (S./)
Corte
Reconexión
Norte
6.07
7.77
Centro
5.65
7.14
Sur
5.29
6.64
Anexo E.2.0. Matriz para Cálculo de Cargos de Corte por Área de Concesión - US$/ usuario
Area de Concesión Norte
CU - $
Cargo de Corte SFV - Costa
1.11
Cargo de Corte SFV - Sierra
1.71
Cargo de Corte SFV - Selva
2.59
Costos Unitarios por Sede CUS-US $
Area de Concesión Centro
CU - $
Cargo de Corte SFV - Costa
1.11
Cargo de Corte SFV - Sierra
1.71
Cargo de Corte SFV - Selva
2.59
Costos Unitarios por Sede CUS- US$
Zona Norte
Sede Trujillo
Sede Tarapoto
N° SFV
Total $
N° SFV
Total $
29,462
46,301
25,538
65,206
6,799
7,547
0
0
22,663
38,754
1,065
1,821
0
0
24,473
63,385
1.57
2.55
Costo Unitario de Corte
Total $
Total N° SFV
CU-$
111,507
55,000
7,547
6,799
1.11
40,575
23,728
1.71
63,385
24,473
2.59
2.03
CU-US $ Norte
Zona Centro
Sede Huánuco
Sede Lima
N° SFV
Total $
N° SFV
Total $
12,450
25,016
16,917
34,680
0
0
1,846
2,049
8,215
14,048
7,276
12,442
4,235
10,969
7,795
20,189
2.01
2.05
Sede Ica
N° SFV
Total $
17,633
29,239
1,523
1,691
16,110
27,548
0
0
1.66
Costo Unitario de Corte
Total $
Total N° SFV
CU-$
88,935
47,000
3,740
3,369
1.11
54,038
31,601
1.71
31,158
12,030
2.59
1.89
CU-US $ Centro
Sede Arequipa
N° SFV
Total $
9,248
14,061
2,921
3,242
6,327
10,819
0
0
1.52
Costo Unitario de Corte
Total $
Total N° SFV
CU-$
83,179
47,000
3,242
2,921
1.11
66,510
38,895
1.71
13,427
5,184
2.59
CU-US $ Sur
1.77
Zona Sur
Area de Concesión Sur
CU - $
Cargo de Corte SFV - Costa
1.11
Cargo de Corte SFV - Sierra
1.71
Cargo de Corte SFV - Selva
2.59
Costos Unitarios por Sede CUS- US$
Sede Cusco
N° SFV
Total $
21,862
40,468
0
0
18,358
31,392
3,504
9,075
1.85
Sede Puno
N° SFV
Total $
15,890
28,650
0
0
14,210
24,299
1,680
4,351
1.80
Anexo E.3.0. Matriz para Cálculo de Cargos de Reconexión por Área de Concesión - US$/ usuario
Zona Norte
Sede Trujillo
Sede Tarapoto
Area de Concesión Norte
CU - $
N° SFV
Total $
N° SFV
Total $
29,462
59,332
25,538
83,508
Cargo de Reconexión SFV - Costa
1.66
6,799
11,286
0
0
Cargo de Reconexión SFV - Sierra
2.12
22,663
48,046
1,065
2,258
Cargo de Reconexión SFV - Selva
3.32
0
0
24,473
81,250
Costos Unitarios por Sede CUS-US $
2.01
3.27
Area de Concesión Centro
CU - $
Cargo de Reconexión SFV - Costa
1.66
Cargo de Reconexión SFV - Sierra
2.12
Cargo de Reconexión SFV - Selva
3.32
Costos Unitarios por Sede CUS-US $
Zona Centro
Sede Huánuco
Sede Lima
N° SFV
Total $
N° SFV
Total $
12,450
31,476
16,917
44,369
0
0
1,846
3,064
8,215
17,416
7,276
15,425
4,235
14,060
7,795
25,879
2.53
2.62
Costo Unitario de Reconexiòn
Total $
Total N° SFV
CU-$
142,840
55,000
11,286
6,799
1.66
50,303
23,728
2.12
81,250
24,473
3.32
2.60
CU-US $ Norte
Sede Ica
Total $
36,681
2,528
34,153
0
2.08
Costo Unitario de Reconexiòn
Total $
Total N° SFV
CU-$
112,526
47,000
5,593
3,369
1.66
66,994
31,601
2.12
39,940
12,030
3.32
112,526 CU-US $ Centro
2.39
Sede Arequipa
N° SFV
Total $
9,248
18,262
2,921
4,849
6,327
13,413
0
0
1.97
Costo Unitario de Reconexiòn
Total $
Total N° SFV
CU-$
104,517
47,000
4,849
2,921
1.66
82,457
38,895
2.12
17,211
5,184
3.32
2.22
104,517
CU-US $ Sur
N° SFV
17,633
1,523
16,110
0
Zona Sur
Area de Concesión Sur
CU - $
Cargo de Reconexión SFV - Costa
1.66
Cargo de Reconexión SFV - Sierra
2.12
Cargo de Reconexión SFV - Selva
3.32
Costos Unitarios por Sede CUS-US $
Sede Cusco
N° SFV
Total $
21,862
50,552
0
0
18,358
38,919
3,504
11,633
2.31
Sede Puno
N° SFV
Total $
15,890
35,703
0
0
14,210
30,125
1,680
5,578
2.25
(*) Se consideró que la empresa modelo en cada una de las áreas de concesión, operarará mediantes sedes; y por cada área geográfica tendra bajo su responsabilidad una cantidad determinada de SFV
para realizar la actividad de corte y reconexión.
