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LUZ DEL SUR – ESTUDIO DEL VAD DEL SECTOR TÍPICO 1

Con la colaboración de y Eduardo Zolezzi

ESTUDIO DEL VAD SECTOR TÍPICO 1INFORME FINAL

Lima, 24 de Abril de 2013



CONTENIDO

Resumen y resultados del procesoDeterminación del VNR:

Costos unitariosModelamiento de la red

Determinación de costos de explotaciónDeterminación del VAD

Costos de distribuciónBalance de energía y potenciaCálculos tarifarios



RESUMEN DEL PROCESOEl estudio ha sido desarrollado por SYNEX Ingenieros Consultores,con la colaboración de Mercados Energéticos y del Ing. EduardoZolezzi.En los 5 meses de desarrollo del estudio:

Se han emitido tres informes parciales, 4 informes de avance y elinforme final, todos en los plazos establecidos por la GART enlos términos de referencia.Se han realizado tres presentaciones en la GARTSe han efectuado 5 misiones de los consultores externos al Perú,con múltiples reuniones de trabajo con el grupo de contrapartede LDS, aparte de numerosas teleconferencias.



RESUMEN DEL PROCESOEn el estudio se siguieron las siguientes etapas:

Recopilación y revisión de los antecedentes de laempresa real Luz del Sur, lo que dio origen a losFormatos ADeterminación y validación de los antecedentes de ladistribuidora real que atiende el Sector Típico 1, loque dio origen a los Formatos BAjuste inicial de costos de la empresa distribuidora,centrado en los costos de explotación, lo que dioorigen a los Formatos CEstructuración de la Empresa Modelo, lo que dioorigen a los Formatos D.



RESUMEN DEL PROCESOEtapas del modelamiento de la red

Determinación de los costos de unidadesconstructivasModelamiento de la red: se distingue una zona urbanacompacta y dos zonas dispersas (Sierra y Playas)

• En la zona urbana compacta se utilizó el modelogeométrico

• En las dos zonas dispersas se utilizó el modeloPECO



RESUMEN DEL PROCESOEtapas del modelamiento de la empresa modelo:

Se realizó un proceso secuencial a partir de la empresa real dereferencia, con las etapas descritas para los formatos A, B y C.Luego se determinó la empresa modelo eficiente.

• Para la operación y mantenimiento de la red• Para la gestión comercial

Obtenida la red modelo y la empresa modelo se procedió adeterminar los VAD, en sus componentes de costos por kilowatt,cargos de cliente, y factores de pérdidas de distribuciónA continuación presentamos un resumen de los resultados obtenidos.



Resultados Físicos Comparados: Red modelo total vs red real

Metrados Capacidad media (KVA)

Capacidad total (KVA) Metrados Capacidad

media (KVA)Capacidad total (KVA)

Media TensiónEquipos de protección y seccionamiento Unidad 3,662 11,283

Red Aérea Km 1,738 1,589 Red Subterránea Km 1,670 1,588

Total MT 3,407 3,177 Subestaciones de Distribución

Monoposte unidad 321 49 15,845 Biposte unidad 2,606 179 467,004

Compacta Pedestal unidad 868 329 285,011 Compacta Bóveda unidad 2,357 359 845,439

Total SED 6,152 262 1,613,300 6,625 193 1,280,982 Baja Tensión

Red aérea Km 4,971 2,681 Red subterránea Km 3,983 6,617

Total red baja tensión Km 8,954 9,299 Total empresa Km 12,361 12,475

TOTAL Red Optimizada TOTAL Red Actual

Concepto

• Se observa:• Similitud de metrados totales de la red modelo c/r la red real• Incremento de la capacidad instalada de SED, con un incremento en

la potencia media de cada transformador y disminución del número de transformadores



