6-VAD Sector 4 - · PDF fileAsume Cargas de SET Calca (CL01, Cl02) retiradas 10 ... conformado por las redes de MT y Subestaciones de Distribución MT/BT, para ... Metrado Optimizado

Estudio de Costos del Valor Agregado deDistribución ‐ VAD del Sector Típico 4

Urbano Rural ‐ Cusco

Audiencia Pública 25 de Abril de 2013

1

Índice

1. Proceso de Cálculo del VAD2. Estructuración de la Empresa Modelo3. Resultados Obtenidos

Procesos Estudio VAD

Índice


Estructuración de la Empresa Modelo

Caracterización del Mercado

• Zonas de Concesión Electro Sur Este S.A.A.

Región Extensión km2

Area Total vigente al 2011 (km2)

Cusco 72 104 6 720Apurimac 20 896 2 445Madre de Dios 85 183 402

Total 178 183 9 567

Diagrama Unifilar Valle Sagrado 1

60 60

22,9

26.4 km.

ex UR02Ollantaytambo

ex UR04Yucay

PI02Siusa,

PampallactaParu Paru

PI01Quecayoc,

Rayanniyoc, Sihuas

PI05Ayarcancha, Poques, CalcaAsume Cargas de SET Calca (CL01, Cl02) retiradas

10

UR01 Maras

10

10

CA

CH

IMA

YO

L-10

03(1

3,5

km)

7/7/2 MVA15/15/7 MVA

S.E.CACHIMAYO

PD2CORIMARCA

L-60

06

7/7/2 MVA

22.9138

22.9

S.E.URUBAMBA

2.5 MV

A

S.E.PISAC

PI03 Huancarani

PI04 Valle de Lares

17.6

km

.

1.9 km.

UR05 Hotel Urubamaba

S.E.Reductora

(Puente Urubamba)

22.9

540 m.

ex UR03UrubambaCiudad

ex UR04Yucay

Nuevo UR02Urubamba Ciudad

OllantaytamboYucay

(Dic 2012)

SER Grupo 5 - PISACDistrito de San Salvador(Calca)SR0061

Diseño Preliminar de la red Calca

Diseño preliminar de la Red

Mapa de Densidad de Carga

Total %Muy alta densidad mayor a 4,0 0 0,0%Alta 1 densidad entre 2,5 y 4,0 0 0,0%Alta 2 densidad entre 1,5 y 2,5 0 0,0%Media densidad entre 0,25 y 1,5 4 0,7%Baja densidad menor a 0,25 546 99,3%

550 100,0%TOTAL

CuadrículasRango de densidad de carga (MW/km2)

Zona

ConclusiónEl sistema modelo, es en general, una zona de baja densidad de carga (< 0,25 MW/km2).

Zonas de Demanda y Diseño

Zona Urbana Zona Rural

Demanda Coincidente año

2012

Demanda Promedio

Calificación Eléctrica

(kW) (W/cliente) (W/cliente)

Urbano 1 53 2 159 270 700Urbano 2 25 748 237 600Rural 446 3 647 146 400Total 524 6 554

Cantidad de SEDs

Zona de Demanda Tasa de Crecimiento

del período4.31%

Definición de la tecnología adaptada

Red de BT

Tipo de sistema y nivel de tensión : Delta ? Estrella

10 kV? 22.9 kV

Trifásico 380/220 Monofásico 220, 380/220

440/220

Tipo de sistema:

Tipo de conductores aéreos : Aleación de aluminio,

desnudoCable autoportante de

Aluminio

Tipo de conductores aéreos :

Tipo de postes : Madera 11 m y 13 m (Pino amarillo)

Concreto 8m Tipo de postes :

Tipo de aisladores :Cerámicos No requiereTipo de aisladores :

Longitud de vano promedio : RP: 104 m

LP : 152 m Urbano : 40 m Rural : 50 m

Longitud de vanopromedio :

Red de MT


Alumbrado Público

Tipo de Transformador :

Trifásico Monofásico en

aceite

Vapor de Sodio de

70 W 50 W

Lámparas :

Tipo de estructura aérea :

Monoposte Biposte de madera

Alim desde SP con retorno AP

Alimentación :

Tipo de estructura subterranea

convencional caseta

Fotocélula contactor

Control :

Subestaciones de Distribución

Red de BT

Equipos de protección :

‐Reconectador Electrónico ‐Cortacircuito Seccionador fusible ‐Seccionalizador

Interruptor termomagnético

Equipos de Protección :

Red de MT

Definición de la tecnología adaptadaComparación de Costos

Postes para MT

Comparación de Costos Postes para BT

SELECCIÓN DE AISLADORES

Sección Económica para distintas Potencias

Definición de la tecnología adaptadaSECCIÓN ECONÓMICA DE CONDUCTORES PARA 22,9 kV


Rango (kVA) Sección (mm2) Fase0 - 500 25 Monofásico

500 - 1250 35 Monofásico1250 - 2800 2x50 Bifásico2800 - 4000 3x50 Trifásico4000 - 5600 3x95 Trifásico5600 - 9250 3x120 Trifásico9250 a más 3x150 Trifásico

SECCIÓN ECONÓMICA GENERALELSE

N.T

22,9 kV




200 - 400 35 Monofásico400 - 500 2x50 Bifásico

500 - 1750 3x50 Trifásico1750 - 2500 3x95 Trifásico2500 - 4050 3x120 Trifásico4050 - más. 3x150 Trifásico

10,0 kV

SECCIÓN ECONÓMICA GENERALELSE

N.T

SECCIÓN ECONÓMICA DE CONDUCTORES PARA 10 kV

Definición de la tecnología adaptadaSECCIÓN ECONÓMICA DE CONDUCTORES PARA BT



07 - 09. 25 Monofásico09 - 18. 2x16 Bifásico18 - 31. 3x25 Trifásico31 - 66. 3x35 Trifásico

