SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD) Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural Sector Típico 6

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1 SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD) Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural Sector Típico 6 CONTENIDO: INFORME DE PROPUESTA DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DE LOS ESTUDIOS VAD Julio 2013 Lima - Perú

2 INFORME DE PROPUESTA DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DE LOS ESTUDIOS VAD SECTOR TIPICO 6 Contenido 1.0 OBJETIVO VALOR NUEVO DE REEMPLAZO COSTOS DE EXPLOTACIÓN BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN Costo Fijo (CF) Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) Valor Agregado de Distribución SED (VADSED) Valor Agregado de Distribución BT (VADBT) Pérdidas estándar de distribución en Potencia y Energía Factor de Economía de Escala Formula de Reajuste... 8 PRICONSA 1 OSINERGMIN

3 Informe de Propuesta de Tarifas de Distribución INFORME DE PROPUESTA DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DE LOS ESTUDIOS VAD SECTOR TÍPICO OBJETIVO El objetivo del presente informe es presentar la metodología seguida por el Supervisor VAD en cuanto al modelamiento de la red económicamente adaptada y los análisis para la definición de las tecnologías adaptadas, respecto a los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución (Estudioss VAD) para el Sector de Distribución Típico (ST) 6 Huancavelica Rural. 2.0 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO El valor nuevo de reemplazo (VNR) de la empresa modelo asciende a: 11,629.2 miles de US$, tal como se detalla en el cuadro Nº1, de los cuales 3,735.8 miles US$ corresponden a la red MT y 7,893.4 miles US$ corresponden a la red de BT (asignando los costos por instalaciones no eléctricas). Cuadro Nº 1: Valor Nuevo de Reemplazo-VNR de la Empresa Modelo (Miles de US$) Componente Unidad Cantidad Costo VNR Medio (Miles de (Miles de US$ $) US$) Media Tensión 3, Red Aérea Red Subterránea Equipos de Protección y Seccionamiento Subestaciones Subestaciones de Distribución MT/BT Monoposte Biposte Convencional Compacta Pedestal Conversores de Fase 3ø/1ø Baja Tensión Red Aérea Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control Red Subterránea Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control Instalaciones No Eléctricas , , , , , , TOTAL 11, PRICONSA 2 OSINERGMIN

4 Informe de Propuesta de Tarifas de Distribución 3.0 COSTOS DE EXPLOTAC CIÓN Los costos de Operación y Mantenimiento (COyM) de la empresa modelo asciende en total a: miles US$ tal como se detalla en el cuadro Nº2, de los cuales miles de US$ corresponden a la red de MT; miles US$ corresponden a la red de BT y miles US$ al Alumbrado Público, así como se tienen miles US$ correspondiente a los costos asociados al usuario. Cuadro Nº 2: Tabla de Asignación de Costos de OyM (US$) Costo de OyM Técnicos Comercialización Costoo TOTAL Distrib. Distrib. Alumbrado Gestión Operación asociado Concepto (US$) Total Total MT BT Público Comercial Comercial al Usuario Costos Directos 1 Materiales 48,349 4,727 10,687 9, ,781 1, ,526 21,662 2 Supervisión Directa 134, ,299 28,010 9, ,326 15,856 7,928 15,856 39,640 3 Personal Propio 69,715 12,624 31,295 10, ,994 6,289 3,144 6,289 15,721 4 Servicio de Terceros 542, ,851 84,946 21, , , , ,852 5 Cargas Diversas y Otros 96,0466 5,777 14,425 4, , ,870 8,730 6 Total 891, , ,363 53, ,569 24,072 13, , ,605 Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Personal Propio 238, ,260 86,103 25, ,521 38,285 25, ,635 2 Materiales 20,821 3,503 8,207 2, ,157 3,531 2, ,768 3 Servicio de Terceros 125,316 17,315 36,917 9, ,661 19,668 15, ,456 4 Aporte Organismo Regulador 16,0966 2,771 6,873 2, , ,519 5 Cargas Diversas y Otros 7,9377 2, , Costo Capital de Trabajo 9, , , Total 418,063 63, ,137 39, ,737 62,751 44, ,829 Asignación de Costo de Gestión Comercial 1 Materiales 1,209 2, ,905 2 Supervisión Directa 3,910 9,168 2, ,856 3 Personal Propio 10,992 25,772 7, ,574 4 Servicio de Terceros 4,850 11,372 3, ,668 5 Cargas Diversas y Otros 449 1, ,820 6 Total 21,411 50,199 15, ,823 Asignación de Costo de Operación Comercial 1 Materiales 740 1, ,999 2 Supervisión Directa 1,955 4,584 1, 389 7,928 3 Personal Propio 7,027 16,475 4, ,494 4 Servicio de Terceros 4,192 9,829 2, ,000 5 Cargas Diversas y Otros ,010 6 Total 14,163 33,206 10, ,432 Costos Totales de OyM 167, , , ,560 PRICONSA 3 OSINERGMIN