Resultados VNR TotalConcepto VNR Total

Media TensiónEquipos de protección y seccionamiento 144,999

Red Aérea 76,702 Red Subterránea 268,604

Total MT 490,305 Subestaciones de Distribución -

Monoposte 2,841 Biposte 40,088

Compacta Pedestal 35,751 Compacta Bóveda 90,185

Total SED 168,864 Baja tensión servicios -


Total red BT servicios 606,419 Baja tensión alumbrado público -

Especial y equipos de control 9,280 Postes, Luminarias, Pastorales 132,622


Total red BT alumbrado público 305,767 Total red BT+SED Servicio + AP 1,081,051 Total VNR Red de Distribución 1,571,356 VNR NO Electrico 45,995 VNR TOTAL 1,617,350



Resultados: COMA

ConceptoValor

ModeladoRed MT

Red aérea 11,724,135 Red subterránea 5,293,669

Total COMA red MT 17,017,804 Subestaciones de Distribución ‐

Aéreas 2,482,516 Subterráneas 2,535,333

Total COMA SED 5,017,850 Red BT ‐

Red Aérea 11,968,587 Red Subterránea 5,149,492

Total COMA Red BT 17,118,079 Total COMA Red de Distribución 39,153,733 Total COMA Alumbrado Público 14,342,253 Total COMA Clientes 10,697,409 Total COMA 64,193,394



Resultados: VAD

USD/KW‐mes Soles/kW‐mesVADMT 5.48 13.979 VADBT 19.36 49.377 VADSED 2.94 7.512

USD/Cliente Soles/ClienteCFE 0.964 2.458 CFS 1.205 3.073 CFH 1.519 3.874 CFEAP 1.422 3.627 CCSP 0.856 2.184 CFHCO 0.867 2.212

Cargos Fijos

VAD



Resultados: Factores de Expansión de pérdidas

Concepto Valores EstudioPEMT 1.0078 PEBT 1.0851 PPMT 1.0105 PPBT 1.0996



Resultados: Factores de Economía de Escala

FEEAño 1

Nov 2013 ‐ Oct 2014

Año 2 Nov 2014 ‐ Oct 2015

Año 3 Nov 2015 ‐ Oct 2016

Año 4 Nov 2016 ‐ Oct 2017

VAD MT 1.0000 0.9853 0.9708 0.9565VAD BT 1.0000 0.9818 0.9639 0.9463VAD SED 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000

CF 1.0000 0.9965 0.9929 0.9894



Resultados: Fórmulas de indexación

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×

+

+×⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+×+

+

++××=

00000000 )1(

)1()1()1(

TCTC

TaTa

IPAlIPAl

DIPCuIPCu

CTaTa

TCTC

BIPMIPM

AVADMTVADMT jjjjjjj

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×

+

+×⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+×+

+

++××=

00000000 )1(

)1()1()1(

TCTC

TaTa

IPAlIPAl

DIPCuIPCu

CTaTa

TCTC

BIPMIPM

AVADBTVADBT jjjjjjj

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×

+

+×⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+×+

+

++××=

00000000 )1(

)1()1()1(

TCTC

TaTa

IPAlIPAl

DIPCuIPCu

CTaTa

TCTC

BIPMIPM

AVADSDVADSD jjjjjjj

00 IPM

IPMACFCF j××=

Indexación A B C DVADMT 70.1% 27.7% 0.7% 1.5%VADBT 66.9% 31.0% 0.4% 1.8%VADSD 58.3% 40.8% 0.8% 0.0%CF 100.0% 0.0% 0.0% 0.0%



Determinación del VNR: Costos unitarios

Lima, Abril de 2013



Costos Unitarios: Estructura de costosLa estructura de costos se conforma por: equipos y materiales,construcción y montaje, costo de stock, costo de fletes, ingeniería,contribución al contratista e intereses intercalarios.Determinación de precios de materiales:

Se revisó del listado de precios de equipos y materiales presentadospor Luz del Sur y Edelnor al SICODI 2012.Se seleccionó el mínimo valor para cada equipo y material.En el caso de los cables y transformadores, se realizó unainterpolación lineal con los valores mínimos obtenidos para lasdiferentes capacidades o calibres de modo tal de eliminardistorsiones y para completar aquellas no contenidas en los listadosoriginales presentados por Luz del Sur y Edelnor.

