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Propuesta del VAD

y Cargos Fijos

2013-2017

Sector Típico 1

Estudio VAD Sector de Distribución Típico 1

6 de Agosto de 2013

Contenido

1. Evaluación del Estudio Final Definitivo del Consultor VAD

2. Ajustes del Estudio del Consultor VAD

3. Resultados Finales del VAD y Cargos Fijos con los Ajustes

4. Evaluación de Resultados

ETAPA I ETAPA II ETAPA III ETAPA IV

RECOPILACIÓN

ANTECEDENTES

• VNR Eléctrico

• VNR No Eléctrico

• Otras Inversiones

• Mercado Eléctrico

• Costos de Explotación

• Estados Financieros

e Información

• Organigrama y Recursos

Humanos

• Compra y Venta y

Balance de Energía

y Potencia

Formatos A

VALIDACIÓN DE

ANTECEDENTES

Revisión 1Validación y Revisión de

Antecedentes

Formatos B

Revisión 2Ajuste Inicial de

Costos

Formatos C

• Definición del Tipo de Red

• Costos Unitarios de las Instalaciones

Eléctricas

• Definición de la Tecnología

Adaptada

• Optimización Técnica- Económica

• Cálculo de las Pérdidas Estándar

• Estándares de Calidad de Servicio

• Optimización de los Costos

de Explotación Técnica y Comercial


Indirectos

• Creación de la Empresa Modelo

Formatos D

RESULTADOS

• Cargo Fijo

• VAD MT

• VAD BT

• Pérdidas Estándar

de Distribución

• Factor de Economía

de Escala

• Fórmulas de Reajuste

ESTRUCTURACIÓN DE LA

EMPRESA MODELO

Evaluación del Estudio Final Definitivo del Consultor VAD


RECOPILACIÓN

ANTECEDENTES

• VNR Eléctrico






e Información


Humanos


Balance de Energía

y Potencia

Formatos A

VALIDACIÓN DE

ANTECEDENTES


Antecedentes

Formatos B


Costos

Formatos C

RESULTADOSESTRUCTURACIÓN DE LA

EMPRESA MODELO


REVISIÓN 2 - AJUSTE INICIAL DE COSTOS

La estructura presentada por el Consultor VAD la conforman 568 trabajadores y es típica de las empresas distribuidoras de energía eléctrica, resultando bien proporcionada para una empresa del sector típico 1.

Para la revisión del nivel de remuneraciones el Consultor se tomó como base el Estudio de Remuneraciones de Price Waterhouse Cooper, el cual fue comparado con las remuneraciones de LDS, eligiéndose para cada nivel el menor valor. Sin embargo estas remuneraciones incluyen el reparto de utilidades, que no forma parte de los costos VAD.

Audiencia Descentralizada de OSINERGMIN


Para analizar este punto OSINERGMIN encargó estudios especiales: Estudio Picón & Asociados del 9/07/2013 y Informe Técnico N° 029-2013-OEE/OS del 11/07/2013:

Las normas aplicables: LCE, RLCE y el Manual de Costos de Empresas de Electricidad, analizadas de manera concordada y sistemática establecen que la participación de las utilidades no forman parte de los costos VAD.

Cabe enfatizar que no es un egreso que tenga relación con una actividad económica necesaria para poner a disposición del usuario la energía eléctrica.

Es contingente a los resultados del período, puede darse o no, sin que ello afecte el servicio, lo cual lo diferencia de beneficios considerados como: gratificaciones o compensación por tiempo de servicios.

Finalmente, las normas señalan que corresponde a OSINERGMIN la evaluación y calificación de los costos que deben considerarse, los mismos que deben corresponder a costos estándar internacionales aplicables al medio, guardando relación de causalidad directa con la prestación del servicio.



La estructura presentada por el Consultor VAD la conforman 568 trabajadores y es típica de las empresas distribuidoras de energía eléctrica, resultando bien proporcionada para una empresa del sector típico 1.

