Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) del Sector Típico 1

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1 Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) del Sector Típico 1 Audiencia Pública Lima 5 de setiembre de 2005 Contenidos 1. Etapas del proceso de cálculo del VAD 2. Estructuración de la empresa modelo 3. Cálculo de tarifas de distribución 2 1

2 Contenidos 1. Etapas del proceso de cálculo del VAD 2. Estructuración de la empresa modelo 3. Cálculo de tarifas de distribución 3 1. Cálculo del VAD - Proceso 4 2

3 Contenidos 1. Etapas del proceso de cálculo del VAD 2. Estructuración de la empresa modelo 3. Cálculo de tarifas de distribución 5 2. Estructuración de la empresa modelo 2.1 Caracterización del mercado 2.2 Diseño de redes 2.3 Costos unitarios de instalaciones 2.4 Definición de tecnología adaptada 2.5 Optimización técnico-económica del sistema modelo 2.6 Pérdidas estandar 2.7 Calidad de servicio 2.8 Balance de potencia y energía 2.9 Optimización de costos de explotación 2.10 Instalaciones no Eléctricas 2.11 Resultados obtenidos 6 3

4 2.1 Caracterización del mercado Generalidades Zonificación del mercado por densidad de carga ZONA Urbano Rural / Baja Densidad Urbano / Media Densidad Urbano / Alta Densidad 2 Urbano / Alta Densidad 1 Urbano / Muy Alta Densidad Rango de Densidad 0,0 a 0,25 MW/km 2.- 0,25 a 1,5 MW/km 2.- 1,5 a 2,5 MW/km 2.- 2,5 a 4,0 MW/km 2.- más de 4 MW/km 2.- δ Bn P a +P = Sup b Bn Caracterización del mercado - Procedimiento 8 4

5 2.1 Caracterización del mercado - Resultados Areas de densidad de carga resultantes Detalle área centrica de Lima Diseño de redes Criterios de diseño Por zonas Urbana muy alta densidad Urbana alta densidad 1 Urbana alta densidad 2 Urbana media densidad Urbana baja densidad Zonas de sierras y playas Red de MT SED MT/BT Red de BT Subterránea Aérea Convencional subterránea o compacta pedestal Biposte y por restricciones compacta pedestal o compacta bóveda Monoposte y por restricciones compacta pedestal Subterránea Aérea Por restricciones Veredas ancho < 2,3 m Veredas ancho < 1,8 m Veredas ancho < 1,3 m Zonas monumentales Aérea Subterránea Compacta pedestal Compacta bóverda Convencional subterránea Convencional subterránea o compacta pedestal Aérea Subterránea 10 5

6 2.3 Costos Unitarios de instalaciones Se valorizan distintas instalaciones del sistema de distribución: Km de línea de media y baja tensión (convencinal, compacta, etc) Subestaciones de distribución (aéreas, compactas, subterráneas, etc.) Equipos de protección y control. Componentes del sistema de alumbrado público (luminarias, postes, equipos de control, etc.) Los Costos Unitarios de Inversión, están basados en precios de mercado de materiales y recursos, armados típicos Los rendimientos se adoptaron considerando los costos estándares de inversión para la determinación del VNR fijado en el año Costos Unitarios de instalaciones Los costos de inversión están conformados por los siguientes componentes: Costos Directos Costos de Materiales Costos de Mano de Obra Costo de Transporte y Equipos Costo de Stock Porcentaje del Contratista Costos Indirectos Ingeniería Gastos Generales Interés Intercalario 12 6