En el caso de los costos de horas hombre, horas máquina y recargos serealizó el mismo procedimiento de selección del valor mínimo.



Precios Unitarios: Mínimo costo de materiales.



Costos Unitarios: Precios Terreno

Mediante un estudio ad hoc efectuado por un perito tasador, sedeterminó el precio por m2 de los terrenos privados ocupados por lasactuales subestaciones de distribución y subestacionesseccionadoras de la red subterránea de Luz del Sur en zona de altadensidad.Se limitó los precios unitarios de terrenos al precio unitario deespacios de estacionamiento y bodegas, en edificios ubicados en lazona de alta densidad.Con los valores de terreno limitados, se calculó el precio promedioponderado por m2: de 1855 US$/m2. .



Costos Unitarios: Selección Armados

Determinación de los armadosRevisión y corrección de los armados presentados por Luz delSur y Edelnor al SICODI.Valorización de los armador de Luz del Sur y Edelnor utilizandolos precios, horas hombre y recargos obtenidos previamente.Elección del armado con un costo total con el mínimo valor.



Costos Unitarios: Ejemplo de valores resultantesCódigo Descripción LDS [USD] EDL [USD] Mínimo [USD]AA12003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 43,058 45,806 43,058 AA24003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 50,727 53,510 50,727 CU07003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 61,287 64,946 61,287 CU18503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x185 mm2 110,247 114,126 110,247 NA07003 RED SUBTERRANEA CABLE NA2XSY 3x70 mm2 192,094 153,922 153,922 NA30003 RED SUBTERRANEA CABLE NA2XSY 3x300 mm2 208,410 169,910 169,910 N209503 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3‐1x95 mm2 236,457 205,123 205,123 N230003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3‐1x300 mm2 362,318 328,327 328,327 SM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) 8,673 8,396 8,396 SM07504 S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F) 9,805 9,757 9,757 SB10004 S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) 13,066 12,311 12,311 SB25004 S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) 17,536 17,599 17,536 SP25004 S.E. COMPACTA PEDESTAL 250 kVA (3F) 42,556 39,079 39,079 SP40004 S.E. COMPACTA PEDESTAL 400 kVA (3F) 46,208 43,118 43,118 SC25004 S.E. CONVENCIONAL 250 kVA (3F) 98,437 66,178 66,178 SC40004 S.E. CONVENCIONAL 400 kVA (3F) 102,253 69,993 69,993 SS25004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 250 kVA (3F) 149,752 84,842 84,842 SS40004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 400 kVA (3F) 153,567 93,544 93,544 SV25004 S.E. COMPACTA BOVEDA 250 kVA (3F) 33,017 38,301 33,017 SV40004 S.E. COMPACTA BOVEDA 400 kVA (3F) 40,254 48,001 40,254 AS07013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante 27,651 26,692 26,692 AS12013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante 30,217 29,253 29,253 ND07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY 3‐1x70 mm2 137,148 104,121 104,121 ND30013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY 3‐1x300 mm2 151,548 118,405 118,405 NY07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3‐1x70 mm2 169,636 136,564 136,564 NY30013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3‐1x300 mm2 288,756 248,851 248,851

Modelación



Costos Unitarios: Ejemplo de valores resultantes

Código Descripción LDS [USD] EDL [USD] Mínimo [USD]AS01622 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante ‐ sobre postes SP 8,475 5,007 5,007 AS01632 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante ‐ sobre postes AP 20,986 17,333 17,333 LU07002A Luminaria con Lámpara vap. Na 70 W/Pastoral 0.55 363 419 363 LU07002B Luminaria con Lámpara vap. Na 70 W/Pastoral 1.5 348 132 132 ND01623 RED SUBTERRANEA AP CABLE NA2XY 3‐1x16 mm2 ‐ EN ZANJA SP ‐ 6,290 6,290 ND01633 RED SUBTERRANEA AP CABLE NA2XY 3‐1x16 mm2 ‐ EN ZANJA AP ‐ 97,668 97,668 PX0701 ESTRUCTURA 7 m ALINEAMIENTO ‐ Fierro 540 996 540 PX1101 ESTRUCTURA 11 m ALINEAMIENTO ‐ Fierro 487 903 487 SC02502SS_4S2C S.E. CONVENCIONAL DE SECCIONAMIENTO A NIVEL DE 18m2 79,694 79,694 SC02504SS_1I3S S.E. CONVENCIONAL DE SECCIONAMIENTO A NIVEL DE 5X4.5 99,272 99,272

