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Comisión de Tarifas Eléctricas

PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓ N Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

Fijación Tarifaria de Distribución

Noviembre 1997

CONTENIDO

1 Introducción

2 Criterios Generales

3 La Secuencia de Costos

4 Sectores de Distribución Típicos y Calificación de los Sistemas Eléctricos de Distribución

4.1 Sectores de Distribución Típicos

4.2 Sistemas Eléctricos Representativos

4.3 Indicadores de Calificación

4.4 Calificación

5 Valor Agregado de Distribución

6 Resultados

6.1 Valor Agregado de Distribución y Cargos Fijos

6.2 Factor de Corrección del VAD

6.3 Número de Horas de Uso (NHUBT)

6.4 Factores de Expansión de Pérdidas de Potencia y Energía

6.5 Caracterización de la Carga

6.5.1 Factores de Coincidencia

6.5.2 Factores de Contribución a la Punta

6.6 Factores de Economía de Escala

6.7 Fórmulas de Actualización

7 Opciones y Pliegos Tarifarios

Anexo Nº 1

Calificación de los Sistemas Eléctricos de Distribución 14

Anexo Nº 2

Valor Agregado de Distribución 19

Anexo Nº 3

Fórmulas de Actualización 27

PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓ N Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

1 Introducción

El presente informe se realiza en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas D.L. Nº 25844 (Artículo 81º) y de su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93 (Artículo 162º) relacionadas con la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) de hacer de conocimiento público, los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas de electricidad.

El informe resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos en el Cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD) y en las tarifas aplicables a Clientes Finales de Servicio Público de Electricidad.

El Servicio Público de Electricidad comprende a aquellos clientes atendidos en condiciones monopólicas por las empresas de distribución, por lo que es necesario que los precios se encuentren sujetos a control por parte de la autoridad reguladora.

La CTE cada cuatro años establece los costos de distribución aplicables a las tarifas del servicio público de electricidad (mercado regulado).

La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) señala que las tarifas deben corresponder a precios eficientes. En los sistemas de distribución dichas tarifas están representados por el Valor Agregado de Distribución de una empresa modelo eficiente.

Las empresas distribuidoras compiten con una empresa modelo ideal bajo el principio económico del "yard stick competition". Producto de esta competencia los clientes pagan el costo del servicio basado en los costos de la empresa modelo eficiente por lo que las empresas, para obtener los beneficios económicos fijados por la Ley, tendrían que alcanzar los mismos niveles de eficiencia reconocidos para la empresa modelo.

La empresa modelo se construye mediante costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución por unidad de potencia suministrada. Los costos de inversión corresponden a la anualidad de la inversión del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado que considera la vida útil y la tasa de actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

Los Valores Agregados de Distribución se calculan para cada uno de los sectores típicos de distribución.

2 Criterios Generales

De conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas las tarifas se estructuran de tal manera que reflejen el costo económico de los recursos involucrados a nivel de generación, transmisión y distribución.

Estructura de las Tarifas de Electricidad

Los componentes básicos de las tarifas son los siguientes:

A nivel de producción: Precios en Barra (Generación + Transmisión).

Potencia de punta.

Energía en punta y fuera de punta.

A nivel de distribución:

Valor Agregado de Distribución de Media Tensión.

Valor Agregado de Distribución de Baja Tensión.

Costos asociados a la atención de los clientes.

Pérdidas estándares de distribución de potencia y energía en media y baja tensión.

Las tarifas se conforman como la suma de los componentes de cada nivel (producción y distribución) y los factores: expansión de pérdidas, de coincidencia y de contribución de cada nivel de tensión.

3 La Secuencia de Costos

La forma básica de componer los costos de producción y distribución a medida que se pasa del nivel de producción al nivel de distribución en media y baja tensión de distribución es la siguiente:

Nivel Costos Marginal

Potencia de Punta Energía

Producción Distribución

Media Tensión

Baja Tensión

Donde:

CMg AT : Costo Marginal en Alta Tensión

CMg MT : Costo Marginal en Media Tensión

CMg BT : Costo Marginal en Baja Tensión

CMgP AT

: Costo Marginal de Potencia en Alta Tensión

CMgE AT

: Costo Marginal de Energía en Alta Tensión

CMgP MT

: Costo Marginal de Potencia en Media Tensión

CMgE MT

: Costo Marginal de Energía en Media Tensión

CMgP BT

: Costo Marginal de Potencia en Baja Tensión

CMgE BT

: Costo Marginal de Energía en Baja Tensión

VADMT : Valor Agregado de Distribución Media Tensión

VADBT : Valor Agregado de Distribución Baja Tensión

a p : Pérdidas de Potencia en Media Tensión

a e : Pérdidas de Energía en Media Tensión

b p : Pérdidas de Potencia en Baja Tensión

b e : Pérdidas de Energía en Baja Tensión

4 Sectores de Distribución Típicos y Calificación de los Sistemas Eléctricos de Distribución

La Resolución Directoral Nº 101-97 EM/DGE estableció los sectores de distribución típicos y los criterios de calificación de los sistemas eléctricos de distribución para la regulación tarifaria de distribución del periodo Noviembre 1997 - Octubre 2001.

4.1 Sectores de Distribución Típicos

Los sectores de distribución típicos establecidos para el periodo Noviembre 1997 - Octubre 2001 son los siguientes:

Sector Descripción

Sector de Distribución Típico 1 Urbano de alta densidad

Sector de Distribución Típico 2 Urbano de media y baja densidad

Sector de Distribución Típico 3 Urbano rural

Sector de Distribución Típico 4 Rural

4.2 Sistemas Eléctricos Representativos

Los sistemas eléctricos representativos para la elaboración de los estudios de costos del VAD de cada sector de distribución típico son los siguientes:

Sector Sistema Representativo

Sector de Distribución Típico 1 Lima Metropolitana Sur

Sector de Distribución Típico 2 Huancayo

Sector de Distribución Típico 3 Abancay

Sector de Distribución Típico 4 Valle Sagrado

4.3 Indicadores de Calificación

Los sistemas eléctricos de distribución se califican en cada uno de los sectores de distribución típicos de acuerdo con los siguientes indicadores:

Indicador Descripción

I1 Consumo promedio anual por cliente (MWh/Cliente-año)

I2 Potencia instalada en subestaciones de distribución por Km de red de media tensión (KVA/Km MT)

I3 Longitud de redes de baja tensión promedio por cliente de baja tensión (metros BT/Cliente BT)

I4 Longitud de redes de media y baja tensión por consumo anual (metros (MT + BT))/(MWh)

4.4 Calificación

El siguiente diagrama muestra el algoritmo de calificación de los sistemas eléctricos de distribución.