5 Informe de Propuesta de Tarifas de Distribución 4.0 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA Respecto a la demanda de potencia, del balance de potencia y energía de la red adaptada del año 2012 mostrada en el cuadro Nº3, se obtiene que la potencia comercializadaa en MT es de 3,973 kw y 3,254 kw para el caso de la red de BT. Cuadro Nº 3: Balance de Potencia y Energía de la Red Adaptada (Año 2012) Descripción Energía Anual Factor de Potencia Factor de Carga / Factor MWh (kw) coincidencia de Pérdida Total Ingreso a MT Pérdidas Estándar en Media Tensión Técnicas redes Ventas en Media Tensión MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP Total Ingreso a BT Técnicas No Técnicas Ventas en Bajaa Tensión BT2 BT5C BT5B BT6(2) BT5D 11, , , , , , , , , , , NHUBT Demanda MT Demanda BT horas kw kw 195 3, , CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN 5.1 Costo Fijo (CF) Los costos fijos de atención al cliente, se determinan a partir de los costos comerciales directos e indirectos y del número de clientes del Sistema Eléctrico Modelo a diciembre del año (Independiente de su consumo), los cuales son clasificados por tipo de medición. El Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural, cuenta con un gran número de clientes de tarifas simples (BT5B y BT5NR) y un reducido número de clientes de tarifas complejas (MT2/BT2, MT3 y MT4). Asimismo, el Sistema Modelo cuenta con una cantidad de medidores de energía para las redes de alumbrado público. Por otro lado, el costo total anual asociado a los clientes asciende a miles de Soles, el cual se desagrega a los clientes de tarifas simples y tarifas complejas, en función al costo directo de explotación comercial. Cuadro Nº 4: Costos Asociados a los Clientes de Acuerdo a la Opción Tarifaria (S/.) Descripción CFE CFS CFH CFEAP CFECO Total Costos Directos Asociado al Cliente: Costo Total Asociado al Cliente: 869, ,439 3,177 3, , ,901 PRICONSA 4 OSINERGMIN

6 Con los costos asociados a los diferentes tipos de clientes se calcula los costos fijos de atención al cliente de acuerdo a la siguiente relación: CC CF N CL CL CCCL: Costos comercial de atención al cliente, representa los Costos Directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar la toma de lecturas, procesamiento, emisión, distribución y cobranza de toda la clientela incluyendo todas las opciones tarifarias. No se incluye la gestión de cobranza de morosos (cortes y reconexiones). NCL: Número total de usuarios servidos. Aplicando la relación anterior y los costos asignados a cada segmento de cliente de acuerdo al tipo de medición, se calculan los costos fijos de los mismos, tal como se detalla en el cuadro Nº5: Cuadro Nº 5: Cargos Fijos Mensuales Descripción Unidades CFE CFS CFH CFEAP CFE(1) Promedio CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) Miles de S/ NCL (Número de Clientes) Clientes 23, ,965 Costo Fijo por Cliente S/./Cliente-mes (1) lectura semestral 5.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) De acuerdo a los cálculos y análisis precedentes correspondientes al valor nuevo de reemplazo (VNR) eléctrico y no eléctrico, costos de explotación técnica (operación y mantenimiento) y costos indirectos asignados al mercado de la red de MT, el valor agregado de distribución anual a nivel de media tensión (VADMT) para el Sector Típico 6, se obtiene aplicando la siguiente expresión: avnrmt OyM MT VADMT MW avnr MT OyM MT MW MT MT Anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión (MT) económicamente adaptadas (VNR MT adaptado) de la empresa modelo. Costos de operación y mantenimiento anual de la red de MT económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. Potencia máxima demandada a nivel de MT para las horas de punta excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de MT. PRICONSA 5 OSINERGMIN