Modelación



Determinación del VNR: Modelamiento de la red

Lima, Abril de 2013



Caracterización de la demanda

Zona urbana compacta

Modelo geométrico93% de la red MT+BT97% MVA instalados

Zona playas Modelo PECO

Zona sierras Modelo PECO



Zona urbana compacta: Modelo geométrico3. Modelamiento

2. Estructura de la red

1. Zonificación



Topología



Tecnología



Modelo geométrico: principales variables

Resultados de la zonificación: km2 y densidad por rango dedensidad: MAD, AD1, AD2, MD y BD y nivel de tensiónPotencia de las SE AT/MT para cada área de densidad y número desalidasFactor de utilización de los transformadores AT/MT y MT/BTTensión nominal y factor de potencia del nivel de MT y BTBase de datos de instalaciones (costos unitarios, parámetroseléctricos)

MT: líneas y cables de MT económicosSE MT/BT: módulos de transformación característicos por áreaBT: líneas y cables de BT económicosEquipos



Modelo geométrico: principales variables

Factor de potenciaCosto de la energíaCaracterísticas geométricas: largo de cuadra, ancho de vías yveredasFactores de desequilibrio para cálculo de pérdidas (el modelo essimétrico)Factores de desequilibrio geométrico (el modelo es simétrico)Factores de diversidad para el diseño de las instalaciones (lazonificación se realiza con la demanda coincidente)Restricciones: Zonas históricas (ZH), veredas angostas (VA),contaminación salina (CS)



Demanda

Las tasas anuales acumulativas de crecimientoproyectado de la demanda, para el período 2013-2018,son las siguientes:

ConceptoTasa

proyectadaDemanda BT 2,34 aa%Demanda MT 2,81 aa%

Usuarios 2,58 aa%



Modelo geométrico: resultados

Cantidad de instalaciones para las etapas de MT, SE MT/BT y BTCantidades de equipos de protección y maniobra de MTPérdidas de potencia para cada etapa de la red (%Pp=Perdp/Pent)Indicadores de Calidad de Producto: Caída de tensiónIndicadores de Calidad de Servicio: frecuencia y duración deinterrupciones



Modelo PECOEl modelo parte de las coordenadas GPS de BT y MT de los clientes y lascoordenadas de las subestaciones primarias, para así construir toda la redde distribución.La detección de los núcleos de población y el trazado de las calles se realizaautomáticamente a partir de las coordenadas GPS de los clientes.Se pueden introducir archivos con información de orografía y zonasprohibidas de paso que se tienen en cuenta en el diseño de la red, afectandoel trazado de las líneas.Se pueden establecer zonas de redes aéreas y subterráneas, con susrespectivos costos de instalaciones de MT, transformación y BT.La planificación de la red urbana se hace respetando el trazado de las calles,la orografía y las zonas prohibidas de paso.La planificación de la red rural se hace respetando la orografía y las zonasprohibidas de paso.



Modelo PECOLa planificación de las redes urbana y rural se hace simultáneamente, lo quegarantiza coherencia de criterios.La red se dimensiona minimizando los costos de inversión, mantenimiento,pérdidas, respetando las restricciones de capacidades máximas y caídas detensión, considerando la demanda presente y una estimación delcrecimiento.La continuidad del suministro se modela simulando el proceso de operacióny mantenimiento correctivo que se sucede tras la ocurrencia de una falla:detección, localización, despeje y restablecimiento del servicio.El modelo entrega sus resultados tanto en formato de archivos de datoscomo en el formato gráfico Shape, de ArcView. Este último permite unabuena visualización de los resultados, a la vez que facilita la verificación ychequeo de los flujos de carga, los tiempos de indisponibilidad del servicio,las unidades constructivas instaladas, etc.



