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EDELNOR Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Resumen Ejecutivo Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 Octubre 2013 9 Junio 2009

EDELNOR Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Resumen Ejecutivo Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 Octubre 2013 9 Junio 2009 PA Knowledge Limited 2009 Prepared by: Consorcio PA Consulting Services SAC- PA Consulting Services SA Calle Bolívar Nº 472 Of. 603 Lima 18 Perú Tel: +511-447 7784 Fax: +511-241 1016 www.paconsulting.com Versión: 1.0

INDICE 1. Introducción 2. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo 3. Balance de Energía y Potencia 4. Valor Nuevo de Reemplazo 4.1 Costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución 4.2 Proceso de Optimización técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica 4.3 Proceso de determinación del VNR de las Inversiones No Eléctricas 5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial 5.1 Costos Estándar de Operación y mantenimiento Técnico 5.2 Costos de gestión Comercial 5.3 Pérdidas Estándares No Técnicas o Comerciales 5.4 Costos de administración o apoyo 5.5 Otros costos de explotación 5.6 Costos de operación y mantenimiento, comerciales y de administración o apoyo de la empresa modelo 6. Pérdidas Estándar de Energía y Potencia 7. Calidad de Servicio Eléctrico 8. Resultados 8.1 Costo Fijo ( CF ) 8.2 Valores Agregados de Distribución ( VADMT, VADBT y VADSED ) 8.3 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía 8.4 Factores de economía de escala 8.5 Fórmula de reajuste i EDELNOR.9/6/09

1. INTRODUCCIÓN La LCE y el RLCE del Perú establecen que el Valor Agregado de Distribución (VAD), componente de las tarifas eléctricas a usuarios finales, debe ser establecido cada cuatro años por el OSINERG. A tal efecto las empresas concesionarias cuyos sistemas eléctricos hayan sido seleccionados como representativos de cada Sector de Distribución Típico (SDT) deben encargar los estudios de Costos del VAD a empresas consultoras precalificadas por el OSINERG, entidad que también publica los Bases para la ejecución de los estudios, supervisa su avance y comunica las observaciones correspondientes a las concesionarias. Los valores del VAD actualmente vigentes para cada SDT tienen vigencia durante el período 1 de noviembre de 2009 a 31 de octubre de 2013, por lo que los nuevos valores del VAD deben ser establecidos por el OSINERG a partir del 1 de noviembre de 2009. Como representativo del SDT 1 el OSINERG ha establecido el sistema eléctrico modelo de Lima Norte, perteneciente a la distribuidora Edelnor, la que ha contratado a PA Consulting Services para el desarrollo del Estudio de Costos del VAD correspondiente al SDT 1. Los TDR establecen que se deben presentar, durante el desarrollo del estudio, tres informes parciales y un informe final. La Ley de Concesiones Eléctricas señala que el Valor Agregado de Distribución (VAD) se basará en una empresa modelo eficiente, de la cual se determinarán los siguientes valores: 1. Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía. 2. Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía. 3. Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento asociados a la distribución por unidad de potencia suministrada. Para la determinación de esos valores se ha efectuado la Estructuración de la Empresa Modelo tomando en cuenta lo establecido en los Términos de Referencia publicados por el OSINERGMIN al efecto, siendo importante destacar los siguientes aspectos: Le empresa Edelnor presta servicio mayoritariamente en el Sector de Distribución Típico 1 (SDT1) y en menor medida en el Sector de Distribución Típico 2 (SDT2), 3 (SDT3), y 5 (SDT5) por lo que se ha efectuado una asignación de costos en instalaciones a los distintos SDT. La empresa modelo se ha diseñado considerando que efectúa actividades adicionales cuyos costos se excluyen del cálculo del VAD como son la atención de nuevos suministros (conexiones), los cortes y reconexiones y la transmisión. También se han identificado los costos asociados al diseño y construcción de las obras de distribución, de modo de evitar la duplicidad en su inclusión en el VNR adaptado. En todos los casos se han considerado los costos directos como los directos correspondientes. Se ha diseñado la Empresa Modelo para atender con la misma infraestructura y recursos a tanto a los clientes del servicio público de electricidad como a los 1-1

1. Introducción clientes del mercado no regulado (libres), ya que la inversión y los costos de operación y mantenimiento atienden a ambas categorías y el VAD y las condiciones de prestación del servicio son las mismas. Se ha considerado que la empresa modelo presta el servicio de distribución eléctrica en el mismo área geográfica que la empresa de referencia (Lima Norte), con las mismas restricciones ambientales, geográficas y urbanísticas existentes y tomando en cuenta las condiciones socioeconómicas existentes en el mercado atendido. El diseño de las instalaciones se ha efectuado a partir de la distribución de la demanda existente en el área de servicio en el año de referencia del estudio (2008), y tomando en cuenta las restricciones mencionadas. Para ello se han analizado distintas opciones tecnológicas, topológicas y de capacidad de los elementos de manera de minimizar los costos conjuntos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas durante el período de análisis. Todos los costos considerados en el estudio están expresados en moneda del 31 de diciembre de 2008 y no incluyen el IGV. Los mismos corresponden a valores del mercado en la zona de operación de la empresa distribuidora. Los valores en dólares se ha determinado utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de diciembre de 2008 de 3,1408 nuevos soles por dólar. La empresa modelo se ha diseñado de manera de cumplir con los requerimientos señalados en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTSCE), Código Nacional de Electricidad, y Resoluciones Directoriales del MEM entre otras normas vigentes. El presente Informe Final del Estudio de Costos del VAD Sector Típico 1 se ha estructurado según lo solicitado en los Términos de Referencia del Estudio en las siguientes partes: Resumen Ejecutivo Informe de Resultados Relevantes Parte 1 : Validación y Revisión de Antecedentes y Revisión Inicial de Costos de la Empresa real Parte 2 : Proceso de Optimización de la Empresa Modelo Parte 3 : Resultados del Estudio de Costos del VAD En este Resumen Ejecutivo se efectúa una breve descripción del proceso de estructuración de la Empresa Modelo, y se presentan los resultados de los costos del VAD obtenidos para el Sector de Distribución Típico 1 y el cálculo y resultados de las Tarifas de Distribución (Cargo Fijo, VAD BT, VAD MT, pérdidas estándar, factores de economía de escala y fórmulas de reajuste). Los valores resultantes para los costos del VAD, expresados en dólares a fecha 31 de diciembre de 2008 se presentan en las tablas siguientes. 1-2

1. Introducción CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFECO Costo Anual miles US$ / año 8.346 64 5 365 406 264 Clientes # 929.123 4.110 272 5.630 30.000 5.500 CF US$ / cli-año 0,749 1,290 1,532 5,406 1,127 4,002 VAD MT VAD BT VAD SED VNR millones US$ 228,7 576,4 119,9 VNR-NOEL millones US$ 6,0 15,1 3,1 TOTAL VNR millones US$ 234,7 591,5 123,0 AVNR millones US$ / año 29,1 73,4 15,3 COyM millones US$ / año 16,0 30,8 8,1 ( AVNR + COyM ) millones US$ / año 45,2 104,2 23,4 MW MW 82,5 51,8 51,8 VAD US$ / kw-mes 4,411 16,149 3,635 Factores de expansión de pérdidas de energía PEMT 1,0116 PEBT 1,1059 1-3

2. CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO El proceso de diseño de las instalaciones de la empresa modelo se inició mediante la caracterización del mercado efectuada para el área de cobertura de la misma, y la subzonificación resultante. Se efectuó además el diseño preliminar del tipo de red correspondiente a cada subzona. Para efectuar la zonificación del mercado se partió del siguiente balance de energía y potencia de la empresa real. Energía Factor de Anual carga o Potencia MWh de pérdidas kw Ingreso MT 5.363.948 0,70 870.274 Pérdidas estándar MT 70.268 0,57 13.975 Técnicas 70.268 0,57 13.975 No Técnicas Ventas MT 2.198.608 1,01 246.796 MT1 996.472 1,15 99.058 TD1 80.802 1,25 7.358 MT2 641.568 0,90 81.470 MT3P 183.174 1,05 19.861 MT3FP 243.926 0,83 33.398 MT4P 52.666 1,06 5.651 MT4FP 0 0,00 0 Ingreso BT 3.095.072 0,58 609.503 Pérdidas estándar BT 308.525 0,48 73.905 Técnicas 190.347 0,41 49.364 No Técnicas 118.178 0,55 24.541 Ventas BT 2.786.547 0,60 530.946 BT1 0 0 BT2 17.647 0,94 2.127 BT3P 76.812 0,78 11.242 BT3FP 65.991 0,96 7.790 BT4P 94.071 0,74 14.552 BT4FP 65.764 0,91 8.199 BT5C 170.509 0,50 38.823 BT5 2.286.443 0,58 447.297 BT5A (<= 20 kw) 4.037 0,98 467 BT5A (> 20 kw) 5.274 1,34 449 La demanda simultánea en el nivel del ingreso a la red de MT para cada usuario se determinó considerando su consumo anual de energía, los factores de carga y simultaneidad definidos para cada categoría tarifaria, y las pérdidas correspondientes (incluyendo las comerciales) hasta llegar al nivel de MT. Teniendo en cuenta que se dispone de la coordenadas x-y que permiten la georeferenciación de cada usuario tanto en Baja como en Media Tensión, se distribuyó toda la demanda sobre el área de concesión de la empresa, usuario por usuario. Para efectuar la subzonificación del mercado por rangos de densidad de carga se han considerado los límites aceptados por la GART en la revisión tarifaria del año 2005 y 2001 para el Sector Típico 1. Los mencionados límites son los siguientes: 2-1

2. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo Estos límites de rangos de densidad resultan razonables de acuerdo con nuestra experiencia, ya que las áreas típicas generadas a partir de la aplicación de estos rangos de densidad de carga pueden ser atendidas con estructuras de red homogéneas. Aún así, y tomando en cuenta las observaciones al respecto producidas en oportunidad de la revisión tarifaria anterior por la GART del OSINERG y por el Supervisor del Estudio, se efectuó una subzonificación adicional dentro del área Urbana de Alta Densidad, considerando un límite intermedio de 2,5 MW/km 2. De esta manera resulta la siguiente subdivisión: Zona Rango de Densidad [ MW / km 2 ] Urbana Alta Densidad - 1 4,0 >= δ > 2,5 Urbana Alta Densidad - 2 2,5 >= δ >= 1,5 Para determinar la densidad de carga sobre el área en estudio se requirió determinar un área unitaria de cálculo (que denominamos bloque), para lo cual se efectuó un procesamiento consistente en subdividir cada área típica en áreas unitarias. Las mismas posibilitaron realizar un estudio en detalle con el objeto de definir la densidad de carga. Se adoptó un tamaño variable de las áreas unitarias que componen cada zona, para lograr que la cobertura de redes eléctricas sea lo más ajustada posible al área efectivamente con mercado, y que los límites de las zonas resultaran lo más homogéneos posible. Como resultado de la aplicación de los criterios de Subzonificación descriptos se obtuvieron superficies e indicadores para las zonas determinadas. En el siguiente gráfico se muestran las superficies cubiertas por la demanda de EDELNOR según las diferentes áreas definidas, identificadas con los colores que se indican. 2-2

2. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo Además de la densidad de carga y con contaminación existen otras características del mercado, que inciden directamente en la definición de las tecnologías y el tipo de red a utilizar. Las mismas son las siguientes: Áreas de protección del patrimonio histórico Áreas con restricciones a la utilización de redes aéreas Áreas de protección del patrimonio histórico Se trata de zonas dentro del área de cobertura de la Empresa Modelo donde se ubican monumentos históricos que requieren una protección especial, tanto desde el punto de vista visual como en lo que respecta a la reparación y mantenimiento de las instalaciones, con el objeto de preservar el patrimonio cultural. 2-3

2. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo Áreas con restricciones a la utilización de redes aéreas La instalación de redes aéreas desnudas, autosoportadas o redes subterráneas dependerán directamente, entre otras variables, del ancho de la calle (AC) existente y el cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad al límite de propiedad y a los cables de comunicaciones indicados en el CNE 2001. En este Informe Final se ha considerado el mismo criterio respecto a las distancias de seguridad entre el conductor y la línea de edificación, y a la distancia de paso entre el poste plantado en la vereda y la línea de edificación que el definido en el Tercer Informe Parcial. A partir de las observaciones del OSINERGMIN referidas a la información relevada por EDELNOR respecto de los anchos de veredas realmente existentes y a su posibilidad de ampliación en caso de existir espacio disponible en las vías, este criterio se ha aplicado de una manera conservadora, considerando solamente las restricciones en los casos en que, debido al ancho total de las vías, resultara imposible la ampliación de las veredas, existentes o no, para permitir la implantación de los postes de la red BT y/o MT. Como resultado de aplicar los criterios para las restricciones en el tendido de la red de MT por anchos de las calles resultan: ANCHO DE VEREDA AC 12,2 m CONVENCIONAL RED DE MT 12,2 m > AC 10,0 m CONVENCIONAL EN BANDERA 10,0 m > AC 9,0 m AUTOSOPORTADA AL POSTE 9,0 m > AC 8,0 m AUTOSOPORTADA EN BANDERA AC < 8,0 m SUBTERRÁNEA De la misma manera que lo detallado en el caso de las redes aéreas de MT, el análisis de las distancias de seguridad para las redes aéreas de BT es el mismo pero tomando en cuanta la distancia a la línea de la edificación correspondiente al nivel de Baja Tensión, es decir DMS = 1 metro. En este caso se consideran también las distancias mínimas de paso entre el poste y la línea de edificación. Tomando en cuenta estos criterios, el ancho mínimo de las calles para poder instalar redes aéreas de BT resulta a lo descrito en la tabla siguiente: ANCHO DE LA CALLE AC 7,8 m OR AC 5,1 m RED DE BT AUTOSOPORTADA 5,1 m < AC < 7,8 m SUBTERRÁNEA 2-4

2. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo La siguiente tabla presenta las superficies totales y con restricciones, determinadas por el proceso de zonificación: DETALLE UNIDAD MAD sc AD 1 sc AD 2 sc MD sc BD sc MAD cc AD 1 cc AD 2 cc MD cc BD cc SUPERFICE km2 25.3 22.9 51.3 60.0 10.8 48.2 26.4 25.6 45.3 7.2 ZONAS HISTÓRICAS km2 1.92 0.64 0.48 0.00 0.00 3.04 0.76 0.24 0.40 0.05 RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE BT AEREA VS SUBTERRANEA (5,1 m < AC < 7,8 m) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE BT POR AMBAS VEREDAS (AC > 12) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS SUBTERRANEA ( AC < 8,0 m ) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS AUTOPORTANTE CON MENSULA ( 8,0 m < AC < 9,0 m ) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS AUTOSOPORTADA ( 9,0 m < AC < 10,0 m ) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS CONVENCIONAL EN BANDERA ( 10,0 m < AC < 12,2 m ) TENDIDO DE RED DE MT AEREA CONVENCIONAL ( AC > 12,2 m ) % 7% 8% 12% 13% 6% 8% 10% 9% % 44% 36% 31% 44% 44% 38% 32% 48% % 10% 13% 15% 10% 8% 11% % 11% 12% 9% 8% 10% 10% % 11% 11% 8% 7% 10% 9% % 20% 19% 20% 23% 21% 21% % 48% 45% 48% 53% 50% 49% Nota: En las SubZonas de MAD el tipo de Red es subterránea en BT y MT mientras que en la subzona de AD 1 la red de MT es subterránea. Para determinar el diseño preliminar del tipo de red a considerar en cada zona se analizaron y evaluaron las tecnologías y tipos constructivos disponibles. Sobre la base del análisis efectuado se han identificado las tecnologías indicadas a continuación como aquellas que resultan óptimas para el desarrollo de la red de Edelnor: Sistema de Operación y Protecciones: operación de la red de distribución con neutro aislado, utilizando protecciones con relevadores de corrientes de tierra direccionales. Redes subterráneas de MT: cables de aluminio con aislación seca. Redes aéreas de MT: postes de concreto, aisladores poliméricos, conductor de cobre desnudo en las zonas de alta contaminación salina, y conductor de aluminio desnudo para el resto de las zonas. Redes Subterráneas de BT: cables de aluminio con aislación seca para secciones mayores a 70 mm 2, para secciones menores cables de cobre. Redes aéreas de BT: líneas aéreas de BT autosoportadas (o preensambladas) de aluminio montadas en postes de concreto. 2-5

2. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo Subestaciones de Distribución: todas las opciones tecnológicas habitualmente utilizadas (plataformas aéreas monoposte o biposte, subestaciones compactas a nivel o subterráneas y subestaciones convencionales a nivel o subterráneas), dependiendo su selección de las características del área a servir y de la disponibilidad de espacio en cada caso. Alumbrado Público: postes de concreto, aprovechando los apoyos de la red aérea de BT, con pastorales metálicos y luminarias con lámparas de vapor de sodio. Por su parte se presenta el siguiente diseño preliminar del tipo de red para las zonas con restricciones constructivas a la red MT. Vías con ancho menor a 8 m: redes subterráneas de MT Vías con ancho menor a 9 m pero mayor o igual a 8 m: redes aéreas de MT autosoportadas con ménsula en poste de acero Vías con ancho menor a 10 m pero mayor o igual a 9 m: redes aéreas de MT autosoportadas en poste de concreto. Vías con ancho menor a 12,2 m pero mayor o igual a 10 m: redes aéreas de MT convencionales en disposición en bandera con poste de concreto Vías con ancho mayor o igual a 12,3 m: redes aéreas de MT convencionales con poste de concreto Para el caso de las restricciones a las redes aéreas de BT se consideró: Vías con ancho menor a 5,1 m (pasajes peatonales): redes aéreas de BT Vías con ancho menor a 7,8 m pero mayor o igual a 5,1 m: redes subterráneas de BT Vías con ancho mayor o igual a 7,8 m: redes aéreas de BT convencionales con poste de concreto 2-6

3. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA Para la determinación del Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo se han considerado las ventas de energía y potencia por categoría tarifaria determinadas para el año base de cálculo ( 2008 ), informadas en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Real con excepción de las ventas por Alumbrado Público las que se han calculado a partir de las instalaciones optimizadas de la empresa modelo. Se han considerado además las pérdidas técnicas estándar calculadas para la Empresa Modelo al momento de realizar la optimización de las redes y un valor correspondiente a las pérdidas comerciales de eficiencia. El balance de potencia y energía resultante para la empresa modelo es el siguiente. Energía Anual MWh Factor carga / FS ó factor de pérdidas Potencia coincidente Ingreso MT 5.279.691 0,72 837.725 Pérdidas estándar MT 60.738 0,56 12.256 Técnicas 60.738 0,58 12.256 No Técnicas Ventas MT 2.198.608 1,01 246.796 MT1 996.472 1,15 99.058 MT2 80.802 1,25 7.358 MT3P 641.568 0,90 81.470 MT3FP 183.174 1,05 19.861 MT4P 243.926 0,83 33.398 MT4FP 52.666 1,06 5.651 Ingreso BT 3.020.344 0,59 578.673 Pérdidas estándar BT 289.115 0,55 60.322 Técnicas 192.743 0,43 41.469 No Técnicas 96.372 0,58 18.853 Ventas BT 2.731.229 0,60 518.351 BT1 0 0,00 0 BT2 17.647 0,94 2.127 BT3P 76.812 0,78 11.242 BT3FP 65.991 0,96 7.790 BT4P 94.071 0,74 14.552 BT4FP 65.764 0,91 8.199 BT5C 115.191 0,50 26.228 BT5 2.286.443 0,58 447.297 BT5A (<= 20 kw) 4.037 0,98 467 BT5A (> 20 kw) 5.274 1,34 449 kw El cálculo de las Potencias máximas demandadas en los niveles de MT y de BT se presenta a continuación, a partir de la información contenida en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo: 3-1

3. Balance de Energía y Potencia Determinación de las Potencias Máximas demandadas en BT y MT Potencia ingresada a la red de MT 837,7 Pérdias estándar en MT 12,3 Potencia máxima demandada en MT - MWMT 825,5 Potencia ingresada a la red de BT 578,7 Pérdias estándar en BT 60,3 Potencia máxima demandada en BT - MWBT 518,4 3-2

4. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO Los resultados del modelado y su valorización resultan en un VNR total de 826 millones de dólares de acuerdo a lo indicado en la tabla siguiente. Metrados Millones US$ Red de MT y Equipos km 2.555 228,7 Subestaciones MT/BT ud 5.630 119,9 Red de BT y AP km 15.782 456,5 VNR no eléctrico 21,1 TOTAL VNR 826,2 El VNR determinado ha sido el resultado de los siguientes procesos: Definición de costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución Optimización técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica Determinación del VNR de las inversiones no eléctricas Determinación de las instalaciones de Alumbrado Público 4.1 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN Los Costos Estándar de Inversión de las instalaciones eléctricas se han determinado sobre la base de los rendimientos y armados típicos aprobados por el OSINERGMIN en el anterior proceso VAD y considerando los costos de materiales resultantes de las últimas compras realizadas por la empresa. Para la determinación de los valores se han considerado los siguientes componentes básicos de los costos de inversión: Costos de materiales y equipos Costos de mano de obra Costos de equipos de transporte y grúas Costos indirectos y margen del contratista Costos de stock (almacenamiento de materiales), intereses intercalarios, ingeniería y recepción y gastos generales. El valor de los costos de los materiales y equipos fue determinado a partir de la información de los costos de adquisición de Edelnor. Los costos de mano de obra fueron determinados la información de costos de salarios publicada por CAPECO, incrementados en un 25% por los gastos de administración y margen de ganancia correspondiente al contratista. Los costos unitarios de equipos de transporte fueron obtenidos a partir de la información recopilada de Edelnor y a los mismos se les adicionó el mismo porcentaje de gastos de administración y de margen de ganancia correspondiente al contratista que para la mano de obra. 4-1