Para la revisión del nivel de remuneraciones el Consultor se tomó como base el Estudio de Remuneraciones de Price Waterhouse Cooper, el cual fue comparado con las remuneraciones de LDS, eligiéndose para cada nivel el menor valor. Sin embargo estas remuneraciones incluyen el reparto de utilidades, que no forma parte de los costos VAD.

Por lo que se considera aprobado en general el desarrollo y el resultado de las tareas efectuadas durante el proceso del ajuste inicial de costos, con la excepción de la inclusión del monto correspondiente al reparto de utilidades.



RECOPILACIÓN

ANTECEDENTES

• VNR Eléctrico






e Información


Humanos


Balance de Energía

y Potencia

Formatos A

VALIDACIÓN DE

ANTECEDENTES


Antecedentes

Formatos B


Costos

Formatos C



Eléctricas


Adaptada







Indirectos


Formatos D

RESULTADOSESTRUCTURACIÓN DE LA

EMPRESA MODELO


ETAPA III

ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO.

Los principales aspectos que detallaremos son los siguientes :

Caracterización del mercado del sistema eléctrico modelo;

Elección de Tecnologías adaptadas;

Diseño y Valorización de la red MT;

Diseño y Valorización de la red BT;

Costo de Operación y Mantenimiento;

Costo de Comercialización; y

Determinación del Balance de Potencia y Energía de la Empresa Modelo;


CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO


ZONIFICACIÓN DEL MERCADO DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

Se partió del balance de energía y potencia de la empresa real.

Para la demanda de cada usuario se consideró su consumo anual de energía, los factores de carga y simultaneidad definidos para cada categoría tarifaria, y las pérdidas correspondientes.

Dado que se dispone de la coordenadas x-y que permiten la georeferenciación de cada usuario, se distribuyó en el área toda la demanda usuario por usuario.

Para efectuar la subzonificación del mercado por rangos de densidad de carga se han considerado los límites establecidos en los TdR.


TECNOLOGIAS ADAPTADAS

Sistema de Operación y Protecciones: operación de la red de distribución con neutro aislado, con relés de corriente de tierra direccionales.

Redes subterráneas de MT: cables de conductor de aluminio con aislamiento seco tipo XLPE.

Redes aéreas de MT: postes de concreto, aisladores poliméricos, conductor de cobre desnudo en las zonas de alta contaminación salina, y conductor de aluminio desnudo para el resto de las zonas.

Redes Subterráneas de BT: cables con conductor de aluminio para secciones mayores a 70 mm2 y conductor de cobre para secciones menores. En ambos casos con aislamiento de PVC.

Redes aéreas de BT: conductores de aluminio aislados autosoportados, instalados en postes de concreto.

Subestaciones de Distribución: subestaciones compactas (a nivel y subterráneas), ysubestaciones aéreas (monoposte y biposte). No se consideraron subestacionesconvencionales (con una ocupación de terreno muy superior) debido al elevado costo delterreno de las áreas de mayor densidad de carga de Lima Sur.

Alumbrado Público: luminarias con lámparas de vapor de sodio y pastorales metálicos sobre postes de concreto, aprovechando los apoyos de la red aérea de BT.


DETERMINACIÓN DE LAS REDES ADAPTADAS A LA DEMANDA


MODELO PECO

Instituto Tecnológico de la

Universidad de Comillas (IIT).

Zona Sierra

Zona Playas

COSTOS UNITARIOS

El Consultor redujo los costos unitarios presentados en el Informe Final, a partir de las observaciones planteadas por el Supervisor.

Sin embargo algunos valores observados por la Supervisión, no fueron modificados por el Consultor, los mismos que han sido ajustados:

Costos unitarios de líneas aéreas de MT con conductor de AA.

Costos unitarios de líneas aéreas de MT con conductor de cobre para secciones hasta 35 mm2.

Subestaciones aéreas monoposte.