Anexo F.1.0. Actualización de la Remuneración Anual correspondiente al Costo de Operación y
Mantenimiento (OPEX)
Transcurrido el plazo de dos (2) años, la formula de actualización correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento, será
determinado por el Administrador de Contrato, el Inversionista debe presentar una propuesta de sustento.
a) Actualización de Remuneración Anual (RA) Zona Norte
Cantidad Mínima SFV
Tipo 1
55,000
Tipo 3
1200
Tipo 2
280
Simulación
IOYMo
0.10
IOYM
0.20
Factor OyM
2.0000
IOYM : Indice determinado por el Adm. De Contrato que mide la inflación en los Costos de Operación y Mantenimiento
IOYMo:Indice correspondiente a la primera evaluación del OYM.
Actualización de la Remuneración Anual Zona Norte ( OPEX)
RA Adjudicada US$/año (OPEX)
RA Actualizada US$/año (OPEX)
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
5,675,832.00
5,675,832.00
82.98
414.90
829.80
b) Actualización de Remuneración Anual (RA) Zona Centro
Tipo 1
Cantidad Mínima SFV
47,000
Tipo 3
650
Tipo 2
175
Simulación
IOYMo
0.10
IOYM
0.20
Factor OyM
2.0000
IOYM : Indice determinado por el Adm. De Contrato que mide la inflación en los Costos de Operación y Mantenimiento
IOYMo:Indice correspondiente a la primera evaluación del OYM.
Actualización de la Remuneración Anual Zona Centro ( OPEX)
RA Adjudicada US $ ( OPEX)
RA actualizada US $/año (OPEX)
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
4,430,475.00
4,430,475.00
81.48
407.40
814.80
c) Actualización de la Remuneración Anual (RA) Zona Sur
Tipo 1
Cantidad Mínima
47,000
IOYMo
Tipo 3
410
Tipo 2
175
Simulación
0.10
IOYM
0.20
Factor OyM
2.0000
IOYM : Indice determinado por el Adm. De Contrato que mide la inflación en los Costos de Operación y Mantenimiento
IOYMo:Indice correspondiente a la primera evaluación del OYM.
Actualización de la Remuneración Anual Zona Sur
RA Adjudicada US $/año (OPEX)
RA actualizada US$/año
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
4,185,027.00
4,185,027.00
80.52
402.60
805.20
Anexo F. Actualización de la Remuneración Anual correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento
(OPEX) y al Costo de Inversión (CAPEX)
Para efectos de la actualización, se asumira que el 50% de la RA corresponde al costo de operación y mantemiiento (OPEX) y que el otro
50% corresponde a la inversión, se aplicará durante los dos primeros años, luego de la fecha de puesta en operación comercial.
a) Actualización de Remuneración Anual (RA) Zona Norte (Fórmulas de Actualización)
Cantidad Mínima SFV
IPPo Agosto 2014
IPP Agosto 2014
Factor i
Tipo 1
55,000
Tipo 3
1200
Tipo 2
280
11,351,664.00
11,351,664.00
CAPEX
5,675,832.00
5,675,832.00
OPEX
5,675,832.00
5,675,832.00
Inversión
82.98
414.90
829.80
Mantenimiento
82.98
414.90
829.80
Total
165.96
829.80
1659.60
Simulación
0.10
0.20
2.0000
IPP : Indice Finished Goods Less Food and Energy (serie ID:WPSSOP3500)- Regulación Tarifaria
IPPo: Indice de Puesta en Operación Comercial
Actualización de la Remuneración Anual Zona Norte
RA Adjudicada US$/año
RA Actualizada US$/año
Costo Unitario
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
b) Actualización de la Remuneración Anual (RA) Zona Centro ( Fórmulas de Actualización)
Cantidad Mínima SFV
IPPo Agosto 2014
IPP Agosto 2014
Factor i
Tipo 1
47,000
Tipo 3
650
Tipo 2
175
8,860,950.00
8,860,950.00
CAPEX
4,430,475.00
4,430,475.00
OPEX
4,430,475.00
4,430,475.00
Inversión
81.48
407.40
814.80
Mantenimiento
81.48
407.40
814.80
Total
162.96
814.80
1629.60
Simulación
0.10
0.20
2.0000
IPP : Indice Finesh Goods Less Food and Energy (serie ID:WPSSOP3500)
IPPo: Indice de Puesta en Operación Comercial
Actualización de la Remuneración Anual Zona Centro
RA Adjudicada US $
RA actualizada US $/año
Costo Unitario
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
Anexo G. Determinación del Factor de Corrección (Simulación)
El Fc comprendido entre 0.5 y 1, mide el desempeño del conjunto de instalaciones puestas en operación comercial, se aplica cuando su valor es menor a la unidad hasta el límte inferior de 0.5, en la regulación anual que efectua OSINERGMIN.