7 2.3 Costos unitarios de inversión Resultados Costos unitarios relevantes de Media Tensión Descripción de la Instalación Unidad Mat. Rec. Ind. Total RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 km $ 7,065 $ 3,989 $ 2,298 $ 13,351 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 km $ 7,629 $ 3,989 $ 2,415 $ 14,032 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 km $ 8,789 $ 3,989 $ 2,656 $ 15,434 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 km $ 10,348 $ 3,989 $ 2,980 $ 17,317 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 km $ 8,599 $ 3,681 $ 2,552 $ 14,832 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 km $ 11,152 $ 3,989 $ 3,147 $ 18,288 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 km $ 16,094 $ 3,989 $ 4,174 $ 24,257 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x50 mm2 km $ 18,494 $ 31,431 $ 10,378 $ 60,303 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x185 mm2 km $ 32,328 $ 32,345 $ 13,443 $ 78,116 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x240 mm2 km $ 38,579 $ 32,345 $ 14,742 $ 85,666 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AA 3x50 mm2 + portante km $ 14,984 $ 4,172 $ 3,982 $ 23,139 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AA 3x120 mm2 + portante km $ 20,258 $ 4,172 $ 5,078 $ 29, Costos unitarios de inversión Resultados Costos unitarios relevantes de Baja Tensión Descripción de la Instalación Unidad Mat. Rec. Ind. Total RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante km $ 5,746 $ 2,702 $ 1,756 $ 10,205 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante km $ 6,808 $ 2,702 $ 1,977 $ 11,487 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante km $ 8,095 $ 2,620 $ 2,227 $ 12,943 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante km $ 9,350 $ 2,620 $ 2,488 $ 14,459 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x150 mm2 km $ 18,193 $ 28,302 $ 9,664 $ 56,159 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x185 mm2 km $ 20,912 $ 28,302 $ 10,230 $ 59,444 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x240 mm2 km $ 24,589 $ 27,319 $ 10,790 $ 62,

8 2.3 Costos unitarios de inversión Resultados Costos unitarios relevantes de subestaciones de distribución Descripción de la Instalación Unidad Mat. Rec. Ind. Total S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kva (3F) unidad $ 2,315 $ 348 $ 554 $ 3,217 S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kva (3F) unidad $ 3,170 $ 348 $ 731 $ 4,249 S.E. AEREA BIPOSTE 100 kva (3F) unidad $ 3,606 $ 471 $ 848 $ 4,925 S.E. AEREA BIPOSTE 160 kva (3F) unidad $ 4,632 $ 471 $ 1,061 $ 6,164 S.E. AEREA BIPOSTE 250 kva (3F) unidad $ 5,409 $ 471 $ 1,222 $ 7,102 S.E. AEREA BIPOSTE 400 kva (3F) unidad $ 8,287 $ 471 $ 1,821 $ 10,579 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 250 kva (3F) unidad $ 14,057 $ 7,763 $ 4,535 $ 26,355 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 400 kva (3F) unidad $ 16,175 $ 7,763 $ 4,976 $ 28,913 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 630 kva (3F) unidad $ 18,197 $ 7,775 $ 5,399 $ 31,370 S.E. COMPACTA PEDESTAL 250 kva (3F) unidad $ 11,777 $ 1,120 $ 2,681 $ 15,579 S.E. COMPACTA PEDESTAL 400 kva (3F) unidad $ 14,905 $ 1,120 $ 3,331 $ 19,356 S.E. COMPACTA PEDESTAL 630 kva (3F) unidad $ 17,461 $ 1,120 $ 3,862 $ 22, Definición de tecnología adaptada Sistema de Operación y Protecciones: neutro aislado de tierra. Redes Subterráneas de MT y BT: cable de cobre. Redes Aéreas de MT: postes de concreto; cobre desnudo en zonas con contaminación; aleación de aluminio desnudo en el resto. Autoportante en zonas con vereda restringida. Redes Aéreas de BT: postes de concreto; autoportantes o preensamblados de Aluminio en zonas con contaminación. Subestaciones de Distribución: plataformas aéreas monoposte o biposte, subestaciones compactas a nivel o subterráneas y subestaciones convencionales a nivel o subterráneas. Alumbrado Público: postes de concreto, aprovechamiento de apoyos en red de BT, pastorales metálicos y luminarias con lámparas de vapor de sodio de baja presión. 16 8