4. Valor Nuevo de Reemplazo Como valor del costo del stock y de almacenamiento se adoptó el mismo porcentaje sobre los costos de materiales que el aprobado en el Estudio de Costos del VAD del año 2005, es decir 6.81%, de la misma manera que para los gastos de ingeniería, los gastos generales y los intereses intercalarios para los que se adoptó el 20,79% sobre el costos de obra (materiales, stock y almacén, mano de obre, transporte y equipos). Definidos los costos básicos de materiales, equipos y recursos, se determinaron una determinada cantidad de armados relevantes para cada tipo de instalación analizada (red de BT, red de MT, SED MT/BT y red de AP), teniéndose en cuenta las tecnologías seleccionadas. Cada armado contiene la cantidad de materiales y equipos básicos requeridos por el mismo, y la mano de obra directa y los requerimientos de transporte y grúas para el montaje de esos materiales. Finalmente los costos de inversión para cada tipo de instalación se definen a partir de la combinación de distintas cantidades de armados básicos. Los valores resultantes para las distintas instalaciones se presentan a continuación. 4.1.1 Red MT Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Unidad Mate- Stock Mano de Transp. Costo de Gastos Costo riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTAL Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x50 mm2 US$ / km 10.864 740 2.926 2.290 16.820 3.497 20.317 Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x70 mm2 US$ / km 11.827 805 2.926 2.290 17.849 3.711 21.559 Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x120 mm2 US$ / km 14.125 962 2.926 2.290 20.303 4.221 24.524 Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x185 mm2 US$ / km 17.540 1.194 2.926 2.290 23.951 4.979 28.930 Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x240 mm2 US$ / km 19.776 1.347 2.926 2.290 26.339 5.476 31.814 Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x50 mm2 - vertical US$ / km 21.481 1.463 2.926 2.290 28.161 5.855 34.015 Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x70 mm2 - vertical US$ / km 22.444 1.528 2.926 2.290 29.189 6.068 35.257 Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x120 mm2 - vertical US$ / km 24.742 1.685 2.926 2.290 31.643 6.579 38.221 Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x185 mm2 - vertical US$ / km 28.157 1.918 2.926 2.290 35.291 7.337 42.628 Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x240 mm2 - vertical US$ / km 30.393 2.070 2.926 2.290 37.679 7.833 45.512 Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x25 mm2 US$ / km 16.488 1.123 2.767 2.026 22.404 4.658 27.062 Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x35 mm2 US$ / km 18.941 1.290 2.767 2.026 25.024 5.203 30.227 Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x50 mm2 US$ / km 22.822 1.554 2.926 2.290 29.593 6.152 35.745 Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x70 mm2 US$ / km 28.039 1.909 2.926 2.290 35.164 7.311 42.475 Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x120 mm2 US$ / km 41.049 2.795 2.926 2.290 49.060 10.200 59.260 Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x25 mm2 - vertical US$ / km 26.763 1.823 2.767 2.026 33.379 6.940 40.319 Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x35 mm2 - vertical US$ / km 29.216 1.990 2.767 2.026 35.999 7.484 43.484 Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x50 mm2 - vertical US$ / km 33.098 2.254 2.926 2.290 40.568 8.434 49.002 Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x70 mm2 - vertical US$ / km 38.314 2.609 2.926 2.290 46.139 9.592 55.732 Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x120 mm2 - vertical US$ / km 51.324 3.495 2.926 2.290 60.035 12.481 72.517 Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante US$ / km 19.209 1.308 3.007 1.997 25.522 5.306 30.828 Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante US$ / km 20.523 1.398 3.219 2.232 27.372 5.691 33.063 Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante US$ / km 22.283 1.517 3.219 2.232 29.252 6.081 35.333 Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante US$ / km 27.154 1.849 3.302 2.282 34.586 7.191 41.777 Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 37.580 2.559 3.839 2.623 46.600 9.688 56.289 Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 38.894 2.649 4.050 2.858 48.451 10.073 58.524 Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 40.654 2.769 4.050 2.858 50.330 10.464 60.794 Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 45.685 3.111 4.161 2.924 55.881 11.618 67.499 Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x25 mm2 US$ / km 25.003 1.703 31.087 15.451 73.244 15.227 88.471 Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x35 mm2 US$ / km 32.842 2.237 31.087 15.451 81.616 16.968 98.584 Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x50 mm2 US$ / km 35.967 2.449 31.836 15.815 86.068 17.894 103.962 Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x70 mm2 US$ / km 43.078 2.934 31.836 15.815 93.663 19.472 113.135 Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x120 mm2 US$ / km 57.586 3.922 31.836 15.815 109.159 22.694 131.853 Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x240 mm2 US$ / km 95.235 6.486 31.836 15.815 149.372 31.055 180.427 Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x70 mm2 US$ / km 31.130 2.120 31.836 15.815 80.901 16.819 97.721 Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x150 mm2 US$ / km 34.652 2.360 31.836 15.815 84.664 17.602 102.265 Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x240 mm2 US$ / km 39.819 2.712 31.836 15.815 90.182 18.749 108.931 Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x400 mm2 US$ / km 48.175 3.281 31.836 15.815 99.107 20.604 119.711 4-2

4. Valor Nuevo de Reemplazo 4.1.2 Equipos de Protección y Maniobra MT Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Unidad Mate- Stock Mano de Transp. Costo de Gastos Costo riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTAL Interruptor de vacío, tripolar, autónomo, In=400/630 A, 10 kv interior US$ / ud. 13.996 953 457 133 15.539 3.230 18.769 Seccionador Fusible Bajo Carga Tripolar, 10KV, 630A - interior US$ / ud. 6.628 451 384 105 7.568 1.573 9.142 Seccionador S/Fusible Bajo Carga tripolar, 10Kv, 630A - interior US$ / ud. 4.743 323 384 105 5.555 1.155 6.709 Seccionador unipolar x 3, In = 350 A - interior US$ / ud. 1.822 124 314 63 2.323 483 2.806 Seccionador Bajo Carga tripolar, 10KV, 630A - exterior US$ / ud. 4.335 295 106 84 4.821 1.002 5.823 Seccionador (sin carga) Unipolar x 3, In = 350 A - exterior US$ / ud. 967 66 26 28 1.087 226 1.313 Seccionador Fusible (CUT-OUT), Unipolar x 3, 15/26 kv, 200 A US$ / ud. 501 34 39 35 609 127 736 Reconectador tripolar en vacío - 600 A - control electrónco US$ / ud. 10.475 713 49 42 11.280 2.345 13.625 Pararrayos x 3, Incl. Acces. De Instal. US$ / ud. 1.080 74 10 14 1.178 245 1.423 Banco de reg. De tension x 3, monofásico, 15 kv, In = 200 A, Control electronico US$ / ud. 48.616 3.311 753 280 52.960 11.010 63.970 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 300 KVAR, 10-15 KV, EXTERIOR US$ / ud. 4.321 294 257 136 5.009 1.041 6.050 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 300 KVAR, 10-15 KV, INTERIOR US$ / ud. 4.628 315 509 136 5.588 1.162 6.750 4.1.3 Subestaciones MTBT Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Unidad Mate- Stock Mano de Transp. Costo de Gastos Costo riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTAL SED Monoposte 15 kva US$ / ud. 3.899 266 227 230 4.621 961 5.582 SED Monoposte 25 kva US$ / ud. 4.599 313 227 230 5.369 1.116 6.485 SED Monoposte 37 kva US$ / ud. 5.199 354 227 230 6.010 1.249 7.259 SED Monoposte 50 kva US$ / ud. 5.165 352 227 230 5.974 1.242 7.216 SED Monoposte 75 kva US$ / ud. 5.949 405 227 230 6.811 1.416 8.227 SED Biposte 50 kva US$ / ud. 5.362 365 272 315 6.314 1.313 7.627 SED Biposte 100 kva US$ / ud. 6.901 470 287 334 7.992 1.662 9.654 SED Biposte 160 kva US$ / ud. 9.773 666 287 334 11.060 2.299 13.359 SED Biposte 250 kva US$ / ud. 13.122 894 287 334 14.636 3.043 17.679 SED Biposte 400 kva US$ / ud. 14.118 961 287 334 15.701 3.264 18.965 SED Biposte 630 kva US$ / ud. 19.838 1.351 287 334 21.811 4.534 26.345 SED Compacta - Pedestal - 100 kva US$ / ud. 12.373 843 1.082 333 14.631 3.042 17.673 SED Compacta - Pedestal - 160 kva US$ / ud. 13.522 921 1.082 333 15.858 3.297 19.155 SED Compacta - Pedestal - 250 kva US$ / ud. 14.808 1.008 1.082 333 17.232 3.582 20.814 SED Compacta - Pedestal - 315 kva US$ / ud. 16.771 1.142 1.082 333 19.328 4.018 23.347 SED Compacta - Pedestal - 400 kva US$ / ud. 18.834 1.283 1.082 333 21.532 4.477 26.009 SED Compacta - Pedestal - 630 kva US$ / ud. 22.847 1.556 1.082 333 25.819 5.368 31.186 SED Compacta - Bóveda - 50 kva US$ / ud. 9.288 633 1.682 792 12.395 2.577 14.972 SED Compacta - Bóveda - 100 kva US$ / ud. 10.724 730 1.682 792 13.929 2.896 16.825 SED Compacta - Bóveda - 160 kva US$ / ud. 12.531 853 1.682 792 15.859 3.297 19.156 SED Compacta - Bóveda - 250 kva US$ / ud. 14.989 1.021 1.682 792 18.485 3.843 22.328 SED Compacta - Bóveda - 400 kva US$ / ud. 22.795 1.552 1.682 792 26.821 5.576 32.398 SED Compacta - Bóveda - 630 kva US$ / ud. 30.951 2.108 1.682 792 35.533 7.387 42.920 SED Convencional a Nivel 50 kva US$ / ud. 18.637 1.269 3.890 1.058 24.854 5.167 30.021 SED Convencional a Nivel 100 kva US$ / ud. 20.176 1.374 3.905 1.076 26.531 5.516 32.047 SED Convencional a Nivel 160 kva US$ / ud. 22.504 1.533 3.905 1.076 29.018 6.033 35.051 SED Convencional a Nivel 250 kva US$ / ud. 25.313 1.724 3.905 1.076 32.018 6.656 38.674 SED Convencional a Nivel 400 kva US$ / ud. 26.399 1.798 3.905 1.076 33.178 6.898 40.075 SED Convencional a Nivel 630 kva US$ / ud. 32.119 2.187 3.905 1.076 39.288 8.168 47.456 SED Convencional a Nivel 2 x 400 kva (800 kva) US$ / ud. 47.720 3.250 6.630 1.573 59.172 12.302 71.474 SED Convencional a Nivel 2 x 630 kva (1260 kva) US$ / ud. 59.161 4.029 6.630 1.573 71.393 14.843 86.235 SED Convencional Subterránea 50 kva US$ / ud. 22.880 1.558 8.107 1.618 34.163 7.103 41.266 SED Convencional Subterránea 100 kva US$ / ud. 24.419 1.663 8.122 1.637 35.841 7.451 43.292 SED Convencional Subterránea 160 kva US$ / ud. 26.747 1.821 8.122 1.637 38.328 7.968 46.296 SED Convencional Subterránea 250 kva US$ / ud. 29.556 2.013 8.122 1.637 41.327 8.592 49.919 SED Convencional Subterránea 400 kva US$ / ud. 30.642 2.087 8.122 1.637 42.487 8.833 51.320 SED Convencional Subterránea 630 kva US$ / ud. 36.362 2.476 8.122 1.637 48.597 10.103 58.701 4-3