Modelo PECO: Gráfica zona playa



Modelo PECO: Red BT zona playa



Alumbrado Público

Estudio desarrollado por LDS, revisado y validado por el equipoconsultorEl objetivo es la determinación de la cantidad, tipo de columnas,luminarias y la potencia utilizada para el alumbrado público, y lalongitud de redes de AT necesarias para electrificar dichas luminariasSe aplicó la Norma Técnica DGE “Alumbrado de vías públicas enzonas de concesión de distribución”.Se trabajó con el inventario de vías de LDS

TIPO DE VÍA TIPO DE ALUMBRADO LONGITUD (KM)

EXPRESA I 19.5REGIONAL I 23.7ARTERIAL II 182.0COLECTORA 2 III 450.7LOCAL COMERCIAL III 15.0LOCAL RESIDENCIAL 1 IV 4,627.5LOCAL RESIDENCIAL 2 V 462.4VIAS PEATONES VI 425.7

TOTAL (KM) 6,206.6



Alumbrado Público

Se clasificaron las vías de acuerdo a sus características:Secciones generales: Colectora 2, Local Residencial 1, LocalResidencial 2 y Pasaje PeatonalSecciones vías expresasSecciones vías regionalesSecciones vías arterialesParques y Especiales

La red para abastecer las luminarias se dimensionó considerando eltipo se iluminación requerida y de vía, y la tecnología dependiendo dela zona MAD subterráneo y el resto aéreo



Instalaciones optimizadas

MetradosCapacidad total (KVA)



Media TensiónEquipos de protección y seccionamiento unidad 3,640.3 22 3,662

Red Aérea Km 1,354.6 383 1,738 Red Subterránea Km 1,655.3 14 1,670

Total MT 3,009.9 397 3,407 Subestaciones de Distribución

Monoposte unidad 130 6,510 191 9,335 321 15,845 Biposte unidad 2,409 437,734 197 29,270 2,606 467,004

Compacta Pedestal unidad 868 285,011 ‐ ‐ 868 285,011 Compacta Bóveda unidad 2,342 842,659 15 2,780 2,357 845,439

Total SED 5,749 1,571,915 403 41,385 6,152 1,613,300 Baja Tensión SP

Red aérea Km 4,494 477 ‐ 4,971 Red subterránea Km 3,971 12 ‐ 3,983

Total RBT‐SP Km 8,465 489 ‐ 8,954 Baja Tensión AP

Red aérea Km 4,473 4,473 Red subterránea Km 2,298 2,298

Total RBT‐AP Km 6,771 6,771

Resultados Geométrico Resultados PECO Red TOTAL



Instalaciones asociadas al VNR no eléctrico

Edificios de oficinas comerciales, regionales, bodegas y oficinacentral.

Calculo eficiente de m2 en función de cantidad de empleados deempresa modelo eficienteAnálisis de conveniencia de alquiler versus compra para valorizarlos m2 resultantes.

Sistemas informáticos: verificación de costos con benchmarkinginternacionalEquipos de bodega y laboratorio: análisis de cantidades en funciónde tareas y valorización a precios de mercado.Mobiliario: en función de la cantidad de empleados valorizado aprecios de mercado.