Instalaciones de alumbrado público: Luminarias y reflectores.


INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Metodología para la determinación de las redes adaptadas a la demanda

Se considera alineados con

Para la optimización de las subestaciones de distribución MT/BT el Consultor ha considerado un factor de diversidad, de 1,35 para convertir la demanda simultánea en demanda máxima de cada transformador. Este valor es elevado, el cual se ha ajustado al valor de 1,25, semejante al utilizado por el Consultor en MT.

Por otra parte el Consultor no acogió la observación de utilizar bloques de 100 x 100 para determinar las instalaciones de BT, lo cual las sobreestimo, al incluir zonas sin clientes. Por lo que fue necesario realizar ajustes a los cálculos del Consultor.

El Consultor utilizó longitudes de las manzanas reducidas, en las zonas de media y baja densidad, 61 m y 53 m respectivamente, por lo que fue necesario corregir dichos valores a 66 m.


COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

La metodología y criterios utilizados por el consultor se consideran razonables y están alineados con lo indicado en los TdR. Salvo los siguientes costos que han sido retirados por el Supervisor:

Los costos de materiales (medidores de energía y otros) requeridos para normalizar las conexiones clandestinas detectadas, se recuperan a través de cargos especiales establecidos en el mantenimiento y reposición de las conexiones.

El reparto de las utilidades consideradas en la remuneraciones del personal, en concordancia con lo señalado anteriormente, por no ser un costo VAD.


BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA EN MT Y BT

Los criterios utilizados y la metodología aplicada son los señalados en los TdR.

Sin embargo se observa que el valor considerado de pérdidas en aisladores es de 5,8 W por aislador, que surge de una corriente de fuga de 1 mA y una tensión de servicio de 10 kV, lo cual es elevado.

Por lo que se ajustó este valor a la mitad, sobre la base de información que se obtuvo de la tesis “Influencia de la humedad y contaminación sobre aisladores EPDM-siliconados” presentada en el año 2009 por Hernández Morales Sinaí y Martínez Sánchez Alfonso de la Escuela superior de ingeniería mecánica y eléctrica del Instituto Politécnico Nacional de México.

La aplicación de este nivel de corriente de fuga solamente en los aisladores ubicados en las áreas con alta contaminación, produce el efecto de que las pérdidas de potencia totales en aisladores para toda la empresa modelo resultan de 90 kW, y las pérdidas de energía asociadas de 263 MWh/año. Este ajuste modifica los factores de expansión de pérdidas y la demanda total en MT.


Contenido



3. Resultados Finales del VAD y Cargos Fijos con los Ajustes.


1. Ajuste del factor de diversidad de las subestaciones de distribución (SED) MT/BT de 1,35 a 1,25 (reduce la cantidad de SED y la longitud de la red MT –derivaciones-).

2. Ajuste de las longitudes de manzanas de las zonas de Media y Baja Densidad de 61 m y 53 m a 66 m, (igual que en las zonas de Alta Densidad 2), lo cual reduce la longitud de la red BT.

3. Ajuste de los costos unitarios de inversión (reducción) de las redes aéreas de MT con conductor de AA y de las redes aéreas de MT con conductor de Cu hasta la sección de 35 mm2 inclusive, de las SED aéreas monoposte, de las luminarias con pastorales de 3,2/3,4/1,5 m y de los reflectores de 400 W de vapor de Na.

4. Ajuste de los costos de OyM (COMA) eliminando el costo de los materiales correspondientes a las normalizaciones de suministros clandestinos.

5. Ajuste del valor de las pérdidas en aisladores, considerando pérdidas en zonas contaminadas y una corriente de pérdidas de 0,5 mA durante períodos de elevada humedad.