Factor de Operación del Conjunto (Fo)
Fo:
0.6374
Factor de Servicio del Conjunto (Fs)
Fs:
0.6410
Factor de Corrección (Fc)
Fc:
0.4406
(*)
(**)
(*) Si Fo resultante es menor a 95%, entonces el valor aplicable será (Fo + 5%)
(**) El factor de corrección, debe ser comprendido entre 0.5 y 1. Si el Fc es menor a 0.5, entonces se aplica 0.5.
Remuneración Mensual del Inversionista (RA)
Remuneración Anual del Inversionista (RA)
Por la cantidad inicial de Instalaciones RER Autónomas, Puestas en
servicio antes de la Fecha de inicio de la puesta de Operación
Comercial, la RA será la consignada en la Oferta Económica
US$/año ( RA adjudicada).
Por la cantidad mínima requerida de Instalaciones RER
Autónomas, la RA sera actualizada de acuerdo al
Factor de Actualización(Fa) y multiplicada por el Factor
de Corrección (Fc).
Zona Norte
RA Oferta Económica US$/año
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
11,351,664.00
165.96
829.80
1659.60
Zona Norte
RA Actualizada Fa US$/año
RA Actualizada Fc US$/año
11,351,664.00
5,675,832.00
Zona Centro
RA Oferta Económica US $
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
8,860,950.00
162.96
814.80
1629.60
Zona Centro
RA Actualizada Fa US$/año
RA Actualizada Fc US$/año
8,860,950.00
4,430,475.00
Zona Sur
RA Oferta Económica US $/año
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
8,370,054.00
161.04
805.20
1610.40
Zona Sur
RA Actualizada Fa US$/año
RA Actualizada Fc US$/año
8,370,054.00
4,185,027.00
Remuneración Mensual del Inversionista (RA)
Por la cantidad adicional de Instalaciones RER Autónomas, se
remunerarán el base al Costo Anual Unitario de Inversión,
incluyendo el (Fc) y (Fa).
Zona Norte
RA Actualizada Fa US$/año
RA Actualizada Fc US$/año
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
11,351,664.00
5,675,832.00
82.98
414.90
829.80
Zona Centro
RA Actualizada Fa US$/año
RA Actualizada Fc US$/año
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
8,860,950.00
4,430,475.00
81.48
407.40
814.80
Zona Sur
RA Actualizada Fa US$/año
RA Actualizada Fc US$/año
CUT1 US$/SFV
CUT2 US$/SFV
CUT3 US$/SFV
8,370,054.00
4,185,027.00
76.97
384.85
769.70
Anexo I. Costos de Mano de Obra, Transporte y Equipos
Descripción
MOCA01
MOOF03
MOOP02
MOPE04
Mano de Obra (U$S/h)
Capataz
Operario
Oficial
Peón
Costo Neto (1)
US$/h-h
4.20
3.82
2.88
2.59
(1)+25%Contratista
US$/h-h
5.25
4.78
3.60
3.24
Costo Neto (1)
US$/h-m
15.47
12.28
9.20
1.92
2.71
22.59
4.68
81.62
55.53
4
4.8
9.6
19.2
0.28
(1)+25%Contratista
US$/h-m
19.34
15.35
11.50
2.40
3.39
28.24
5.85
102.03
69.41
5.00
6.00
12.00
24.00
0.35
B) Vehículos que conforman la flota de la empresa:
Descripción
TRCA01
TRMO01
TEAS01
TEDE01
TEPE01
Detalle de transporte
Camión 10Tn
Camión 4Tn
Camioneta
Moto
Acémila
Deslizador
Peque-Peque
Semi trailer 30 Tn
Motonave
Transporte Público Costa
Transporte Público Sierra
Transporte Público Selva
Transporte Público Fluvial
Fax
Computadora
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