Los resultados de la calificación de los sistemas eléctricos de distribución se adjunta en el Anexo Nº 1.

5 Valor Agregado de Distribución

De conformidad a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas las tarifas a clientes finales de Servicio Público de Electricidad comprenden los precios en barra y el Valor Agregado de Distribución (VAD).

El Valor Agregado de Distribución representa el costo total en que se incurre para poner a disposición del cliente la potencia y energía desde la barra equivalente de media tensión hasta el punto de empalme de la acometida respectiva.

El VAD se basa en una empresa modelo eficiente y considera los siguientes componentes:

Costos asociados al cliente independientemente de su demanda de potencia y consumo de energía.

Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía.

Costos estándares de inversión (Valor Nuevo de Reemplazo), de mantenimiento y operación (Costos Eficientes de Explotación) por unidad de potencia suministrada.

El costo de inversión es la anualidad del VNR del Sistema Económicamente Adaptado, que considera su vida útil y una tasa de actualización de acuerdo a lo establecido en los Artículos 65º y 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El VAD se calcula para los Sectores de Distribución Típicos aprobados mediante la Resolución Directoral Nº 101 EM/DGE.

En el Anexo Nº 2 se detalla el proceso y la metodología para la determinación de los valores agregados de distribución de cada sector de distribución típico.

6 Resultados

6.1 Valor Agregado de Distribución y Cargos Fijos

El Valor Agregado de Distribución es el costo por unidad de potencia necesario para prestar el servicio de distribución eléctrica. Dicho costo se fija para cada uno de los sectores de distribución típicos en los niveles de media y baja tensión.

El cargo fijo es el costo asociado a la lectura, procesamiento y emisión de la factura, reparto y cobranza de la misma independientemente de la demanda de potencia y consumo de energía del cliente.

El VAD y el cargo fijo (mensuales) para cada sector de distribución típico han sido calculados del producto de la anualidad correspondiente y el factor 0.079073, los que corresponden a la mensualidad equivalente a una tasa efectiva anual de 12%.

Los resultados obtenidos, concordante con el informe SED/CTE Nº 058-97 que sirvió de base para la regulación, son los siguientes:

Sector Típico 1

Descripción Unidad Media

Tensión

Baja

Tensión

Cliente

Valor Nuevo de Reemplazo Miles de US$ 91 206 247 194

Anualidad del VNR (Inversión)

Miles de US$ 11 319 30 677

Costo Anual de Explotación Miles de US$ 6 539 19 095 4 955

Total Costo Anual Miles de US$ 17 858 49 722 4 955

Demanda KW 467 500 365 800

Número de Clientes Unidad 603 100

Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/KW-mes

1.92 6.63

Explotación Técnica US$/KW-mes

1.11 4.13

Total US$/KW-mes

3.02 10.76

Cargo Fijo US$/Cliente-mes

0.65

Sector Típico 2


Tensión

Baja

Tensión

Cliente



Miles de US$ 289 1 049

Costo Anual de Explotación Miles de US$ 188 792 320

Total Costo Anual Miles de US$ 476 1 842 320

Demanda KW 16 946 13 742




1.35 6.04


0.88 4.56

Total US$/KW-mes

2.22 10.60


0.60

Sector Típico 3


Tensión

Baja

Tensión

Cliente



Miles de US$ 242 379


Total Costo Anual Miles de US$ 408 639 121

Demanda KW 5 534 4 980




3.45 6.03


2.37 4.13

Total US$/KW-mes

5.82 10.15


0.59

Sector Típico 4


Tensión

Baja

Tensión

Cliente



Miles de US$ 284 451


Total Costo Anual Miles de US$ 397 632 218

Demanda KW 4 321 3 463




5.19 10.31


2.06 4.11

Total US$/KW-mes

7.26 14.42


0.68

Los valores agregados de distribución en Media Tensión (VADMT) y Baja Tensión (VADBT) para cada uno de los sectores típicos de distribución, se encuentran definidos en la Resolución Nº 023-97 P/CTE, expresados en S/./KW-mes; con un tipo de cambio de 2.654 S/./US$.

Igualmente, los valores de los cargos fijos CFE, CFS y CFH se encuentran expresados en S/./Cliente-mes con el tipo de cambio señalado.

6.2 Factor de Corrección del VAD

El factor de corrección modifica el VAD por ventas de potencia en horas fuera de punta y en horas punta de las empresas de distribución.

Para la determinación del factor de corrección se establece la igualdad entre la facturación obtenida si las ventas de potencia se efectuaran totalmente en horas punta y la facturación por las ventas de potencia en horas punta y fuera de punta de la empresa distribuidora.

Los factores de corrección se calculan para cada nivel de tensión (MT y BT) con los factores de expansión de pérdidas de potencia en cada nivel.

Donde:

PCHP = Demanda coincidente en horas punta

PCHFP = Demanda coincidente de los excesos en horas fuera de punta de la tarifa binomia

PTP = Factor de corrección del VAD

PPBT = Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión

Los factores de corrección del VADMT y VADBT, PTPMT y PTPBT respectivamente para los sistemas eléctricos de distribución de las empresas de distribución, excepto los sistemas aislados con demanda máxima menor de 12 MW, son:

Empresa PTPMT PTPBT Coelvisa 0.96 0.99 Edecañete 0.96 0.99 Edelnor 0.93 0.93 Electro Centro 0.96 0.99 Electro Norte 0.96 0.99 Electro Norte Medio 0.96 0.99 Electro Nor Oeste 0.96 0.99 Electro Oriente 0.93 0.99 Electro Sur 0.90 0.96 Electro Sur Este 0.96 0.99 Electro Sur Medio 0.90 0.99 Electro Ucayali 0.96 0.99 EMSEMSA 0.99 0.99 Luz del Sur 0.95 0.91 SEAL 0.96 0.99 SERSA 0.99 0.99 Otras 0.99 0.99

El valor de los factores PTPMT y PTPBT para los sistemas aislados con demanda máxima menor a 12 MW son igual a 0.99 y 0.99 respectivamente.