4. Valor Nuevo de Reemplazo 4.1.4 Red de BT Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Unidad Mate- Stock Mano de Transp. Costo de Gastos Costo riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTAL Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante US$ / km 8.044 548 1.936 1.301 11.829 2.459 14.289 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante US$ / km 9.058 617 1.936 1.301 12.913 2.685 15.597 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x50 mm2 + portante US$ / km 9.700 661 2.040 1.466 13.867 2.883 16.750 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x70 mm2 + portante US$ / km 12.277 836 2.040 1.466 16.619 3.455 20.074 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x95 mm2 + portante US$ / km 12.908 879 2.040 1.466 17.294 3.595 20.889 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante US$ / km 15.227 1.037 2.040 1.466 19.770 4.110 23.880 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante(especial - POSTES FE) US$ / km 23.985 1.633 2.625 1.632 29.876 6.211 36.087 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 25.000 1.702 2.625 1.632 30.959 6.436 37.396 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x50 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 25.641 1.746 2.730 1.796 31.913 6.635 38.548 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x70 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 28.218 1.922 2.730 1.796 34.666 7.207 41.873 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x95 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 28.850 1.965 2.730 1.796 35.340 7.347 42.687 Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 31.168 2.123 2.730 1.796 37.816 7.862 45.678 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 12.509 852 28.670 13.635 55.665 11.573 67.238 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x25 mm2 US$ / km 16.235 1.106 28.670 13.635 59.645 12.400 72.045 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 18.270 1.244 28.670 13.635 61.818 12.852 74.670 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x50 mm2 US$ / km 24.806 1.689 29.344 13.810 69.649 14.480 84.129 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 28.026 1.909 29.344 13.810 73.089 15.195 88.284 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x120 mm2 US$ / km 43.020 2.930 29.344 13.810 89.104 18.525 107.629 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x150 mm2 US$ / km 51.518 3.508 29.344 13.810 98.180 20.412 118.592 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x185 mm2 US$ / km 60.615 4.128 29.344 13.810 107.897 22.432 130.329 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x240 mm2 US$ / km 77.720 5.293 29.344 13.810 126.166 26.230 152.396 Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x300 mm2 US$ / km 95.040 6.472 29.344 13.810 144.666 30.076 174.742 Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x70 mm2 US$ / km 17.351 1.182 29.344 13.810 61.686 12.825 74.511 Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x120 mm2 US$ / km 18.170 1.237 29.344 13.810 62.562 13.007 75.568 Red Subterránea BT - Cable AL 3x1x240 mm2 US$ / km 20.644 1.406 29.344 13.810 65.203 13.556 78.759 Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x400 mm2 US$ / km 28.088 1.913 29.344 13.810 73.155 15.209 88.364 4-4

4. Valor Nuevo de Reemplazo 4.1.5 Instalaciones de AP Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Unidad Costo Mate- Stock Mano de Transp. de Gastos Costo riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTAL Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.871 127 617 377 2.993 622 3.616 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 2.180 148 617 377 3.323 691 4.014 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 3.190 217 617 377 4.401 915 5.316 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 6.393 435 721 541 8.090 1.682 9.772 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.511 103 617 377 2.608 542 3.150 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.748 119 617 377 2.861 595 3.456 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 US$ / km 2.760 188 3.481 682 7.111 1.478 8.589 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 US$ / km 3.921 267 3.481 682 8.351 1.736 10.087 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 5.534 377 3.481 682 10.073 2.094 12.168 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 11.294 769 3.481 682 16.227 3.374 19.600 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 21.132 1.439 4.156 857 27.583 5.735 33.318 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x10 mm2 US$ / km 1.480 101 3.481 682 5.743 1.194 6.938 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x16 mm2 US$ / km 2.209 150 3.481 682 6.523 1.356 7.879 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x70 mm2 US$ / km 4.924 335 4.156 857 10.272 2.135 12.407 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.822 465 1.936 1.301 10.524 2.188 12.712 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 7.133 486 1.936 1.301 10.856 2.257 13.113 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 8.147 555 1.936 1.301 11.939 2.482 14.421 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 11.366 774 2.040 1.466 15.646 3.253 18.899 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.460 440 1.936 1.301 10.137 2.108 12.245 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.698 456 1.936 1.301 10.392 2.160 12.552 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 23.378 1.592 2.625 1.632 29.227 6.076 35.303 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 23.688 1.613 2.625 1.632 29.559 6.145 35.704 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 24.703 1.682 2.625 1.632 30.642 6.370 37.013 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 27.921 1.901 2.730 1.796 34.349 7.141 41.490 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 23.016 1.567 2.625 1.632 28.840 5.996 34.836 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 23.254 1.584 2.625 1.632 29.094 6.049 35.143 Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 US$ / km 9.698 660 29.004 13.421 52.783 10.974 63.757 Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 US$ / km 10.859 740 29.004 13.421 54.023 11.231 65.255 Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 12.472 849 29.004 13.421 55.746 11.590 67.335 Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 18.233 1.242 29.004 13.421 61.899 12.869 74.768 Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 28.070 1.912 29.678 13.596 73.256 15.230 88.486 Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x10 mm2 US$ / km 8.418 573 29.004 13.421 51.416 10.689 62.105 Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x16 mm2 US$ / km 9.148 623 29.004 13.421 52.195 10.851 63.046 Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x70 mm2 US$ / km 11.862 808 29.678 13.596 55.944 11.631 67.575 Control de encendido de red AP US$ / km 156 11 10 0 177 37 214 Pastorales acero: 1,5-1,9 m vap.na 400 W US$ / km 237 16 5 7 265 55 320 Pastorales acero: 3,3-3,4 m vap.na 400 W US$ / km 277 19 5 7 308 64 372 Pastorales acero: 1-3 m vap.na 400 W US$ / km 252 17 5 7 282 59 340 Pastorales acero: 1,5-1,9 m vap.na 250 W US$ / km 126 9 5 7 147 31 178 Pastorales acero: 3,3-3,4 m vap.na 250 W US$ / km 166 11 5 7 189 39 229 Pastorales acero: 0,55 m vap.na 150 W US$ / km 86 6 5 7 104 22 126 Pastorales acero: 0,55 m vap.na 70 W US$ / km 72 5 5 7 89 18 107 Pastorales acero: 1,5 m vap.na 150 W US$ / km 105 7 5 7 124 26 150 Pastorales acero: 1,5 m vap.na 70 W US$ / km 90 6 5 7 109 23 131 Pastorales concreto: 0,5 m vap.na 70 W US$ / km 63 4 5 7 79 17 96 Corona metálica de 10 reflectores con 2 x 400 W vap.na US$ / km 9.277 632 126 353 10.387 2.160 12.547 Corona metálica de 8 reflectores con 2 x 400 W vap.na US$ / km 7.288 496 126 353 8.262 1.718 9.980 Corona metálica de 6 reflectores con 2 x 400 W vap.na US$ / km 5.628 383 126 353 6.490 1.349 7.839 Corona metálica de 8 reflectores con 2 x 250 W vap.na US$ / km 5.610 382 126 353 6.471 1.345 7.816 Luminaria con Lámpara vap. Na 50 W US$ / km 47 3 5 7 63 13 76 Luminaria con Lámpara vap. Na 70 W US$ / km 51 3 5 7 66 14 80 Luminaria con Lámpara vap. Na 150 W US$ / km 65 4 5 7 82 17 98 Luminaria con Lámpara vap. Na 250 W US$ / km 87 6 5 7 104 22 126 Luminaria con Lámpara vap. Na 400 W US$ / km 197 13 5 7 223 46 269 Refelctor con Lámpara vap. Na 400 W US$ / km 481 33 5 7 526 109 635 Poste de concreto 7 m US$ / km 90 6 25 65 186 39 224 Poste de concreto 9 m US$ / km 146 10 25 65 246 51 297 Poste de concreto 13 m US$ / km 304 21 25 85 435 90 525 Poste de concreto 15 m US$ / km 346 24 25 85 480 100 579 Poste metálico 7 m US$ / km 361 25 25 22 433 90 523 Poste metálico 11 m US$ / km 593 40 25 22 681 141 822 Poste metálico 13 m US$ / km 972 66 25 22 1.086 226 1.311 Poste metálico 15 m US$ / km 1.314 89 25 22 1.451 302 1.753 Poste metálico 22 m US$ / km 6.108 416 50 45 6.619 1.376 7.995 Poste metálico 25 m US$ / km 8.254 562 50 45 8.911 1.853 10.764 Poste metálico 28 m US$ / km 10.308 702 50 45 11.106 2.309 13.415 4-5

4. Valor Nuevo de Reemplazo 4.2 PROCESO DE OPTIMIZACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA Para la optimización técnico económica de las instalaciones del sistema eléctrico modelo, se consideró la siguiente información de base: Resultados de la zonificación del mercado, incluyendo las áreas con características geográficas y ambientales especiales Resultados de la determinación de las tecnologías adaptadas Costos unitarios de inversión en las instalaciones Sobre la base de esta información se procedió al dimensionamiento de las Instalaciones de distribución y de Alumbrado Público. 4.2.1 Dimensionamiento de las instalaciones de distribución La optimización de las instalaciones de distribución se efectuó mediante un modelo matemático que permite obtener la solución de mínimo costo para la red integrada de media y baja tensión, incluyendo además la definición del módulo de las Subestaciones de Distribución. El costo total evaluado comprende el costo de inversión, el de operación y mantenimiento, el de pérdidas, y se verifica en todas las alternativas evaluadas el cumplimiento de la calidad de servicio acorde con las exigencias regulatorias. Para efectuar la optimización del sistema de distribución se ha requerido también diseñar el sistema óptimo de Alumbrado Público, ya que los resultados obtenidos (demanda de las luminarias y su distribución) sirven como dato para el diseño óptimo de la red de distribución. El modelo optimiza el diseña y la configuración las redes de BT, las SED MT/BT y las redes de MT en forma conjunta para cada zona típica establecida en la zonificación del mercado, seleccionando la alternativa de mínimo costo que cumpla con las condiciones de calidad de servicio y de producto establecidas por la formativa vigente. Para ello considerando la siguiente información: Características del mercado a atender Características geográficas y restricciones constructivas Parámetros de diseño de las instalaciones Parámetros de confiabilidad Las distintas alternativas a evaluar se configuran con las diferentes combinaciones de determinados parámetros que se consideran como variables de diseño, que se varían en forma discreta, dentro de rangos de razonabilidad, para que el modelo calcule todos los costos y las calidades de servicio resultantes y seleccione la óptima. Los parámetros de diseño típicos que se evalúan son: Módulo de las SED MT/BT Cantidad de salidas BT por SED (aéreos y a nivel o subterráneos) Topología de la red MT (en anillo, radial con derivaciones) Topología de la red BT (en anillo, radial con derivaciones) Cantidad de cierres en la red de MT 4-6