9 2.5 Optimización técnico-económica del sistema modelo Diseño de redes de distribución Zonas urbanas, mediante un modelo geométrico que considera: Características del mercado a atender Características geográficas y restricciones constructivas Tecnologías adaptadas. Criterios de diseño de las instalaciones. Parámetros de confiabilidad (NTSCE) Zonas de sierras y playa: Optimización de redes reales mediante el modelo SPARD de Energy Computer Systems, que integra herramientas de análisis de redes y el ambiente GIS Optimización técnico-económica del sistema modelo Descripción del modelo geométrico Se realizó una optimización global de las instalaciones involucradas, considerando simultáneamente el desarrollo de los segmentos de media tensión, subestaciones de distribución (SED) y red de baja tensión. Se consideraron costos de inversión (inicial y futura), costos de operación y mantenimiento y costos de pérdidas, resultando el escenario elegido aquel que presente menor costo total capitalizado. Se evaluaron 27 escenarios de diminesionamiento de la red para cada una de las áreas típicas 18 9

10 2.5 Optimización técnico-económica del sistema modelo Escenarios Considerados: Sobre la base de la experiencia del consultor se evaluaron 27 escenarios para cada área típica. Estos escenarios surgen de combinar 3 alternativas (máxima, media y mínima) para cada uno de los segmentos de distribución analizados (red de media tensión, SED y red de baja tensión). Resultados obtenidos: Concepto Unidad Muy alta densidad Alta densidad 1 Alta densidad 2 Alta densidad 2 c/c Media densidad Media densidad c/c Baja densidad Baja densidad c/c Sección de troncal MT N N AA18503 CU12003 AA18503 CU12003 AA18503 CU12003 Sección derivación MT N N AA05003 CU03503 AA05003 CU03503 AA05003 CU03503 Potencia subestación MT/BT kva Seccion troncal BT NY15013 AS12013 AS12013 AS12013 AS07013 AS09513 AS09513 AS07013 Seccion ramal BT NY15013 AS05013 AS05013 AS05013 AS05013 AS05013 AS05013 AS Optimización técnico-económica del sistema modelo Esquemas de desarrollo del sistema de distribución Topología - Red de Media Tensión Topología - Red de Baja Tensión Referencias Area de cobertura SED Red BT - Ramal Red BT - Troncal Subestación de distribución Referencias Subestación de distribución Seccionador bajo carga Red MT - Troncal Red MT - Ramal Red MT - Cierre Subestación AT/MT Area de cobertura alimentador 1 Area de cobertura alimentador

11 2.5 Optimización técnico-económica del sistema modelo Alternativas topológicas Áreas de muy alta densidad y zonas históricas: Desarrollo del sistema eléctrico de media tensión con redes del tipo subterráneas radiales con cierres entre troncales en sus extremos y derivaciones de menor sección y en baja tensión, redes subterráneas con derivaciones de igual sección. Resto de las áreas: Desarrollo del sistema eléctrico de media tensión con redes del tipo subterráneas (Alta densidad 1) o aéreas (resto de las áreas) radiales con cierres entre troncales en sus extremos y derivaciones de menor sección y en baja tensión redes aéreas radiales con derivaciones de menor sección Optimización técnico-económica del sistema modelo Alumbrado Público Estudio luminotécnico para cada tipo de vía teniendo las siguientes consideraciones: Geométricas: distancias típicas de instalación y formas típicas de plazas y parques Técnicas: fluctuaciones de tensión y cambios de temperatura, factor de mantenimiento Herramienta utilizada: Programa Calculux desarrollado por Phillips Cruces importantes y túneles viales, considerados de forma específica Datos de partida: Perfiles de los distintos tipos de vía según el tipo de alumbrado Clasificación de las plazas y parques en tres tipos según el tamaño de la superficie. Kilómetros de extensión de red 22 11

12 2.5 Optimización técnico-económica del sistema modelo Resultados de Alumbrado Público Cantidad Total de Luminarias Km de red Calles Parques Panamericana + Evitamiento Av. Ramiro Prialé Coronas para iluminación de cruces importantes Túneles Total Pérdidas estándar Pérdidas técnicas de potencia en las redes MT y BT, SED MT/BT resultantes de la optimización Pérdidas de conductores Pérdidas en el cobre y en el fierro de transformadores Pérdidas de potencia en acometidas y medidores. Resultados: Pérdidas Energía Potencia Técnicas [%] [%] MT 1.29% 1.64% MT/BT 1.65% 1.58% BT 3.12% 3.98% ACOM MED 1.38% 1.26% TOTAL BT 6.15% 6.83% Pérdidas No Energía Potencia Técnicas [%] [%] BT 2.85% 2.85% 24 12

