Informe: Actividades 1, 2, 3, 4 y 5 ANEXOS AL CAPÍTULO 5

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1 ACTUALIZACIÓN DEL ESTUDIO PARA LA DETERMINACIÓN Y AJUSTE DE LAS TARIFAS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES REGULADOS (TARIFA TÉCNICA) Y DEL VALOR AGREGADO DE TRANSMISIÓN (PEAJE) Informe: Actividades 1, 2, 3, 4 y 5 ANEXOS AL CAPÍTULO 5 República Dominicana, Marzo 2016

2 ÍNDICE Pág. ANEXO 5-1: EFECTO DE LA ENS (RACIONAMIENTOS) EN EL VAD... 1 ANEXO 5-2: PARÁMETROS DE REFERENCIA PARA EL MODELAMIENTO DE INVERSIONES 7 ANEXO 5-3: ANÁLISIS DE LA EXPANSIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN.. 10 ANEXO 5-4: PRECIOS APLICABLES A LA INFRAESTRUCTURA ANEXO 5-5: EVALUACIÓN DE LAS PÉRDIDAS ELÉCTRICAS... 48

3 ANEXO 5-1: EFECTO DE LA ENS (RACIONAMIENTOS) EN EL VAD

4 A ESTADÍSTICA DE CORTES DE ENERGÍA DURANTE 2014 El sistema de racionamiento de energía es aplicado por las distribuidoras y forma parte de la política energética en República Dominicana. La Energía no suministrada (ENS) no deviene solo de fallas y/o construcción de redes, o conexión a nuevos clientes. También deviene de una política de explotación que se relación con la toma de medidas necesarias para ajustar la demanda de distribución a los contratos de suministro con las empresas generadoras, como asimismo, para controlar la potencia de punta de los sistemas de distribución. El esquema de cortes rotativos afecta a una parte sustantiva de los clientes de las tres EDE s, pero no a todos, ya que existen algunos circuitos de media tensión que no sufren cortes periódicos. Cuadro A5-1.1: Cortes programados para racionamiento Empresa EDESUR 2014 (Fte: Información de EDESUR, cálculos INECON) Año 2014 EDESUR Estadística de % kva % Cantidad cortes part ENS/ES FU Transformadores Cantidad total de Circuitos MT % 14.24% 32.66% Cantidad de circuitos al corte % Circuitos con ENS> 15% % 59.65% 44.09% Circuitos nunca cortados 77 Circuitos nunca cortados en explotación % 0% Circuitos nuevos (no cortados) 36 0% Energía total no suministrada (MWh) 595, % Potencia no consumida (KW) 174,424.1 Factor de coincidencia HP Potencia no ingresada a Dx en HP 127,852.8 INECON realizó un procesamiento sobre los datos de las empresas, con la finalidad de determinar el sesgo de la política de racionamiento durante El Cuadro A5-1.1 es un demostrativo de lo que fue el régimen de cortes de EDESUR, y que ilustra bien el proceso. En EDESUR, la estimación de la demanda de punta efectivamente no consumida en distribución como consecuencia de cortes, fue de MW, equivalente a un 14.24% de la energía ingresada a la red de distribución de media tensión.

5 A5-1-3 Como consecuencia de los racionamientos, en EDESUR no hubo necesidad de adquirir una demanda de 127 MW (estimación INECON), y se evitó la producción de GWh. El total de circuitos de la empresa, entre circuitos particulares y propios en media tensión, es de 193 en explotación. De entre éstos, se detectaron 36 circuitos recién nacidos, a los que no se les aplicó cortes, debido esencialmente a que aún no reciben demanda desde transferencias de carga de alimentadores vecinos en proceso de saturación. Es decir un 18.6% de los alimentadores de EDESUR, se corresponde con troncales recién instaladas. El factor de utilización de los transformadores (particulares y de la compañía como conjunto) resultó en una media de 33% de la capacidad instalada total. Del total de los 157 alimentadores en explotación (193 menos 36), sólo 116 circuitos recibieron algún tipo de corte durante el año. Pero de entre éstos, sólo 52, es decir un 45% de los circuitos que recibieron cortes, recibió la mayor parte de la energía no suministrada, con una media total de 60% de la energía suministrada anual. El 55% restante no percibió una ENS superior a 0.4% de la energía suministrada anual, y un total de 41 circuitos que se encuentran maduros y en explotación nunca recibieron ningún tipo de corte en el año. De los circuitos maduros y en explotación que nunca recibieron cortes, se detecta una alta presencia de mercado en AT, con un porcentaje de carga promedio de 44% del total. En cambio de los circuitos racionados, el porcentaje de carga en AT es en promedio un 19%. Se deduce de los análisis que los racionamientos no se aplican con criterio de equidad entre los consumidores, en efecto, mayoritariamente se seleccionan los circuitos donde el mercado residencial y de baja tensión es más masivo y probablemente de mayor grado de hurto, o pérdida administrativa. Asimismo, estos circuitos cortados son los que presentan un mayor FU, alcanzando en promedio un 44% de la capacidad instalada (sumando particulares y compañía)

6 A5-1-4 Cuadro A5-1.2: Energías y demandas no suministradas efectivas a las EDE s durante 2014 (Fuente: Información de las empresas y cálculos INECON) EDEESTE EDENORTE EDESUR MWh kw MWh kw MWh kw Compras / Retiros 4,130, ,837 3,874, ,000 4,245, ,920 Pérdidas de Transmisión 48,263 6,559 75,733 10,292 33,917 5,261 Ventas en Transmisión 152,065 10, , Ingreso a Dx 3,929, ,429 3,798, ,708 4,208, ,422 Energía No suministrada 595,148 94,070 1,023, , , ,919 Porcentaje 15.14% 26.94% 19.23% El consumo de potencia coincidente de las energías cortadas a nivel de ingresos a distribución, se calculó con un factor de coincidencia de y un factor de carga anual de PROPOSICIÓN DE AJUSTES AL CÁLCULO DEL VAD DEBIDO A LOS RACIONAMIENTOS DE ENERGÍA Esencialmente, el cálculo tarifario se refiere a las siguientes premisas técnico económicas necesarias para su cálculo, en condiciones como las requiere la teoría económica que se aplica a este tipo de procesos: a) Se trata de una infraestructura de redes y también la empresa adaptados a la demanda. b) No existe control de la oferta ni discriminación en el acceso al mercado. c) El mercado servido por la unidad económica responde a las señales económicas del plan tarifario en orden a financiar los costos eficientes del servicio que le es prestado. d) El VAD es calculado como un valor unitario (tarifa) eficiente de largo plazo que está representado por las demandas de potencia suministrada. Estas demandas de potencia son función de las ventas al mercado, y por lo tanto es usual que las ventas se ajusten levemente para representar una porción del mercado que no paga lo que consume, pero que el costo de recuperar su disciplina es mayor al beneficio de recuperar el volumen de ventas que se modela. (hurto inherente). Por las razones anteriores, el cálculo del VAD que realiza INECON, presupone que las demandas por potencia y energía del mercado son las que se encuentran facturadas, con una leve mayoración por ajustes de hurto, y