6.3 Número de Horas de Uso (NHUBT)

La opción tarifaria de simple medida de energía BT5 considera su participación efectiva a la punta que se determina a partir de los balances de energía y potencia, después de descontar la participación de las demás opciones.

Donde:

EBT5 = Energía Opción de Simple Medición BT5 (KWh)

PBT5 = Demanda Coincidente en Horas punta del Conjunto de Clientes de la Opción de Simple Medición BT5 (KW)

El NHUBT representa el número de horas mensuales promedio de utilización de los clientes de las opción tarifaria BT5.

Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

NHUBT 400 320 300 275

6.4 Factores de Expansión de Pérdidas de Potencia y Energía

Los factores de expansión de pérdidas representan el valor reconocido por las ventas de cada unidad de potencia y energía en cada subsistema de distribución.

El Artículo 143º del Reglamento de la Ley establece que las pérdidas a considerarse para el cálculo del Valor Agregado de Distribución comprenderán pérdidas estándares físicas y comerciales.

La segunda disposición transitoria del Título XI del Reglamento de la Ley establece que las pérdidas estándares fijadas conforme a lo establecido en el Artículo 143º del Reglamento de la Ley, deberán ser alcanzados progresivamente en tres periodos de fijación de las tarifas de distribución y en la primera fijación se deberá reducir por lo menos el 50% de la diferencia entre las pérdidas totales y las pérdidas estándar.

Para la fijación tarifaria 1993-1997, las pérdidas reconocidas se obtuvieron como la suma de las pérdidas estándar más el 75% del exceso de pérdidas del año 1993.

En vista que la reglamentación prevé que los niveles de pérdidas deben reducirse gradualmente, para el periodo 1997-2001; se ha previsto la reducción gradual de las pérdidas reconocidas en cuatro etapas de un año cada una. Las pérdidas reconocidas de cada etapa comprende las pérdidas estándar más el 45%, 40%, 35% y 30% del exceso de pérdidas del año 1993 respectivamente.

Los factores de expansión de pérdidas por empresa y por sector de distribución típico para cada etapa son:

Primera Etapa (Del 01/11/1997 al 31/10/1998)

Sector 1 Sector 3

Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

EDLN 1.0237 1.0320 1.1559 1.1850 COEL 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

LDS 1.0237 1.0320 1.1559 1.1850 EDECA 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

EDLN 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

ELC 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

ELN 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 Sector 2 ELNM 1.0281 1.0527 1.3017 1.3794

ELNO 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT ELOR 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

EDECA 1.0263 1.0429 1.1559 1.2184 ELS 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

EDLN 1.0263 1.0429 1.1559 1.2184 ELSE 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

ELC 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 ELSM 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

ELN 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 SEAL 1.0400 1.0647 1.2136 1.2930

ELNM 1.0248 1.0423 1.2791 1.3272 ELNO 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Sector 4 ELOR 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 ELS 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

ELSE 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 EDLN 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

ELSM 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 ELC 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

ELU 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 ELS 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

EMSEMSA 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 ELSE 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

SEAL 1.0365 1.0540 1.1939 1.2471 ELSM 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

SERSA 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 SEAL 1.0400 1.0647 1.2136 1.2930

Segunda Etapa (Del 01/11/1998 al 31/10/1999)

Sector 1 Sector 3


EDLN 1.0227 1.0307 1.1488 1.1763 COEL 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

LDS 1.0227 1.0307 1.1488 1.1763 EDECA 1.0287 1.0520 1.1670 1.2523

EDLN 1.0287 1.0520 1.1670 1.2523

ELC 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

ELN 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

Sector 2 ELNM 1.0273 1.0514 1.2775 1.3538

ELNO 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693 Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT ELOR 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693 EDECA 1.0253 1.0416 1.1488 1.2092 ELS 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

EDLN 1.0253 1.0416 1.1488 1.2092 ELSE 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

ELC 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 ELSM 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

ELN 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 SEAL 1.0378 1.0620 1.2014 1.2792

ELNM 1.0239 1.0410 1.2557 1.3035

ELNO 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 Sector 4 ELOR 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 ELS 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT ELSE 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 EDLN 1.0287 1.0520 1.1670 1.2523 ELSM 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 ELC 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

ELU 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 ELS 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

EMSEMSA 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 ELSE 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

SEAL 1.0343 1.0514 1.1821 1.2342 ELSM 1.0273 1.0514 1.1918 1.2693

SERSA 1.0239 1.0410 1.1728 1.2250 SEAL 1.0378 1.0620 1.2014 1.2792

Tercera Etapa (Del 01/11/1999 al 31/10/2000)

Sector 1 Sector 3


EDLN 1.0216 1.0294 1.1419 1.1678 COEL 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

LDS 1.0216 1.0294 1.1419 1.1678 EDECA 1.0276 1.0506 1.1599 1.2426

EDLN 1.0276 1.0506 1.1599 1.2426

ELC 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

ELN 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

Sector 2 ELNM 1.0264 1.0501 1.2541 1.3291

ELNO 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572


EDECA 1.0242 1.0402 1.1419 1.2001 ELS 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

EDLN 1.0242 1.0402 1.1419 1.2001 ELSE 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

ELC 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 ELSM 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

ELN 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 SEAL 1.0355 1.0594 1.1894 1.2657 ELNM 1.0230 1.0397 1.2331 1.2806 ELNO 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 Sector 4 ELOR 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 ELS 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

ELSE 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 EDLN 1.0276 1.0506 1.1599 1.2426

ELSM 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 ELC 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

ELU 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 ELS 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

EMSEMSA 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 ELSE 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

SEAL 1.0321 1.0488 1.1705 1.2217 ELSM 1.0264 1.0501 1.1812 1.2572

SERSA 1.0230 1.0397 1.1625 1.2137 SEAL 1.0355 1.0594 1.1894 1.2657

Cuarta Etapa (Del 01/11/2000 al 31/10/2001)

Sector 1 Sector 3

Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT EDLN 1.0206 1.0281 1.1350 1.1593 COEL 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454

LDS 1.0206 1.0281 1.1350 1.1593 EDECA 1.0266 1.0492 1.1528 1.2331

EDLN 1.0266 1.0492 1.1528 1.2331

ELC 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454

ELN 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454

Sector 2 ELNM 1.0255 1.0488 1.2317 1.3053

ELNO 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454


EDECA 1.0232 1.0389 1.1350 1.1912 ELS 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454 EDLN 1.0232 1.0389 1.1350 1.1912 ELSE 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454

