ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

Sistema Eléctrico Modelo Valle Sagrado 1 (Calca, Pisac y Urubamba)

Sector Típico 4

S.E. Combapata 138/60/22,9 kV

2

1. EVALUACIÓN FINAL DEL ESTUDIO DEL CONSULTOR VAD2. AJUSTES AL ESTUDIO DEL CONSULTOR VAD3. RESULTADOS FINALES DEL VAD Y CARGOS FIJOS

CONTENIDO

3

Antecedentes Validación y Revisión de los Antecedentes

Estructuración de la Empresa Modelo Resultados

VNR Eléctrico

VNR No Eléctrico

Otras Inversiones

Mercado Eléctrico

Costos de Explotación

Estados Financieros e Información

Compra y venta y Balance de Energía y

Potencia

Revisión 1 Validación y Revisión

de Antecedentes Formatos B

Revisión 2 Ajuste Inicial de

Costos Formatos C

Definición del Tipo de Red

Costos Unitarios de las Instalaciones Eléctricas

Definición de la Tecnología Adaptada

Cálculo de las Pérdidas Estándar

Estándares de Calidad de Servicio

Optimización de los Costos Explotación Técnica y

Comercial

Optimización de los Costos Indirectos

Creación de la Empresa Modelo Formatos D

Cargo Fijo

Valor Agregado de Distribución MT, BT, SED

Pérdidas Estándar de Distribución

Factor de Economía de Escala

Fórmulas de Reajuste

Etapa I Etapa II Etapa III Etapa IV

1. EVALUACIÓN FINAL DEL ESTUDIO DEL CONSULTOR VAD

4

1.1 Cumplimiento de los alcances por Etapa

ETAPA I ETAPA II ETAPA III ETAPA IVA B C D Resultados Cálculo de Tarifa

Informe Parcial N°1 Incompleto Incompleto IncompletoInforme Parcial N°2 Incompleto Incompleto Incompleto No presentó No presentóInforme Parcial N°3 Incompleto Incompleto Incompleto Incompleto Incompleto No presentó

Informe Final Incompleto Incompleto Incompleto IncompletoInforme Definitivo

A: Completó la Etapa I (formatos A) en el Informe FinalB: Completó los formatos B en el Informe DefinitivoC: Completó los formatos C en el Informe DefinitivoD: Completó los formatos D en el Informe Definitivo, se observaron erroresCOyMResultados: Completó los Resultados en el Informe Definitivo, errores en elCOyMTarifas: Completó los Resultados en el Informe Final, con errores de cálculoConclusiones:

Se ajustó el VNR por errores materiales.Se tomó en cuenta el COyM elaborado por el Supervisor.Se recalcularon las tarifas.

5

2. AJUSTES AL ESTUDIO DEL CONSULTOR VAD

VNR MT

El Supervisor VAD validó los criterios y la metodología utilizados porel Consultor VAD respecto a la optimización económica de lasinstalaciones de MT.

Se utilizó el nivel de tensión 22.9kV con neutro accesible ypuesto a tierra y el nivel de tensión 10kV en la ciudad deUrubamba y el alimentador UR-05.Se validó el uso de vanos de 152.7m y 105.3m para LP y RPrespectivamente.Se utilizaron postes de pino amarillo de 11m para líneas MRT ypostes de 12m para líneas trifásicas.Se utilizó el conductor de 25 mm2 AAAC para las líneas yredes primarias MRT. En sistemas trifásicos se usaron lassecciones: 25, 35, 50 y 70 mm2 AAAC.Se validó la selección y ubicación de los equipos de protecciónpropuestos por el Consultor.

2.1 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

6

VNR SED

El Supervisor VAD validó la optimización de las SED´s, Sinembargo, se hizo un ajuste a los kVA instalados revisando el factorde utilización.

El Supervisor reemplazó los tableros utilizados por el ConsultorVAD en las SED´s monofásicas.

VNR BT

Se validaron los vanos usados por el Consultor de 40m y 50m enzonas urbanas y rurales.

El Supervisor VAD procedió a validar y ajustar los postes de8m/200kg en las hojas de valorización del VNR.

El Supervisor VAD ajustó el precio de los postes de 8m/200 kg y delconductor de 1x16 mm2 con los del SICODI.

2.1 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

7

SEM Valle Sagrado I - Óptimo

UR-01

UR-02

PI-03

UR-03

UR-04

PI-05

PI-02

PI-01

8

2.2 COyM

Observaciones al Consultor VAD:

En los análisis de precios unitarios de las actividades de mantenimientoconsideró nuevamente la partida de herramientas (la cual ya estáincluida en los costos de personal) con valores de hasta el 20% delcosto de personal

Se verificó que los precios de equipos y materiales utilizados en losanálisis de precios unitarios de las actividades de mantenimiento noguardan relación con los precios utilizados en el VNR.

