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:SEXTO INFORME INFORME DE LA PROPUESTA DEL VAD Y CARGOS FIJOS A EFECTOS DE LA FIJACIÓN Octubre 2013 Lima - Perú

2 INFORME DE PROPUESTA DEL VAD Y CARGOS FIJOS A EFECTOS DE LA FIJACIÓN SECTOR TÍPICO 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 (VAD) Valor Agregado de Distribución SED (VADSED) Valor Agregado de Distribución (VAD) Pérdidas estándar de distribución en Potencia y Energía Factor de Economía de Escala Formula de Reajuste... 7 PRICONSA 1 OSINERGMIN

3 INFORME DE PROPUESTA DEL VAD Y CARGOS FIJOS A EFECTOS DE LA FIJACIÓN 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 (Estudios 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: 12, miles de US$, tal como se detalla en el cuadro Nº1, de los cuales 3, miles US$ corresponden a la red y 8, miles US$ corresponden a la red de (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 km , Red Subterránea km Equipos de Protección y Seccionamiento Subestaciones , Subestaciones de Distribución / Monoposte , Biposte Convencional Compacta Pedestal Conversores de Fase 3ø/1ø Baja Tensión 6, Red Aérea Servicio Particular km , Alumbrado Público km Luminarias Equipos de Control Red Subterránea Servicio Particular km Alumbrado Público km Luminarias Equipos de Control Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular km , Alumbrado Público km Luminarias Equipos de Control Instalaciones No Eléctricas TOTAL 12, PRICONSA 2 OSINERGMIN

4 3.0 COSTOS DE EXPLOTACIÓN 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 ; miles US$ corresponden a la red de 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$) Concepto TOTAL (US$) Distrib. Costo de OyM Técnicos Distrib. +SED Alumbrado Público Total Gestión Comercial Comercialización Operación Comercial Costo asociado al Usuario Total Costos Directos 1 Materiales 59,471 4,777 10,687 14,324 29,788 2,347 1,249 24,188 27,784 2 Supervisión Directa 203,713 18,868 47,315 20,531 86,714 28,032 14,016 28,032 70,081 3 Personal Propio 108,360 18,241 45,744 19,849 83,834 9,810 4,905 9,810 24,526 4 Servicio de Terceros 611,325 34,175 86,994 28, , , , ,310 5 Cargas Diversas y Otros 106,235 7,128 18,005 6,844 31, ,748 11,198 6 Total 1,089,104 83, ,744 89, ,544 41,136 21, , ,898 Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Personal Propio 342,011 52, ,877 48, ,270 56,268 35, ,382 2 Materiales 30,359 4,857 11,667 4,729 21,253 5,167 3, ,218 3 Servicio de Terceros 153,522 21,382 47,142 16,244 84,768 24,499 18, ,651 4 Aporte Organismo Regulador 16,359 2,547 6,392 2,744 11,684 1, ,930 5 Cargas Diversas y Otros 7,937 2, , Costo Capital de Trabajo 9, , , Total 560,106 83, ,973 72, ,495 87,567 57, ,753 Asignación de Costo de Gestión Comercial 1 Materiales 1,722 4,115 1,677 7,514 2 Supervisión Directa 6,424 15,352 6,256 28,032 3 Personal Propio 15,143 36,188 14,747 66,078 4 Servicio de Terceros 5,614 13,417 5,467 24,499 5 Cargas Diversas y Otros 591 1, ,579 6 Total 29,495 70,485 28, ,703 Asignación de Costo de Operación Comercial 1 Materiales 985 2, ,300 2 Supervisión Directa 3,212 7,676 3,128 14,016 3 Personal Propio 9,171 21,917 8,931 40,019 4 Servicio de Terceros 4,438 10,606 4,322 19,366 5 Cargas Diversas y Otros ,372 6 Total 18,121 43,305 17,647 79,073 Costos Totales de OyM 214, , , ,816 PRICONSA 3 OSINERGMIN