7 A5-1-5 quitando de los factores de expansión, los efectos de las grandes pérdidas no técnicas que presentan las tres empresas. En contraposición, dentro del plan de desarrollo se incluye un plan de recuperación del mercado, con la finalidad de volver a incluir una cantidad de clientes que hoy en día se entiende como clientes que no están siendo medidos, o que están conectados ilegítimamente a las redes de distribución. La infraestructura de redes de distribución se proyecta en el tiempo conforme se espera crezca la demanda de energía y potencia proveniente del mercado existente en las empresas, y que el Consultor proyecta en los siguientes 15 años. Por estas razones, al efectuarse racionamiento, o control de la oferta, (cuando la ENS no se debe a fallas o procesos normales de corte durante la explotación), la infraestructura de las empresas se sigue planeando conforme las demandas previstas por la empresa, y los gastos de O&M se siguen efectuando, pero el agente no distribuye una porción significativa de la demanda, sino que la raciona a sus clientes. Asimismo, la política de racionamiento se realiza hacia los mercados menos rentables para el agente económico, cuales son los que presentan problemas de gestión y de eficiencia, como los mercados de consumidores residenciales de menor estrato de consumo, o más dispersos, o preferentemente en baja tensión, donde en esencia, la metodología tarifaria les asigna como contraparte, todos los costos unitarios de la cadena, obteniéndose para estos clientes la tarifa más alta del mercado atendido por el distribuidor. Resultaría pues un contrasentido si el tarificador no corrigiera los valores tarifarios para incluir en las ventas, los valores de demanda que efectivamente deben transitar por las redes de las empresas para servir al mercado, ya que para estos valores está adaptada la empresa real, y no podría darse el caso de que el tarificador tuviese que aceptar des-economías de escala por políticas de explotación, que es una práctica en esencia contraria a las eficiencias operacionales que demanda el servicio. Resulta pues recomendable que los VAD calculados para la media y la baja tensión se corrijan, aumentando la potencia suministrada al mercado que exhiben las empresas, en la porción de demanda no suministrada de potencia coincidente. El Cuadro A5-1.3 muestra el valor mínimo de los ajustes por demanda, considerando una porción significativa del total de cortes, que aun cuando se ofertara no iría al mercado pago, en consonancia con los criterios para tratar las pérdidas no técnicas que se tuvieron en cuenta en el estudio.

8 A5-1-6 Cuadro A5-1.3: Demandas de Ajuste a los VAD como consecuencia de potencias de racionamiento (Fuente: INECON) CORTES PÉRDIDAS CONSUMOS CORRECCIÓN (+) MW MW* AT MW BT MW AT MW BT MW EDEESTE EDENORTE EDESUR * se descuenta un 21% de pérdidas técnicas y no técnicas Mercado Regulados Mercado UNR's Gestión Demanda (cortes) Factor de carga anual a) Energía GWh GWh (Estimación INECON) (GWh) Informado Corregido Retiros Totales EDEs 12, , % 72.60% EDEESTE 4, % 68.80% EDESUR 4, % 72.84% EDENORTE 3, % 72.31% b) Potencia MW MW (INECON) MW Retiros Totales EDEs 1, EDEESTE EDESUR EDENORTE

9 ANEXO 5-2: PARÁMETROS DE REFERENCIA PARA EL MODELAMIENTO DE INVERSIONES

10 A : Superficie del sector, kva en transformación MT/BT y tramo medio SECTOR SUPERFICIE KVA (tot) METROS_RED MT TRAMO_MEDIO km2 kva m m2 ESTE-D 8,084 71,127 1,078, ESTE-G 3,500 1,426,313 3,109, ESTE-H 8, ,091 2,631, NORTE-A 4, ,320 1,695, NORTE-B 4,757 1,156,062 4,032, NORTE-C 3, ,635 2,819, NORTE-D 8, ,783 2,493, NORTE-E 6, , , SUR-E 6, ,552 1,179, SUR-F 10, ,744 1,517, SUR-G 3,500 2,426,148 3,845, : Distribución de transformadores MT/BT y arranques MT Arranque Arranque TTDD MT/BT-cia TTDD MT/BT-part Rad Medio BT SECTOR Unitario Total Cantidad kva Cantidad kva BT (m) m m ESTE-D 1,064 39,425 1,062 31, ,890 ESTE-G 13, ,017 6, , ,115 ESTE-H 5, ,427 2, , ,165 NORTE-A 3, , , ,660 NORTE-B 14, ,920 4, , ,365 NORTE-C 7, ,220 2, , ,875 NORTE-D 5, ,974 2, , ,850 NORTE-E 1,622 70, , ,784 SUR-E 2, , , ,010 SUR-F 2, , , ,415 SUR-G 22,129 1,660,585 4, , ,743