VNR OptimizadoConcepto VNR Total

Media TensiónEquipos de protección y seccionamiento 144,999


Total MT 490,305 Subestaciones de Distribución -

Monoposte 2,841 Biposte 40,088

Compacta Pedestal 35,751 Compacta Bóveda 90,185

Total SED 168,864 Baja tensión servicios -


Total red BT servicios 606,419 Baja tensión alumbrado público -

Especial y equipos de control 9,280 Postes, Luminarias, Pastorales 132,622


Total red BT alumbrado público 305,767 Total red BT+SED Servicio + AP 1,081,051 Total VNR Red de Distribución 1,571,356 VNR NO Electrico 45,995 VNR TOTAL 1,617,350



Determinación de costos de explotación

Lima, Abril de 2013



Concepto y procedimiento de cálculo

La Empresa Modelo: aquella que presta el servicio de electricidad enla misma área de concesión que la empresa real, en condiciones deeficiencia y adaptación económica al ambiente en el cual desarrollasu actividad.Aplicación de la metodología (Procedimiento de cálculo):

Cálculo de recursos (humanos y materiales) para atender las lasredes (O&M) y los usuarios (Comercial) con su respectivaestructura de apoyo según estándares internacionales eficientesajustados al contexto operacional realValorización de recursos con costos unitarios de mercado ygestión de compra eficiente del mercado local e internacionalAnálisis de conveniencia de tercerización de actividades noestratégicas.



Criterios utilizados para el costeo

Personal propio: encuesta de remuneraciones PWC comparando conla remuneración real pagada por LDS (se utilizó el menor valor entrela encuesta y la remuneración real)Personal tercerizado: Capataz, liniero, ayudante, operador devehículo, etc. (encuesta Capeco).Vehículos de cuadrillas: costos de compra de mercado anualizados ycostos anuales (combustible, seguros, y mantenimiento)Costos unitarios de repuestos relevantes: postes, conductores,aisladores, transformadores, consistentes con los costos utilizadospara valorizar las UUCC.Costos de servicios: costos de mercado y verificación con ratiosinternacionales para: seguros, electricidad y agua, telefonía,vigilancia, transmisión de datos, correo, publicaciones, etc.

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Procedimiento de cálculo

MODULO DE OYM

MODULO DE OR

MODULO DE OC

MODULO DE EC

CostoCuadrillas Costo de materiales

Cantidad de activosCaracteristicas Activos

Planilla de Salarios Costo Unitario de ServiciosCosto Unitario de Insumos

Diseño OrganigramaAsignacion de "kit" de recursos por Gerencia, Area, Persona.

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COMA optimizado

ConceptoValor

ModeladoRed MT

Red aérea 11,724,135 Red subterránea 5,293,669

Total COMA red MT 17,017,804 Subestaciones de Distribución ‐

Aéreas 2,482,516 Subterráneas 2,535,333

Total COMA SED 5,017,850 Red BT ‐

Red Aérea 11,968,587 Red Subterránea 5,149,492

Total COMA Red BT 17,118,079 Total COMA Red de Distribución 39,153,733 Total COMA Alumbrado Público 14,342,253 Total COMA Clientes 10,697,409 Total COMA 64,193,394



Determinación del VAD

Lima, Abril de 2013



Determinación del VAD: componente de red

El VAD se determina como suma de la anualidad del VNR y loscostos de operación y mantenimiento de cada etapa de la red dedistribución (MT y BT) divido por la potencia máxima coincidente a lasalida de cada etapa.El aVNR se obtiene considerando una tasa de descuento del 12% yun periodo de 30 años. (Factor de recuperación del capital de0.124144 y un factor de mensualización de 0.079073.)El COMA se dividen por 12.Potencia máxima coincidente a la salida de cada etapa(denominadores del VAD) se obtienen del balance de energía ypotencia, el que además entrega las pérdidas de energía y potenciamodelo, necesarias para determinar los factores de expansión depérdidas.