5 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 comercializada en es de 3, kw y 3, kw para el caso de la red de. Cuadro Nº 3: Balance de Potencia y Energía de la Red Adaptada (Año 2012) Descripción Energía Anual MWh Factor de Carga / Factor de Pérdida Potencia Factor de coincidencia Total Ingreso a 11, , Pérdidas Estándar en Media Tensión Técnicas No Técnicas Ventas en Media Tensión 2, , P FP P FP Total Ingreso a 9, , Técnicas No Técnicas Ventas en Baja Tensión 8, , C 1, B 6, , (2) D NHU horas 195 Demanda kw 3, Demanda kw 3, (kw) 5.0 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 (5B y 5NR) y un reducido número de clientes de tarifas complejas (2/2, 3 y 4). 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 1, 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: 1,077,055 3, ,081,305 Costo Total Asociado al Cliente: 1,077,055 3, ,081,305 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/. 1,077,055 3, ,077, ,610 1,081,305 NCL (Número de Clientes) Clientes 23, ,938 23,938 23,965 Costo Fijo por Cliente S/./Cliente-mes (1) lectura semestral 5.2 Valor Agregado de Distribución (VAD) 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, el valor agregado de distribución anual a nivel de media tensión (VAD) para el Sector Típico 6, se obtiene aplicando la siguiente expresión: avnr OyM MW VAD avnr OyM MW Anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión () económicamente adaptadas (VNR adaptado) de la empresa modelo. Costos de operación y mantenimiento anual de la red de económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. Potencia máxima demandada a nivel de para las horas de punta excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de. Aplicando la expresión anterior, el valor agregado de distribución al nivel de media tensión (VAD ) para el sector típico 6 es: Cuadro Nº 6: Valor Agregado de Distribución en Media Tensión Descripción Unidad Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 10,024 Anualidad del VNR Miles de S/. 1,244 Costo Anual de Explotación Miles de S/. 547 Total Costo Anual Miles de S/. 1,792 Máxima Demanda kw 3,939 Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes PRICONSA 5 OSINERGMIN

7 5.3 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: avnr SED OyM SED VADSED MW avnr SED OyM SED MW Anualidad correspondiente a las inversiones de las subestaciones de distribución / 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 (lado primario de las subestación /) 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/. 3,070 Anualidad del VNR Miles de S/. 381 Costo Anual de Explotación Miles de S/. 438 Total Costo Anual Miles de S/. 819 Máxima Demanda kw 3,254 Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes Valor Agregado de Distribución (VAD) El valor agregado de distribución al nivel de baja tensión (VAD ), para el sector típico 6 se obtiene aplicando la siguiente expresión: avnr OyM MW VAD avnr OyM MW Anualidad correspondiente a las inversiones asignados al mercado de la red de baja tensión (SE / + Red + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptadas (VNR adaptado) de la empresa modelo y otros activos fijos requeridos para el desarrollo de la actividad de distribución de la empresa modelo. Costos de operación y mantenimiento anual asignado al mercado de la red de (SE / + Red + Instalaciones de Alumbrado Público) económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo. Potencia máxima demandada a nivel de (lado primario de las subestación /) 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 ) para el sector típico 6 es: PRICONSA 6 OSINERGMIN

8 Cuadro Nº 8: Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión Descripción Unidad Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 20,692 Anualidad del VNR Miles de S/. 2,569 Costo Anual de Explotación Miles de S/. 1,840 Total Costo Anual Miles de S/. 4,409 Máxima Demanda kw 3,254 Valor Agregado de Distribución S/./kW-mes Pérdidas estándar de distribución en Potencia y Energía Teniendo en cuenta las ventas a clientes en y 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 2.69% 5.07% Baja Tensión 6.43% 7.19% Técnicas 3.58% 4.34% SEDs / 2.60% 2.10% Redes 0.83% 1.89% Acometidas 0.03% 0.07% Medidores 0.12% 0.28% No Técnicas 2.85% 2.85% 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 SED CF Noviembre 2013 Octubre Noviembre 2014 Octubre Noviembre 2015 Octubre Noviembre 2016 Octubre 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. FAVAD A IPM IPM B C IPCu IPCu D IPAl IPAl PRICONSA 7 OSINERGMIN

9 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$). IP Cu Índice de precios del cobre. Índice de precios del aluminio. IP Al Los parámetros A, B, C y D de fórmulas de reajuste definidas para el VAD, VAD SED y VAD se presentan en los cuadros Nº11: Cuadro Nº 11: Parámetros de las Fórmulas de Reajuste del VAD Parámetro FAVAD FAVAD FAVADSED Indicador Asociado A Índice de Precios al por Mayor (IPM) B Índice de Productos Importados C Índice del Precio del Cobre D Índice del Precio del Aluminio Los cargos fijos se actualizan en función del IPM: FACFE FACFS FACFH IPM IPM 0 Los valores base para la fórmula de actualización son: Cuadro Nº 12: Parámetros de las Fórmulas de Reajuste del VAD Valores Base para la actualización Tipo de Cambio 0 S/. / US$ Índice de precios del Cobre IPCu0 ctv. USD/lb Índice de precios del Aluminio IPAl0 USD / Tn. 2, IPM IPM PRICONSA 8 OSINERGMIN