4. Valor Nuevo de Reemplazo Cantidad de derivaciones en la red MT Inclusión de reconectadores en la red MT Para cada alternativa evaluada el modelo efectúa una optimización del tipo y sección de los conductores a utilizar en cada tramo de las redes MT y BT (salidas, troncales, derivaciones) evaluando todas las posibilidades disponibles (aéreas de distintos tipos y subterráneas) que cumplan con las restricciones existentes en esa zona de análisis. El modelo arroja como resultados la cantidad de instalaciones optimizadas para cada área típica (red BT de SP y AP, SED MT/BT, instalaciones de AP), las pérdidas correspondientes a cada etapa de la red y los índices de calidad de servicio resultantes. 4.2.2 Dimensionamiento de las instalaciones de Alumbrado Público La optimización de las instalaciones de Alumbrado Público, es decir la determinación de la cantidad, la potencia y la disposición de las luminarias de mínimo costo que permiten satisfacer los requisitos de la norma de alumbrado vigente, se ha efectuado para todos los perfiles de vías y parques típicos informados por Edelnor. La determinación del sistema óptimo considera las condiciones de una instalación real evaluada de acuerdo al tipo de Iluminación de la Vía, la selección adecuada de la luminarias de Alumbrado público que se comercializan en el mercado Nacional evaluando los componentes de la unidad de alumbrado como son conjunto poste pastoral. El procedimiento para determinar la distribución de las unidades de Alumbrado Público para los diferentes casos ha considerado lo siguiente: Información Disponible: tipos de alumbrado según la clasificación vía, longitudes de vías por tipo de alumbrado, perfiles típicos de las vías, intersecciones de vías importantes, áreas destinadas a parques plazas y plazuelas y equipos e instalaciones seleccionados en el estudio de tecnologías. Consideraciones geométricas de la instalación en las vías de alumbrado Público, plazas parques y plazuelas. Consideraciones Técnicas, como son los factores que afectan la emisión luminosa a través de tiempo y que causan la disminución de los valores de los parámetros de la iluminación en las vías. 4.2.3 Resultados obtenidos Los resultados obtenidos de la aplicación del modelo a las distintas zonas típicas establecidas se presentan en la siguiente tabla. 4-7

4. Valor Nuevo de Reemplazo Sistema de Distribución Eléctrica LIMA NORTE Unidad Metrados VNR miles US$ dic 2008 Media Tensión Red Aérea km 1.266,9 46.246 Red Subterránea km 1.287,8 136.231 Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 4.554 44.825 Equipos de compensación en MT unidad 227 1.444 Total MT km 2.554,7 228.746 Subestaciones de Distribución Subestaciones de Distribución MT/BT Monoposte unidad 93 675 Biposte unidad 2.136 25.141 Convencional unidad 955 45.590 Compacta Pedestal unidad 1.720 33.155 Compacta Bóveda unidad 726 15.335 Otras Subestaciones Elevadora/Reductora unidad De Seccionamiento unidad Total SE 5.630 119.897 Baja Tensión Red Aérea Servicio Particular km 5.205,0 83.642 Alumbrado Público km 5.387,2 20.880 Luminarias unidad 174.031 22.054 Equipos de Control AP unidad 4.212 902 Total red aérea km 10.592,2 127.477 Red Subterránea Servicio Particular km 3.145,9 247.612 Alumbrado Público km 2.043,7 25.416 Luminarias unidad 87.069 12.373 Equipos de Control AP unidad 1.234 264 Postes AP unidad 95.294 43.346 Total red subterránea km 5.189,6 329.010 Equipos de compensación en BT unidad Total BT km 15.781,8 456.487 Total VNR Eléctrico 805.129 Inversiones No Eléctricas INE asignadas a MT 5.989 INE asignadas a BT 15.090 Total INE 21.079 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 826.208 4.3 PROCESO DE DETERMINACIÓN DEL VNR DE LAS INVERSIONES NO ELÉCTRICAS El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas estuvo directamente vinculado con los criterios adoptados en el diseño de la organización y los recursos correspondientes a la Empresa Modelo. Esta empresa se ha considerado con terrenos, edificios (con sus correspondientes instalaciones y mobiliario) y parte de los vehículos necesarios para su funcionamiento propios, y arrendando parte de los vehículos requeridos. 4-8

4. Valor Nuevo de Reemplazo Además se han considerado como activos propiedad de la empresa las herramientas, los equipos e instrumentos requeridos para la ejecución de las tareas de campo y laboratorio y los equipos de radio del personal de campo. Para el dimensionamiento y la valorización de todos los elementos mencionados se han tomado en cuenta ratios típicos globales que vinculan los distintos item con cost drivers característicos de las empresas distribuidoras como son la cantidad de empleados, la cantidad de clientes, etc. Los precios unitarios se han adoptado a partir de los característicos de estos bienes en el mercado considerado distintas empresas de distribución latinoamericanas. Los item considerados son los siguientes: Edificios (comerciales, técnicos y administrativos) Terrenos Vehículos de transporte y carga Equipos de almacén, maestranza, medición y control Equipos e instalaciones de comunicación Equipos y muebles de oficina El valor resultante se presenta en la siguiente tabla. Cantidad Costo unitario US$ / ud Costo total US$ Terrenos ( 150% Sup. Ofic. + Sup. Bodegas ) [ m 2 ] 9.918 700 6.942.833 Edificios y construcciones [ m 2 ] 11.570 3.469.750 Oficinas [ m 2 ] 4.955 500 2.477.500 Bodegas [ m 2 ] 6.615 150 992.250 Vehículos de transporte y carga 14 483.750 Automóviles 5 39.000 185.250 Camiones 3 50.000 150.000 Camionetas 5 30.000 142.500 Motocicletas 2 4.000 6.000 Equipos de almacén, maestranza,medición y control 4.500 3.900.000 Equipos de medición y laboratorio 3.000 1.000 3.000.000 Herramientas 1.500 600 900.000 Equipos e instalaciones de comunicación 4.894.325 Enlaces, equipos y estructuras 933.505 5 4.667.525 Equipos móviles 250 600 150.000 Télefonos, modem y fax 512 150 76.800 Equipos y muebles de oficina 11.570 1.387.900 Oficinas 4.955 200 991.000 Bodegas 6.615 60 396.900 TOTAL 21.078.558 4-9

5. COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO TÉCNICO Y GESTIÓN COMERCIAL La optimización de los Costos de Explotación, técnicos, comerciales y administrativos, de la empresa modelo se efectuó mediante el diseño de una Empresa Modelo Teórica operando en el país con instalaciones, y costos unitarios optimizados, y cumpliendo con las normas técnicas, de calidad de servicio y regulatorias vigentes. Este diseño se desarrolla mediante un modelo único donde se dimensionan todas las actividades, y la estructura correspondiente, pertenecientes a una empresa distribuidora operando en forma eficiente. Es decir que del modelo se obtienen como resultado los valores optimizados de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico, los Costos de Operación Comercial (o de Gestión Comercial de los Clientes), y los Costos Indirectos (o Gastos de Administración, o de la Estructura de Apoyo). El modelo se desarrolla a partir de la definición de los procesos en torno a los cuales se desarrolla el negocio de distribución eléctrica. A partir de estos procesos, y cuidando de mantener las cadenas de valor agregado, se estructuran las unidades con las que se conformará la organización ideal. La organización propuesta para se dividió en 10 niveles salariales, que representan adecuadamente las bandas de remuneraciones de una empresa de estas características, los que se valorizaron según una encuesta de remuneraciones efectuada entre empresas del sector de servicios públicos en el Perú. La organización de la empresa modelo ha sido diseñada para efectuar las mismas actividades y funciones que la distribuidora, considerando los aspectos comerciales, técnicos y de apoyo como así también toda la infraestructura necesaria (terrenos, edificios, vehículos, equipamiento, etc.), de manera de lograr la validación final de los costos a transferir. La empresa modelo resultó en una dotación de 512 personas con un costo total de explotación de 76,28 millones de dólares, de los cuales 55,2 resultarían trasladables al VAD de acuerdo a lo indicado en la siguiente tabla: Costos Explotación Empresa Modelo miles de US$ / año Personal Materiales Servicios Aportes Organis. Regulador Costo Capital de Trabajo TOTAL Distribución 5.424 7.000 12.383 4.889 2.155 31.851 Comercial 4.609 1.529 10.450 16.588 Administración actividades VAD 2.673 382 3.742 6.796 Total costos actividades VAD 12.705 8.911 26.574 4.889 2.155 55.235 Transmisión 1.086 534 1.884 3.505 Otras Zonales 524 623 1.265 237 132 2.781 Conexiones y Medidores 200 2.809 1.099 4.108 Cortes y Reconexiones 185 98 1.372 1.655 Nuevos Negocios 550 79 769 1.398 Inversiones 2.321 143 2.225 4.688 Administración otras actividdades 1.147 164 1.606 2.917 Total costos otras actividades 6.013 4.450 10.220 237 132 21.052 Total costos Empresa Modelo 18.718 13.361 36.795 5.126 2.287 76.287 5-1

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial 5.1 COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO TÉCNICO La determinación los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de la empresa modelo parte del análisis de las actividades básicas de operación y mantenimiento requeridas para operar y mantener en un adecuado estado de funcionamiento a los distintos tipos de instalaciones correspondientes a la red optimizada de la empresa modelo. Para cada una de las actividades identificadas, se ha determinado el promedio anual de intervenciones (para una cantidad estándar de instalaciones que se ha adoptado en 100 km para las redes 100 unidades para las SED y 1000 unidades para las luminarias de Alumbrado Público) asociadas a un correcto estado de conservación de las instalaciones y a una tasa de fallas correspondiente a ese estado de conservación y mantenimiento y las condiciones geográficas y ambientales imperantes en el área de servicio (contaminación ambiental, acciones de terceros, etc.). Cada una de las intervenciones tiene asociado un empleo de recursos expresado como un consumo de materiales de explotación (fungibles y elementos de reposición) y una cantidad determinada de horas-hombre totales requeridas para efectuar las intervenciones basadas en las mejores prácticas de diferentes empresas latinoamericanas. A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinaron los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada unidad de operación y mantenimiento definida. Una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones de OyM de las instalaciones se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades técnicas de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de las instalaciones (con el objeto de establecer una estructura organizativa centralizada o descentralizada) y la asignación de tareas a las áreas técnica o comercial para lo que se tuvo en cuenta el criterio de mantener, en lo posible, las cadenas de valor agregado. El personal de supervisión y control se estableció considerando los rangos de relaciones típicas de span de control para los distintos niveles de una organización. Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas técnicas, siendo una de sus funciones principales la de efectuar la operación y el mantenimiento de las instalaciones. La definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades técnicas se ha efectuado tomando en cuenta una serie de criterios algunos de los cuales son económicos y otros estratégicos empresarios (analizados para la empresa modelo). El costo de los recursos se ha considerado según distintas fuentes con el criterio de que representen los correspondientes al mercado en la zona de operación de la empresa. Las fuentes utilizadas fueron las siguientes: Materiales de explotación: costos de mercado de los materiales, de manera similar a los costos unitarios de inversión Servicios contratados: se consideró el costo teórico de un contratista calculado de forma similar al de los costos unitarios de inversión: Costos horarios unitarios de CAPECO 5-2