6. Ajuste de los costos de OyM (COMA) eliminando las utilidades de los costos de remuneraciones por nivel salarial.

Ajustes al Informe Final Definitivo del Consultor VAD…

Resumen Ajustes al Informe Final Definitivo del Consultor VAD

1. Ajuste del factor de diversidad de las SED MT/BT

Ajustes al Informe Final Definitivo del Consultor VAD


Nro. de bloques inicialesNro. de

bloques de 100 x

Superficie de bloques [ km2 ]Sup. De

bloques de 100 x 100 m

Factor de ajuste de la

400 x 400 m

200 x 200 m

100 x 100 m

100 m con usuarios

400 x 400 m

200 x 200 m

100 x 100 m Total con usuarios

[ km2 ]superficie de

la red BT

MAD 532 20 0 7 540 85,1 0,8 0,0 85,9 75,4 88%AD1 333 75 0 4 992 53,3 3,0 0,0 56,3 49,9 89%AD2 363 459 0 6 727 58,1 18,4 0,0 76,4 67,3 88%MD 0 2 772 1 141 9 931 0,0 110,9 11,4 122,3 99,3 81%BD 0 0 1 888 1 888 0,0 0,0 18,9 18,9 18,9 100%

TOTAL 1 228 3 326 3 029 31 078 196,5 133,0 30,3 359,8 310,8

Instalaciones reales

Informe Final Definitivo

Informe Final Definitivo ajustado

Equipos de prot. y maniobra MT ud. 11 283 3 880 4 128Red aérea de MT km 1 653 1 617 1 530Red subterránea de MT km 1 527 1 591 1 516Red total de MT km 3 181 3 208 3 047Subestación aéra monoposte ud. 1 645 374 363Subestación aéra biposte ud. 2 442 2 333 2 170Subestación compacta pedestal ud. 891 794 735Subestación compacta bóveda ud. 719 2 197 2 036Subestación convencional ud. 823Total de subestaciones ud. 6 520 5 699 5 304

2. Ajuste de la longitud de manzanas en las zonas de MD y BD

Dando como resultado una reducción en la longitud de la red BT en las zonas de Media y Baja densidad.



Instalaciones reales



Red aérea de BT km 2 514 5 466 4 788Red subterránea de BT km 6 529 3 699 3 240Red total de BT km 9 042 9 166 8 028c

3. Ajuste de costos unitarios




Valor Ajustado

RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 USD / km 31 562,40 25 021,33RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 USD / km 31 562,40 25 021,33RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 USD / km 34 126,17 27 544,34RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 USD / km 37 508,42 30 872,82RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 USD / km 40 370,32 33 689,23RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 USD / km 37 022,33 29 884,59RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 USD / km 41 078,00 33 875,79RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 USD / km 47 161,50 40 500,96

Redes de Media Tensión


Valor Ajustado

S.E. AEREA MONOPOSTE 15 kVA (3F) USD / km 8 218,45 5 914,20S.E. AEREA MONOPOSTE 25 kVA (3F) USD / km 7 872,71 5 535,36S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) USD / km 8 493,81 6 399,50S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) USD / km 8 959,66 6 951,73

Subestaciones de Distribución

3. Ajuste de costos unitarios



Instalaciones de alumbrado públicoValor

Informe Final

Definitivo

Valor ajustado

Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 3,2 / 3,4 / 1,5 USD/ud 208 163

Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 3,2 / 3,4 / 1,5 USD/ud 252 206Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,2 / 3,4 / 1,5 USD/ud 248 202Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,2 / 3,4 / 1,5 USD/ud 360 314Reflector con lámpara de 400 W - vapor de Na USD/ud 460 174