13 2.7 Calidad de Servicio Estándares de calidad de servicio técnico: Confiabilidad del servicio Límites de Calidad de Servicio Cantidad de Fallas MT Tiempo de Falla MT Cantidad de Fallas BT Tiempo de Falla BT 4.0 fallas/cli/sem 7.0 horas/cli/sem 6.0 fallas/cli/sem 10.0 horas/cli/sem Calidad de Producto (nivel de tensión): +/- 5% Calidad de Servicio Confiabilidad La red eléctrica de MT es modelada por tramos de conductores, los cuales están delimitados por equipos de protección y/o maniobra: Reconectadores, Seccionalizadores, Seccionadores bajo carga, fusibles, etc. E/T S1 Tramo 1 E/T T1 S1 T2 f1 f2 F1 Tramo 2 Tramo 3 T3 S1: Seccionador F1: Seccionadores fusibles. T1/2/3: tramos de línea Cada elemento de la red es caracterizado por una tasa de falla y duración media por falla

14 2.7 Calidad de Servicio Se consideró el cumplimiento de los niveles de calidad de servició técnico para el diseño del sistema óptimo de distribución Cumplimiento de estándares de confiabilidad Cumplimiento de éstandares de calidad de producto La calidad de producto se analizó como condición en el dimimensionamiento de las redes Balance de Energía y Potencia Para la confección del balance de potencia y energía se utiliza como información de base las siguientes fuentes: Los registros de consumos de energía del año 2004 suministrados por OSINERG. Los factores de coincidencia y carga correspondientes al estudio que SET ENERGY realizó para Luz del Sur. La demanda del sistema de alumbrado público calculada por el Consultor Supervisor según los resultados de la optimización de dicho sistema. Los niveles de pérdidas obtenidos de la optimización del sistema de distribución (red de MT, subestaciones de distribución, red de BT y acometidas y medidores). El nivel de pérdidas no técnicas reconocido por la regulación (2.85%)

15 2.8 Balance de Energía y Potencia Valores resultantes para la empresa modelo MWh MW Ingreso MT 4,217, Pérdidas estándar MT 54, Ventas MT 1,375, Ingreso BT 2,787, Pérdidas estándar BT 250, Ventas BT 2,536, Resultados relevantes Horas de Uso Tarifa BT5B: 421 horas Demanda del VAD de MT: kw Demanda del VAD de BT: kw Optimización de costos de explotación técnicos, comerciales e indirectos Criterios Empleados Análisis de procesos y actividades de la empresa Determinación de frecuencia y productividad de las tareas técnicas. Productividad de tareas comerciales Diseño de estructura orgánica eficiente Cálculo de recursos en función a volumen de tareas Costos determinados sobre precios de mercado Determinación de nivel de tercerización Determinación del costo de materiales requeridos Asignación a las actividades VAD y no VAD en función a la participación en los costos directos totales 30 15

16 2.9 Optimización de costos de explotación técnicos, comerciales e indirectos Red Modelo Análisis por procesos técnicos Red de Baja y Red de Alumbrado Media Tensión Publico de de Distribución Distribución Zonificación (ej: Urbano, Semiurbano) Tipificación (Aéreo, Subterráneo) Definición de Tareas Básicas y Frecuencias Anuales de ejecución y tasas de averia Definición de cuadrillas típicas (Mano de Obra y Movilidad) y materiales necesarios Valorización de los recursos necesarios (Mano de Obra, Movilidad y Materiales) Costos de OYM de la Red en estudio Red de Baja y Red de Alumbrado Media Tensión Publico de de Distribución Distribución Zonificación (ej: Urbano, Semiurbano) Tipificación (Aéreo, Subterráneo) Optimización de costos de explotación técnicos, comerciales e indirectos Flujo de los procesos Información necesaria Proceso Resultados DEFINICIÓN DE FUNCIONES - Operación y Mantenimiento - Comercial - Administración - Salarios Estudios de Mercado REMUNERACIONES EM - Matriz de Remuneraciones - Matriz Remuneraciones - Costos de Transporte y Salarios COSTOS DE O&M - Cantidad de Instalaciones MT Procesos y actividades - Costos Directos de O&M - Cantidad de Instalaciones BT BT - Cantidad de Instalaciones AP MT - Estandares de ejecución AP 32 16