66 a más 3x50 Trifásico

Sección Económica (total)ELSE

Número y Tipo de Estructuras por km

ALN: Estructura de alineamiento simple

ALC: Estructura de alineamiento con cambio de dirección

ANG: Estructura de ángulo

ANC: Estructura de anclaje

FNL: Estructura de fin de línea

Línea Primaria

Red Primaria

ALN ALC ANG ANC FNL RTD RTS PAT EST Vano 4,25 ,75 1,25 ,25 ,05 1,55 ,75 6,55 6,55 152,67

ALN ALC ANG ANC FNL RTD RTS PAT EST Vano 6,00 1,00 2,00 ,25 ,25 2,50 1,00 9,50 9,50 105,26

Número y Tipo de estructuras MT

Número y Tipo de estructuras BT

Número y Tipo de Estructuras por km

Red urbana

ALN: Estructura de alineamiento simple

ALC: Estructura de alineamiento con cambio de dirección

ANG: Estructura de ángulo

FNL: Estructura de fin de línea

Se ha previsto instalaciones de puestas a tierra en concordancia con las reglas del Código Nacional de Electricidad

Red rural

ALN ALC ANG FNL RTS PAT Estr. Vano 11,00 3,00 5,00 6,00 8,50 6,00 25,00 40,00

ALN ALC ANG FNL RTS PAT Estr. Vano 8,00 3,00 4,00 5,00 7,00 5,00 20,00 50,00

Optimización técnico‐económica

Costos Unitarios para VNR

COSTO MANO DE OBRA

(fuente CAPECO – 30 junio 2012 a 31 mayo 2013)

F+G+H

Optimización Técnica

Área de Influencia de la Subestación de Transformación y Alimentadores

+ Distribución de demanda (área de influencia de SET y alimentadores)

+ Reconfiguración y reducción de líneas primarias

Evaluación del Nivel de Tensión Óptimo

+ Evaluación técnico‐económica + Verificación de caídas de tensión

+ Red primaria existente (secciones y fases)

Ubicación y Dimensionamiento Óptimo de Subestaciones de Distribución MT/BT

+ Ubicación por centro de carga y localidades

+ Potencia adaptada a la demanda

Dimensionamiento Óptimo de las Líneas/Redes Primarias

+ Trazado de la línea / red primaria.+ Sección económica y tecnología adap.+ Fases necesarias para clientes 1f y 3f+ Red subterránea para salidas de

alimentadores y zonas monumentales

Dimensionamiento Óptimo de los Equipos de Seccionamiento y Protección de MT

+ Capacidad: Estudio de cortocircuito+ Ubicación y número para atender criterios de confiabilidad+ Ubicación de Reclosers, – Seccionalizador o Cutouts 3 etapas

Instalaciones de MTReconfiguración de líneas primarias (reducción de 9 km de LP)

Se desactiva el alimentador PI04 y sus SEDs próximas a la S.E. Pisac pasan al alimentador PI‐01.

Parte del alimentador PI04 que se extiende al norte de Calca, pasa al alimentador UR04.

Esto produce una aproximación de este tramo a su área de influencia determinado por la S.E. Urubamba.

Se implementa el alimentador UR04 desde la S.E. Urubamba.

El alimentador UR04toma un grupo de SEDs en Yucay que pertenecían al alimentador UR02.

Se elimina SED reductora 22,9/ 10 kV en Puente Urubamba.

Instalaciones de MTNivel de tensión Óptimo

Ítem Unidad Valor

Área Geográfica ‐‐‐ R. Andina

Tensión L‐L kV 22,9

Costo de Energía (Horas Punta) US $/kW.h 0,06440

Costo de Energía (Fuera de Horas Punta) US $/kW.h 0,05590

Costo de Potencia US $/kW 8,76

Periodo de evaluación años 10

Tasa de Crecimiento de la Demanda % 1,15

Tasa de Actualización Anual % 12,00

Factor de Carga ‐‐‐ 0,45

Factor de Pérdidas ‐‐‐ 0,277

% Pérdidas de energía en horas punta % 4,76

% Costo de OyM (respecto a VNR) % 4,0

La evaluación técnico económica fue realizada para el sistema eléctrico modelo conformado por las redes de MT y Subestaciones de Distribución MT/BT, para los niveles de tensión y configuraciones siguientes: 10 kV, 13,2 kV y 22,9 kV

Instalaciones de MTEvaluación Económica del Nivel de tensión Óptimo

Nivel de Tensión 10 kV 13,2 kV 22,9 kV

Alimentador GrupoCosto Total Valor Presente (miles US$)

Costo Total Valor Presente (miles US$)

Costo Total Valor Presente (miles US$)

PI01 Costo de Inversión 375,23 400,85 400,28Costo de OyM 84,80 90,59 90,47Costo de Pérdidas 8,68 2,55 0,79

Total PI01 468,72 493,99 491,54PI02 Costo de Inversión 557,61 559,58 563,74

Costo de OyM 126,02 126,47 127,41Costo de Pérdidas 27,76 6,15 2,07

Total PI02 711,39 692,20 693,22PI03 1058,42 1069,28

239,21 241,6727,68 11,63

Total PI03 1325,31 1322,58PI05 Costo de Inversión 695,99 740,30 715,47


Total PI05 990,29 977,70 923,91UR01 Costo de Inversión 697,82 741,27 741,89


Total UR01 902,36 919,71 913,25UR02 1719,40 1671,04

388,60 377,67174,06 92,13

Total UR02 2282,07 2140,84UR04 1639,47 1641,93

370,53 371,0954,01 23,85

Total UR04 2064,02 2036,87UR05 Costo de Inversión 126,50 129,57 130,75


Total UR05 155,73 159,24 160,43

Dimensionamiento Óptimo de Subestaciones de Distribución MT/BT

Tipo de SED y Potencia del transformador

Para el dimensionamiento se usó un factor de potencia de 0,95 y un factor de utilización promedio de SEDs de 0,75. La demanda utilizada por SED corresponde a su máxima demanda proyectada.