Desarrolló los análisis de precios unitarios de las actividades demantenimiento para cada elemento de la red (para cada tipo de línea,para cada transformador, para cada tipo de red BT) sin justificar lasdiferencias en los criterios (frecuencias, alcances, cantidad).

Comparación de Indicadores de Actividades de OyM Descripción Unidad MT SED´s BT AP

Consultor VAD US$(km/unid) 261.8 117.9 231.4 4.8 Supervisor VAD US$(km/unid) 61.0 98.1 84.8 4.6

Comparación p.u. 0.23 0.83 0.37 0.96

9

2.2 COyM

Observaciones al Consultor VAD:

La asignación de los costos de recursos propios a las actividades deexplotación técnica MT, BT, SED y a las de explotación comercial noguardan relación y no se presentan las hojas de seguimiento quepermitan identificar los inductores de costos para esta asignación.

No guarda relación los costos de administración (resultado de laasignación de los costos de recursos propios) con la asignación demateriales y servicios de terceros, tampoco se presentan las hojas deseguimiento que permita identificar los criterios seguidos por elConsultor VAD.

Presentó resultados de costos de recursos propios y costosindirectos, sin embargo, no se han encontrado las hojas de cálculo nilos sustentos detallados para validarlos.

Los costos indirectos de la empresa al SEM no están debidamentesustentados.

10

2.2 COyM

A continuación se muestra la comparación entre los costos obtenidospor la Supervisión de los Estudios VAD y el Consultor:

Comparación de resultados del COyM(Miles US$)

Las diferencias se deben a las inconsistencias del estudiopresentado por El Consultor y a que los resultados del Supervisorestán en base al VNR.

En conclusión referente al alcance, metodología y criterios utilizadospara la determinación del COyM, el Consultor VAD no alcanzó losobjetivos previstos, por lo cual se ajusta según el análisis delSupervisor VAD en base al VNR ajustado.

Ítem Costos de Explotación CONSULTOR SUPERVISOR 1 Distribución MT 353.19 150.22 2 Distribución BT 484.52 357.74 3 Alumbrado Público 37.24 105.71 4 Costo Asociado al Usuario 368.87 323.11

11

2.2 COyMAnálisis Comparativo del Supervisor VAD

Costos Directos:

Costos de Servicios de Terceros:

Las tareas se ejecuten mediante la contratación de servicios.

Determinación de costos unitarios de actividades a partir de:Costos de hora-hombre según CAPECO.Composición de la cuadrilla necesaria para ejecutarla.Material y transporte de acuerdo a la tarea de OyM a desarrollar.Tiempo estimado de la tarea.

Los costos totales de OyM es determinado por:Metrado correspondiente (MT,BT,SED,AP)Alcances y frecuencias de mantenimiento anuales.

Resumen de Costos de Actividades de OyMDescripción MT SED’s BT AP Total %

Metrados de las instalaciones km/unid. 576.1 376 713.5 6,657 - - Costo de Mantenimiento Preventivo US$ 20,101.9 27,932.9 34,119,8 19,293.9 101,288.1 62% Costo de Mantenimiento Correctivo US$ 10,483.3 2,023.6 20,865,0 1,549.4 34,921.3 21% Costo de Materiales US$ 4,029.7 6,368,0 4,570,8 9,036.4 24,004.9 15% Local y servicios (2500US$/año) US$ 540.5 566.2 928.4 465.8 2,500.0 2% Total de Costos US$ 35,154.6 36,890.7 60,484.0 30,345.4 162 874,7 100% Indicador US$/(km/unid) 61.0 98.1 84.8 4.6 - -

12

2.2 COyM

Análisis Comparativo del Supervisor VAD

Costos Directos:

Costos de Personal Propio:

Costos conformados por el personal que opera y administra el SEM.

Se modeló el personal necesario para la operación del SistemaEléctrico Valle Sagrado1, tomando en cuenta funciones ycapacidades requeridas por el personal para el funcionamientoeficiente del SEM.

Personal Administrativo y OyM del ST-4Descripción Nº de

personas Total Anual

(US$) Asignado al SEM (US$)

Jefe de Servicio Eléctrico 1 49,953 49,953 Supervisor Comercial 2 48,384 48,384 Auxiliar -Asistente 2 43,156 43,156 Supervisor de Mantenimiento 2 48,533 48,533 Técnico 2 42,155 42,155 Total 9 232,141 232,141

13

2.2 COyMAnálisis Comparativo del Supervisor VAD

Costos Indirectos:

Costos indirectos de la empresa modelo:Son costos de administración general de la empresa, conformada porlos gastos de las áreas de Gerencia General, Operaciones,Administración y Finanzas y otras áreas administrativas de laempresa asignado al SEM mediante el uso de inductores:

Inductores

Costos indirectos asignado de la empresa total:Se determinó a partir de los costos de personal:

Costos de materiales un 10% de los costos de personal.Costos de servicios de terceros un 30% de los costos de personal.