ELC 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 ELSM 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454

ELN 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 SEAL 1.0333 1.0567 1.1777 1.2525

ELNM 1.0222 1.0385 1.2114 1.2585 ELNO 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 Sector 4 ELOR 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 ELS 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

ELSE 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 EDLN 1.0266 1.0492 1.1528 1.2331

ELSM 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 ELC 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454 ELU 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 ELS 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454

EMSEMSA 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 ELSE 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454

SEAL 1.0299 1.0462 1.1592 1.2093 ELSM 1.0255 1.0488 1.1708 1.2454

SERSA 1.0222 1.0385 1.1524 1.2027 SEAL 1.0333 1.0567 1.1777 1.2525

6.5 Caracterización de la Carga

Los factores de coincidencia y contribución a la punta se determinaron a partir de la construcción de los diagramas de carga típicos a partir de las mediciones y análisis a una muestra representativa de cada opción tarifaria (MT2, MT3P, MT3FP, MT4P, MT4FP, BT2, BT3P, BT3FP, BT4P y BT4FP) para cada sector de distribución típico.

La metodología seguida en los estudios de caracterización de la carga en cada sector de distribución típico es la siguiente:

La selección de una muestra representativa.

Obtención de las demandas de potencia y consumos de energía de la muestra seleccionada a través de campañas de medición durante días laborales, sábados y domingos.

Procesamiento de la información para la determinación de los diagramas de carga típicos de los clientes agrupados por tipología de consumo, opción tarifaria y nivel de tensión.

Determinación de los factores de coincidencia, contribución a la punta, factores de carga y factores de pérdidas de cada opción tarifaria para cada sector de distribución típico.

Factor de contribución a la punta efectiva del sistema (F1) igual a la participación en la punta efectiva del sistema.

Factor de coincidencia (F2) obtenido como la relación entre la máxima demanda simultánea del conjunto de clientes y la sumatoria de las máximas demandas individuales.

Factor de utilización de la potencia contratada (F3) obtenido como la relación entre la potencia máxima efectiva individual de los clientes de potencia contratada y la potencia realmente contratada por dichos clientes.

6.5.1 Factores de Coincidencia

Los factores de coincidencia (F2) representan la simultaneidad de las máximas demandas de los clientes de las opciones tarifarias agrupadas por nivel de tensión respecto a la máxima demanda del conjunto.


FCPPMT 0.899 0.861 0.750 0.750

FCFPMT 0.905 0.839 0.713 0.713

FCPPBT 0.876 0.790 0.752 0.752

FCFPBT 0.832 0.587 0.576 0.576

6.5.2 Factores de Contribución a la Punta

Los factores de contribución a la punta representan la participación de los clientes de simple medición de potencia en la punta del sistema.

Opciones Tarifarias: MT4, MT3, BT4 y BT3.


CMTPP 0.70 0.70 0.77 0.77

CMTFP 0.49 0.35 0.38 0.38

CBTPP 0.61 0.62 0.66 0.66

CBTFP 0.37 0.27 0.28 0.28

Opción Tarifaria: BT4 (Alumbrado Público).


CBTPP 1.00 1.00 1.00 1.00

6.6 Factores de Economía de Escala

Los factores de económia de escala consideran la reducción de los valores agregados de distribución y cargos fijos por la disminución de la incidencia de las inversiones y costos fijos respecto a las variables a medida que aumenta las ventas de electricidad por el incremento del número y consumo de los clientes.

A partir de las fechas que se indican, los valores de VADMT, VADBT, CFE, CFS y CFH deben ser multiplicados por los factores de economía de escala.

Sector Típico 1

CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01 Noviembre 1997 1.0000 1.0000 1.0000

01 Noviembre 1998 0.9940 0.9938 0.9938

01 Noviembre 1999 0.9850 0.9876 0.9876

01 Noviembre 2000 0.9840 0.9875 0.9815

Sector Típico 2

CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01 Noviembre 1997 1.0000 1.0000 1.0000

01 Noviembre 1998 0.9948 0.9843 0.9848

01 Noviembre 1999 0.9896 0.9690 0.9698

01 Noviembre 2000 0.9845 0.9539 0.9552

Sector Típico 3

CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01 Noviembre 1997 1.0000 1.0000 1.0000

01 Noviembre 1998 0.9941 0.9927 0.9927

01 Noviembre 1999 0.9883 0.9854 0.9854

01 Noviembre 2000 0.9825 0.9782 0.9782

Sector Típico 4

CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01 Noviembre 1997 1.0000 1.0000 1.0000

01 Noviembre 1998 0.9911 0.9940 0.9929

01 Noviembre 1999 0.9822 0.9880 0.9859

01 Noviembre 2000 0.9735 0.9821 0.9789

6.7 Fórmulas de Actualización

Las fórmulas de actualización consideran la incidencia en el VAD y los cargos fijos de la mano de obra, los productos nacionales, los productos importados y el precio del aluminio.

La Resolución Nº 029-97 P/CTE establece las fórmulas de actualización en las cuales se ha considerado el Índice de Precios al por Mayor (IPM) por la incidencia de la mano de obra y productos nacionales, el Índice de Productos Importados (D) por la incidencia de los productos importados y el Índice del Precio del Aluminio (IPAl) por la incidencia del precio del aluminio.

En el Anexo Nº3 se muestra las fórmulas de actualización del VAD y cargos fijos para cada sector de distribución típico.

7 Opciones y Pliegos Tarifarios

Para la obtención del pliego tarifario aplicable a los clientes finales, es necesario calcular a partir de las fórmulas tarifarias establecidas en la Resolución Nº 023-97 P/CTE, los respectivos cargos que comprende cada opción tarifaria.

La Resolución Nº 024-97 P/CTE y sus modificatorias establecen las Opciones Tarifarias y sus Condiciones de Aplicación. Cada opción tarifaria de media tensión (MT2, MT3 y MT4) o de baja tensión (BT2, BT3, BT4, BT5 y BT6), tienen sus respectivas condiciones de aplicación de carácter general y específico.

Para el cálculo de los respectivos cargos, se expanden los precios de potencia y energía desde la subestación base publicada (Resolución de Precios en Barra), desde donde se suministra energía al sistema eléctrico, hasta la barra equivalente de media tensión (inicio del sistema de distribución), con los respectivos factores de expansión de pérdidas marginales de energía y potencia y el respectivo cargo base por peaje secundario, de acuerdo a la configuración del sistema secundario de transmisión.