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Determinación del VAD: componente de red

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VNR Eléctrico VNR aVNR aVNR*fmensualMT USD 490.304.760 60.868.394 4.813.047SD USD 168.864.226 20.963.480 1.657.645BT USD 606.419.395 75.283.329 5.952.879AP USD 305.767.272 37.959.172 3.001.546

Total USD 1.571.355.654

VNR no Eléctrico VNR aVNR aVNR*fmensual

MT USD 14.351.563 1.781.660 140.881SD USD 4.942.774 613.616 48.520BT USD 17.750.319 2.203.596 174.245AP USD 8.950.022 1.111.091 87.857

Total USD 45.994.677

COMA Anual MensualMT USD 17.017.804 1.418.150SD USD 5.017.850 418.154BT USD 17.118.079 1.426.507AP USD 14.342.253 1.195.188

Total USD 53.495.985



Determinación del VAD: balance de e y p, denominadores, factores de pérdidas y VAD de red

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ENERGIA ANUALPOT. MAXIMA COINCIDENTE DISTRIBUCION

FACTOR DE CARGA O FACTOR DE

PERDIDASMWH MW %

Total ingresado a MT (modelo) 7.298.306 1.175,049 70,71%Pérdida Estándar en Media Tensión 56.474 12,203 52,69%Ventas en MT 3.011.569 369,650 92,7%Ingreso en Baja Tensión 4.230.263 793,196 60,71%Pérdida Estándar en Baja Tensión 331.760 71,834 52,58%Ventas en Baja Tensión 3.898.504 721,362 61,53%

Denominadores VAD MWVAD MT 1.162,846VAD BT 721,362

Factores de expansión de Pérdidas p.u p.uPEMT 1,008PEBT 1,085PPMT 1,0105PPBT 1,0996

USD/KW‐mes Soles/kW‐mesVADMT 5.48 13.979 VADBT 19.36 49.377 VADSED 2.94 7.512

VAD



Determinación del VAD: cargos de cliente

Tipo de Medición Cargo

Número de Clientes

Costos Anual miles US$

Costo Unitario US$/Cl-mes

Costo Unitario Soles/Cl-mes

Simple medición de energía CFE 899,395 10,399.74 0.96 2.458 Simple medición de potencia y/o simple o doble medición de energía CFS 11,772 170.17 1.20 3.073 Doble medición (horaria) de energía y potencia CFH 774 14.10 1.52 3.874 Simple medición de enrgía de AP CFEAP 4,517 77.06 1.42 3.627 Cargo comercial prepago CCSP 268 2.75 0.86 2.184 Simple medicion de enrgia con medicion centralizada CFHCO 3,227 33.58 0.87 2.212



Determinación del VAD: Factores de Economía de Escala

FEEAño 1

Nov 2013 ‐ Oct 2014

Año 2 Nov 2014 ‐ Oct 2015

Año 3 Nov 2015 ‐ Oct 2016

Año 4 Nov 2016 ‐ Oct 2017

VAD MT 1.0000 0.9853 0.9708 0.9565VAD BT 1.0000 0.9818 0.9639 0.9463VAD SED 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000

CF 1.0000 0.9965 0.9929 0.9894

• Economía de escala en distribución se produce porque un incremento de demanda implica un incremento menos que proporcional de los costos de atenderla

• Se establecen factores que reduzcan año a año los componentes del VAD



Resultados: Fórmulas de indexación

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×

+

+×⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+×+

+

++××=

00000000 )1(

)1()1()1(

TCTC

TaTa

IPAlIPAl

DIPCuIPCu

CTaTa

TCTC

BIPMIPM

AVADMTVADMT jjjjjjj

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×

+

+×⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+×+

+

++××=

00000000 )1(

)1()1()1(

TCTC

TaTa

IPAlIPAl

DIPCuIPCu

CTaTa

TCTC

BIPMIPM

AVADBTVADBT jjjjjjj

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×

+

+×⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+×+

+

++××=

00000000 )1(

)1()1()1(

TCTC

TaTa

IPAlIPAl

DIPCuIPCu

CTaTa

TCTC

BIPMIPM

AVADSDVADSD jjjjjjj

00 IPM

IPMACFCF j××=

Indexación A B C DVADMT 70.1% 27.7% 0.7% 1.5%VADBT 66.9% 31.0% 0.4% 1.8%VADSD 58.3% 40.8% 0.8% 0.0%CF 100.0% 0.0% 0.0% 0.0%



ESTUDIO DEL VAD SECTOR TÍPICO 1INFORME FINAL

Lima, 24 de Abril de 2013

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