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Costos de equipos y herramientas Costos de movilidad Costo correspondiente a los gastos generales y beneficio del contratista Personal propio: los costos del personal propio se obtuvieron de una encuesta preparada por la consultora PWC durante el mes de diciembre de 2008, para una muestra de empresas grandes de servicios. Teniendo en cuenta que Edelnor y Luz del Sur son las empresas de mayor tamaño en lo referente a su dotación de personal de la muestra de empresas encuestadas, se ha seleccionado el valor de salarios correspondiente al quartil superior (25% superior) de los resultados de la encuesta. Los valores resultantes para los costos de las distintas actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones son los siguientes. Se han desagregado los valores correspondientes a la operación y mantenimiento de las Subestaciones de Distribución, necesarios para el cálculo del VAD SED. GESTION TECNICA - STD 1 - Empresa Modelo Remuner. Directas Remun. Sup. Directa Materiales Servicios y gastos TOTAL Operación Red de AT [ m US$ / año ] 144,3 76,6 11,4 227,4 459,7 Operación Red de MT [ m US$ / año ] 298,7 225,5 26,4 844,6 1.395,2 Operación Red de BT [ m US$ / año ] 670,5 856,4 282,4 3.401,9 5.211,2 Mantenimiento SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 348,7 516,8 522,9 1.656,8 3.045,2 Mantenimiento Red de MT [ m US$ / año ] 819,9 548,7 1.236,9 2.508,7 5.114,2 Mantenimiento CT MT/BT y Red BT [ m US$ / año ] 204,9 203,6 2.001,4 1.648,1 4.058,0 Mantenimiento AP [ m US$ / año ] 55,9 248,3 2.272,5 844,1 3.420,8 Ingeniería y Construcción SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 142,0 75,0 10,9 379,8 607,7 Ingeniería y Construcción Red de MT [ m US$ / año ] 35,5 18,7 2,7 65,6 122,6 Ingeniería y Construcción CT MT/BT y Red de BT [ m US$ / año ] 225,7 256,3 24,2 466,7 973,0 Ingeniería y Construcción AP [ m US$ / año ] 142,0 108,8 12,6 179,1 442,5 Inspección de Obras [ m US$ / año ] 177,5 93,7 13,6 193,6 478,5 Calidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 545,2 140,4 34,5 1.518,2 2.238,3 Fiscalización técnica [ m US$ / año ] 166,1 129,5 122,2 230,0 647,8 Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] 59,6 82,0 7,1 101,0 249,7 Normalización y Planificación del Sistema [ m US$ / año ] 485,7 278,2 38,4 545,2 1.347,6 Total Distribución [ m US$ / año ] 4.522,2 3.858,5 6.620,3 14.811,0 29.812,1 Operación SED [ m US$ / año ] 268,2 342,6 112,9 1.360,8 2.084,5 Mantenimiento SED [ m US$ / año ] 130,4 129,6 799,0 717,3 1.776,3 Calidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 545,2 140,4 34,5 1.518,2 2.238,3 Fiscalización técnica [ m US$ / año ] 166,1 129,5 122,2 230,0 647,8 Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] 59,6 82,0 7,1 101,0 249,7 5.2 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL En el caso de los costos comerciales de la Empresa Modelo, el análisis de partida para el dimensionamiento de los costos correspondientes se efectuó de la misma manera que en el caso de los costos de OyM, es decir se partió de la identificación de todas las actividades comerciales necesarias para el funcionamiento de una empresa distribuidora de energía eléctrica, y se definieron requerimientos típicos de recursos (básicamente personal) para la ejecución de las mencionadas tareas. Estos requerimientos se basaron en ratios obtenidos de procesos de optimización efectuados en diferentes empresas distribuidoras eléctricas de Latinoamérica, ajustados 5-3

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial en los casos en que resultó necesario, a las características propias del mercado y de la regulación vigente en Lima. Una vez establecidos estos ratios se identificó la cantidad de acciones comerciales anuales requeridas para el funcionamiento de la empresa modelo de acuerdo a diferentes criterios según el tipo de actividad considerada, de acuerdo a lo que se señala a continuación: Actividades comerciales básicas (lectura de medidores, facturación y reparto de facturas y cobranza): en función del número de usuarios servidos y la frecuencia de facturación establecida en la reglamentación vigente Atención a usuarios en oficinas y call center: de acuerdo a la cantidad de usuarios atendidos y a las estadísticas de consultas y llamadas telefónicas registradas en el mercado atendido Gestión de saldos morosos: en función del número de facturas emitidas y del comportamiento histórico de pago de los usuarios, considerando las distintas etapas de la gestión de cobranza (intimaciones, suspensiones, rehabilitaciones, etc.) Control de pérdidas comerciales (recuperación de energía): a partir del análisis de las pérdidas comerciales y las experiencias sobre el comportamiento de los consumidores, y tomando como objetivo el nivel de pérdidas comerciales estándar según se describe en el capítulo 3 de este informe. Como se indicó cada una de las actividades definidas tiene asociado un empleo de recursos expresado como un consumo de materiales de explotación (fungibles) y un requerimiento de personas en función de los ratios adoptados. A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinan los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada actividad comercial definida. Al igual que en el caso de las actividades de OyM, una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones comerciales de la Empresa Modelo se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de los clientes (con el objeto de establecer una estructura centralizada o descentralizada) y la agrupación de tareas en unidades funcionales que permitieran, en lo posible, las cadenas de valor agregado. El personal de supervisión y control se estableció considerando los rangos de relaciones típicas de span de control para los distintos niveles de una organización. Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (calidad de servicio comercial, compras de energía y tarifas, atención de grandes clientes, etc.) se han considerado diferentes cost-driver como por ejemplo la cantidad total de clientes, el número de reclamos anuales, y otros, que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades. Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas comerciales. De la misma manera que en el caso de las actividades de OyM, la definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades comerciales se ha efectuado tomando en cuenta los mismos criterios económicos y estratégicos empresarios definidos en el capítulo correspondiente. 5-4

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Los valores resultantes para los costos de las distintas actividades gestión comercial son los siguientes. GESTION COMERCIAL - STD 1 - Empresa Modelo Remuner. Directas Remun. Sup. Directa Materiales Servicios y gastos TOTAL Atención Clientes en Oficinas [ m US$ / año ] 384,8 755,2 159,0 964,8 2.263,8 Call Center [ m US$ / año ] 0,0 134,8 18,8 207,6 361,1 Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ] 439,9 108,0 76,4 441,5 1.065,7 Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 96,2 167,0 36,7 214,1 513,9 Conexiones [ m US$ / año ] 0,0 209,9 2.945,0 1.152,0 4.306,8 Lectura PD [ m US$ / año ] 0,0 117,8 16,4 1.992,6 2.126,7 Lectura MD [ m US$ / año ] 0,0 1,9 0,3 20,2 22,3 Lectura GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0 1,9 1,9 Normativa comercial [ m US$ / año ] 130,6 85,3 30,1 173,9 419,9 Análisis y recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 179,8 358,2 75,0 904,7 1.517,8 Facturación y notificación PD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 863,3 1.464,1 2.327,4 Facturación y notificación MD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 4,9 20,7 25,5 Facturación y notificación GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,5 2,0 2,5 Recaudación y control [ m US$ / año ] 59,6 32,7 12,9 1.449,3 1.554,5 Análisis, notificación, gestión y verificación morosos [ m US$ / año ] 300,1 238,8 75,1 880,2 1.494,2 Suspensiones, reconexiones y extrajudicial PD [ m US$ / año ] 0,0 96,8 85,1 1.234,9 1.416,8 Suspensiones, reconexiones y extrajudicial MD [ m US$ / año ] 0,0 48,4 11,2 161,7 221,3 Suspensiones, reconexiones y extrajudicial GD [ m US$ / año ] 0,0 48,4 6,7 42,4 97,5 Detección, planificación y apoyo a recup. de ventas [ m US$ / año ] 248,6 104,1 49,2 1.447,1 1.849,0 Información para fiscalización comercial [ m US$ / año ] 59,6 57,7 74,4 94,5 286,1 Inspecciones, normalizaciones y medidores PD [ m US$ / año ] 0,0 267,2 1.332,7 1.809,1 3.409,0 Inspecciones, normalizaciones y medidores MD [ m US$ / año ] 0,0 125,2 48,8 122,3 296,3 Inspecciones, normalizaciones y medidores GD [ m US$ / año ] 0,0 125,2 55,4 103,5 284,1 Compras de Energía [ m US$ / año ] 130,6 155,5 39,9 230,5 556,5 Tarifas y regulación [ m US$ / año ] 190,1 228,3 58,3 337,0 813,8 Total Comercial [ m $ / año ] 2.219,8 3.466,3 6.076,1 15.472,4 27.234,7 5.3 PÉRDIDAS ESTÁNDARES NO TÉCNICAS O COMERCIALES La determinación de los valores objetivo de pérdidas comerciales eficientes se ha realizado teniendo en cuenta las condiciones socieconómicas vigentes en el área de concesión, y la cantidad de acciones de inspección, control, reparación y reemplazo de acometidas y medidores, y de las inversiones correspondientes para reducir o eliminar los casos de Consumos No Registrado (CNR), y la existencia de ciertos niveles de reincidencia y de nuevas irregularidades A partir de estos criterios resulta un nivel permanente de equilibrio de consumidores con irregularidades, para un nivel determinado de acciones de control de pérdidas similar al establecido en el cálculo de los costos de explotación de la empresa modelo. Este valor de pérdidas comerciales eficientes representa un 3,48 % de la energía ingresada en la etapa de BT para el año base. Teniendo en cuenta que las pérdidas técnicas en BT, según el balance elaborado con los valores de pérdidas técnicas calculados en este informe, representan un 6,49% de la energía ingresada a la red de BT de la distribuidora, y que los máximos valores de referencia regulatorios para las pérdidas comerciales son del 50% de las pérdidas técnicas para la etapa, en este caso el 3,19% de la energía ingresada en BT, según se muestra en la siguiente tabla. 5-5

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Valor residual permanente Pérdidas comerciales residuales calculadas [ MWh ] 105.000 Energía anual ingresada en BT [ MWh ] 3.020.344 % de pérdidas comerciales sobre el ingreso a BT 3,48% % de pérdidas técnicas en BT sobre el ingreso a BT 6,38% 50% de las pérdidas técnicas sobre el ingreso a BT 3,19% 50% de Pérdidas técnicas sobre el ingreso a BT [ MWh ] 96.372 % de pérdidas comerciales sobre el ingreso a BT adoptadas 3,19% Pérdidas comerciales residuales adoptadas [ MWh ] 96.372 5.4 COSTOS DE ADMINISTRACIÓN O APOYO Si bien las actividades directas de la empresa distribuidora corresponden a la operación y mantenimiento de las instalaciones necesarias para prestar el servicio eléctrico y la atención comercial a los usuarios, la facturación y la cobranza del servicio prestado (actividades comerciales), para poder realizar las mismas se requieren actividades de administración y apoyo que permiten que la empresa cumpla con los requerimientos financieros, legales y de resguardo para operar con continuidad en el marco jurídico impuesto por la normativa legal del país. Las actividades correspondientes son las clásicas que hacen a la existencia jurídica de una empresa, y son similares a las que existen en cualquier tipo de compañía para permitirle desenvolverse en el medio sociocultural, relacionarse con las autoridades gubernamentales, y finalmente, le dan viabilidad económica y financiera. Proceso Finanzas Recursos Humanos Abastecimiento y logística Logística Legales Relaciones Públicas Actividades Registros de Custodia Manejo del Dinero Cancelación de Obligaciones Selección y Capcitación de Personal Administración de Personal Seguridad de Bienes y Personas Especificación Adquisición Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro Prevención Jurídica Representación Legal Defensa en litigios Relaciones con la Comunidad Relaciones con las Autoridades Imagen 5-6