11 A Densidades y participaciones de las redes en el total según configuración. SECTOR Long RED Troncal_3F Troncal_1 tramo Ramales Postes MT Densidad Tasa km Subt Tasa TTDD/sub Tasa Trif/total (longitud) mt mt mt mt # kva/km % % % kva/km ESTE-D 1,046, ,425 80, ,199 20, % 0.3% 21.6% 38 ESTE-G 2,962,912 1,193, ,299 1,138, , % 2.9% 40.3% 286 ESTE-H 2,520,630 1,011, ,487 1,063,080 76, % 0.1% 40.1% 112 NORTE-A 1,628, ,858 67, ,586 26, % 0.5% 51.7% 81 NORTE-B 3,746,376 1,201, ,401 2,406,724 73, % 3.3% 30.7% 189 NORTE-C 2,667, ,025 35,018 1,998,469 49, % 0.9% 26.4% 113 NORTE-D 2,380, ,414 33,465 1,654,157 40, % 1.1% 30.5% 92 NORTE-E 535, ,068 11, ,820 10, % 0.9% 31.2% 132 SUR-E 1,135, , , ,905 19, % 0.1% 95.4% 92 SUR-F 1,470, , , ,176 24, % 0.2% 92.2% 76 SUR-G 3,646,860 1,119, ,686 2,162,472 79, % 2.9% 76.7% 455 kva/km SECTOR Linea trifásica/total red Pesada/Total Trif mt/kva Troncal/ Salidas/ Relación km MT Total km MT Subt Número de Troncales % % mt/kva total m3f total m3f Sb/Total km km MT ESTE-D 21.6% 7.7% % 7.7% 0.3% 1,046,311 3, ESTE-G 40.3% 21.3% % 21.3% 2.9% 2,962,912 86, ESTE-H 40.1% 17.7% % 17.7% 0.1% 2,520,630 2, NORTE-A 42.7% 9.7% % 4.2% 0.5% 1,628,129 7, NORTE-B 32.1% 11.5% % 3.7% 3.3% 3,746, , NORTE-C 23.8% 5.5% % 1.3% 0.9% 2,667,512 24, NORTE-D 29.1% 4.8% % 1.4% 1.1% 2,380,036 25, NORTE-E 27.7% 7.8% % 2.2% 0.9% 535,490 4,568 8 SUR-E 25.8% 10.0% % 10.0% 0.1% 1,135,183 1, SUR-F 25.3% 10.0% % 10.0% 0.2% 1,470,563 2,940 9 SUR-G 30.7% 10.0% % 10.0% 2.9% 3,646, ,

12 ANEXO 5-3: ANÁLISIS DE LA EXPANSIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN

13 A PLAN DE INVERSIONES EN TRANSFORMACIÓN PRIMARIA EDES 1.1 Plan de Obras de EDEESTE El análisis de las expansiones en capacidad de transformación (138 / 12.8 kv), / 12.8 / 7.2 / 4.6 kv, se basa fundamentalmente en establecer las inversiones mínimas necesarias para asegurar la operación del servicio de distribución modificando o añadiendo capacidad a las subestaciones de transmisión existentes a 2014 y que cumplen funciones para la conexión de alimentadores de distribución primaria en barras de tensión secundaria igual o menor a 25 kv. A partir de las proyecciones de demanda realizadas en el estudio tarifario, y partiendo de la base de que el parque de transformadores existentes no debe quedar sometido a sobrecargas permanentes, y al mismo tiempo se debe preservar el debido respaldo entre barras de distribución para el caso de contingencias o fallas que afecten a alguno de los transformadores existentes. El consultor no tiene noticias de que alguna de las EDE s cuente con subestación móvil. Por lo tanto se asume que el respaldo en distribución primaria se obtiene básicamente por uno de los dos métodos, o ambos: Capacidad de traspaso de carga desde otra barra de una misma S/E Capacidad de traspaso de carga entre zonas de distribución primaria por maniobras en la red El plan de expansión de la capacidad de transformación se propone analizando los siguientes elementos: a) La situación de la capacidad instalada existente, informada por las empresas en el proceso que la SIE abrió para el estudio de la tarifa técnica, es decir, instalaciones en servicio hasta Diciembre de b) La ejecución de planes de inversión en capacidad de transformación que todas las empresas tuvieron en ejecución durante 2014 y 2015.

14 A c) La proyección de la utilización de la capacidad instalada (Factores de utilización) considerando la evolución anual de la demanda eléctrica entre 2015 y 2029, propuestas como escenario tarifario por el Consultor. En la figura 7.1 se muestra la disposición de la capacidad de transformación de EDEESTE (primaria y secundaria), en el mapa de la zona de concesión. En la figura siguiente, se muestra destacado aquellas subestaciones (la capacidad de los transformadores existentes, que se encuentra comprometida para obras de refuerzo o de descarga a partir de 2016) El caso del trienio 2014 / 2016, se presume especial, debido a que se observa una carencia de obras de transformación, la cual debe quedar puesta en servicio en Durante 2015, EDEESTE completó inversiones por algo más de 10 millones de USD, según muestra una información aparecida en prensa (Cuadro A5-3.1). Cuadro A5-3.1: Obras ejecutadas por EDEESTE transformación entre 2014 y 2015 (Fte: Prensa) EDEESTE OBRAS OBRA MVA US$ Subestación HIGUEY 138 Nuevo Transformador 50 MVA 50 2,260,870 Cruz del Isleño Nuevo Transformador 14 MVA ,043 Romana Pueblo 28 MVA Nuevo Transformador 28 MVA 28 1,266,087 Romana Pueblo 18 MVA Nuevo Transformador 18 MVA ,913 Romana MVA Nuevo Transformador 40 MVA 40 1,808,696 SE Sabana Grande de Boyá 7 MVA Nuevo Transformador 7 MVA 7 316,522 Boca Chica 28 MVA Nuevo Transformador 28 MVA 28 1,266,087 San Pedro II 28 MVA Nuevo Transformador 28 MVA 28 1,266,087 Consuelo 14 MVA Nuevo Transformador 14 MVA ,043 Guaymate 3 MVA Nuevo Transformador 3 MVA 3 135,652 Total ,400,000 Fuente : Información aparecida en prensa