4. Ajuste del COMA por eliminación del costo de los materiales de conexiones a la red de distribución.



Informe Final Definitivo Valor ajustado

Costos de OyM de la red MT USD/año 17 064 891 16 994 584

Costos de OyM de la red BT USD/año 37 913 658 37 695 218

Costos asociados al usuario USD/año 10 603 751 10 603 751

Total COMA USD/año 65 582 300 65 293 553

Informe Final Definitivo Valores ajustados

Energía MWh/año

Potencia MW

Energía MWh/año

PotenciaMW

Ingreso a MT 7 314 402 1 184,11 7 314 039 1 184,16

Pérdidas en MT 86 580 17,92 86 217 17,97

Ventas en MT 3 011 569 369,65 3 011 569 369,65

Ingreso a BT 4 216 253 796,54 4 216 253 796,54

Pérdidas en BT 318 701 75,40 318 701 75,40

Ventas en BT 3 897 552 721,15 3 897 552 721,15

5. Ajuste de pérdidas en aisladores

Modificación de la Demanda de MT



5. Ajuste de pérdidas en aisladores

Factores de expansión de pérdidas a nivel de MT



6. Ajuste de COMA sin utilidades en las remuneraciones por nivel



Costos de Personal Empresa Modelo

$ USA - Año

Con utilidades Sin utilidades Con utilidades

Sin utilidades Utilidades

GERENTE GENERAL 1 Encuesta 1 140 029 1 026 394 1 140 029 1 026 394 113 635

GERENTES 6 Encuesta 278 657 254 824 1 671 944 1 528 944 143 001

SUBGERENTES 14 Luz del Sur 229 892 201 459 3 218 490 2 820 425 398 065

JEFES DEPARTAMENTO 33 Encuesta 112 492 90 686 3 712 247 2 992 641 719 606

SUPERVISORES 41 Luz del Sur 79 353 65 062 3 253 457 2 667 530 585 927

PROFESIONALES 140 Luz del Sur 61 093 49 951 8 553 059 6 993 152 1 559 907

TECNICOS 250 Luz del Sur 48 729 37 460 12 182 288 9 364 952 2 817 336

ADMINISTRATIVOS 83 Encuesta 32 957 26 349 2 735 449 2 186 942 548 507

TOTAL 568 36 466 963 29 580 980 6 885 984

Utilidades como porcentaje de las remuneraciones totales 19%

Menor costo de remuneraciones

seleccionado

Remuneracion Unitaria Promedio de Mercado $ USA./ Emp. - Año

PersonalEmpresa Modelo

Contenido



3. Resultados Finales del VAD y Cargos Fijos con los Ajustes



RECOPILACIÓN

ANTECEDENTES

• VNR Eléctrico






e Información


Humanos


Balance de Energía

y Potencia

Formatos A

VALIDACIÓN DE

ANTECEDENTES


Antecedentes

Formatos B


Costos

Formatos C



Eléctricas


Adaptada







Indirectos


Formatos D

RESULTADOS

• Cargo Fijo

• VAD MT

• VAD BT

• Pérdidas Estándar

de Distribución

• Factor de Economía

de Escala

• Fórmulas de Reajuste

ESTRUCTURACIÓN DE LA

EMPRESA MODELO


VNR:


VNR Instalaciones eléctricasmiles USD

Informe Final Definitivo Valor ajustado

Media TensiónEquipos de protección y seccionamiento 127 951 138 581

Red Aérea 61 017 51 432Red Subterránea 218 401 208 838

Total MT 407 369 398 851Subestaciones de Distribución

Monoposte 3 248 2 849Biposte 30 230 28 097

ConvencionalCompacta Pedestal 30 256 28 027Compacta Bóveda 77 683 71 981

Total SED 141 417 130 954Baja tensión servicios


Total red BT servicios 546 044 476 291Baja tensión alumbrado público

Especial y equipos de control 9 612 9 612Postes, Luminarias, Pastorales 72 993 72 993


Total red BT alumbrado público 251 620 251 620Total red BT+SED Servicio + AP 939 081 858 865Total VNR Red de Distribución 1 346 451 1 257 716

COSTO TÉCNICO:


COMA Informe

Final Definitivo

Materiales normalización Utilidades

COMA con valores

ajustados

MT 17 064 891 70 308 1 862 704 15 131 879

SD 4 559 463 404 549 4 154 914

BT 18 303 236 218 440 1 518 042 16 566 754

AP 15 050 959 1 332 923 13 718 036

Total 54 978 549 288 748 5 118 218 49 571 584

COMA Informe Final

DefinitivoUtilidades

COMA con valores

ajustados

Simple medición de energía CFE 10 308 688 675 359 9 633 329

Simple medición de potencia y/o simple o doble medición de energía CFS 168 682 11 051 157 631

Doble medición (horaria) de energía y potencia CFH 13 981 916 13 065

Simple medición de energía de AP CFEAP 76 385 5 004 71 380

Cargo comercial prepago CCSP 2 729 179 2 550

Simple medición de energía con medición centralizada CFHCO 33 286 2 181 31 106

Total 10 603 751 694 690 9 909 061

COSTO COMERCIAL:


PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA

Información de las pérdidas de energía y potencia obtenidas en el proceso de optimización técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica.


% Pérdidas de Energía

% Pérdidas de Potencia

Media Tensión (A) 1,18% 1,52%Baja Tensión (B=C+D) 7,56% 9,47%Técnicas (C=c1+c2+c3+c4) 5,00% 6,91%

SEDs MT/BT (c1) 2,13% 2,91%

Redes BT (c2) 2,09% 3,30%

Acometidas (c3) 0,07% 0,07%

Medidores (c4) 0,70% 0,63%

No Técnicas (D) 2,56% 2,56%

Porcentajes referidos al ingreso en cada nivel de tensión

CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO

Información de la calidad del servicio eléctrico obtenible.Índices de calidad


Descripción Unidad Valor

Número de interrupciones en BT interrupciones / semestre < 6

Número de interrupciones en MT interrupciones / semestre < 4

Duración de las interrupciones en BT Horas / semestre < 7

Duración de las interrupciones en MT Horas / semestre < 10

Caída de tensión en MT % de la tensión nominal < 5%

Caída de tensión en BT % de la tensión nominal < 5%

CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO

Costos de inversión para calidad del servicio

Costos de operación y mantenimiento anual de calidad del servicio


Costos de Inversión USD

Sistemas de cómputo calidad de suministro (software, hardware…) 203 089

Equipos de medición y registro de calidad de producto y suministro 903 060

Equipos de protección, seccionamiento y maniobra MT 138 580 806

Equipamiento para trabajos con tensión en MT 212 834

Total 139 899 789

Operación y Mantenimiento Anual USD

280 754

694 427

948 893

1 084 562

1 057 954

Total 4 066 590

Procesamiento y reporte de las interrupciones y mediciones de calidad de suministro

Medición y procesamiento de la calidad de producto

Mantenimiento de equipamiento de protección, seccionamiento y maniobra MTOperación de equipamiento de protección, seccionamiento y maniobra MT

Mantenimiento de la documentación técnica AT, MT, BT y la vinculación cliente red

CARGOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN


Descripción Unidad Media tensión Baja tensión SED

Baja tensión SED + Redes

Valor Nuevo de Reemplazo miles USD 413 571 135 787 890 562

Anualidad del VNR (Inversión) miles USD 51 342 16 857 110 558

Costo Anual de Operación y Mantenimiento miles USD 15 132 4 155 34 440

Total Costo Anual miles USD 66 474 21 012 144 998

Demanda kW 1 166 193 721 146 721 146

Número de clientes Unidad 2 167 N/A 923 313

Valor Agregado de Distribución

Inversión USD / kW - mes 3,481 1,848 12,123

Operación y Mantenimiento USD / kW - mes 1,081 0,480 3,980

Total USD / kW - mes 4,563 2,328 16,102

CARGOS FIJO


Descripción Unidad Cliente

Total CFE CFS CFH CFEAP CFHCO CCSP

miles USD 9.909,1 9.633,3 157,6 13,1 71,4 31,1 2,6

miles USD 9.909,1 9.633,3 157,6 13,1 71,4 31,1 2,6

Unidad 919.953 899.395 11.772 774 4.517 3.227 268

Cargo Fijo USD/cliente-mes 0,898 0,893 1,116 1,407 1,317 0,803 0,793

Costo Anual de Operación y Mantenimiento

Total Costo Anual

Número de Clientes

CFE Simple medición de energía CFS Simple medición de potencia y/o simple o doble medición de energíaCFH Doble medición (horaria) de energía y potenciaCFEAP Simple medición de energía de APCFHCO Simple medición de energía con medición centralizadaCCSP Cargo comercial prepago