La expansión de los precios desde la subestación base a la barra equivalente de media tensión, origina nuevos precios de potencia y energía en barra, que junto con los respectivos valores agregados de distribución, cargos fijos mensuales, factores de expansión de pérdidas y otros, se calculan los respectivos cargos por opción tarifaria según las fórmulas establecidas en la Resolución Nº 023-97 P/CTE.

ANEXO Nº 1

Calificación de los Sistemas Eléctricos de Distribución

Empresa

Tipo de

Sistema

Sistema

Eléctrico

I1 I2 I3 I4 Sector Típico

COEL Interconectado Villacurí 93.89 14.68 23.40 3

EDECA Interconectado Lunahuaná 0.77 48.80 19.24 54.76 3 Cañete 1.73 61.47 11.61 13.73 2

ELC Interconectado Ayacucho 0.95 50.02 13.80 33.96 2 Eje Tayacaja 0.57 30.96 25.41 87.35 3

Huancayo 1.50 133.52 11.28 10.68 2

Huánuco-Tingo María

1.35 165.08 14.51 15.88 2

Pasco 1.81 49.36 18.43 19.82 2

Tarma-Chanchamayo

1.27 107.44 25.40 30.34 2

Valle Mantaro 0.74 23.37 29.43 78.31 3

Huancavelica Ciudad

1.22 208.51 16.32 18.00 2

Huancavelica Resto 0.38 13.13 39.04 267.74 4

Aislado Llusita 0.27 123.33 47.46 201.49 3

Pichanaki 0.97 117.58 29.04 36.36 2

Pozuzo 1.03 23.22 21.47 82.38 3

Acomayo 0.61 97.09 40.32 80.36 3

Chalhuamayo-Satipo

1.73 214.89 12.09 8.59 2

ELN Interconectado Chiclayo 1.71 264.51 8.61 6.92 2 Chongoyape 0.69 33.78 9.37 40.26 3

Aislado Chota 0.72 51.14 14.29 47.68 2

Bellavista 0.41 286.82 13.96 49.55 2

San Ignacio 0.60 407.94 17.13 33.32 2

Motupe 0.70 386.02 13.84 21.52 2

Mocupe 0.49 114.34 10.61 35.02 2

Zaña 0.52 239.53 17.31 39.85 2

Mórrope 0.42 236.16 28.73 79.98 3

Salas 0.17 575.15 21.62 146.88 3

Pomacochas 0.40 196.46 27.32 82.03 3

Pucará 1.16 94.25 13.91 20.90 2

Pomahuaca 0.77 225.18 19.33 31.94 2

Jaén 1.06 338.87 4.95 7.77 2

Bagua_El Milagro 1.36 462.34 13.24 11.76 2

Chachapoyas 1.02 183.84 13.61 17.52 2

Leymebamba 0.39 52.67 14.85 62.19 3

Niepos 0.73 17.03 12.87 63.76 3

Cutervo 0.52 28.99 12.59 62.50 3

Luya_Lamud 0.63 107.36 18.59 45.23 2

ELNM Interconectado Trujillo 2.53 159.94 17.25 8.71 2 Cajamarca 1.22 146.43 22.80 24.08 2

Chimbote 2.62 112.53 20.22 9.86 2

Callejon de Huaylas 1.06 48.80 27.80 42.97 2

Guadalupe 1.31 155.56 24.47 22.70 2

Huarmey 1.12 156.26 19.87 21.46 2

Pallasca 0.32 153.99 39.32 133.87 3

Cachicadan 0.38 0.00 0.00 3

Huaychaca 0.70 35.39 14.70 39.28 3

Cascas_Contumaza 0.66 0.00 0.00 3

Aislado Cajabamba 0.79 72.83 19.59 35.05 2

Huamachuco 0.87 96.74 11.67 18.76 2

Bambamarca 0.48 223.94 17.71 42.41 2

Celendin 0.53 208.41 29.93 62.06 3

Empresa Tipo de

Sistema

Sistema

Eléctrico


ELNM Aislado Buena Vista 0.41 28.28 68.48 3

San Marcos 0.57 58.08 29.94 72.71 3

Tayabamba 0.55 20.68 37.36 3

Tortugas 0.17 62.24 22.74 221.21 3

Chiquian 0.85 46.41 34.13 70.12 3

Huari 0.72 27.32 26.41 83.19 3

Pomabamba 0.99 25.20 25.23 54.60 3

ELNO Interconectado Piura 2.01 278.41 16.92 9.94 2 Sullana_Paita 2.26 66.03 18.49 12.91 2

