ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural

Sector Típico 6

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1. EVALUACIÓN FINAL DEL ESTUDIO DEL CONSULTOR VAD2. OBSERVACIONES AL CONSULTOR VAD3. ANÁLISIS COMPARATIVO4. RESULTADOS FINALES DEL VAD Y CARGOS FIJOS

CONTENIDO

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AntecedentesValidación 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

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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 No PresentóInforme Parcial N°2 Incompleto Incompleto No Presentó No Presentó IncompletoInforme Parcial N°3 Incompleto No Presentó No Presentó

Informe Final Incompleto Incompleto IncompletoInforme Definitivo Incompleto Incompleto

A: Completó la Etapa I (formatos A) en el Informe Parcial N°3.B: Completó los formatos B en el Informe DefinitivoC: No completó los formatos CD: No completó los formatos DResultado : Con errores en el VNR, COyM; no alcanzó hojas de cálculocompletas.Tarifas : Con errores de cálculo; no alcanzó las hojas de cálculo completas.Conclusiones:

No logró los alcances estipulados en los TdR.Se propone aprobar el análisis comparativo preparado por el Supervisor.

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2. OBSERVACIONES AL CONSULTOR VAD

2.1 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

El Consultor VAD indica que no es factible el agrupamiento desubestaciones y solo consiguió agrupar el 10%. El Supervisor encontróque pueden optimizarse redes primarias, secundarias y subestaciones,los resultados comparativos se presentan a continuación.

El Consultor VAD descartó el uso del conductor de 1x25 mm2 AAAC ensistemas MRT, indicando que no cumple con las exigencias mecánicas yde cortocircuito. El Supervisor VAD validó que es factible la utilizacióndel conductor 1x25 mm2 AAAC además el 67.4% las redes MRTexistentes están construidas con dicho conductor.

Nº Descripción Unidad Consultor VAD

Supervisor VAD

Variación(pu)

1 Subestaciones N° 560 355 0.6342 kVA total 4,767 4,653 0.9763 Redes MT km 793 677 0.8544 Redes BT km 668 733 1.0975 Redes AP km 410 147 0.3586 N° lámparas N° 5,514 6,800 1.233

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El Consultor VAD no utilizó los costos CAPECO a Diciembre de 2012.

Los precios de equipos y materiales utilizados en los análisis de preciosunitarios de las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo noguardan relación con los precios utilizados en el VNR.

Los metrados utilizados para valorizar las actividades de mantenimientoanuales no concuerdan con su metrado optimizado.

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

Consultor VAD US$(km/unid) 170.43 26.58 131.67 57.56 Supervisor VAD US$(km/unid) 57.01 96.65 83.67 4.53

Comparación p.u. 0.33 3.64 0.64 0.08

2. OBSERVACIONES AL CONSULTOR VAD

2.1 COyM

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La asignación de los costos de recursos propios a las actividades deexplotación técnica MT, BT, SED y a las de explotación comercializaciónno guardan relación y no se presentan las hojas de seguimiento quepermitan identificar los inductores de costos para esta asignación.El total de los Costos Indirectos obtenido por El Consultor VAD noguarda relación con el Sistema Eléctrico Huancavelica Rural tal como seaprecia en el siguiente cuadro comparativo:

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)

Descripción Unidad Consultor VAD

Supervisor VAD

Personal S/. 7,800 378,876Materiales S/. 10,400 36,115Servicio de Terceros S/. 32,600 162,400Aporte Organismo Regulador S/. 22,200 30,185Cargas Diversas y Otros S/. 8,100 5,248Costo Capital de Trabajo S/. 6,600 8,948Total S/. 87,700 621,772

2. OBSERVACIONES AL CONSULTOR VAD

2.1 COyM

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2. OBSERVACIONES AL CONSULTOR VAD

2.1 COyM

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

Comparación de resultados del COyM

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

Ítem Costos de Explotación Unidad Consultor Supervisor1 Distribución MT Miles de US$ 355.0 167.62 Distribución BT Miles de US$ 384.8 392.93 Alumbrado Público Miles de US$ 73.2 119.14 Costo Asociado al Usuario Miles de US$ 352.7 342.1

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3.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

El objetivo es determinar, a partir del consumo de energía y de la máximademanda del SEM, el tipo de redes que se usará durante el proceso deoptimización.

Determinación de la demanda por SED para tarifa BT5B:

Determinación de factores

Se integró consumos y potencias máximas, quedando definido undiagrama de carga representativo, determinándose el fc de 0.266

Tasa de crecimiento anual 0.64%.