15 A Por otra parte, INECON desarrolló un análisis de los requerimientos de transformación muy detallado para el mismo período , y para los años siguientes, considerando que los crecimientos de la demanda serían absorbidos por obras de entre 40 y 50 MVA en ciclos aproximados de dos a tres años, considerando: a) Una utilización media de la capacidad de largo plazo de 57%, compatible con sobrecargas puntuales y respaldos ante fallas de transformación b) Una tasa inicial de crecimiento de 2,5% para el incremento de las demandas máximas, moderada en el largo plazo por causa de la recuperación de las pérdidas no técnicas. El análisis desarrollado por INECON sobre la base de la información de 2014 proporcionada por EDEESTE, demuestra que es necesario un plan de obras de cierta urgencia por un total de 320 MVA de transformación adicional. Por lo tanto, se asume que parte de las inversiones desarrolladas que informó la empresa corresponden a obras puestas en servicio entre 2014 y 2015, ya constan en la información del cierre tarifario del La diferencial con respecto al plan de obras real de EDESTE ha sido colocada en el año Cuadro A5-3.2: EDEESTE Propuesta de Plan de Obras de transformación de INECON (p/s inicios de 2016) SUBESTACIÓN KV MVA Obra MUS$ MVA BENEDICTO 69 kv 0,75 BENEDIICTO NUEVO TRANSFORMADOR 69/12,5 5 MVA 79,4 5 BNV VILLA MELLA 69 kv 14 VILLA MELLA NUEVO TRANSFORMADOR 60/12,5 KV 30 MVA 476,6 30 CESAR NICOLAS PENSON kv 50 CNP NUEVO TRANSFORMADOR 138/12,5 50 MVA 794,4 50 GUERRA 34.5 kv 1,5 OBRAS DE TRASPASO DE CARGAS GUERRA 69 KV HIGUEY kv 14 HIGUEY NUEVO TRANSFORMADOR 138/12,5 KV MVA 794,4 50 LOS MINA kv 22 Obras de transapso de carga Los Mina 138 Transformador 2 MONTE PLATA kv 7 Obras de trasaso de cargas 7 MVA 111,2 7 SABANA PERDIDA 69 kv 28 Nuevo transformador Sabana Perdida 69/12,5 kv 40 MVA 635,5 40 HIGUEY kv 30 HIGUEY NUEVO TRANSFORMADOR 138/12,5 KV MVA 794,4 50 KILOMETRO kv 3,75 Nuevo transformador KM MVA 158,9 10 ROMANA kv 14 Romana 138 kvnuevo transformador Romana 138 /12,5 50 MVA 794,4 50 SEIBO 34.5 kv 5 El Seibo Nuevo transformador 28 MVA 444, ,0 320

16 A Nota: En el cuadro anterior sólo se indica la componente de inversión correspondiente al cierre de las obras, se entiende que durante 2014, se debería activar una cantidad similar de inversiones relativa a estas obras, la que se encuentra incluida en la valorización del parque de transformadores. Figura A5-3.1: Centros de transformación primaria y secundaria de EDEESTE

17 A Figura A5-3.2: EDEESTE: Destaque de los puntos que requieren obras a poner en servicio en 2015/16. Fte : Revisión INECON. Nota: Los números indican la capacidad en MVA de los transformadores que podrían presentar sobrecarga a fines de 2015 Con respecto a la valorización de las subestaciones de transformación de EDEESTE, INECON calculó el valor de las obras según el cuadro A5-3.3

18 A Cuadro A5-3.3: EDEESTE Valorización de las instalaciones de transformación primaria a Diciembre de 2014 (Estimación INECON) Capacidad Nominal Tipo Item Nombre Subestacion Transformador Razon Transformacion MUSD (MVA) Refrigeracion 1 Batey Lechuga T /7200 V OA Bayaguana T /7200 V OA/FA Benerito T /7200 V OA BNV T /7200 V OA/FA Boca Chica T V OA/FA Caleta T /7200 V OA/FA T /4160 V OA/FA Capotillo T /7200 V OA/FA 2, Capotillo T X /7267 V OA/FO/FA 2, Catalina T /7200 V OA/FA Cayacoa T V OA/FO/FA 1, Cesar Nicolas Penson 138 kv T V OA/FA 2, Cesar Nicolas Penson 138 kv T V OA/FA 2, Consuelo 69 kv T V OA/FA Dajao T x V OA/FA/FO 1, Dajao T /7200 V OA/FA Despacho T / /7200 OA/FA/FO 1, T X /7967 OA/FA/FO 2, T X Y/2400X13800Y/7970 OA/FA El Brisal T kv OA/FA 2, Guaymate Banco Transformadores x kv OA Guerra Nueva 69 kv T V OA/FA Guerra Vieja 34.5 kv Banco Transformadores 3x0, /2400 V OA/FA

19 A Item Nombre Subestacion Transformador Capacidad Nominal Tipo Razon Transformacion (MVA) Refrigeracion MUSD 18 Hainamosa T V OA/FA 1, Hainamosa T V OA/FA 1, Hato Mayor T /7200 V OA/FA Higuey 138 kv T V OA/FA 1, T V OA/FA T V OA/FA Higuey 138 kv T V OA/FA 1, Higuey 69 kv T V OA 1, Ingenio Consuelo Banco Transformadores V OA 1, Banco Transformadores V OA Invivienda T /7200 V OA/FA T /7200 V OA/FA Juan Dolio T V OA/FA 1, KM 24 T V OA/FA 1, KM 24 T02 3, /2400 OA/FA Los Mina 138 kv T ONAF 2, Los Mina 138 kv T ONAF 2, Los Mina 69 kv T /7200 ONAF 1, Mata Palma T V OA Miches T x /7200 V OA/FA Monte Plata 69 kv T V OA/FA Monte Plata 69 kv T OA/FA Punta Pescadora Banco Transformadores /4000 V OA Quisqueya T V OA Rancho Peligro T X2400 OA Romana Buena Vista T OA/FA 1,038.61

20 A Item Nombre Subestacion Transformador Capacidad Nominal Tipo Razon Transformacion (MVA) Refrigeracion MUSD 35 Romana 138 kv T V OA/FA 1, Romana Pueblo T X4160 V OA/FA T , V OA/FA Romana Z.F.II T /7200 V OA/FA Sabana de La Mar T /7200 V OA/FA Sabana Grande de Boya T V OA/FA Sabana Perdida T /7200 V OA/FA/FO 1, San Pedro I T /7200 V OA/FA 1, San Pedro II T V OA/FA 1, San Pedro Z.F. T /7200 V OA/FA 1, Seibo 138 kv T V OA/FA 1, Seibo 138 kv T V OA Timbeque II T V OA/FA 2, Villa Duarte T OA/FA 2, Villa Mella T OA/FA 2, T OA/FA 2, Yamaza T /7200 V OA/FA 1, Nota : Se incluye en el total, inversiones de 2014, por MUSD 6,933 68,238.58

21 A Pérdidas de Potencia y Energía En cuanto a las pérdidas eléctricas de transformación, ellas se indican para 2014 en el Cuadro A5-3.4, para una condición teórica consistente en una utilización de 0.6 para cada uno de estos transformadores del cuadro A5-3.3 y un factor de carga de 0.76 anual. Cuadro A5-3.4_ Pérdidas de potencia y energía en transformadores primarios EDEESTE (Estimación INECON) EDEESTE: PÉRDIDAS ESPERADAS EN TRANSFORMADORES DE PODER CANTIDAD DE TRANSFORMADORES 66 CAPACIDAD INSTALADA TOTAL, MVA 1, Pérdidas en el Fierro, kw Pérdidas en el Cobre (coincidentes), kw 2, Total de pérdidas de potencia, kw 3, Total de pérdidas de Energía, MWh 17,084.10