Monoposte 381 5077,510 kV/380/220 V 47 67010 kV/220 V 15 9022.9 kV/380/220 V 118 2887,522.9 kV/440/220 V 154 111022.9 kV/220 V 47 320Biposte 27 267510 kV/380/220 V 1 7522.9 kV/380/220 V 26 2600Convencional 4 100010 kV/380/220 V 1 25022.9 kV/380/220 V 3 750Compacta PedestalCompacta BóvedaSeccionamientoTotal 412 8752,5

Tipo Número Potencia Instalada kVA

Metrado Optimizado

Metrado Real

Cantidad SED: 451 P.I.: 14 060 KVA

Zonas monumentales o históricas (INC) Este sistema incorpora zonas monumentales o históricas reconocidas por el INC en Ollantaytambo y Pisac.

Modelos de Red de BT

Instalaciones de BTTrazado y Dimensionamiento Óptimo de la Red de BT –Servicio ParticularReducción de trazadoLa optimización del trazado se realiza considerando las posibilidades para generar un árbol generadora de mínima distancia, atendiendo todos los suministros de la SED, considerando el catastro existente. Ejemplo: Localidad de Huasac

Trazado Real Trazado Optimizado

Reducción de SED y Red Primaria

Trazado desde una SED, calibración de conductores

Instalaciones de BTTrazado y Dimensionamiento Óptimo de la Red de BT –Alumbrado Público

Vapor de Na 70 W

Cumple con la Norma Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en

Zonas de Concesión de Distribución”

Vapor de Na 50 W

De acuerdo con la Norma Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en

áreas rurales”

Costos Unitarios para VNRCamioneta 4X4 Camión de 4 Tn Camión de 10 Tn Grúa chica 2,5 Tn Grúa Grande 9,5 Tn

S/./día S/./día S/./día S/./día S/./díaCosto de Inversión 24,40 34,79 45,31 55,08 133,35 Costo (US$) 25 250,01 36 000,00 46 891,00 57 003,50 138 000,00 Vida útil (años) 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

Costo de Operación y Mantenimiento 189,07 240,17 285,68 325,10 439,93 Combustible 45,79 68,75 103,13 110,00 165,00 Recorrido (km/día) 150,00 150,00 150,00 150,00 150,00Recorrido (km/año) 39 600,00 39 600,00 39 600,00 39 600,00 39 600,00Rendimiento (km/galón) 45,00 30,00 20,00 30,00 20,00Cantidad de combustible recorrido (galón/día) 3,33 5,00 7,50 5,00 7,50Cantidad de combustible operación (galón/día) 3,00 4,50Costo de combustible D2 (S/./galón) 13,75 13,75 13,75 13,75 13,75

Mantenimiento 8,74 29,40 32,07 29,40 49,46Costo (US$) c/5000, 15000, 25000, 35000 … km 79,80 362,50 377,95 362,50 827,95Costo (US$) c/10000, 20000, 30000, 40000 … km 146,40 398,20 451,66 398,20 451,66Costo total al año (US$) 904,80 3 042,80 3 318,44 3 042,80 5 118,44Costo total al año (S/.) 2 308,14 7 762,18 8 465,34 7 762,18 13 057,14

Mantenimiento Grúa cada 6 y 12 meses 8,65 14,42Costo (US$) (Hidrolina y filtro cada seis meses) 595,35 992,26Costo (US$) (cambio de retenes y mangueras / año) 300,00 500,00Costo(S/. / año) 2 284,04 3 806,76

Mantenimiento mayor 2,25 4,83 7,73 7,25 17,78Costo (S/.) (una vez durante vida útil) 5 932,55 12 755,00 20 408,00 19 132,50 46 938,40Costo (S/./año) 593,26 1 275,50 2 040,80 1 913,25 4 693,84

Otros gastos 6,00 11,00 11,00 11,00 11,00Peajes (S/./mes) 66,00 132,00 132,00 132,00 132,00Cochera (S/./mes) 66,00 110,00 110,00 110,00 110,00

Cambio de llantas 3,19 3,19 6,89 6,89 6,89 Frecuencia (km) 60 000,00 60 000,00 60 000,00 60 000,00 60 000,00Costo (S/.) 1 275,50 1 275,50 2 755,08 2 755,08 2 755,08

Cambio de batería 0,41 0,82 0,82 0,82 0,82 Frecuencia (años) 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00Costo (S/.) 216,84 433,67 433,67 433,67 433,67

Conductor 111,04 111,04 111,04 129,44 129,44 Accesorios de seguridad y señalización 2,90 2,90 2,90 2,90 2,90 Costo anual (US$) 300,00 300,00 300,00 300,00 300,00

Seguros, servicio GPS y revisión técnica 8,02 7,20 8,74 17,10 38,22Seguro (US$/año) 400,00 170,00 330,00 1 195,00 3 120,00SOAT (US$/año) 50,00 95,00 95,00 95,00 355,00Servicio de GPS (US$/año) 300,00 300,00 300,00 300,00 300,00Revisión técnica (US$/año) 80,00 180,00 180,00 180,00 180,00

SAT (1% costo de inversión por año, durante 3 años) 0,73 1,04 1,36 1,65 4,00 (*) Costos para protección vehicular, GPS y otros accesorios. Costo de Inversión 24,40 34,79 45,31 55,08 133,35 Costo de Operación y Mantenimiento 189,07 240,17 285,68 325,10 439,93 Total Costos 213,47 274,96 330,99 380,18 573,28 Total Costos (S/./h‐m) 26,68 34,37 41,37 47,52 71,66 Total Costos (US$/h‐m) 10,46 13,47 16,22 18,63 28,09

Tipo de cambio venta (S/./US$) SBS al 31 diciembre de 2012 2,551 Días útiles por año 264