Proyección de la Máxima Demanda para la tarifa BT5B (kW)Año kW2012 2,790.102016 2,862.64

3. ANÁLISIS COMPARATIVO

Rango Nº de SED Muestra Energía-kWh Pot. Máx. (kW) F. Carga-VAD 2012

<30 kWh/mes-cliente 7 2,781.00 246 0.2[30-100> kWh/mes-cliente 2 208 5 0.27

>100 kWh/mes-cliente 2 783 3 0.454

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3.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA

DEFINICIÓN DE LA CONFIGURACIÓN Y NIVEL DE TENSIÓN MT

Sistema 22,9/13,2 kV cumple los niveles de regulación de tensión.

Según evaluación técnico-económica, se determina el uso deinstalaciones 3ø y 2ø en 22,9 kV y 1ø-MRT en 13,2 kV.

Configuración trifásica (3 hilos), ramales bifásicos (dos hilos) y ramalesmonofásicos con retorno por tierra de un hilo.

Líneas MRT se consideró una potencia máxima a trasmitir limitada poruna corriente de retorno por tierra de 15A.

Altura del poste: para líneas 3φ y 2φ se utilizan postes de 12 m, y en 1φ-MRT postes de 11 m.

Conductores en sistemas MRT 65% de 25 mm2 AAAC y 35% de 35 mm2AAAC

Conductores en sistemas 3f y 2f, secciones 25, 35, 50 y 70 mm2 AAAC

Vano promedio LP: 180 m y RP:100 m.

Uso de recloser, seccionalizadores, seccionadores fusiblesreconectadores(cut out 3 etapas) y seccionadores cut out.

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EVALUACIÓN DE ESTRUCTURAS:

Del análisis técnico-económico de estructuras, resulta más conveniente elposte de pino amarillo.

EVALUACIÓN DE AISLADORES:

Del análisis técnico-económico de aisladores, resulta más conveniente elaislador tipo pin ANSI 56-3.

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN-SED:

Se consideró SED 1ø 440/220V y SED 3ø 380/220V.

Se propone la agrupación de SED cercanas que no tienen radiosóptimos.

Tablero con dimensiones mínimas.

Factor de potencia de 0.95, se utilizó el factor de utilización 1

3.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA

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3.3 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

VNR MT

Nivel de tensión del sistema 22.9/13.2 kV.

Se respetó la ruta de línea existente para el trazado de las líneas y redesMT.

Vanos promedio 180m y 100m para líneas y redes primarias.

Conductores en sistemas MRT, 65% 1x25mm2 AAAC con poste de pino11m Clase 7 y 35% 1x35mm2 AAAC con poste de pino de 11m Clase 6.

Metrados y VNR optimizado de Redes Aéreas MT

Código VNR Descripción Metrado VNR

km LP km RP Total (%) Miles $AA02501 Conductor AAAC 1x25 mm2 284.00 50.12 334.12 49% 1,456.75AA03501 Conductor AAAC 1x35 mm2 152.92 26.99 179.91 27% 840.46AA02502 Conductor AAAC 2x25 mm2 7.40 - 7.40 1% 40.62AA03503 Conductor AAAC 3x35 mm2 62.00 3.70 65.70 10% 475.66AA05003 Conductor AAAC 3x50 mm2 41.60 - 41.60 6% 325.92AA07003 Conductor AAAC 3x70 mm2 48.00 - 48.00 7% 418.36

Total 595.92 80.80 676.72 100% 3,557.78Relación entre LP y RP % 88% 12% 100%

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VNR SED

Se utilizaron estructuras monoposte de 12m Clase 6 y 12m Clase 5

Se definieron los tableros de todas las SED’s

Se consideró el factor de utilización 1 para determinar los kVA de lostransformadores.

Metrados y VNR de Subestaciones de distribución MT/BT

3.3 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

Código VNR Descripción Metrado VNR

Und. Potencia Miles $SM00301 S.E. Aérea Monoposte 1x3 kVA 126 378 310.15SM00501 S.E. Aérea Monoposte 1x5 kVA 60 300 142.44SM01001 S.E. Aérea Monoposte 1x10 kVA 81 810 256.73SM01501 S.E. Aérea Monoposte 1x15 kVA 38 570 97.29SM02501 S.E. Aérea Monoposte 1x25 kVA 22 550 89.16SM03701 S.E. Aérea Monoposte 1x37.5 kVA 10 375 45.84SM03704 S.E. Aérea Monoposte 1x37.5 kVA(3F) 2 75 10.44SM05004 S.E. Aérea Monoposte 1x50 kVA (3F) 1 50 5.52SM07504 S.E. Aérea Monoposte 1x75 kVA (3F) 3 225 19.61SM10004 S.E. Aérea Monoposte 1x100 kVA (3F) 10 1,000 57.78SM16004 S.E. Aérea Monoposte 1x160 kVA (3F) 2 320 14.99

Total 355 4,653 1,049.95

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VNR BT

Se utilizaron postes de 9m Clase 7 en redes de baja tensión.