22 A EDEESTE, Plan de Obras 2015 a 2029 El análisis de expansión de la capacidad de transformación que realizó INECON sobre las instalaciones de EDEESTE; se muestra en el cuadro A5-3.5: Tasa de crecimiento de las demandas EDEESTE Cuadro 7.5_ EDEESTE Plan de Inversiones 2016 a Transformación Primaria. Propuesta INECON 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 3.00% 3.00% 3.00% PLAN DE OBRAS DE TRANSFORMACIÓN Capacidad Instalada AFECTA 1,571 1,891 1,891 1,971 1,971 2,071 2,071 2,171 2,171 2,171 2,251 2,251 2,251 2,401 2,401 Demandas máximas 1,025 1,076 1,103 1,130 1,158 1,187 1,217 1,235 1,254 1,273 1,292 1,311 1,350 1,391 1,433 FU FU_teorico LP MVA ajuste Crecimiento demanda Capacidad a instalar Plan de Obras MUS$ (VI) 6,933 5,084 3,235 2,796 2,357 2,358 4,600 Ajuste Propuesta MVA Ajuste Propuesta MUS$ 3,467 1,617 1,617 1,617 1,617 1,179 1,179 1,179 1,179 1,179 1,150 1,150 1,150 Nota : Las inversiones ajustadas cuando no aparece nueva capacidad, son obras de mejora y adquisición de equipos de respaldo.

23 A EDENORTE, Plan de Obras 2015 a 2029 Mediante una metodología similar a la empleada con EDEESTE, se puede estimar el plan de ampliación de la capacidad de transformación primaria en EDENORTE. Figura A5-3.4: EDENORTE: Distribución de la capacidad instalada en transformación primaria y secundaria, sectores A y B. Fte: Edenorte / INECON

24 A Figura A5-3.5: EDENORTE: Distribución de la capacidad instalada en transformación primaria y secundaria, sectores C y D. Fte: Edenorte / INECON

25 A Figura A5-3.6: EDENORTE: Localización de la capacidad instalada que tiene sobrecarga a 2014/2015. Fte : Edenorte / INECON Nota: Se indica en un círculo la capacidad en MVA de los transformadores con sobrecarga EDENORTE

26 A Cuadro A5-3.6: EDENORTE, Transformación primaria: Plan de Obras propuesto por INECON AÑO Plan de Inversiones EDENORTE, Transformadores de poder VI MUS$ 2015 Yásica 1.5 MVA TR 30/37 MVA69/12.8 kv + 1 TR 26/32 MVA 138/12.8 kv + 2 TR 16/20 MVA 69/12.8 kv 6, NUEVO TRANSFORMADOR 5 MVA NUEVO transformador 10 MVA 1, NUEVO transformador 30 MVA 2, TRANSFORMADOR 1 X 50 CRECIMIENTO 2, Transformador 40 MVA 2, transformador 40 MVA 2, transformador 40 MVA 2, Transformador 69/12.8 kv 30 MVA 1,797 Transformador 138/ MVA 1,864

27 A EDENORTE, Valorización de las SSEE de transformación primaria existentes La valorización de las instalaciones existentes, considerando terrenos, paño de transformación, paño de alta y barra de media tensión, más obras comunes de protecciones, control y medida se indica en el cuadro A5-3.7 Nombre SE Cuadro A5-3.7: EDENORTE, Transformación primaria: Valorización INECON Terreno (m2) Terreno (MUSD) PAÑO AT MUS$ PAÑO TR MUS$ Barra MT Z. Comunes total ABANICO SANCHEZ ABANICO PER 1, ARROZ BISONO GRUPO-ACERO DEL CIBAO 1, HATILLO 1, ACUEDUCTO HRMS. MIRABAL ACUEDUCTO INAPA SOSUA 1, AEROPUERTO PUERTO PLATA 1, ACUEDUCTO QUINIGUA BALTIMORE DOMINICANA BONAO PUEBLO BONAO PER 2, , , CABARETE CANABACOA 2, , , CEMENTO CIBAO CENOVI CERVECERIA VEGANA CRUCE ESPERANZA 1, CRUCE ESPERANZA EL CHIVO 2, , , CARIBEAN INDUSTRIAL PARK

28 A CMON Nombre SE Terreno (m2) Terreno (MUSD) PAÑO AT MUS$ PAÑO TR MUS$ Barra MT Z. Comunes total CODAL CONSTANZA 1, CONSTANZA 1, CORMIDOM 1, COTUI 2, , , CORAASAN RAFEY CORAASAN S IGLESIA-PASTOR CORAASAN YAGUITA PASTOR DAJABON 138 KV 2, , DON PEDRO 2, , E. LEON JIMENEZ ENVASES ANTILLANOS FERRETERIA OCHOA LA GALLERA 2, , , LA GALLERA 2, , , GRUPO RAMOS GRUPO M HOYO DE LIMA INDUSTRIAL HOSPITAL METROP. STGO HOSP TRAUMATOLOGICO JUAN BOSCH IMBERT 2, , JARABACOA 1, EL RIO CONSTANZA LA VEGA 1, LA VEGA 1, LA VEGA PER 2, ,279.32

29 A Nombre SE Terreno (m2) Terreno (MUSD) PAÑO AT MUS$ PAÑO TR MUS$ Barra MT Z. Comunes total MAIMON 1, MAO NUEVO 2, , MONTE CRISTI 2, , , MONTE CRISTI 1, MAO NUEVA 2, , , MOCA 2, , , MOCA NUEVA 2, , , MOLINOS DEL VALLE CIBAO NAGUA 2, NAVARRETE 1, NIBAJE 2, , , NIBAJE 2, , , GRUPO-FERRETERIA OCHOA PAYITA 1, PASO BAJITO PLAYA DORADA PEDRO GARCIA PIMCO PIMENTEL PISANO PORTELA (PASTA LINDA) PTO PTA ELECTRICIDAD 2, , PUERTO PLATA 1, PUERTO PLATA 1, PUERTO PLATA 1, PUERTO PLATA PASTA PRINCESA