COSTO RECURSOS DE MÁQUINA

Costos Unitarios para VNRLínea Primaria Trifásica 22,9 kV

Línea Primaria Bifásica 22,9 kV

Línea Primaria Monofásica 22,9 kV

Ítem Descripción U$/Km. 1,00 Conductor de AAAC 3x150 mm2, estructura de madera de 12 m 14 765,28 2,00 Conductor de AAAC 3x120 mm2, estructura de madera de 12 m 13 335,48 3,00 Conductor de AAAC 3x95 mm2, estructura de madera de 12 m 12 283,79 4,00 Conductor de AAAC 3x70 mm2, estructura de madera de 12 m 11 250,01 5,00 Conductor de AAAC 3x50 mm2, estructura de madera de 12 m 10 436,81 6,00 Conductor de AAAC 3x35 mm2, estructura de madera de 12 m 9 697,41 7,00 Conductor de AAAC 3x25 mm2, estructura de madera de 12 m 9 327,30 8,00 Conductor de AAAC 3x16 mm2, estructura de madera de 12 m 8 861,52

Ítem Descripción U$/Km. 1,00 Conductor de AAAC 2x50 mm2, estructura de madera de 12 m 9 091,56 2,00 Conductor de AAAC 2x35 mm2, estructura de madera de 12 m 8 598,62 3,00 Conductor de AAAC 2x25 mm2, estructura de madera de 12 m 8 351,88 4,00 Conductor de AAAC 2x16 mm2, estructura de madera de 12 m 8 041,36



Red Primaria Trifásica 22,9 kV

Í tem Descripción U$/Km. 1,00 Conductor de AAAC 3x150 mm2, estructura de madera de 12 m 18 374,80 2,00 Conductor de AAAC 3x120 mm2, estructura de madera de 12 m 17 086,39 3,00 Conductor de AAAC 3x95 mm2, estructura de madera de 12 m 16 034,71 4,00 Conductor de AAAC 3x70 mm2, estructura de madera de 12 m 15 001,23 5,00 Conductor de AAAC 3x50 mm2, estructura de madera de 12 m 14 188,04 6,00 Conductor de AAAC 3x35 mm2, estructura de madera de 12 m 13 448,64 7,00 Conductor de AAAC 3x25 mm2, estructura de madera de 12 m 13 078,52 8,00 Conductor de AAAC 3x16 mm2, estructura de madera de 12 m 12 612,75

Costos Unitarios para VNRLínea Primaria Trifásica 10 kV

Línea Primaria Bifásica 10 kV

Línea Primaria Monofásica 10 kV





Red Primaria Trifásica 10 kV


Costos Unitarios para VNRSED Biposte 22,9/0,38-0,22 kV

SED Monoposte 22,9/0,38-0,22 kV

TotalUS$

1 Subestación trifásica de distribución biposte de 315 kVA, 22,9/0,38-0,22 kV 18 287,002 Subestación trifásica de distribución biposte de 250 kVA, 22,9/0,38-0,22 kV 16 467,691 Subestación trifásica de distribución biposte de 200 kVA, 22,9/0,38-0,22 kV 13 921,291 Subestación trifásica de distribución biposte de 160 kVA, 22,9/0,38-0,22 kV 13 222,362 Subestación trifásica de distribución biposte de 125 kVA, 22,9/0,38-0,22 kV 12 165,673 Subestación trifásica de distribución biposte de 100 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 11 293,264 Subestación trifásica de distribución biposte de 75 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 10 813,595 Subestación trifásica de distribución biposte de 50 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 9 144,636 Subestación trifásica de distribución biposte de 37,5 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 8 948,347 Subestación trifásica de distribución biposte de 25 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 8 393,898 Subestación trifásica de distribución biposte de 15 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 8 113,999 Subestación trifásica de distribución biposte de 10 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 7 974,04

ÍTEM DESCRIPCIÓN

TotalUS$

1 Subestación trifásica de distribución monoposte de 75 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 9 812,432 Subestación trifásica de distribución monoposte de 50 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 8 143,463 Subestación trifásica de distribución monoposte de 37,5 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 7 947,184 Subestación trifásica de distribución monoposte de 25 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 7 392,735 Subestación trifásica de distribución monoposte de 15 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 7 098,896 Subestación trifásica de distribución monoposte de 10 kVA, 22,9/0,38-0,22kV 6 958,94

ÍTEM DESCRIPCIÓN

Costos Unitarios para VNRSED Monoposte 22,9/0,44-0,22 kV

SED Biposte 10/0,38-0,22 kV

TotalUS$

1 Subestación monofásica de distribución monoposte de 75 kVA, 22,9/0,44-0,22kV 6 503,292 Subestación monofásica de distribución monoposte de 50 kVA, 22,9/0,44-0,22kV 5 647,213 Subestación monofásica de distribución monoposte de 37,5 kVA, 22,9/0,44-0,22kV 5 219,174 Subestación monofásica de distribución monoposte de 25 kVA, 22,9/0,44-0,22kV 4 488,035 Subestación monofásica de distribución monoposte de 15 kVA, 22,9/0,44-0,22kV 4 024,356 Subestación monofásica de distribución monoposte de 10 kVA, 22,9/0,44-0,22kV 3 891,53