Se utilizaron vanos de 45m y 71.4m en zonas concentradas y dispersasrespectivamente.

Metrados y VNR de Redes Aéreas BTCódigo

VNR Descripción Metrado VNRUnd. (%) Miles $

AS01611 Red Aérea SP Autop. 1x16 627.52 86% 4,564.46AS01612 Red Aérea SP Autop. 2x16 62.94 9% 483.00AS01613 Red Aérea SP Autop. 3x16 7.46 1% 61.06AS02511 Red Aérea SP Autop. 1x25 3.92 0% 29.32AS02512 Red Aérea SP Autop. 2x25 28.20 4% 229.59AS02513 Red Aérea SP Autop. 3x25 2.86 0% 25.80

Total 732.90 100% 5,393.24

3.3 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

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VNR AP

El 100% de la red de AP es compartida, lámparas de 50 y 70W.

Lámparas con Kalp=6.3 y cálculo por sistema.

Metrado y VNR de Redes de AP

Metrado y VNR optimizado de las luminarias de AP

Metrado y VNR de Equipos de control de AP

Descripción Metrado VNRUnd. (%) Miles $

Interruptor + Fotocélula 355 100% 18.22Total 355 100% 18.22

3.3 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

Código VNR Descripción Metrado VNR

Und. (%) Miles $AS01621 Red Aérea 1x16 + 16/25 146.58 100% 356.61

Total 146.58 100% 356.61

Código VNR Descripción Metrado VNR

Und. (%) Miles $LU05002 Lum. con Lámpara de 50W Vapor Na 4,760 70% 519.18LU07002 Lum. con Lámpara de 70W Vapor Na 2,040 30% 223.90

Total 6,800 100% 743.08

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Comparativos referentes a los metrados y VNR totales obtenidos por elSupervisor y el Consultor VAD.

Metrado y VNR Total ST-6

Descripción Metrado VNRRedes Aéreas de Media Tensión km 677 3,557.78Equipos de Protección y Seccionamiento N 116 88.39Subestaciones de Distribución MT/BT N 355 1,049.95Conversores de Fase N 35 93.34Redes de Servicio Particular km 733 5,442.77Redes de AP sobre Redes de Servicio Particular km 147 356.61Luminarias de AP N 6,800 743.08Equipos de Control de AP N 355 18.22Instalaciones No Eléctricas 279.02

Total 11,629.17

3.3 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

17

SEM Huancavelica Rural - Óptimo

SETIngenio

SETCaudalosa

SETHuancavelica

Norte

SETRumichaca

18

SEM Huancavelica Rural - Óptimo

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3.4 COyM

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.

A partir de los costos unitarios de las actividades se determinaron loscostos totales de OyM, asignando:

Metrado correspondiente (MT,BT,SED,AP)Alcances y frecuencias de mantenimiento anuales.

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Resumen de Costos de actividades de OyM

Descripción MT SED’s BT AP Total %Metrados de las instalaciones km/unid. 676.7 355 732.9 6800 - -Costo de Mantenimiento Preventivo US$ 22,940.2 26,359.8 35,027.4 19,957.3 104,284.6 63%Costo de Mantenimiento Correctivo US$ 10,640.4 1,704.8 21,183.2 1,244.4 34,772.8 21%Costo de Materiales US$ 4,726.8 6,004.7 4,681.9 9,367.2 24,780.6 15%Local y servicios (2500US$/año) 270.7 240.8 430.4 216.0 1,157.9 1%Total de Costos US$ 38,578.0 34,310.1 61,322.9 30,784.8 164,995.9 100%Indicador US$/(km/unid) 57.01 96.65 83.67 4.53 - -

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Costos Directos

Costos Directos de Personal Propio

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

Se modeló el personal necesario para la operación del Sistema EléctricoHuancavelica Rural, tomando en cuenta funciones y capacidadesrequeridas por el personal para el funcionamiento eficiente del SEM.