30 A Nombre SE Terreno (m2) Terreno (MUSD) PAÑO AT MUS$ PAÑO TR MUS$ Barra MT Z. Comunes total PUERTO PLATA 138 1, QUINIGUA 1, RINCON 1, RIVERA SABANETA DE YASICA 1, SAJOMA 1, SALCEDO 2, , SAMANA 2, , , SANCHEZ 1, SOSUA 1, TAVERAS 1, TAVERAS GRUPO-TENERIA BERMUDEZ TIREO 1, TROQUEDOM UNION MEDICA VILLA OLGA 1, ZONA FRANCA ESPERANZA ZONA FRANCA GURABO ZONA FRANCA LICEY ZONA FRANCA NAVARRETE ZF PUERTO PLATA ZONA FRANCA SANTIAGO 2, , , ZONA FRANCA SANTIAGO 2, , , ZONA FRANCA SAN FRANCISCO ZONA FRANCA LA VEGA 1, MUSD 53,543

31 A EDENORTE, Evaluación de las pérdidas eléctricas en transformación primaria En cuanto a las pérdidas eléctricas de transformación, ellas se indican para 2014 en el cuadro A5-3.8, para una condición teórica consistente en una utilización de 0.6 para cada uno de estos transformadores del cuadro A5-3.7 y un factor de carga de 0.76 anual. Cuadro A5-3.8: Pérdidas de potencia y energía en transformadores primarios EDENORTE (Estimación INECON) EDENORTE: PÉRDIDAS ESPERADAS EN TRANSFORMADORES DE PODER CANTIDAD DE TRANSFORMADORES 87 CAPACIDAD INSTALADA TOTAL, MVA 1, Pérdidas en el Fierro, kw Pérdidas en el Cobre (coincidentes), kw 2, Total de pérdidas de potencia, kw 3, Total de pérdidas de Energía, MWh 15,986.60

32 A EDESUR, PLAN DE OBRAS 2015 a 2029 En el caso de EDESUR, donde se observa que la política de explotación de transformadores primarios es de mayor cargabilidad. La empresa muestra un factor de uso en 0.76 para 2014, que podría considerarse elevado, y la propuesta de INECON, es reducirlo a 0.67 con las inversiones en capacidad de transformación que se pueden proyectar entre 2016 y Cuadro A5-3.9: EDESUR, propuesta de plan de obras en transformación primaria (Estimación INECON) Tasa de crecimiento de las demandas 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 3.00% 3.00% 3.00% EDESUR PLAN DE OBRAS DE TRANSFORMACIÓN Capacidad Instalada AFECTA 1,308 1,408 1,508 1,608 1,608 1,648 1,648 1,698 1,698 1,698 1,748 1,748 1,748 1,898 1,898 Demandas máximas 993 1,043 1,069 1,096 1,123 1,151 1,180 1,198 1,216 1,234 1,252 1,271 1,309 1,349 1,389 FU FU_teorico LP MVA ajuste Crecimiento demanda Capacidad a instalar Plan de Obras MVA MUS$ (VI) 11,924 11,924 11, ,796 2,357 2,358 4,900

33 A Figura A5-3.7: EDESUR: Localización de la capacidad instalada que muestra sobrecarga a 2014/2015 Y LOCALIZACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES PRIMARIOS Y SECUNDARIOS. Fte: Edesur / INECON Nota: Se indican las capacidades (MVA) de los transformadores afectados por sobrecargas en 2014.

34 A EDESUR, VALORIZACIÓN DE LAS SUBESTACIONES PRIMARIAS La valorización estimada por INECON de las subestaciones primarias de EDESUR se detalla en el cuadro A Cuadro A5-3.10: Valorización de las instalaciones de transformación primaria EDESUR a Diciembre de 2014 en miles de USD EDESUR MVA Terreno Terreno VALORES EN MILES DE US$ SUBESTAC PRIM m2 MUS$ PAÑO AT PAÑO TR Barra MT COMUN INGEN RECARGOS TOTAL ARROYO HONDO , , ARROYO HONDO AZUA BANI PER BANI PUEBLO BANI PUEBLO BARAHONA , BAYONA CABALLONA CALDERA BASE CALDERA PUEBLO CENTRO OPERACIONES , , CITRICOS NACIONALES CIUDAD SATELITE CRUCE DE OCOA ELIAS PIÑA EMBAJADOR , , , , FONDO NEGRO GRANITOS BOJOS , HATO NUEVO

35 A EDESUR MVA Terreno Terreno VALORES EN MILES DE US$ SUBESTAC PRIM m2 MUS$ PAÑO AT PAÑO TR Barra MT COMUN INGEN RECARGOS TOTAL HERRERA NUEVA 69 kv , HERRERA NUEVA 138 kv , , KM 10½ , , , , KM 15 DE AZUA LA CUMBRE LA CUARENTA , LAS MATAS LOS PRADOS , , , , , MADRE VIEJA , , MATADERO 138 kv , , MATADERO BANI MATANZA BANI METROPOLITANO , , NEYBA SAN JOSE OCOA PALAMARA PARAISO , , PIZARRETE SAN JUAN ,175.00

36 A EDESUR MVA Terreno Terreno VALORES EN MILES DE US$ SUBESTAC PRIM m2 MUS$ PAÑO AT PAÑO TR Barra MT COMUN INGEN RECARGOS TOTAL SALINAS , UASD , , , , VICENTE NOBLE , VILLA ALTAGRACIA , VILLAR PANDO , Z/F ALCARRIZOS TOTAL 58, EDESUR, VALORIZACIÓN DE LAS PÉRDIDAS ELÉCTRICAS EN TRANSFORMACIÓN En el caso de EDESUR, las pérdidas se valorizan a un factor de uso de 0.67, quedando el resultado como indica el cuadro A Cuadro A5-3.11: Pérdidas de potencia y energía en transformadores primarios EDESUR (Estimación INECON) EDESUR: PÉRDIDAS ESPERADAS EN TRANSFORMADORES DE PODER CANTIDAD DE TRANSFORMADORES 55 CAPACIDAD INSTALADA TOTAL, MVA 1, Pérdidas en el Fierro, kw 1, Pérdidas en el Cobre (coincidentes), kw 3, Total de pérdidas de potencia, kw 4, Total de pérdidas de Energía, MWh 20,500.30