ÍTEM DESCRIPCIÓN

TotalUS$

1 Subestación trifásica de distribución biposte de 315 kVA, 10/0,38-0,22 kV 18 065,012 Subestación trifásica de distribución biposte de 250 kVA, 10/0,38-0,22 kV 16 019,951 Subestación trifásica de distribución biposte de 200 kVA, 10/0,38-0,22 kV 13 299,901 Subestación trifásica de distribución biposte de 160 kVA, 10/0,38-0,22 kV 12 214,072 Subestación trifásica de distribución biposte de 125 kVA, 10/0,38-0,22 kV 11 152,673 Subestación trifásica de distribución biposte de 100 kVA, 10/0,38-0,22kV 10 420,054 Subestación trifásica de distribución biposte de 75 kVA, 10/0,38-0,22kV 9 590,055 Subestación trifásica de distribución biposte de 50 kVA, 10/0,38-0,22kV 8 066,556 Subestación trifásica de distribución biposte de 37,5 kVA, 10/0,38-0,22kV 7 713,017 Subestación trifásica de distribución biposte de 25 kVA, 10/0,38-0,22kV 7 164,738 Subestación trifásica de distribución biposte de 15 kVA, 10/0,38-0,22kV 6 850,109 Subestación trifásica de distribución biposte de 10 kVA, 10/0,38-0,22kV 6 692,78

ÍTEM DESCRIPCIÓN

Costos Unitarios para VNRSED Monoposte 10/0,38-0,22 kV

SED Monoposte 10/0,44-0,22 kV

TotalUS$

1 Subestación trifásica de distribución monoposte de 75 kVA, 10/0,38-0,22kV 8 990,792 Subestación trifásica de distribución monoposte de 50 kVA, 10/0,38-0,22kV 7 467,293 Subestación trifásica de distribución monoposte de 37,5 kVA, 10/0,38-0,22kV 7 113,764 Subestación trifásica de distribución monoposte de 25 kVA, 10/0,38-0,22kV 6 565,475 Subestación trifásica de distribución monoposte de 15 kVA, 10/0,38-0,22kV 6 236,906 Subestación trifásica de distribución monoposte de 10 kVA, 10/0,38-0,22kV 6 079,59

ÍTEM DESCRIPCIÓN

TotalUS$

1 Subestación monofásica de distribución monoposte de 75 kVA, 10/0,44-0,22kV 7 047,192 Subestación monofásica de distribución monoposte de 50 kVA, 10/0,44-0,22kV 6 014,833 Subestación monofásica de distribución monoposte de 37,5 kVA, 10/0,44-0,22kV 5 498,654 Subestación monofásica de distribución monoposte de 25 kVA, 10/0,44-0,22kV 4 295,395 Subestación monofásica de distribución monoposte de 15 kVA, 10/0,44-0,22kV 4 040,506 Subestación monofásica de distribución monoposte de 10 kVA, 10/0,44-0,22kV 3 727,97

ÍTEM DESCRIPCIÓN

Costos Unitarios para VNRRed BT Urbana

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x50 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 14 337,392 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 12 829,193 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 11 816,534 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 11 084,115 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x70 mm2, estructura de concreto de 8 m (*) 14 000,486 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x120 mm2, estructura de concreto de 8 m (*) 19 675,39

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x50 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 14 337,862 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x35 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 12 762,563 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x25 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 12 020,984 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x16 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 11 472,48

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 11 897,052 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 11 473,453 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 11 028,99

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x35 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 12 499,802 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x25 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 11 867,843 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x16 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 11 465,91

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 11 246,282 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 10 692,193 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 10 146,37

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x35 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 11 437,922 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x25 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 10 813,223 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x16 +1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 10 251,39

(*) SICODI 2012

Costos Unitarios para VNRRed BT Rural

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x50 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 12 718,122 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 11 209,923 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 10 197,274 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 9 464,855 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x70 mm2, estructura de concreto de 8 m (*) 10 031,16(*) SICODI 2012

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x50 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 12 708,692 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x35 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 11 133,383 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x25 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 10 391,814 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x16 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 9 843,31

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 9 926,342 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 9 502,743 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 8 496,874 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x50 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m (*) 4 623,31(*) SICODI 2012

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x35 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 10 870,622 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x25 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 10 238,663 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x16 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m 9 836,74

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 9 617,102 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 9 063,023 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 8 517,19

Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x35 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 9 808,752 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x25 + 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 9 184,053 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x16 +1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 8 622,21

VNR No Eléctrico

VNR SEM (mUS$) 69,1VNR ELSE (mUS$) 13081,34Proporción 0,00528233

Cantidad CostoUnitarioUS$

TotalUS$

2 25 250,00 50 500,0050 500,00

Camioneta_Pick_Up_4x4Total

INE declarado

Descripción Total US$Terrenos declarados por ELSE para SEM 69 096,42Vehículos 50 500,00Edificios SEM 37 800,00Edificio Sede ELSE (proporción al SEM) 34 356,30Equipos para NTCSER 8 500,00VNR No Eléctrico Total US$ 200 252,71

Resumen VNR No Eléctrico - SEM

PersonasÁrea/Pers.

m2Área Total

m2Costo Uni.

US$TotalUS$

Terreno 9 15 135 200 27 000,00Construcción 9 10 90 120 10 800,00

37 800,00

Sede SEM

Total

PersonasÁrea/Pers.

m2Área Total

m2Costo Uni.