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Tomando en cuenta que no pueden identificarse ratios específicos de eficiencia como en el caso de las actividades directas, por tratarse de actividades cuya naturaleza no facilita una correlación fuerte con una referencia específica, la dotación ha sido determinada por comparación con otras distribuidoras del país y de Latinoamérica. Ya que, si bien, no se puede correlacionar éste tipo de funciones con algún parámetro de la distribuidora en forma directa, se puede proponer una vinculación con el tamaño de la misma por medio de un algoritmo. Los algoritmos desarrollados consideran como referencia el número de clientes de la distribuidora, o algún otro parámetro similar cuando el mismo es más relevante para un caso específico. El personal así determinado fue incluido dentro del organigrama establecido paras las áreas de apoyo, cubriendo los diferentes puestos operativos, de jefatura y gerencial. En el siguiente organigrama general de la empresa modelo se presenta la cantidad de personas y los costos salariales en miles de US$ anuales para cada área principal de la organización. STD 1 - Empresa Modelo Total 512 18.718 Gerente General 1 212 Asistente 1 36 Secretaria 1 24 Gerencia de Relaciones Institucionales Gerencia de Legales Total 4 247 Total 5 341 Gerencia de Recursos Humanos Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión Total 16 848 Total 57 2.357 Total Gerencia de Administración y Finanzas 41 1.835 Gerencia Comercial Gerencia de Planificación e Ingeniería Gerencia de Distribución Total 136 5.064 Total 28 1.169 Total 222 6.585 Para el caso de los gastos generales, la determinación de los montos correspondientes se ha efectuado mediante la misma metodología aplicada para los recursos humanos de las áreas de apoyo. En este caso se efectúa la estimación de los montos generales de gastos en las áreas técnica, comercial y administrativa de la Empresa Modelo, y se 5-7

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial adoptan las participaciones entre los distintos tipos de gastos típicas de las empresas en la región. La distribución de los gastos generales en los diferentes rubros se efectuó también tomando como referencia la desagregación promedio en las empresas de referencia utilizadas. 5.4.1 Gastos en sistemas informáticos Los gastos generales correspondientes a Informática se han determinado considerando las observaciones efectuadas por el OSINERGMIN y Edelnor al Segundo Informe Parcial, en el sentido que la tendencia actual de las distribuidoras, y las empresas de servicios en general, es de no adquirir equipos y sistemas informáticos. Por los motivos mencionados se han eliminado todos los equipos y sistemas informáticos de las instalaciones no eléctricas de la Empresa Modelo y se ha considerado el leasing de equipos y sistemas, además de los costos ya considerados anteriormente de mantenimiento y actualización de los mismos. Los costos de operación y mantenimiento del sistema corporativo comercial se han asignado a las distintas actividades comerciales en forma proporcional a la cantidad anual de transacciones que gestiona cada una. En lo referente a los gastos de alquiler, mantenimiento, limpieza y seguridad de los diferentes edificios y oficinas, se han considerado costos típicos por superficie de oficina o edificio. Finalmente se han considerado costos típicos de seguros e impuestos sobre la base de lo erogado por las distribuidoras de Lima (Edenor y Luz del Sur). Los resultados obtenidos para las distintas actividades de administración o apoyo se presentan e continuación. ADMINISTRACION - STD 1 - Empresa Modelo Remuner. Directas Remun. Sup. Directa Materiales Servicios y gastos TOTAL Gerencia General [ m US$ / año ] 271,6 0,0 38,8 380,3 690,7 Relaciones Institucionales [ m US$ / año ] 247,2 0,0 35,3 346,1 628,6 Asuntos Legales [ m US$ / año ] 207,4 0,0 29,6 290,3 527,4 Contrato de Concesión [ m US$ / año ] 134,0 0,0 19,1 187,6 340,8 Relaciones Laborales [ m US$ / año ] 171,5 0,0 24,5 240,1 436,1 Administración de Personal [ m US$ / año ] 304,9 0,0 43,6 426,8 775,2 Seguridad [ m US$ / año ] 371,5 0,0 53,1 520,1 944,7 Planificación Económica [ m US$ / año ] 188,6 0,0 27,0 264,1 479,7 Control de Gestión [ m US$ / año ] 98,6 0,0 14,1 138,0 250,7 Auditoría [ m US$ / año ] 271,3 0,0 38,8 379,9 690,0 Nuevos Negocios [ m US$ / año ] 549,6 0,0 78,5 769,5 1.397,6 Contabilidad [ m US$ / año ] 575,2 0,0 82,2 805,3 1.462,7 Finanzas [ m US$ / año ] 391,5 0,0 55,9 548,1 995,5 Sistemas [ m US$ / año ] 515,8 0,0 73,7 722,1 1.311,6 Abastecimiento [ m US$ / año ] 71,0 281,2 50,3 493,1 895,6 Total Administración [ m US$ / año ] 4.369,9 281,2 664,5 6.511,4 11.827,0 5.5 OTROS COSTOS DE EXPLOTACIÓN Los costos adicionales de explotación que no se determinaron mediante el modelo, son los aportes de la distribuidora a los organismos reguladores, y el costo financiero del capital de trabajo requerido para la operación de la empresa. 5-8

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Los valores considerados se presentan en la tabla siguiente. Concepto Miles US$ Costo Aportes MT 1.619 BT 2.640 AP 631 Otras Zonales 237 Total 5.126 Costo del Capital de Trabajo MT 713 BT 1.164 AP 278 Otras Zonales 132 Total 2.287 5.6 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO, COMERCIALES Y DE ADMINISTRACIÓN O APOYO DE LA EMPRESA MODELO Los resultados de obtenidos para los costos de Operación y Mantenimiento, se presentan a continuación en el formato indicado en los Términos de Referencia del estudio. 5-9

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial CONCEPTO TOTAL Distribución MT Costos Directos 1 Materiales 12.815.203 1.312.487 3.561.571 2.126.208 7.000.266 251.928 349.078 928.189 1.529.195 534.334 623.032 2.808.701 98.286 78.530 142.859 4.285.742 2 Supervisión Directa 7.549.790 1.049.699 1.498.046 232.312 2.780.057 630.947 1.338.737 486.932 2.456.616 593.407 279.147 200.176 184.619 1.055.769 2.313.117 3 Personal Propio 7.348.503 1.490.941 1.100.436 52.276 2.643.654 759.443 1.164.503 228.313 2.152.259 492.968 244.707 549.625 1.265.291 2.552.591 4 Servicio de Terceros 31.447.294 4.359.290 7.233.465 789.777 12.382.531 2.282.974 2.582.827 5.584.452 10.450.253 1.884.215 1.265.205 1.098.663 1.372.455 769.458 2.224.513 8.614.509 5 Cargas Diversas y Otros - 6 Total 59.160.790 8.212.417 13.393.517 3.200.574 24.806.508 3.925.292 5.435.145 7.227.886 16.588.323 3.504.925 2.412.090 4.107.540 1.655.359 1.397.613 4.688.432 17.765.959 Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Personal 3.819.697 530.232 864.748 206.644 1.601.624 253.435 350.918 466.666 1.071.020 226.294 155.736 265.202 106.878 90.236 302.707 1.147.053 2 Materiales 545.755 75.759 123.555 29.525 228.839 36.211 50.139 66.677 153.026 32.333 22.251 37.892 15.271 12.893 43.251 163.890 3 Servicio de Terceros 5.347.461 742.309 1.210.621 289.295 2.242.226 354.802 491.275 653.319 1.499.395 316.805 218.025 371.275 149.626 126.328 423.781 1.605.840 4 Aporte Organismo Regulador 5.126.366 1.618.595 2.639.743 630.805 4.889.143 237.223 237.223 5 Costo Capital de Trabajo 2.286.942 713.452 1.163.560 278.049 2.155.061 131.881 131.881 6 Total 17.126.222 3.680.347 6.002.227 1.434.318 11.116.892 644.447 892.333 1.186.662 2.723.442 575.432 765.117 674.369 271.774 229.458 769.738 3.285.888 Asignación de Costo de Gestión Comercial 1 Materiales 109.793 143.948 34.398 288.139 2 Supervisión Directa 241.838 317.071 75.769 634.678 3 Personal Propio 384.526 504.147 120.473 1.009.147 4 Servicio de Terceros 1.005.101 1.317.774 314.901 2.637.776 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total 1.741.258 2.282.940 545.541 4.569.739 Asignación de Costo de Operación Comercial 1 Materiales 152.118 199.440 47.659 399.217 2 Supervisión Directa 512.082 671.384 160.437 1.343.903 3 Personal Propio 575.469 754.490 180.296 1.510.255 4 Servicio de Terceros 1.171.359 1.535.753 366.990 3.074.102 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total 2.411.029 3.161.067 755.382 6.327.478 Costos Totales Costos Totales de OyM 16.045.051 24.839.751 5.935.816 46.820.618 8.414.548 4.080.357 3.177.206 4.781.909 1.927.133 1.627.071 5.458.170 21.051.846 Asociado al Usuario Cortes y reconexion es Nuevos Negocios Terceros y otros Costos de OyM Técnicos Comercialización Otros Distribución Alumbrado Gestión Operación Costo Generación Transmisión Zonales y Otras Conexiones Total BT Público Comercial Comercial asociado al Total Propia Usuario medidores Inversiones TOTAL 5-10

6. PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA Las pérdidas estándar del sistema de distribución de la empresa modelo se obtuvieron a partir del modelo de optimización de las redes, para la topología, módulos de transformación y secciones establecidas como óptimas, agregando adicionalmente el cálculo de las pérdidas en las acometidas y los medidores de los clientes y las pérdidas comerciales eficientes. Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema de distribución, y las pérdidas de energía a partir de los tiempos equivalentes de pérdidas determinados para cada tipo de instalación. Los valores resultantes para las pérdidas estándar en MT y BT, expresados en valores porcentuales se presentan en la siguiente tabla. Pérdidas estándar en MT y BT Referido a su Etapa Referido al Ingreso MT Energía Potencia Energía Potencia Pérdidas estándar en MT 1,15% 1,46% 1,15% 1,46% Pérdidas técnicas estándar en BT 6,38% 7,17% 3,65% 4,95% Pérdidas en las SED MT/BT 2,73% 2,47% 1,56% 1,70% Pérdidas en las Redes de BT 3,05% 4,19% 1,74% 2,90% Pérdidas en Acom. y Medidores 0,07% 0,07% 0,04% 0,05% Pérdidas comerciales estándar en BT 3,19% 3,26% 1,83% 2,25% Pérdidas estándar en BT 9,57% 10,42% 5,48% 7,20% Total de Pérdidas 6,63% 8,66% Un detalles de los valores físicos de pérdidas de Energía y Potencia se indican en la tabla siguiente... Cálculo de las Pérdidas Técnicas en MT y BT Pérdidas de Energía Factores de carga de las Pérdidas de Potencia MWh pérdidas kw PERDIDAS TECNICAS EN LAS REDES MT 60.738 0,56 12.256 Pérdidas en las SED MT/BT y otras 82.597 0,66 14.267 Pérdidas en las redes de BT 92.073 0,43 24.273 Pérdidas en Acometidas 2.113 0,60 399 Pérdidas en Medidiores 15.960 0,72 2.530 TOTAL PERDIDAS TECNICAS en BT 192.743 0,53 41.469 TOTAL PERDIDAS TECNICAS 253.481 0,54 53.725 6-1

7. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO Se indica en este capítulo el análisis respecto al cumplimiento de los Estándares de Calidad de Servicio de acuerdo a los lineamientos descriptos en los Términos de Referencia Publicados El modelado de la calidad de servicio en el Modelo de Optimización y consiguientemente los valores esperados de Calidad de Servicio se obtuvieron a partir de: a) La Topología de MT seleccionada b) El tipo de Red de MT resultante, c) El tipo de equipamiento considerado, d) El Nivel de Respaldo establecido, y e) Las Hipótesis de Falla consideradas El modelo de optimización, determina los indicadores de Calidad de Servicio establecido en la NTCSE (N y D) en el punto de la Red que resulta con el peor Nivel de Calidad de Servicio y el Nivel de Calidad promedio, de acuerdo con la topología seleccionada. Los valores resultantes para cada zona se indican en las tablas siguientes: Instalaciones de Media Tensión RESUMEN EN DETALLE Área Típica 01 Área Típica 02 Área Típica 03 Área Típica 04 Área Típica 05 RED DE MT ( Medio ) SAIFI [Int/Usu-Sem] 1.0 0.9 1.0 1.3 1.0 SAIDI [Int/Usu-Sem] 0.8 1.0 1.7 2.8 2.1 RESUMEN EN DETALLE Área Típica 06 Área Típica 07 Área Típica 08 Área Típica 09 Área Típica 10 RED DE MT ( Medio ) SAIFI [Int/Usu-Sem] 1.0 0.9 1.0 1.3 1.0 SAIDI [Int/Usu-Sem] 0.8 0.9 1.6 2.9 2.1 Instalaciones de Baja Tensión RESUMEN EN DETALLE Área Típica 01 Área Típica 02 Área Típica 03 Área Típica 04 Área Típica 05 RED DE BT ( Máximo ) SAIFI [Int/Usu-Sem] 1.3 1.3 1.8 2.9 2.2 SAIDI [Int/Usu-Sem] 1.8 1.9 4.3 8.4 6.5 RESUMEN EN DETALLE Área Típica 06 Área Típica 07 Área Típica 08 Área Típica 09 Área Típica 10 RED DE BT ( Máximo ) SAIFI [Int/Usu-Sem] 1.3 1.2 1.8 2.9 2.2 SAIDI [Int/Usu-Sem] 1.7 1.8 4.2 8.6 6.2 7-1

8. RESULTADOS A continuación se presentan los resultados obtenidos para el Cargo Fijo (CF), y los Valores Agregados de Distribución en Media Tensión (VAD MT), en Baja Tensión (VAD BT), y SED. Se presentan además los resultados de las pérdidas estándar de distribución en potencia y energía, y la determinación de los factores de economía de escala y de la fórmula de reajuste. 8.1 COSTO FIJO ( CF ) El Costo Fijo de operación comercial se determina a partir del Costo Comercial de atención al Cliente (CCCL) determinado en la optimización de los costos de explotación comercial, y del número de clientes a diciembre del año 2004. Los costos comerciales de atención al cliente para cada segmento de clientes de acuerdo al tipo de medición ( medición simple de energía CFE -, medición de energía y simple de potencia CFS y medición de energía y potencia horaria CFH -) se determinaron a partir de los costos comerciales anuales asociados a cada segmento, la cantidad de clientes en cada uno. Costo Anual US$ Número de Clientes CF US$/cli-año CF US$/cli-mes CFE 8.345.949 929.123 8,98 0,749 CFS 63.599 4.110 15,47 1,290 CFH 5.000 272 18,38 1,532 Los cargos fijos correspondientes a las opciones tarifarias Alumbrado Público (CFEAP), Servicio Prepago (CCSP) y Sistema de Medición Centralizado (CFECO) se presentan a continuación. Costo Anual US$ Número de Clientes CF US$/cli-año CF US$/cli-mes CFEAP 365.226 5.630 64,87 5,406 CCSP 405.676 30.000 13,52 1,127 CFECO 264.161 5.500 48,03 4,002 8.2 VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIÓN ( VADMT, VADBT Y VADSED ) Para el cálculo de los VAD se deben consideraron los siguientes parámetros: Valor Nuevo de Reposición correspondiente a cada etapa de red 8-1

8 Resultados Costos operación y mantenimiento correspondientes a cada etapa de red Valor Nuevo de Reposición de los bienes no eléctricas asignado cada etapa de red Potencia máxima simultánea para las horas de punta demandada en cada etapa de red El cálculo de las Potencias máximas demandadas en los niveles de MT y de BT se presenta a continuación, a partir de la información contenida en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo: Determinación de las Potencias Máximas demandadas en BT y MT Potencia ingresada a la red de MT 837,7 Pérdias estándar en MT 12,3 Potencia máxima demandada en MT - MWMT 825,5 Potencia ingresada a la red de BT 578,7 Pérdias estándar en BT 60,3 Potencia máxima demandada en BT - MWBT 518,4 La asignación del VNR no eléctrico a las dos etapas de la red (MT y BT) en forma proporcional a los VNR eléctricos respectivos, se muestra a continuación (valores expresados en miles de US$): miles US$ VNR VNR no eléctrico eléctrico VNR TOTAL BT 576.383 15.090 591.473 MT 228.746 5.989 234.734 TOTAL 805.129 21.079 826.208 SED 119.897 3.139 123.035 A partir de esta asignación y considerando los costos de OyM determinados durante el proceso de optimización de los costos de explotación de la Empresa Modelo, se obtienen los siguientes valores de VAD por etapa de red. VAD MT VAD BT VAD SED VNR millones US$ 228,7 576,4 119,9 VNR-NOEL millones US$ 6,0 15,1 3,1 TOTAL VNR millones US$ 234,7 591,5 123,0 AVNR millones US$ / año 29,1 73,4 15,3 COyM millones US$ / año 16,0 30,8 8,1 AVNR + COyM millones US$ / año 45,2 104,2 23,4 MW MW 82,5 51,8 51,8 VAD US$ / kw-mes 4,411 16,149 3,635 8-2

8 Resultados 8.3 PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE DISTRIBUCIÓN EN POTENCIA Y ENERGÍA Teniendo en cuenta el balance de energía y potencia definido para la Empresa Modelo, las pérdidas estándar de distribución en energía y potencia resultan, referidas porcentualmente al ingreso a cada etapa: Pérdidas estándar en MT y BT Referido a su Etapa Energía Potencia Pérdidas estándar en MT 1,15% 1,46% Pérdidas técnicas estándar en BT 6,38% 7,17% Pérdidas comerciales estándar en BT 3,19% 3,26% Pérdidas estándar en BT 9,57% 10,42% 8.4 FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA Los Factores de Economía de Escala o FEE se calcularon efectuando una simulación del crecimiento de los clientes y las ventas de energía que permitió analizar la evolución de los costos fijos y variables asociados tanto a las actividades de explotación como al VNR de las instalaciones tanto eléctricas como no eléctricas. La fórmula establecida en los TDR para efectuar el cálculo de los factores de economía de escala, tanto para el cargo fijo como para el VAD en MT y BT, es la siguiente: FEE = P fc + ( 1+ t ) c ( 1+ t ) c P vc Donde : P fc = proporción fija del costo P vc = proporción variable del costo t c = tasa de crecimiento anual de clientes y/o demanda Considerando que el Costo Total de cada componente del VAD en el año 4 (CT 4 ) se pude expresar en función del Costos Total del mismo componente en el año 1 (CT 1 ) según la siguiente expresión. CT 4 = CT 1 x P fc + CT 1 x P vc x (1+t c ) 3 y como P fc = 1 - P vc Se puede determinar el valor de P vc según la siguiente expresión. 8-3

8 Resultados P vc = ( CT4 CT1 ) 3 ( 1+ t ) ( CT ( 1 ) 1 c Tomando en cuenta los Costos Totales determinados para cada componentes del VAD para el año base y para el año 4, se calculan los valores del Pvc del Pfc y los correspondientes FEE. CT 1 CT 4 tc Pvc Pfc FEE miles US$ / año miles US$ / año % VAD MT 45.186 47.894 2,00% 0,9791 0,0209 0,9996 VAD BT 104.203 107.844 2,60% 0,4365 0,5635 0,9857 VAD SED 23.390 24.648 2,60% 0,6719 0,3281 0,9917 CF 8.415 9.180 3,20% 0,9178 0,0822 0,9975 8.5 FÓRMULA DE REAJUSTE Las formulas de actualización se establecen con el fin de mantener el valor real del Valor Agregado de Distribución ante variaciones en indicadores macroeconómicos exógenos a la empresa distribuidora. De acuerdo a lo establecido en el punto 7.7 de los TDR para el Estudio de Costos del VAD, las fórmulas de reajuste o actualización del VAD (comprendiendo el VADMT, al VADSED, al VADBT y los CF) deben tomar en cuenta la incidencia de los siguientes parámetros Mano de Obra Productos Nacionales Productos Importados clasificados por partida arancelaria Precio del cobre Precio del aluminio 8.5.1 Fórmula de reajuste considerada para el Cargo Fijo En el caso del Cargo Fijo se considera que todos los componentes del mismo son bienes y productos nacionales, por lo que la fórmula de actualización resulta: FACF = IPM m IPM 0 Donde: FACF: Fórmula de actualización del CF IPM: Indice de precio mayoristas 8-4

8 Resultados 8.5.2 Fórmula de reajuste considerada para el Valor Agregado de Distribución en MT, BT y SED Se presentan a continuación las fórmulas de actualización consideradas para el Valor Agregado de Distribución tanto en MT como en BT y en SED FAVAD MT / BT = % A MT / BT IPM IPM m 0 + % B MT / BT TC TC m 0 (1 + Ta (1 + Ta m 0) ) + + % C MT / BT IPCu IPCu n 0 TCm(1 + Ta TC (1 + Ta 0 m 0) ) + % D MT / BT IPAl IPAl n 0 TCm (1 + Tam ) TC (1 + Ta 0 0) Donde: FAVAD MT/BT : Fórmula de actualización del VAD de MT o BT %A MT/BT : Coeficiente de Participación de la mano de obra y los productos nacionales en el VAD de MT o BT respectivamente %B MT/BT : Coeficiente de Participación de los productos importados en el VAD de MT o BT respectivamente %C MT/BT : Coeficiente de Participación del conductor de Cobre en el VAD de MT o BT respectivamente %D MT/BT : Coeficiente de Participación del conductor de Aluminio en el VAD de MT o BT respectivamente IPM: TC: Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática Valor referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace Ta: Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico IPCu: IPAl: Índice del precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres Índice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres Calculando los valores del VNR y de los COyM considerando la apertura indicada se obtuvo la siguiente composición de componentes de costos del VAD respecto de las 8-5

8 Resultados diferentes términos considerados en las formulas de actualización, expresadas por las constantes A, B, C y D para cada nivel de tensión. VAD MT VAD BT VAD SED A 0,8618 0,8636 0,6808 B 0,0893 0,0684 0,2145 C 0,0023 0,0311 0,1047 D 0,0466 0,0369 0,0000 8-6