Aislado Ayabaca 0.46 191.33 12.23 33.29 2

Talara 1.72 252.44 11.94 8.40 2

Tumbes 1.58 84.24 27.00 23.12 2

Tambogrande 0.54 351.06 9.39 20.23 2

Mancora 0.87 177.72 30.18 38.97 2

Sechura 0.80 206.81 16.64 23.68 2

Morropon 0.39 64.28 32.69 102.41 3

Chulucanas 0.70 429.15 28.60 44.38 2

Huancabamba 0.61 144.34 26.52 52.89 3

Cancas 0.75 213.82 9.79 19.94 2

San Juan Bigote 0.06 380.95 26.81 446.58 3

Santo Domingo 0.33 154.64 31.53 109.62 3

Canchaque 0.59 118.16 40.01 88.78 3

Vice 0.21 272.56 37.49 203.05 3

Malacasi 0.27 635.59 44.28 175.49 3

Chalaco 0.52 27.23 17.39 66.74 3

ELOR Aislado Iquitos 2.44 147.63 9.19 5.65 2 Tabalosos 0.84 45.43 28.13 53.91 3

Tarapoto 1.37 291.76 17.52 16.46 2

Bellavista 1.60 160.96 37.53 27.35 2

Yurimaguas 1.65 225.09 12.64 10.84 2

Requena 1.01 255.20 11.10 14.27 2

Contamana 1.45 185.39 13.07 11.27 2

Caballococha 1.36 227.61 32.11 30.19 2

Genaro Herrera 0.61 253.16 29.03 52.31 3

Pevas 1.14 147.24 23.87 29.45 2

Lagunas 0.57 159.62 46.66 94.01 3

Tamshiyacu 0.87 357.14 22.08 28.04 2

Nauta 1.61 253.21 17.34 13.15 2

Indiana 0.52 252.25 15.10 35.10 2

Moyobamba 1.31 216.66 12.22 12.50 2

Yantalo 0.91 545.45 31.20 38.56 2

Jepelacio 0.58 189.47 16.12 32.56 2

Shucshuyacu 0.40 476.19 16.55 44.69 2

Soritor 0.66 266.41 19.30 31.98 2

Tahuantinsuyo 0.86 285.71 32.78 45.59 2

Nva.Cajamarca 1.01 713.36 15.16 16.78 2

Sda. Jerusalen 0.42 454.55 21.74 53.18 3

Yuracyacu 0.71 170.73 21.28 34.83 2

Tambo 0.67 500.00 46.80 72.40 3

Porvenir 0.50 161.29 27.42 65.28 3

Posic 0.50 116.28 40.96 90.49 3

Yorongos 0.38 270.27 19.21 55.60 3

Empresa Tipo de

Sistema

Sistema

Eléctrico


ELOR Aislado Zapatero 0.68 16.84 24.71 73.05 3 Pucacaca 1.57 26.02 16.54 2

Calzada 0.72 237.50 28.52 44.88 2

Habana 0.68 149.25 28.70 48.19 2

Juanjui 1.84 236.17 22.44 14.46 2

Picota 3.58 270.25 13.28 4.67 2

Saposoa 1.26 268.73 19.77 18.95 2

Cuñumbuque 0.85 200.00 17.01 23.35 2

Cumbaza 2.09 69.93 55.33 33.83 2

Shapaja 0.99 14.38 14.55 3

Tgo.de Saposoa 1.36 19.87 14.62 2

S. Jose de Sisa 1.18 47.51 28.66 29.42 2

Sauce 1.66 217.39 49.63 35.95 2

San Fernando 1.08 45.45 17.24 62.77 3

Ucrania 0.85 40.16 36.78 76.68 3

ELS Interconectado Ilo 1.86 293.33 8.48 8.51 2 Tarata 0.72 20.80 16.08 90.89 3

Tomasiri 2.61 14.81 32.14 48.96 3

Yarada 14.17 52.35 8.93 8.76 2

Tacna 1.85 337.91 10.06 7.84 2

Moquegua 1.25 122.18 7.32 13.52 2

Aislado Carumas 0.25 22.50 89.16 3

Omate 0.36 48.70 20.34 142.00 3

Puquina 0.31 12.04 38.49 3

Calacoa_Bellavista 0.29 4.52 15.44 3

La Capilla 0.38 41.72 108.42 4

Cuchumbay 0.29 26.56 92.92 3

Ichuña 0.21 13.08 62.48 3

Matalaque 0.32 14.13 43.60 3

Quinistaquillas 0.33 27.00 81.33 3

Ubinas 0.45 21.46 47.90 3

ELSE Interconectado Cusco 1.94 345.87 12.34 8.34 2 Valle Sagrado 0.64 37.05 47.41 111.39 4

Vilcanota y Sicuani 0.55 31.96 26.26 113.48 4

Yauri 0.69 420.82 15.02 26.42 2

Ayaviri 1.40 30.02 25.77 58.33 3

Azangaro y Putina 1.12 25.37 28.07 79.82 3

Puno_Juliaca_Pomata 1.71 87.47 24.37 23.65 2

La Convención 1.47 40.99 10.61 34.23 2

Abancay 0.92 59.15 32.44 52.55 3

Aislado Grau 0.70 20.48 26.02 96.30 3

Calhuanca 1.03 49.11 20.45 34.78 2

Puerto Maldonado 2.30 225.89 25.70 14.24 2

Iberia 0.78 147.87 20.29 36.50 2

ELSM Interconectado Castrovirreyna 0.49 19.37 15.91 120.84 4 Chincha 4.00 110.17 13.38 5.36 2

Ica 2.82 101.51 11.59 6.71 2

Nazca_Palpa 1.32 124.37 11.71 12.42 2

Pisco 5.66 213.16 7.14 2.80 2

Aislado Puquio 0.43 181.72 8.85 27.07 2

Coracora 0.44 150.02 6.97 20.68 2

Huaytara 0.24 9.70 40.47 3

Empresa Tipo de

Sistema

Sistema

Eléctrico


ELSM Aislado Tantara 0.10 10.21 103.82 3

Quercos 0.07 144.23 21.96 461.90 3

Huachos 0.22 222.22 14.96 83.03 3

Cordova 0.11 9.28 87.24 3

Chocorvos 0.15 8.82 57.26 3

Changuillo 0.20 24.69 18.36 275.20 4

Ingenio 0.37 121.36 16.68 64.04 3

Tambo Quemado 0.13 28.06 11.08 254.68 4

Lucanas 0.21 91.03 45.36 274.95 3

Ticrapo 0.31 51.47 17.04 109.31 3

Chaviña 0.26 11.00 6.83 126.71 4

Chipao 0.12 145.56 9.77 123.44 3

Andamarca 0.21 29.15 13.47 154.75 4

Laramate 0.51 3.83 21.96 120.11 4

Pausa 0.33 73.66 10.94 57.92 3

ELU Aislado Pucallpa 2.49 369.74 32.07 14.85 2 EMSEMSA Interconectado Paramonga 1.24 134.96 24.82 26.92 2 SEAL Interconectado Arequipa 1.91 277.25 11.46 8.22 2 Aislado Mollendo 1.09 77.54 18.34 23.85 2

Camaná 0.95 61.31 12.23 21.91 2

Acarí_Bella Unión 0.38 15.06 16.42 156.23 4

Ocoña 0.61 85.36 13.33 30.95 2

Caravelí 0.75 37.70 15.95 46.78 3

Atico 0.76 180.80 15.21 27.75 2

Chala 0.69 144.02 14.89 27.70 2

Cotahuasi 0.43 199.20 23.18 62.93 3

Corire 0.69 31.80 20.20 74.64 3

Pampacolca 0.09 52.38 22.80 371.30 3

Huanca 0.25 72.92 19.92 103.39 3

San Camilo 0.64 28.69 41.60 128.57 4

La Joya 0.28 43.59 19.21 132.31 3

Cabanaconde 0.18 330.25 16.80 110.60 3

Siguas 0.62 18.46 65.73 222.10 4

Chuquibamba 0.41 18.39 20.86 90.53 3

Viraco_Machaguay 0.29 49.06 14.86 86.05 3

SERSA Aislado Rioja 0.79 291.17 15.34 22.92 2 EDLN Interconectado Huacho 2.73 279 9.71 5.22 2 Huaral-Chancay 2.30 156 11.12 9.29 2