US$TotalUS$

Terreno 271 10 2 710 2000 5 420 000,00Construcción 271 8 2 168 500 1 084 000,00

6 504 000,00

Sede ELSE

Total

Cantidad Costo US $ C.Total $1 8 000 8 0002 250 500

Sub Total 3 8 500

Equipos para NTCSE deL Valle Sagrado 1Descripción

Control de Calidad de EnergíaMedidor de Tensión monofásico

Total US$ 69096,4155CodPredio Descripcion Ubicacion Superficie CostoUnitario AñoESEPRE000383 Terreno Pisaq - Calle Vigil 23,1 18,08 1996ESEPRE000384 Terreno Pisaq - Calle Puno 17,1 18,08 1996ESEPRE000385 Terreno Pisaq - Prolongacion Calle Amazonas (Ex. CT) 575,2 5,78 1996ESEPRE000386 Terreno Pisaq - Via Carrozable Taray 357,54 1,12 1996ESEPRE000387 Terreno Pisaq - Calle Manuel Prado 31,35 125,22 1996ESEPRE000388 Terreno Coya - Calle Jorge Chavez 36,96 84,65 1995ESEPRE000389 Terreno Coya - Calle Tarapaca 30 84,75 1995ESEPRE000390 Terreno Lamay - Calle Huascar 30 50,69 1995ESEPRE000391 Terreno Lamay - Calle Arequipa 41,97 52,7 1995ESEPRE000392 Terreno Calca - SET Calca 357,54 28,29 1995ESEPRE000396 Terreno Urubamba - Esq. Jr. Sucre y Jr. Sagrario 16 183,43 1995ESEPRE000397 Terreno Urubamba - Esq. Jr. Sucre (Cerca Jr. Mainique) 15 195,66 1995ESEPRE000398 Terreno Urubamba - SET Urubamba (antigua) 18 39,16 1994ESEPRE000401 Terreno Urubamba - SET Urubamba (Carretera de Salid 3016,89 11,17 2011ESEPRE000402 Terreno Ollantaytambo - Calle Convencion (Araccama) 27,63 19,16 1995ESEPRE000403 Terreno Ollantaytambo - Calle Principal 23,1 10,7 1995ESEPRE000404 Terreno Ollantaytambo - Calle Sipas Calle 17,1 8,8 1995

VNR : US$ 16 366,85

Red Aérea km 602,02 585,30 4 967,79 4 827,17Red Subterránea km 1,96 1,79 266,54 307,74Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 221,00 220 109,73 221,59

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 317 381 1 110,65 1 688,63Biposte unidad 122 27 870,03 307,10Convencional unidad 12 4 330,64 112,26Compacta Pedestal unidad - 0 - 0,00Compacta Bóveda unidad - 0 - 0,00

Otras Subestaciones 0Elevadora/Reductora unidad 1 0 - 0,00De seccionamiento unidad - 0 - 0,00

Red AéreaServicio Particular km 764,74 699,84 5479,48 6 341,25Número estructuras compartidas BT y MT unidad 1226 1091 0 0,00Alumbrado Público km 264,17 241,88 1 083,35 924,94Luminarias unidad 5 638 6 582 463 715,80Equipos de Control unidad 211 177 33 25,20

Red SubterráneaServicio Particular km 5,81 5,32 405,22 488,72Alumbrado Público km 8,76 8,02 633,86 206,20Luminarias unidad 394 0 40,03 0,00Equipos de Control unidad 4 0 0,46 0,00

69,10 200,2515 862,88 16 366,85

Media Tensión

Subestaciones

Baja Tensión

Instalaciones No EléctricasTOTAL

Sistema Eléctrico VNR mUS$

Componente Unidad Empresa Real

Empresa Modelo

Empresa Real

Empresa Modelo

Cálculo de las pérdidas estándares

Energía Potencia(MW.h) (kW)

Total Ingreso a MT 27 335,551 6 554,837Total Pérdidas en MT 746,204 261,160Ventas en Media Tensión 6 721,741 1 529,591Total Ingreso en BT 19 867,606 4 764,086Total Pérdidas en BT 1 187,815 371,915Ventas en Baja Tensión 18 679,791 4 392,171Porcentaje Total de Pérdidas (% 7,08% 9,66%

DescripciónBalance de Energía y Potencia

9

Verificación de la Calidad de Servicio

(a) (b1) Obs. (a) (b2) Obs.

Sector Típico

SAIFIAño 2011 Año 2012

12 Fuera de tolerancia

(a): Valor Calculado con valores proporcionados por la Concesionaria.

(b1): Valor máximo permitido según la Resolución Nº590-2007-OS-CD. .

(b2): Valor máximo permitido según la Resolución Nº178-2012-OS-SD.

4 22,77 12 Fuera de tolerancia 27,29

(a) (b1) Obs. (a) (b2) Obs.

(a): Valor Calculado con valores proporcionados por la Concesionaria.

(b1): Valor máximo permitido según la Resolución Nº590-2007-OS-CD. .

(b2): Valor máximo permitido según la Resolución Nº178-2012-OS-SD.

Sector Típico

SAIDIAño 2011 Año 2012

4 40,62 24 Fuera de tolerancia 54,07 24 Fuera de

tolerancia

Verificación de la Calidad de Servicio

Alimentador Equipos de protección PotenciaMayor

Distancia desde SET

P1 2 cutouts 3 etapas < 1,5MW 15kmP2 2 cutouts 3 etapas < 1,5MW 14kmP3 3 cutouts 3 etapas < 1,5MW 48kmP05 3 cutouts 3 etapas < 1,5MW 23km

UR01 2 cutouts 3 etapas < 1,5MW 16kmUR02 2 reclosers, 2 seccionalizadores > 1,5MW 46kmUR04 2 reclosers, 2 seccionalizadores > 1,5MW 75km

Para cumplir con los estándares de calidad de suministro:SAIFI < 12 interrupcionesSAIDI < 24 horasResolución N° 178‐2012‐OS/CD

Alimentador Carga (kW) Fase Peor caso ‐ Tramo ΔV % Cumple ΔVA 008TMT001185 2,18 Si

PI‐01 251,09 B 008TMT001185 2,06 Si10 kV C 008TMT001185 1,94 Si

A 008TMT002020 0,63 SiPI‐02 512,24 B 008TMT001848 0,29 Si22,9 kV C 008TMT001848 0,45 Si



A 008TMT000021 6,14 AceptableUR‐01 388,84 B 008TMT001182 2,84 Si10 kV C 008TMT001182 0,9 Si

A 008TMT002081 6,26 AceptableUR‐02 2358,38 B 008TMT000425 1,07 Si22,9 kV C 008TMT001599 1,53 Si

A 008TMT000711 5,46 SiUR‐04 1758,17 B 008TMT000371 1 Si22,9 kV C 008TMT000711 2,77 Si

A 008TMT001863 0,33 SiUR‐05 145,44 B 008TMT001863 0,33 Si10 kV C 008TMT001863 0,33 Si

Máxima Caída de Tensión ‐ Red MT

Calidad de ProductoResultados de simulaciones de la Red Optimizada MT

En general cumplecon los estándares decalidad de suministro:

Tolerancia de tensión en MT (sistema urbano‐rural):

menor a 6% de Vnom

SED Fase ΔV % Cumple ΔVA 5,69 Si

80002 AB 4,01 SiABC 5,45 SiA 6,56 Si

80004 AB 5,85 SiABC 5,18 SiA 4,54 Si

80005 AB 3,44 SiABC 1,26 SiA 7,79 Aceptable

80010 AB 7,25 SiABC 4,88 SiA 5,40 Si

80136 AB 3,57 SiABC 2,10 SiA 2,12 Si

80137 AB 1,74 SiABC 0,44 SiA 3,07 Si

80138 AB 2,44 SiABC 2,76 SiA 3,30 Si

80139 AB 1,37 SiABC 1,13 Si

Máxima Caída de Tensión ‐ Red BT

Calidad de ProductoResultados de simulaciones de la Red Optimizada BT

Se cumple con los estándaresde calidad de suministro:

Tolerancia de tensión en BT (sistema urbano‐rural):menor a 7,5% de Vnom

Balance de Energía y Potencia

Descripción Energía anualMW.h

Factor carga o factor de pérdidas

PotenciakW

Ingreso MT 27 335,55 0,47 6 554,84 Pérdidas estándar MT 746,20 0,33 261,16 Técnicas 746,20 0,33 261,16

RedesMT 463,11 0,33 162,08

Aisladores 283,10 0,33 99,08 No técnicas - - -

Ventas MT 6 721,74 0,50 1 529,59 MT1 - - -

MT2 323,61 0,42 65,78

MT3P 4 867,13 0,39 1 057,70 MT3FP 982,35 0,18 251,97

MT4P 436,93 0,28 133,04 MT4FP 111,72 0,24 21,11 Otros (*)Ingreso BT 19 867,61 0,47 4 764,09 Pérdidas estándar BT 1 187,81 0,36 371,91 Técnicas 679,20 0,31 249,95

Subestaciones MT/BT 284,29 0,31 104,62 Redes BT ‐ SP 271,60 0,31 99,95

Acometidas 11,96 0,31 4,40 Medidores 111,37 0,31 40,98

No técnicas 508,61 0,47 121,96

Ventas BT 18 679,79 0,48 4 392,17 (*) Pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas

Ingreso MT: 6,55 MW

Ingreso BT: 4,76 MW

Energía(*) Potencia(*)Técnica 2,73% 3,98%No Técnica 0,00% 0,00%Total 2,73% 3,98%Técnica 3,42% 5,25%No Técnica 2,56% 2,56%Total 5,98% 7,81%

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

Media Tensión

Baja Tensión

Nivel de Tensión Tipo Pérdidas Estándar SEM

Demanda (kW)NHUBT Horas 305Demanda MT kW 6 294Demanda BT kW 4 392

Descripción

Pérdidas estándares

NHUBT y Demanda de Potencia

Optimización de los Costos de ExplotaciónEstructura Orgánica de la Empresa Modelo

271 trabajadores

Total RemuneraciónS/. 1 256 426

Optimización de los Costos de Explotación

Organigrama del SEM

9 trabajadores

Total RemuneraciónS/. 39 136

Directivo 1 12 075 12 075 0 0 %Directivos 9 765 8 072 1 693 17 %Ejecutivos 8 119 5 587 2 532 31 %Profesionales 4 851 3 140 1 711 35 %Técnicos 2 852 2 243 29 1 %Administratvivos 3 320 2 823 1 077 32 %TOTAL 20 %

% de DiferenciaCargo genérico Remuneración básica

FONAFE (a)Remuneración

Promedio ELSE (b)Diferencia

(a-b)

Cuadro Comparativo del Nivel de Remuneraciones

(nuevos soles)

Optimización de los Costos de Explotación

GASTOS ADMINISTRACIÓN TOTAL

SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

M.S/. M.$. %Superv. Propia 556 388 944 370 54%Imputados Super. Unidad 86 10 96 38 5% Administración 151 167 318 125 18% Super.Operación 273 3 276 108 16% Super. Comercia. 112 4 116 45 7%Total M.S/. 1 178 572 1 750 686 100%Total M.$. 462 224 686 Total % 67% 33% 100%

t .c. 2,551

Conceptos Personales No PersonalesTotal

54

Costos de operación y mantenimientoMETODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN

HERRAMIENTAS E INSTRUMENTOS

MANO DE OBRA

IMPLEMENTOSDE SEGURIDAD

SERVICIOS DETERCEROS

ATENCIÓN DE EMERGENCIAS, MANIOBRAS Y NORMA TÉCNICA DE CALIDAD

COSTOS ANUALES DE OPERACIÓN EN (MT,

BT, SED)

Costos de operación y mantenimientoMETODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LOS COSTOS DE MANTENIMIENTO

Costos de operación y mantenimientoRESUMEN COSTO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO

Sistema Costo de Mantenimiento US$Preventivo Correctivo Anual SEM

Media tensión 99 020 141 839 240 859Baja tensión 255 305 100 811 356 116

Total 596 976

Costos de operación y mantenimientoRESUMEN COSTO DE MANTENIMIENTO POR TIPO DE RECURSO

SistemaCosto de Mantenimiento US$

Materiales Mano de Obra de Terceros Maquinarias Equipos Total Anual

Media tensión 63 308 84 949 85 216 7 387 240 859

Baja tensión 115 751 101 619 128 077 10 669 356 116

Total 179 059 186 568 213 293 18 056 596 976

Índice


Resultados ObtenidosCOMPARACIÓN EMPRESA REAL CON EMPRESA MODELO

Red Aérea km 602,02 585,30 4 967,79 4 827,17 8 251,83 8 247,37Red Subterránea km 1,96 1,79 266,54 307,74 135 920,45 172 238,44 SICODIEquipos de Protección y Seccionamiento unidad 221,00 220 109,73 221,59 496,52 1 007,25