Resumen de Costos Indirectos de la Empresa Modelo

Descripción Indicador Energía Facturada (MWh) 4.44% Número de usuarios 4.37% VNR (miles S/.) 5.6%

Descripción Total Anual (US$)

Costos de Personal 49,455.20 Costos de Materiales 4,945.52 Costos de Servicios de Terceros 14,836.56 Total 69,237.28

14

2.3 Balance de Potencia y Energía

Se retiró la demanda en potencia y energía de 326 kW y de 1,351MWh-año agregada por El Consultor VAD al consumo BT5B (indicaque es el 40% del exceso de pérdidas reales) por no ser parte de lademanda del SEM.

15

El valor nuevo de reemplazo (VNR) de la empresa modelo asciendea: 14,455.81 miles de US$, tal como se detalla en el cuadro siguiente.

Valor Nuevo de Reemplazo-VNR de la Empresa Modelo (US$)Componente Unidad Cantidad Costo Medio

(miles US$) VNR

(miles US$) Media Tensión 4,261.72 Red Aérea km 576.14 6.74 3,881.52 Red Subterránea km 1.79 172.23 308.87 Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 107 0.67 71.32 Subestaciones 1 349.03 Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte unidad 376 3.59 1,349.03 Biposte unidad Convencional unidad Compacta Pedestal unidad Conversores de Fase 3ø/1ø unidad

Baja Tensión 8,644.81 Red Aérea Servicio Particular km 713.50 8.90 6,353.21 Alumbrado Público km 231.54 4.17 964.65 Luminarias unidad 6,578 0.11 736.58 Equipos de Control unidad 24 0.04 1.02 Red Subterránea Servicio Particular km 5.81 84.57 508.97 Alumbrado Público km 7.86 10.22 80.38 Luminarias unidad 0 Equipos de Control unidad 0 Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular km 719.32 9.54 6,862.19 Alumbrado Público km 239.40 4.37 1,045.03 Luminarias unidad 6,658 0.11 736.58 Equipos de Control unidad 24 0.04 1.02 Instalaciones No Eléctricas 200.25

TOTAL 14,455.81

3. Resultados Finales del VAD y Cargos Fijos3.1 VNR

16

3.2 COSTOS DE EXPLOTACIÓN

El COyM total del SEM asciende a: 617.82 miles US$, de los cuales 148.55 miles de US$corresponden a MT; 366.35 miles US$ corresponden a BT y 102.92 miles US$ al AP, asícomo se tienen 323.11 miles US$ correspondiente a los costos asociado al Usuario.

Tabla de Asignación de Costos de OyM (US$)

Concepto TOTAL (US$)

Costo de OyM Técnicos Comercialización

Distrib. MT

Distrib. BT

Alumbrado Público Total Gestión

Comercial Operación Comercial

Costo asociado al Usuario Total

Costos Directos 1 Materiales 44,423 4,030 10,939 8,946 23,915 1,331 739 18,438 20,508 2 Supervisión Directa 99,352 14,380 39,831 12,299 66,510 13,137 6,568 13,137 32,842 3 Personal Propio 52,291 6,806 18,853 5,821 31,481 8,324 4,162 8,324 20,811 4 Servicio de Terceros 415,644 31,126 86,438 21,122 138,686 0 1,182 275,776 276,958 5 Cargas Diversas y Otros 31,933 5,231 14,512 3,924 23,668 537 298 7,431 8,265 6 Total 643,643 61,573 170,573 52,113 284,260 23,329 12,949 323,106 359,383

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Personal Propio 162,232 33,917 72,135 17,704 123,756 21,276 17,200 0 38,476 2 Materiales 22,268 4,778 9,885 2,350 17,014 2,831 2,423 0 5,254 3 Servicio de Terceros 79,480 17,242 35,257 8,267 60,766 9,968 8,745 0 18,713 4 Aporte Organismo Regulador 22,487 4,320 11,966 3,656 19,942 1,637 908 0 2,545 5 Costo Capital de Trabajo 10,815 2,078 5,755 1,758 9,591 787 437 0 1,224 6 Total 297,282 62,334 134,999 33,736 231,069 36,499 29,714 0 66,213