17 2.9 Optimización de costos de explotación técnicos, comerciales e indirectos Flujo de los procesos (cont.) Información necesaria Proceso Resultados - Matriz Remuneraciones - Número de clientes COSTOS DEL CICLO - Costos de locomoción REGULAR COMERCIAL - Costos totales del - Estandares de ejecución * Lectura de Medidores Ciclo comercial - Distribución de Of. Comerciales * Emisión y envio de Factuas - Costos totales - Clientes por oficina * Cobranza de oficinas comerciales * Oficinas Comerciales - Costos Directos de OyM DETERMINACIÓN DE LOS - Costos Directos de Comercialización COSTOS DE: - Costos de OyM por nivel de tensión - Costos Administrativos ATENCION AL CLIENTE - Costos de comercialización - Número de clientes MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN - Costos de Adminsitración por client - Balance de Potencia y Energía - Matriz Remuneraciones DISEÑO Y COSTOS - Costos totales de las - Dispersión geográfica UNIDADES INTERMEDIAS Unidades Intermedias (Centros Operativos) Optimización de costos de explotación técnicos, comerciales e indirectos Flujo de los procesos (cont.) Información necesaria Proceso Resultados DISEÑO Y COSTOS DE ESTRUCTURA CENTRAL - Matriz Remuneraciones * Gerencia General - Costos totales de la - Costos de los Sistemas Corporativos * Administración - Estructura Central - Costos Insumos y Servicios. * Dirección, Estrategia y Control * Ingenieria de Explotación RESULTADOS FINALES - Costos totales de O&M y Administración 34 17

18 2.10 Instalaciones no Eléctricas Las instalaciones no eléctricas consideradas son: Edificios, bodegas y terrenos. Vehículos. Equipamiento de Bodega y Laboratorio. Equipamiento de Comunicaciones. Equipamiento de Oficina. Equipamiento de Computación. Las instalaciones dependen de la cantidad de clientes, área de concesión, cantidad de redes, cantidad de empleados y otros ratios que contemplan las características particulares de la Empresa. Resultados [US$] Edificios 11,405,500 Vehículos 968,744 Equipos de Bodega 140,535 Equipos de Laboratorio 335,243 Equipos de Comunic. 5,311,400 Equipos de Oficina 2,051,439 Equipos de Computación 7,798,320 Total VNR no Eléctrico 28,011, Resultados Obtenidos VNR Instalaciones de Media Tensión Componente Unidad Metrados VNR [miles de USD] Costo Unitario promedio Media Tensión 3, ,307 49,696 Red Aérea km 1,804 31,439 17,423 Red Subterránea km 1,381 85,927 62,220 Equipos de Protección, Seccionamiento unidad 7,197 38,347 5,328 Capacitores 194 2,594 13,370 Subestaciones 4,735 62,594 13,220 Subestaciones de Distribución MT/BT 4,735 62,594 Monoposte unidad 1,090 4,514 4,142 Biposte unidad 650 3,747 5,769 Convencional Subt. unidad ,510 27,979 Compacta Pedestal unidad 2,029 31,331 15,440 Compacta Bóveda unidad 269 3,491 12,999 TOTAL MT 220,