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 317 381 1 110,65 1 688,63 3 503,63 4 432,11Biposte unidad 122 27 870,03 307,10 7 131,39 11 374,23Convencional unidad 12 4 330,64 112,26 27 553,33 28 064,77 SICODICompacta Pedestal unidad - 0 - 0,00Compacta Bóveda unidad - 0 - 0,00

Otras Subestaciones 0Elevadora/Reductora unidad 1 0 - 0,00De seccionamiento unidad - 0 - 0,00

Red AéreaServicio Particular km 764,74 699,84 5479,48 6 341,25 7 165,16 9 060,98Número estructuras compartidas BT y MT unidad 1226 1091 0 0,00 0,00 0,00Alumbrado Público km 264,17 241,88 1 083,35 924,94 4 100,99 3 823,92Luminarias unidad 5 638 6 582 463 715,80 82,12 108,75 SICODIEquipos de Control unidad 211 177 33 25 156,40 142,35 SICODI

Red SubterráneaServicio Particular km 5,81 5,32 405,22 488,72 69 721,27 91 877,90 SICODIAlumbrado Público km 8,76 8,02 633,86 206,20 72 333,68 25 713,68 SICODILuminarias unidad 394 0 40,03 0,00 101,60Equipos de Control unidad 4 0 0,46 0,00 115,00

69,10 200,2515 862,88 16 366,85TOTAL

Sistema Eléctrico VNR mUS$

Componente Unidad Empresa Real

Empresa Modelo

Empresa Real

Empresa Modelo

Media Tensión

Subestaciones

Baja Tensión

Instalaciones No Eléctricas

Valores Promedio (US$)

E.Real Consultor

SEDGestión Comerci

al

Costos Dire c tos

1 Materiales 550 164 117 130 56 467 0 0 83 832 Supervisión Directa 1 349 297 268 125 22 712 477 160 0 6373 Personal Propio 119 0 0 0 0 0 0 0 119 1194 Servic io de Terceros 1 784 473 459 139 62 1 133 9 3 639 6515 Cargas Diversas y Otros 7 1 2 0 0 3 3 1 0 46 Total 3 809 935 846 394 140 2 315 489 164 841 1 494

Costos Indire c tos (Ac tivida de s de Apoyo)

1 Materiales 25 6 8 3 1 18 5 2 72 Personal Propio 138 36 32 15 7 90 36 12 483 Servic io de Terceros 127 33 31 14 6 84 32 11 434 Aporte Organismo Regulador 83 20 18 8 37 83 05 Cargas Diversas y Otros 28 7 7 3 0 17 8 3 116 Costo Capital de Trabajo 0 0 0 0 0 0 07 Total 401 102 96 43 51 292 81 28 0 109

Asigna c ión de Costo de Ge stión Come rc ia l

1 Materiales 5 2 2 1 0 52 Supervisión Directa 477 190 172 80 35 4773 Personal Propio 36 14 13 6 3 364 Servic io de Terceros 41 16 15 7 3 415 Cargas Diversas y Otros 11 4 4 2 1 116 Total 570 226 206 96 42 570

Asigna c ión de Costo de Ope ra c ión Come rc ia l

1 Materiales 2 1 1 0 0 22 Supervisión Directa 160 63 58 27 12 1603 Personal Propio 12 5 4 2 1 124 Servic io de Terceros 14 6 5 2 1 145 Cargas Diversas y Otros 4 2 1 1 0 46 Total 192 77 69 32 14 192

Costos Totales de OyM 1 340 1 217 565 247 3 369

TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTOSISTEMA ELÉCTRICO MODELO

(En Miles de Nuevos Soles)

Conc e pto TOTAL

Costo de OyM Técnicos Comercialización

Distribución MT

Distribución BT

Alumbrado Público

Total Operación Comercial

Costo asociado al Usuario

Total

VAD

Valor Nuevo de Reemplazo Miles de $ 6 046 10 321 1 511Anualidad del VNR Miles de $ 751 1 281 188Costo Anual de Explotación Miles de $ 525 795 221Total Costo Anual Miles de $ 1 276 2 077 409COyM/VNR 8.69% 7.71% 14.66%Total Costo Mensual $ 103 125 167 594 33 288Demanda kW 6 294 4 392 4 392

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓNINVERSIÓN $/kW-mes 9.430 23.067 3.377EXPLOTACIÓN TECNICA $/kW-mes 6.955 15.091 4.202TOTAL $/kW-mes 16.385 38.157 7.579

VALORES DICIEMBRE 2012 SECTOR TÍPICO 4 $./kW-mes 9.024 23.125 3.581VALORES FIJACIÓN TARIFARIA 2009 S.T. 4 $./kW-mes 7.413 19.401 3.033

INCREMENTO DICIEMBRE 2012 S.T. 4 % 81.6% 65.0% 111.6%INCREMENTO FIJACIÓN 2009 S.T.4 % 121.0% 96.7% 149.9%

TABLA RESUMEN DEL CÁLCULO DEL VAD

SEDDESCRIPCIÓN UNIDAD MEDIA TENSIÓN BAJA TENSIÓN VAD MT US$/kW‐mes

16.38

VAD BT:US$/kW‐mes

38.16

Cargo Fijo

3

Calculo VAD Sector Tipico 4 ‐ 2013CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) (US $ /Año) 326,219.72 3,256.39 372.16 2,240.65 689.00 NCL (Número de Clientes) Clientes 26,238.00 70.00 8.00 2,000.00 700.00 Cargo Fijo Mensual US $ / Cliente 1.04 3.88 3.88 1.04 1.12 0.98

Cargos Fijos Mensuales

Gracias por su AtenciónJorge Chávez R.

Audiencia Pública 25 de Abril de 2013

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