La estructura de personal modelada para el SEM comprende lossiguientes detalles:

Personal Propio del ST-6

3.4 COyM

Descripción Nº de personas

Total Anual (US$)

Asignado al SEM (US$)

Jefe de Servicio Eléctrico 3 96,620 50,437Administrador 2 64,413 33,625Auxiliar -Asistente 1 21,294 11,116Supervisor Comercial 4 107,899 56,325Auxiliar -Asistente 1 21,294 11,116Técnico 2 42,589 22,232Supervisor de Mantenimiento 3 80,921 42,242Total 16 435,030 227,093

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Costos Indirectos

Costos indirectos de la empresa modelo:Costos de administración general de la empresa, conformada por los gastosde las áreas de Gerencia General, Operaciones, Administración y Finanzas yotras áreas administrativas de la empresa asignado al SEM, mediante el usode inductores:

Inductores

Costos indirectos asignado de la empresa total:Se determinó a partir de los costos de personal, de acuerdo a lo siguiente:

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 IndicadorEnergía Facturada (MWh) 1.60%Número de usuarios 4.01%VNR (miles S/.) 4.10%

3.4 COyM

Descripción Total Anual (US$)

Costos de Personal 158,340.80Costos de Materiales 15,834.10Costos de Servicios de Terceros 47,502.24Total 221,677.14

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Costos Fijos:

Se consideró que las actividades se ejecuten mediante la contratación deservicios.Se consideraron las siguientes tareas:

Lectura de MedidoresReparto de RecibosProcesamiento de LecturasImpresión y FacturaciónCobranza y TransporteNro. de Usuarios

Periodo de trabajo: 8 horas/día.

Composición de Costos Unitarios de Actividades Comerciales

3.4 COyM

Actividad Nº de usuarios

C.U.(S/. /Unid)

Lectura de medidor – BT5B 23,938 0.94Lectura de medidor – MT2 y BT2 2 5.28Lectura de medidores - MT3, MT4 y BT3, BT4 25 4.21Lectura de medidores de AP 355 4.21Reparto de recibo – BT5B 23,938 0,82 Reparto de recibo – MT2,3,4 y BT2,3,4 27 3.16Procesamiento de lecturas BT5 23,938 0.22 Procesamiento de Lecturas MT2,3,4 y BT2,3,4 27 0.29 Impresión y facturación 23,938 0.54 Cobranza de recibo y transporte de efectivo 23,938 0.82

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El valor nuevo de reemplazo (VNR) de la empresa modelo asciende a:11,629.2 miles de US$, tal como se detalla en el cuadro siguiente.

Valor Nuevo de Reemplazo-VNR de la Empresa Modelo (US$)

4. Resultados Finales del VAD y Cargos Fijos4.1 VNR

Componente Unidad Cantidad Costo Medio (Miles de US$)

VNR (Miles de

US$) Media Tensión 3,646.18 Red Aérea km 676.7 5.26 3,557.78 Red Subterránea km Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 116.0 0.76 88.39 Subestaciones 355.0 1,143.29 Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte unidad 355.0 3.22 1,143.29 Biposte unidad Convencional unidad Compacta Pedestal unidad Conversores de Fase 3ø/1ø unidad

Baja Tensión 6,560.73 Red Aérea Servicio Particular km 732.9 7.36 5,393.24 Alumbrado Público km 146.6 2.43 356.61 Luminarias unidad 6800.0 0.12 743.08 Equipos de Control unidad 356.0 0.05 18.27 Red Subterránea Servicio Particular km 0.6 0.08 49.53 Alumbrado Público km Luminarias unidad Equipos de Control unidad Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular km 733.5 7.35 5,393.29 Alumbrado Público km 146.6 2.43 356.61 Luminarias unidad 6800.0 0.12 743.08 Equipos de Control unidad 356.0 0.05 18.27 Instalaciones No Eléctricas 279.020

TOTAL 11,629.218

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4.2 COSTOS DE EXPLOTACIÓNEl COyM total del SEM asciende a: 679.56 miles US$, de los cuales 167.58miles de US$ corresponden a MT; 392.91 miles US$ corresponden a BT y119.07 miles US$ al AP, así como se tienen 342.18 miles US$ correspondiente alos costos asociados 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 48,349 4,727 10,687 9,367 24,781 1,374 762 19,526 21,662 2 Supervisión Directa 134,884 11,299 28,010 9,017 48,326 15,856 7,928 15,856 39,640 3 Personal Propio 69,715 12,624 31,295 10,074 53,994 6,289 3,144 6,289 15,721 4 Servicio de Terceros 542,966 33,851 84,946 21,418 140,215 0 1,212 292,640 293,852 5 Cargas Diversas y Otros 96,046 5,777 14,425 4,051 24,253 554 307 7,870 8,730 6 Total 891,959 68,279 169,363 53,926 291,569 24,072 13,354 342,180 379,605