Lima Norte 3.94 622 10.07 3.28 1

Supe-Barranca 1.68 258 9.80 8.98 2

Aislado Humaya 0.56 301 11.47 22.95 2

Sayan 0.74 138 9.40 17.75 2

Canta 0.56 33 10.76 54.70 3

Churin 1.06 27 14.12 45.05 2

Hoyos-Acos 0.29 23 30.81 312.03 4

Huaros 0.42 17 14.04 123.14 4

Ravira-Pacaraos 0.41 64 14.59 91.25 3

Yaso 1.21 15 23.47 149.41 3

LDS Interconectado Lima Sur 3.86 349 10.66 3.75 1

ANEXO Nº 2



La Ley y el Reglamento establecen el procedimiento a seguir para la determinación del Valor Agregado de Distribución.

El Valor Agregado de Distribución se calcula para cada sector de distribución típico mediante estudios de costos encargados por los concesionarios de distribución a empresas consultoras precalificadas por la CTE.

Con los resultados de los estudios de costos, se determinan los ingresos por sector típico con las fórmulas tarifarias, los factores de coincidencia y contribución de cada sector, los factores de expansión de pérdidas de energía y potencia y el número de horas de utilización.

El siguiente diagrama muestra el proceso seguido para el Cálculo del Valor Agregado de Distribución.

Metodología

De acuerdo al Artículo 67º de la Ley de Concesiones Eléctricas, la CTE elaboró los Términos de Referencia de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución. Dichos términos establecen la metodología a seguir para la determinación del VAD y Cargos Fijos, de acuerdo a las siguientes actividades:

Recopilación de la información técnica, comercial y económica del sistema eléctrico seleccionado como representativo del sector de distribución típico.

Estructura, recursos y costos de explotación técnica de media y baja tensión.

Estructura, recursos y costos de explotación comercial.

Inversión no eléctrica (activo fijo) para la prestación del servicio de distribución.

Demanda máxima registrada en media y baja tensión.

Información comercial relacionada con las ventas de energía, contratación de potencia, facturación de energía y potencia y número de clientes.

VNR de las instalaciones de distribución en media y baja tensión.

Pérdidas técnicas y comerciales de potencia y energía de las redes de media y baja tensión.

Ingresos y costos asociados a las actividades vinculadas a la prestación de otros servicios.

Gastos indirectos de administración, contabilidad y otros servicios.

Validación de la información y revisión inicial de los costos de explotación, gastos indirectos, estructura de la organización y remuneraciones.

Creación de la empresa modelo considera desarrollos óptimos de las redes y asignación de recursos de explotación técnica y comercial.

Optimización de las instalaciones del sistema de distribución de media tensión.

Optimización de las instalaciones del sistema de distribución de baja tensión.

Optimización de los costos de explotación técnica en media tensión.

Optimización de los costos de explotación técnica en baja tensión.

Optimización de los costos de explotación comercial.

Determinación del balance de potencia y energía.

Optimización de gastos indirectos de administración, contabilidad y otros servicios.

Asignación de los costos al servicio público de electricidad y mercado libre.

Cálculo del valor agregado de distribución, cargos fijos, pérdidas estándar técnicas y comerciales y factores de economía de escala.

Costos fijos de explotación comercial (S/./Cliente-mes).

Valor agregado de distribución MT (S/./KW-mes).

Valor agregado de distribución BT (S/./KW-mes).

Pérdidas estándar de potencia en MT.

Pérdidas estándar de potencia en BT.

Pérdidas estándar de energía en MT.

Pérdidas estándar de energía en BT.

Factores anuales de economía de escala.

Fórmula polinómica de reajuste de los costos.

Resultados Sector Típico 1

Valor Nuevo de Reemplazo

A partir de la distribución geográfica, área servida y la demanda máxima registrada en cada SE MT/BT se elaboró un mapa de densidades de carga para toda el área de concesión de Luz del Sur. Se estableció cuatro zonas de densidad:

Zona Rango de densidad

(MW/Km2)

Urbano Muy Alta Densidad

d > 4.00

Urbano Alta Densidad 4.00 ³ d ³ 1.50

Urbano Media Densidad 1.50 > d ³ 0.25

Urbano Rural d < 0.25

Las densidades de carga y las condiciones urbanísticas de cada zona permitió establecer el tipo de red e instalaciones convenientes, según se describe:

Urbano Muy Alta Densidad

Red de media y baja tensión subterránea.

SE MT/BT tipo convencional, pedestal y bóveda.

Urbano Alta Densidad

Red de media tensión subterránea.

Red de baja tensión: subterránea en zonas comerciales y urbanizaciones densas, y aérea en las demás zonas.

SE MT/BT tipo convencional, pedestal y bóveda.

Urbano Media Densidad

Red de media y baja tensión aérea.

SE MT/BT tipo biposte.

Urbano Rural

Red de media tensión aérea tipo urbano-rural.

Red de baja tensión aérea.

SE MT/BT tipo biposte y monoposte.

La tecnología adoptada para cada zona se basa en la disponibilidad tecnológica en el mercado y los criterios de optimización técnico-económicos. Esta se resume en lo siguiente:

Red de Media Tensión Subterránea (con neutro rígido)

Cables unipolares de aislación seca reticulada con conductor de aluminio.

Red de Media Tensión Aérea (con neutro rígido)

Conductores de aleación de aluminio sobre postes de concreto.

Conductores de aleación de aluminio protegidos sobre postes de concreto para áreas próximas al mar.

Subestaciones MT/BT

Tipo convencional, pedestal, bóveda, biposte y monoposte de acuerdo a la zonificación y densidad de carga.

Red de Baja Tensión Subterránea

Cables unipolares de aislación seca reticulada con conductor de aluminio.

Red de Baja Tensión Aérea

Cable pre-ensambaldo de aluminio y aislación seca reticulada con neutro portante y cable para AP sobre postes de concreto.

Alumbrado Público

Equipos de control con fotocélula y contactor en cada SE MT/BT.

Lámparas de vapor de sodio de alta presión de 70, 100 y 250 W.