FACTORES DE ECONOMIAS DE ESCALA


Período VADMT VADSED VADBT Cargo Fijo

Noviembre 2013 - Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000




FORMULA DE ACTUALIZACIÓN


VADMT VADBT VAD SED CARGO FIJOAMT Mano de Obra y Productos Nacionales 0,6732 0,6248 0,4322 1,000BMT Productos Importados 0,2225 0,2637 0,5319CMT Conductor de Cobre 0,0336 0,0082 0,0304DMT Coductor de Alumino 0,0707 0,1033 0,0055

Valores base de los indicadores asociados

Indicador asociado Código Valor del Indicador Diciembre 2012 Referencia

Indice de Precios al por Mayor IPM0 208,22 INEI

Precio del Aluminio IPAl0 2.017,16 USD / t Platt's Metal Week

Precio del Cobre IPCu0 3,61 USD / lb Nota Semanal del BCR del Perú

Tipo de Cambio TC0 2,551 S/. / USD SBS del Perú

Tasa Arancelaria TA0 9% SAT del Perú

Contenido



3. Resultados Finales del VAD y Cargos Fijos con los Ajustes.


EVALUACIÓN DE RESULTADOS



Vigentes a diciembre de

2012



Variación Informe ajustado vs.

Vigentes

VAD MT 11.748 12.160 11.639 -0.93%

VAD BT 43.408 44.910 41.077 -5.37%

VAD SED 10.785 6.424 5.940 -44.92%





2012



Variación Informe ajustado vs.

Vigentes

CFE S./ / cli-mes 2.370 2.437 2.277 -3.93%

CFS S./ / cli-mes 2.818 3.046 2.847 1.01%CFH S./ / cli-mes 3.377 3.840 3.588 6.27%

CFEAP S./ / cli-mes 3.377 3.595 3.359 -0.51%CCSP S./ / cli-mes 2.140 2.165 2.023 -5.46%

CFHCO S./ / cli-mes 2.203 2.193 2.049 -6.97%


Factores de Expansión de las Pérdidas




2012



Variación Informe

ajustado vs. Vigentes

PEMT 1,0126 1,0120 1,0190 0,63%PEBT 1,0948 1,0818 1,0818 -1,19%

PESED 1,0622 1,0578 1,0578 -0,41%PEBTCO 1,0936 1,0809 1,0809 -1,16%PPMT 1,0153 1,0154 1,0154 0,01%PPBT 1,1014 1,1046 1,1046 0,29%

PPSED 1,0582 1,0658 1,0658 0,72%PPBTCO 1,1002 1,1037 1,1037 0,32%

EVALAUCIÓN DE RESULTADOS




2012



Variación Informe

ajustado vs. Vigentes

PEMT 1,0126 1,0120 1,0190 0,63%PEBT 1,0948 1,0818 1,0818 -1,19%

PESED 1,0622 1,0578 1,0578 -0,41%PEBTCO 1,0936 1,0809 1,0809 -1,16%PPMT 1,0153 1,0154 1,0154 0,01%PPBT 1,1014 1,1046 1,1046 0,29%

PPSED 1,0582 1,0658 1,0658 0,72%PPBTCO 1,1002 1,1037 1,1037 0,32%

Muchas Gracias

Propuesta del VAD y Cargos Fijos 2013-2017 ST 1

6 de Agosto de 2013

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