Asignación de Costo de Gestión Comercial 1 Materiales 1,001 2,468 ,693 4,162 2 Supervisión Directa 3,159 7,790 2,188 13,137 3 Personal Propio 7,117 17,552 4,931 29,600 4 Servicio de Terceros 2,397 5,911 1,661 9,968 5 Cargas Diversas y Otros 712 1,755 493 2,960 6 Total 14,385 35,476 9,967 59,828

Asignación de Costo de Operación Comercial 1 Materiales 760 1,875 527 3,162 2 Supervisión Directa 1,579 3,895 1,094 6,568 3 Personal Propio 5,136 12,667 3,559 21,362 4 Servicio de Terceros 2,387 5,886 1,654 9,927 5 Cargas Diversas y Otros 395 974 274 1,643 6 Total 10,258 25,297 7,107 42,662

Costos Totales de OyM 148,550 366,345 102,923 617,819

17

3.3 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIARespecto a la demanda de potencia, del balance de potencia y energíade la red adaptada del año 2012 mostrada en el cuadro siguiente, seobtiene que la demanda en MT es de 6,254.53 kW y 4,311.44 kW parael caso de BT.

Balance de Potencia y Energía de la Red Adaptada (Año 2012)Descripción Energía Factor carga Potencia Factor de

(MW.h) pérdidas (kW) Coincidencia Total Ingreso a MT 26,756.46 0.47 6,449.96 Pérdidas Estándar en Media Tensión 695.67 - 195.43 Técnicas 695.67 0.32 195.43 No Técnicas - - - Ventas en Media Tensión 6,721.74 0.49 1,550.79 MT1 MT2 323.61 0.42 86.98 0.75 MT3P 4,867.13 0.39 1057.70 0.75 MT3FP 982.35 0.18 251.97 0.40 MT4P 436.93 0.28 133.04 0.75 MT4FP 111.72 0.24 21.11 0.40 Total Ingreso BT 19,339.10 4,703.74 Pérdidas Estándar en Baja Tensión 1,520.05 0.30 392.29 Técnicas 1,024.97 0.67 271.88 No Técnicas 495.08 0.47 120.42 Ventas en Baja Tensión 17,819.01 0.47 4,311.44 BT3P 35.88 0.29 10.68 0.75 BT3FP 109.09 0.17 48.36 0.65 BT4P 57.65 0.29 17.15 0.75 BT4FP 40.03 0.15 19.47 0.65 BT5A.A 137.39 0.29 40.87 0.75 BT5B 12029.53 0.41 2904.50 0.87 BT5NR 2816.80 0.41 680.11 0.87 BT5C-AP 2068.82 0.50 471.04 1.00 BT6 523.82 0.50 119.27 1.00 Porcentaje Total de Pérdidas (%) 8.28% 9.11% NHUBT Horas 345 Demanda MT KW 6254.53 Demanda BT KW 4,311.44

18

3.3 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

Los porcentajes de pérdidas estándar técnicas y no técnicas respecto al total de energía y potencia ingresadas al sistema eléctrico modelo se muestran en el siguiente cuadro:

Pérdidas de Potencia y Energía en Distribución% Pérdidas de

Energía % de Pérdidas de Potencia

Media Tensión 2.60% 3.03% Baja Tensión 7.86% 8.34% Técnicas 5.30% 5.78%

SED´s MT/BT 2.95% 2.07% Redes BT 1.82% 2.87% Acometidas 0.02% 0.03% Medidores 0.51% 0.81%

No Técnicas 2.56% 2.56%

19

3.4 CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓNFinalmente los resultados obtenidos para el Costo Fijo y Valor Agregadode Distribución son:

Costos Asociados a los Clientes de Acuerdo a la Opción Tarifaria (Soles)

Cargos Fijos Mensuales

Valor Agregado de Distribución

Descripción CFE CFS CFH CFEAP CFECO Total Costos Directos Asociado al Cliente: 812,676 10,134 1,432 - - 824,243 Costo Total Asociado al Cliente: 812,676 10,134 1,432 - - 824,243

Descripción Unidades CFE CFS CFH CFEAP CFE(1) Promedio CCCL (Costo Comercial de Atención al cliente) Miles de S/. 812.676 10.134 1.432 - - 824.243

NCL (Número de Clientes) Clientes 25,088 70 8 - - 25,166 Costo Fijo por Cliente S/./Cliente-mes 2.699 12.064 14.916 2.699 1.457 2.729

Descripción Unidad MT BT SED Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 11,024 25,852 3,490 Anualidad del VNR Miles de S/. 1,369 3,209 433 Costo Anual de Explotación Miles de S/. 379 1,197 297 Total Costo Anual Miles de S/. 1,748 4,407 730 Máxima Demanda kW 6255 4311 4311 Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes 22.352 82.000 13.683

20

Gracias …

Intervenciones del los Asistentes.