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Personal Propio 238,052 37,260 86,103 25,158 148,521 38,285 25,350 0 63,635 2 Materiales 20,821 3,503 8,207 2,447 14,157 3,531 2,237 0 5,768 3 Servicio de Terceros 125,316 17,315 36,917 9,429 63,661 19,668 15,788 0 35,456 4 Aporte Organismo Regulador 16,096 2,771 6,873 2,188 11,832 977 542 0 1,519 5 Cargas Diversas y Otros 7,937 2,057 0 0 2,057 0 0 0 0 6 Costo Capital de Trabajo 9,840 821 2,038 649 3,508 290 161 0 450 7 Total 418,063 63,728 140,137 39,871 243,737 62,751 44,078 0 106,829

Asignación de Costo de Gestión Comercial 1 Materiales 1,209 2,836 859 4,905 2 Supervisión Directa 3,910 9,168 2,778 15,856 3 Personal Propio 10,992 25,772 7,810 44,574 4 Servicio de Terceros 4,850 11,372 3,446 19,668 5 Cargas Diversas y Otros 449 1,052 319 1,820 6 Total 21,411 50,199 15,213 86,823

Asignación de Costo de Operación Comercial 1 Materiales 740 1,734 526 2,999 2 Supervisión Directa 1,955 4,584 1,389 7,928 3 Personal Propio 7,027 16,475 4,993 28,494 4 Servicio de Terceros 4,192 9,829 2,979 17,000 5 Cargas Diversas y Otros 249 584 177 1,010 6 Total 14,163 33,206 10,063 57,432

Costos Totales de OyM 167,580 392,905 119,074 679,560

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4.3 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIARespecto a la demanda de potencia, del balance de potencia y energía de la redadaptada del año 2012 mostrada en el cuadro siguiente, se obtiene que la potenciacomercializada en MT es de 3,973 kW y 3,254 kW para el caso de la red de BT.

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

DescripciónEnergía Anual Factor de Carga

/ Factor de Pérdida

Potencia Factor de coincidencia

MWh (kW)Total Ingreso a MT 11,644.25 0.33 4,068.01Pérdidas Estándar en Media Tensión 266.65 0.33 95.19Técnicas redes 209.22 0.27 88.65Ventas en Media Tensión 2,249.24 0.58 443.02MT2 1,527.70 0.69 249.42 0.87MT3P 171 0.56 30.05 0.87MT3FP 190.56 0.27 75.49 0.94MT4P 313.87 0.6 51.63 0.87MT4FP 46.11 0.2 25.47 0.94Total Ingreso a BT 9,128.36 0.29 3,529.80

Técnicas 431.77 0.27 184.96No Técnicas 233.69 0.29 90.36

Ventas en Baja Tensión 8,462.90 0.3 3,254.48BT2 33.15 0.28 11.82 0.87BT5C 1,839.84 0.5 418.91 1BT5B 6,519.19 0.27 2,790.10 1BT6(2) 20.94 0.36 6.66 1BT5D 49.79 0.21 26.99 1NHUBT horas 195Demanda MT kW 3 ,972.82Demanda BT kW 3 ,254.48

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4.3 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

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

% Pérdidas de Energía

% de Pérdidas de Potencia

Media Tensión 2.29% 2.34%Baja Tensión 7.29% 7.80%Técnicas 4.73% 5.24%

SEDs MT/BT 2.55% 3.16%Redes BT 1.15% 1.75%Acometidas 0.05% 0.04%Medidores 0.98% 0.29%

No Técnicas 2.56% 2.56%

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4.4 CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

Finalmente los resultados obtenidos para el Costo Fijo y Valor Agregado deDistribución 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 TotalCostos Directos Asociado al Cliente: 869,439 3,177 284 - - 872,901Costo Total Asociado al Cliente: 869,439 3,177 284 - - 872,901

Descripción Unidades CFE CFS CFH CFEAP CFE(1) PromedioCCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) Miles de S/. 869.439 3.177 0.284 - - 872.901NCL (Número de Clientes) Clientes 23,938 25 2 - - 23,965Costo Fijo por Cliente S/./Cliente-mes 3.025 10.592 11.849 3.025 1.634 3.035

Descripción Unidad MT BT SEDValor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 9,530 20,136 2,988

Anualidad del VNR Miles de S/. 1,183 2,500 371Costo Anual de Explotación Miles de S/. 427 1,306 338

Total Costo Anual Miles de S/. 1,611 3,806 709Máxima Demanda kW 3973 3254 3254

Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes 32.515 94.180 17.676

29

Gracias …

Intervenciones del los Asistentes.