37 ANEXO 5-4: PRECIOS APLICABLES A LA INFRAESTRUCTURA

38 A ESTUDIO DE PRECIOS Y COSTOS MODULARES INECON ha desarrollado un estudio de precios basado en varias cotizaciones solicitadas a proveedores de equipamiento y servicios disponibles en República Dominicana y el análisis de estas listas de precios. Las cotizaciones y encuestas de precios han sido efectuadas entre los meses de Mayo y Septiembre de Las Categorías de precios de bienes y servicios estudiadas son las siguientes: A: Transformadores de distribución secundaria monofásicos y trifásicos B: Conductores de cobre y aluminio desnudos cobre clase Ay B, Aluminio AAAC y ACSR C: Cable SECO clase 15 kv XLPE Aluminio D: Equipos de protección y maniobra : Interruptores SF6 y de vacío, con cajas de control, desconectadores manuales bajo carga Unidades de fusibles MT/BT, postes Ferretería para líneas de MT Servicios de instalación y de proyecto eléctrico Los precios proporcionados por los proveedores locales han sido analizados con relación a variados volúmenes de compra, debido a que en su mayor parte son precios minoristas, o para obras de clientes, y no para compras programadas por compañías distribuidoras. El análisis se ha realizado para establecer los márgenes mayoristas permitidos, comparando los perfiles de precios con el valor por kg de conductores de cobre y aluminio, y con precios de transformadores para grandes volúmenes programados en Chile y Colombia. Del resultado del análisis se puede obtener precios esperados para compras por volúmenes, que resultan hasta un 55% menores que los precios minoristas. En el caso de cables secos XLPE, se utilizó además una cotización mayorista para importación directa desde un proveedor chino, de la misma fecha, solicitada para entrega en Chile vía marítima.

39 A Cuadro A5-4.1: Listado de precios promedio base de datos de cotizaciones locales (Valores en USD de Junio de 2015) TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA PARA USO EN POSTES kva Equipo Materiales Instalación Proyecto Pruebas Recargos Transporte Monofásicos , , , , , , , , , Trifásicos 1,000 32,750 15, , , , , , , , , , ,739 1, ,846 1,427 1, ,227 1,687 1, ,734 2,164 1, ,000 32,750 16,575

40 A Figura A5-4.1: Precios cotizados transformadores monofásicos (equipo) y = x R² = Series1 Lineal (Series1) Figura A5-4.2: Precios cotizados transformadores trifásicos (equipo) y = x x R² = Series1 Polinómica (Series1)

41 A Cuadro A5-4.2: Cotizaciones de material conductores (minorista ajustada) Promedio tres cotizaciones Precio mínimo Precio Ajustado INECON Item Conductores USD/K USD/ USD/ USD/KG USD/KM USD/KM M KG KG preensamblado c/neutro aluminio 2/0 AWG clase 1 kv 5, preensamblado c/neutro aluminio 4/0 AWG clase 1 kv 6, preensamblado CALPE c/neutro CU n 2 AWG clase 15 kv 8, , ,664.0 preensamblado CALPE c/neutro aluminio 2/0 AWG clase 15 kv 6, , ,595.1 preensamblado CALPE c/neutro aluminio 250 MCM clase 15 kv 8, , ,460.2 preensamblado CALPE c/neutro aluminio 4/0 AWG clase 15 kv 7, , ,335.9 preensamblado CALPE c/neutro aluminio 500 MCM clase 15 kv 13, , , preensamblado CALPE c/neutro aluminio n 2 AWG clase 15 kv 10, , ,335.2 preensamblado CALPE c/neutro CU 107 mm2 clase 15 kv 21, , ,132.9 preensamblado CALPE c/neutro CU 120 mm2 clase 15 kv 24, , ,355.9 ALAMBRE ALM. #02 AAAC (AMES) ALAMBRE ALM. #1/0 AAAC (AZUSA) ALAMBRE ALM. #2/0 AAAC (ANAHEIM) 1, , ALAMBRE ALM. #266 ACSR/ AAAC , , , ALAMBRE ALM. #4/0 AAAC (ALLIANCE) 1, , ALAMBRE ALM. #465 AAAC (ACSR 397.5) 4, , , ALAMBRE ALM. #559 AAAC (Darien) 2, , ALAMBRE ALM. TRIPLEX NO. 2/0 (AAAC) ALAMBRE ALM. TRIPLEX NO.02 (AAAC) ALAMBRE ALM. TRIPLEX NO.1/0 (AAAC) ALAMBRE ALM. TRIPLEX NO.4/0 (AAAC) ALAMBRE DE COBRE DURO CU 6 AWG 2, , ALAMBRE DE COBRE DURO CU 6 AWG 1, , ALAMBRE HDB #1/0 (TRENZADO) ALAMBRE HDB #2 (TRENZ) CS7X10 40% LC ALAMBRE HDB #2/0 (TRENZADO) ALAMBRE HDB #3/0 (TRENZADO) ALAMBRE HDB #4 (TRENZADO) ALAMBRE HDB #4/0 (TRENZ. 19 hilos) ALAMBRE HDB #6 3 HILO (TZDO) 3X11AWG 40%LC cable XLPE monofásico aluminio 2/0 AWG clase 1000 V 14, , ,

42 A Promedio tres cotizaciones Precio mínimo Precio Ajustado INECON Item Conductores USD/K USD/ USD/ USD/KG USD/KM USD/KM M KG KG cable XLPE monofásico aluminio 250 MCM clase 1000 V 18, , , cable XLPE monofásico aluminio 4/0 AWG clase 1000 V 18, , , cable XLPE monofásico aluminio 500 MCM clase 1000 V 11, , , cable XLPE monofásico aluminio n 1 AWG clase 1000 V 9, , cable XLPE monofásico aluminio n 2 AWG clase 1000 V 4, , , CONDUCTOR AAAC N 1/0 AWG DESNUDO 1, CONDUCTOR AAAC N 2/0 AWG DESNUDO 1, , CONDUCTOR AAAC N 4/0 AWG DESNUDO 2, , CONDUCTOR AAAC N 465 MCM DESNUDO 1, , CONDUCTOR AAAC N 559 MCM DESNUDO 1, , CONDUCTOR AAAC N 1/0 AWG DESNUDO CONDUCTOR AAAC N 2/0 AWG DESNUDO 1, , CONDUCTOR AAAC N 4/0 AWG DESNUDO 3, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 1 AWG DESNUDO 2, , CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 1/0 AWG DESNUDO 2, , CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 2 AWG DESNUDO 2, , CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 2/0 AWG DESNUDO 3, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 250 MCM DESNUDO 15, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 350 MCM DESNUDO 18, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 4 AWG DESNUDO 1, CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 4/0 AWG DESNUDO 4, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE A N 6 AWG DESNUDO 1, CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 1 AWG DESNUDO 1, CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 1/0 AWG DESNUDO 4, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 2 AWG DESNUDO 1, , CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 2/0 AWG DESNUDO 5, , ,