19 2.11 Resultados Obtenidos VNR Instalaciones de Baja Tensión Componente Unidad Metrados VNR [miles de USD] Costo Unitario promedio Baja Tensión 290,553 Red Aérea Servicio Particular km 4,608 55,142 11,966 Alumbrado Público km 4,421 9,117 2,062 Luminarias unidad 162,337 16, Equipos de Control unidad 4, Red Subterránea Servicio Particular km 3, ,437 54,646 Alumbrado Público km 1,735 20,389 11,752 Luminarias unidad 63,703 6, Equipos de Control unidad 1, Estructuras de la Red Subterránea AP unidad 79,047 16, Red Baja Tensión Servicio Particular km 7, ,579 28,888 Alumbrado Público km 6,156 29,506 4,793 Luminarias unidad 226,040 22, Equipos de Control unidad 6, Estructuras de la Red Subterránea AP unidad 79,047 16, TOTAL BT 290, Resultados Obtenidos VNR Total Componente Unidad Metrados VNR [miles de USD] Instalaciones de Media Tensión 220,901 Instalaciones de Baja Tensión 290,553 Instalaciones No Eléctricas TOTAL 28, ,465 Costo Unitario promedio 38 19

20 2.11 Resultados Obtenidos Gastos de Explotación Cortes y Reconexiones 3% Conexiones y Medidores 11% Terceros y Otros 11% Apoyo en Postes 0% Inversiones 2% US$ Costos Transferibles al VAD 33,569,734 Costos no Transferibles al VAD 19,643,719 Costos Totales 53,213,453 OyM MT 13% Transmisión 10% Atención Usuarios 11% AP 15% OyM BT 24% 39 Contenidos 1. Etapas del proceso de cálculo del VAD 2. Estructuración de la empresa modelo 3. Cálculo de tarifas de distribución 40 20

21 3 Cálculo de las tarifas de distribución 3.1 Cargo Fijo 3.2 VAD de MT 3.3 VAD de BT 3.4 Factores de economía de escala 3.5 Fórmulas de reajuste Cálculo de tarifas de distribución Cargo Fijo Cargo Fijo CCCl CF= NCl Costo comercial de atención al cliente de la empresa modelo Cantidad de clientes Costo Anual Clientes CF cli/año CF cli/mes US$ US$ US$ CFH 10, CFS 208,441 9, CFE 5,545, , CFH: Doble medición de potencia y energía horaria CFS: Simple doble medición de energía y/o una medición de potencia CFE: Simple medición de energía y potencia Costo mensual = costo anual /

22 3.2 Cálculo de tarifas de distribución VAD de MT Anualidad del VNR de las instalaciones de la empresa modelo VAD MT frc* VNRMT + COyM = Potencia MT MT Costo de operación y mantenimiento de la empresa modelo Potencia máxima demandada VADMT = 3,255 US$ / kw - mes COyM mensual = COyM anual / Cálculo de tarifas de distribución VAD de BT Anualidad del VNR de las instalaciones de la empresa modelo VAD BT frc* VNRBT + COyM = Potencia BT BT Costo de operación y mantenimiento de la empresa modelo Potencia máxima demandada VADBT = 11,531 US$ / kw - mes COyM mensual = COyM anual /

23 3.4 Cálculo de tarifas de distribución Factor de Economía de escala P ( ) fc + 1+ tc Pvc FEE = ( 1+ t ) FEE: Factor de economía de escala Pfc: Proporción fija del costo Tasa de crecimiento anual de clientes y demanda Proporción variable del costo Resultados c Pautas Estimación del crecimiento de la cantidad de clientes Estimación del crecimiento de demanda neto de crecimiento vegetativo Análisis de la evolución de costos CF Año Año Año Año VAD MT VAD BT Año Año Año Año Cálculo de tarifas de distribución FAVAD Fórmulas de Reajuste MT / BT = % A MT / BT IPM IPM m 0 + % B MT / BT Dm (1 + Tam ) + % C D (1 + Ta 0 0) MT / BT IPCun Dm (1 + Tam ) + % D IPCu D (1 + Ta 0 0 0) MT / BT IPAln Dm (1 + Tam ) IPAl D (1 + Ta 0 0 0) IPM: Indice de precio mayorista D: Tasa de cambio [soles/usd] Ta: Tasa arancelaria para la importación de equipos electromecánicos IPCu: Indice de precios del cobre IPAL : Indice de precios del aluminio Criterio Utilizado: Análisis de la participación de cada uno de los componentes en el costo de las instalaciones y en los costos de explotación y su impacto en el VAD de MT y BT Coeficientes finales VAD MT VAD BT A B C D

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