7 Aplicando la expresión anterior, el valor agregado de distribución al nivel de media tensión (VAD MT ) para el sector típico 6 es: Cuadro Nº 6: Valor Agregado de Distribución en Media Tensión Descripción Unidad MT Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 9,530 Anualidad del VNR Miles de S/. 1,183 Costo Anual de Explotación Miles de S/. 427 Total Costo Anual Miles de S/. 1,611 Máxima Demanda kw 3973 Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes Valor Agregado de Distribución SED (VADSED) El valor agregado de distribución anual a nivel de las subestaciones de distribución (VAD SED ) para el sector típico 6 se obtiene aplicando la siguiente expresión: avnrsed OyM SED VADSED MW avnr SED OyM SED MW MT BT Anualidad correspondiente a las inversiones de las subestaciones de distribución MT/BT económicamente adaptadas (VNR SED adaptado) de la empresa modelo. Costos de operación y mantenimiento anual de las subestaciones de distribución económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. Potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de las subestación MT/BT) para las horas de punta excluyendo las pérdidas estándar (técnicas y comerciales). Aplicando la expresión anterior, el valor agregado de distribución a nivel de las subestaciones (VAD SED ) para el sector típico 6 es: Cuadro Nº 7: Valor Agregado de Distribución en SED Descripción Unidad SED Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 2,988 Anualidad del VNR Miles de S/. 371 Costo Anual de Explotación Miles de S/. 338 Total Costo Anual Miles de S/. 709 Máxima Demanda kw 3254 Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes Valor Agregado de Distribución BT (VADBT) El valor agregado de distribución al nivel de baja tensión (VAD BT ), para el sector típico 6 se obtiene aplicando la siguiente expresión: avnrbt OyM BT VADBT MW avnr BT BT Anualidad correspondiente a las inversiones asignados al mercado de la red de baja tensión BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptadas (VNR BT adaptado) de la empresa modelo y otros activos fijos requeridos para el desarrollo de la actividad de distribución de la empresa modelo. PRICONSA 6 OSINERGMIN

8 OyM BT MW MT Costos de operación y mantenimiento anual asignado al mercado de la red de BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. Potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de las subestación MT/BT) para las horas de punta excluyendo las pérdidas estándar (técnicas y comerciales). Aplicando la expresión anterior, el valor agregado de distribución a nivel de baja tensión (VAD BT ) para el sector típico 6 es: Cuadro Nº 8: Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión Descripción Unidad BT Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 20,136 Anualidad del VNR Miles de S/. 2,500 Costo Anual de Explotación Miles de S/. 1,306 Total Costo Anual Miles de S/. 3,806 Máxima Demanda kw 3254 Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes Pérdidas estándar de distribución en Potencia y Energía Teniendo en cuenta las ventas a clientes en MT y BT registradas para el año 2012 en el sistema eléctrico modelo seleccionado se han calculado los porcentajes de pérdidas estándar técnicas y no técnicas. 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: Cuadro Nº 9: Pérdidas de Potencia y Energía en Distribución % 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% 5.6 Factor de Economía de Escala Los factores de economía de escala para el presente periodo tarifario (Noviembre Octubre 2017) son los que se muestran en el cuadro Nº10. Cuadro Nº 10: Factores de Economía de Escala del Valor Agregado de Distribución Periodo MT BT SED CF Noviembre 2013 Octubre Noviembre 2014 Octubre Noviembre 2015 Octubre Noviembre 2016 Octubre PRICONSA 7 OSINERGMIN

9 5.7 Formula de Reajuste Con los resultados obtenidos del VAD, se determinaron las correspondientes estructuras de costos de los valores agregados por concepto de costos de distribución, desagregadas en parámetros y acompañados por una proposición de fórmulas de indexación de los principales componentes. Para la confección de las fórmulas se tuvo en cuenta la incidencia de la estructura de costos de los siguientes parámetros: Mano de Obra. Productos Nacionales. Productos Importados clasificados por partida arancelaria. Precio del Cobre y Aluminio. A Parámetro de participación de mano de obra y producto nacionales (%). B Parámetro de participación de los productos importados (%). C Parámetros de participación del conductor de cobre (%). D Parámetros de participación del conductor de aluminio (%). IPM Índice de Precios al por mayor. Tipo de cambio (S/. /US$). IP Cu Índice de precios del cobre. Índice de precios del aluminio. IP Al FAVAD A IPM IPM B C IPCu IPCu D IPAl IPAl Los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el VAD MT, VAD SED y VAD BT se presentan en los cuadros Nº11: Cuadro Nº 11: Parámetros de las Fórmulas de Reajuste del VAD Parámetro FAVADMT FAVADBT FAVADSED Indicador Asociado A Índice de Precios al por Mayor (IPM) B Índice de Productos Importados C Índice del Precio del Cobre D Índice del Precio del Aluminio Los cargos fijos se actualizan en función del IPM: FACFE FACFS FACFH IPM IPM 0 Los valores base para la fórmula de actualización son: Cuadro Nº 12: Parámetros de las Fórmulas de Reajuste del VAD Valores Base para la actualización Tipo de Cambio 0 S/. / US$ Índice de precios del Cobre IPCu0 ctv. USD/lb Índice de precios del Aluminio IPAl0 USD / Tn. 2, IPM IPM PRICONSA 8 OSINERGMIN