43 A Promedio tres cotizaciones Precio mínimo Precio Ajustado INECON Item Conductores USD/K USD/ USD/ USD/KG USD/KM USD/KM M KG KG CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 250 MCM DESNUDO 17, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 350 MCM DESNUDO 31, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 4 AWG DESNUDO 1, CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 4/0 AWG DESNUDO 12, , , CONDUCTOR DE COBRE CLASE B N 6 AWG DESNUDO PIES ALAMBRE AAA-C # 1/0 ALUMINIO ( , , PIES ALAMBRE AAA-C # 2/0 ALUMINIO ( , , PIES ALAMBRE AAA-C # 4/0 ALUMINIO ( , , , PIES ALAMBRE GAY 3/ PIES ALAMBRE GAY 5/ PIES ALAMBRE GAY 7/ PIES ALAMBRE TRIPLEX # 2/0 (2X2/0 AWG PIES ALAMBRE TRIPLEX # 4/0 (2X4/0AWG preensamblado c/neutro aluminio 2/0 AWG clase 1 kv 2, , ,146.2 preensamblado c/neutro aluminio 4/0 AWG clase 1 kv 2, , ,309.9 preensamblado CALPE c/neutro aluminio 2/0 AWG clase 15 kv 8, , ,992.6 preensamblado CALPE c/neutro aluminio 250 MCM clase 15 kv preensamblado CALPE c/neutro aluminio 4/0 AWG clase 15 kv 11, , ,990.8 preensamblado CALPE c/neutro aluminio 500 MCM clase 15 kv 15, , ,987.1 preensamblado CALPE c/neutro aluminio n 2 AWG clase 15 kv 13, , ,989.0 preensamblado CALPE c/neutro CU 107 mm2 clase 15 kv 26, , ,977.9 preensamblado CALPE c/neutro CU 120 mm2 clase 15 kv 28, , ,976.1 preensamblado CALPE c/neutro CU n 2 AWG clase 15 kv 11, , ,990.8 Preensamblado XLPE - 400V 1x25+25mm2 2, , Preensamblado XLPE - 400V 2x25+25mm2 3, , ,426.8

44 A Item Unidad TOTAL Equipo Control Cuadro A5-4.3: Costos modulares red MT (MUSD) Comp. Medida Poste Conductor Ferretería Desc Fusible Gabinete Ducto Anclajes Mufas INT VAC C RECO KYLE/F6 SOPORTE Obra Civil Pruebas Ingeniería Flete Medidor MTD-H US$/Unidad 3, , POSICIONES DE ALIMENTADORES 34,5 kv MUS$/unidad POSICIONES DE ALIMENTADORES 12,5 / 7,2 kv MUS$/unidad POSICIONES DE ALIMENTADORES 4,16 / 2,4 KV MUS$/unidad TRONCAL TRIFÁSICA 12,5 KV 630 MM2 MUS$/0,4 XLPE 400 M km TRONCAL TRIFÁSICA 12,5 KV 600 MM2 AEREA, 2 KM MUS$/2 km TRONCAL TRIFÁSICA 12,5 KV 500 MCM MUS$/0,4 XLPE 400 M km TRONCAL TRIFÁSICA 12,5 KV 477 MCM AEREA, 2 KM MUS$/2 km LINEA TRIFÁSICA AÉREA MT, 4/0 AAAC MUS$/km LINEA TRIFÁSICA AÉREA MT, 2/0 AAAC MUS$/km LINEA TRIFÁSICA AÉREA MT, 2 AWG AAAC MUS$/km LINEA TRIFÁSICA AÉREA MT, 1 AWG AAAC MUS$/km LINEA TRIFÁSICA AÉREA MT, 6 AWG CU MUS$/km LINEA MONOFÁSICA AÉREA MT, 4/0 AAAC MUS$/km LINEA MONOFÁSICA AÉREA MT, 2/0 AAAC MUS$/km LINEA MONOFÁSICA AÉREA MT, 2 AWG AAAC MUS$/km LINEA MONOFÁSICA AÉREA MT, 1 AWG AAAC MUS$/km LINEA MONOFÁSICA AÉREA MT, 6 AWG CU MUS$/km LINEA MONOFÁSICA LIVIANA AÉREA MT, 2 AWG AAAC MUS$/km LINEA MONOFÁSICA LIVIANA AÉREA MT, 6 AWG CU MUS$/km BANCO DE CONDENSADORES TRIFÁSICO 600 KVAR, 15 KV MUS$/unidad RECONECTADOR AL VACÍO KYLE CON F6 MUS$/unidad LLAVE SECCIONADORA MANUAL CLASE 15 KV MUS$/unidad DESCONECTADOR A FUSIBLE CLASE T MUS$/unidad EQUIPO COMPACTO DE MEDIDA 15 KV MUS$/unidad Instalación /Montaje Cuadro A5-4.4: Costos modulares redes de Baja Tensión (MUSD) Item Unidad TOTAL Equipo Poste Conducto r Ferretería Desc Fusible Gabinete Mufas Obra Civil Ingeniería Flete TRANSFORMADOR TRIFÁSICO 15 KVA O MENOR, 12.5 KV, 120/240, POSTE MUS$/unidad TRANSFORMADOR TRIFÁSICO 15 KVA O MENOR, 12.5 KV, 120/240, GABINETE MUS$/unidad TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CLASE 25 KVA, 12.5/0.12/0.24 POSTE MUS$/unidad TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CLASE 25 KVA, 12.5/0.12/0.24 GABINETE MUS$/unidad TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CLASE 30/40 KVA, 12.5/0.12/0.24 POSTE MUS$/unidad TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CLASE 30/40 KVA, 12.5/0.12/0.24 GABINETE MUS$/unidad TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CLASE 45/50 KVA, 12.5/0.12/0.24 POSTE MUS$/unidad TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CLASE 45/50 KVA, 12.5/0.12/0.24 GABINETE MUS$/unidad TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CLASE 75 KVA, 12.5/0.12/0.24 POSTE MUS$/unidad Instalación /Montaje