El costo estándar de inversión comprende el costo directo (materiales, stock, mano de obra y equipos para montaje) y el costo indirecto (ingeniería del proyecto, supervisión, puesta en servicio, gastos generales y gastos financieros durante el período de construcción.

Los precios de los materiales corresponden a valores de mercado y los costos de montaje se determinaron a partir de los costos de montaje realizados por contratistas.

A través de una optimización técnico económica que consideró los costos de las instalaciones actuales, los costos de las instalaciones futuras relacionadas con el crecimiento de la demanda, los costos de explotación técnica y los costos por pérdidas técnicas, se determinó los componentes del sistema de distribución para cada zona de densidad.

Con los resultados obtenidos y luego de una comparación con la empresa real se determinó el VNR de la empresa modelo.

Costos de Explotación

A partir de las instalaciones de la empresa real, las cantidades de averías durante 1996, las prácticas de revisión habituales en empresas de distribución, los costos de operación vinculados a cada avería, el corte del servicio por mantenimiento y la realización de trabajos para la reducción de averías, se determinó la cantidad de acciones a realizar por cada componente del sistema de distribución.

Dichas acciones se valorizaron con los costos de los materiales, el costo de la mano de obra y el costo del equipamiento necesarios para la realización de cada tarea.

A estos costos obtenidos se adicionó los costos de supervisión (preparación ,programación, control y administración), así como, los costos de apoyo a la gestión técnica de distribución realizado por otras áreas (comercial, informática, calidad de servicio, relaciones corporativas e ingeniería de distribución).

Los costos de explotación comercial corresponden a actividades necesarias para realizar las tareas de lectura, facturación, reparto y cobranza de recibos.

A estos costos se adicionó los correspondientes a la supervisión de la acción comercial y al apoyo informático.

Los costos indirectos corresponden a las funciones del directorio, gerencia general, gerencias de apoyo y servicios de terceros. Comprende además el pago de impuestos y tributos y los costos diversos de gestión (incluye capital de trabajo).

La asignación de los costos indirectos se realizó en función de los costos directos de explotación de cada actividad.



El modelamiento de la red de media tensión se efectuó a través de flujos de potencia que considera el esquema topológico de cada alimentador del sistema eléctrico. Este proceso permitió redimensionar la red con secciones óptimas y niveles de pérdidas estándares.

La topología en anillo normalmente abierto de la red de media tensión (con neutro rígido) considera redes aéreas con postes de concreto y conductores de aleación de aluminio para las zonas de menor densidad, y redes aéreas con cables autoportantes sobre postes de concreto para zonas de alta densidad. Se han considerado cables subterráneos para los alimentadores de la SE AT/MT a la red de MT.

Las subestaciones de distribución consideradas corresponden al tipo aéreo biposte y monoposte.

La red de baja tensión fue diseñada con conductores autoportantes de aluminio sobre postes de concreto. Para el alumbrado público se consideró lámparas de vapor de sodio de 70 y 150 W.


Se consideró que las tareas de mantenimiento se ejecuten a través de servicios de terceros y el personal propio se encargue de las tareas de planificación, control y emergencias, así mismo se consideró un grupo permanente para el control de la calidad de producto y servicio.

Para la determinación de los costos directos de explotación se identificaron las actividades correspondientes a cada componente del sistema de distribución, así como, los requerimientos de materiales, mano de obra y equipamiento de cada actividad, así como, la frecuencia de las tareas de mantenimiento preventivo y correctivo.

La determinación de los costos de explotación comercial considera la ejecución de las tareas con personal propio (procesamiento, atención de clientes, cobranza en oficinas) y servicios de terceros (lectura de medidores, reparto de recibos y cobranzas en centros autorizados).

Los costos indirectos son aquellos relacionados con la administración, contabilidad y servicios funcionales de la empresa.



La topología radial de la red aérea de media tensión (conexión estrella con neutro) considera redes trifásicas en 13.2 KV y en 22.9 KV y redes unifililares de retorno por tierra para las derivaciones en 13.2 KV con conductores de aleación de aluminio sobre postes de concreto y madera respectivamente.

Se consideró el uso de subestaciones tipo biposte para las zonas urbanas y monoposte para las zonas rurales, así como, el uso de reconectadores, seccionalizadores y seccionadores fusibles para la protección de la red de media tensión.

La red aérea de baja tensión en 380/200 V considera 50% de cables autoportantes (zona urbana) y 50% de conductores convencionales (zona rural) de aleación de aluminio en ambos casos, sobre postes de concreto en zonas urbanas y madera en zonas rurales.


Los costos de explotación técnica se determinaron como la integración de los costos estándares directos de operación y mantenimiento de la red de media y baja tensión optimizada.





La topología radial de la red aérea de media tensión (conexión estrella con neutro) considera redes en 13.2 KV y en 22.9 KV con líneas troncales trifásicas y ramales bifásicos de 2 conductores y monofásicos de 1 conductor (retorno por tierra) de aleación de aluminio sobre postes de madera.

Se consideró el uso de recconectadores y seccionadores fusible tipo cut-out para el seccionamiento y protección de la red de media tensión.

En la protección de las subestaciones se consideró pararrayos tipo autoválvula y seccionadores fusible tipo cut-out en el lado de media tensión. Se consideró transformadores monofásicos de 5, 10, 15 y 25 KVA con relación de transformación 13.2/0.46-0.23 KV y trifásicos de 37.5, 50, 75 y 100 KVA con relación de transformación 22.9/0.40-0.23 KV.

Las red aérea de baja tensión consideran el uso de conductores de aleación de aluminio sobre postes de madera en 440/220 V para el sistema monofásico y en 380/220 V para el sistema trifásico.

La red de alumbrado público será para iluminar sitios públicos de alta concurrencia como plazas y calles principales con lámparas de vapor de sodio de 70 W sobre los postes de la red del servicio particular.


Los costos de explotación técnica (operación y mantenimiento) se obtuvieron a partir de la determinación de las actividades mas relevantes y su frecuencia de realización de las tareas de inspección, mantenimiento correctivo y preventivo.



Verificación de Rentabilidad

La verificación de la rentabilidad (TIR) evalúa la generación interna de recursos ó flujo neto que toma en cuenta el valor nuevo de reemplazo y los costos de explotación del conjunto de empresas de distribución por cada sector típico el período de evaluación precisado en la Ley y el Reglamento así como los ingresos por venta de energía y compras de energía para el mercado regulado.

La verificación de la TIR consistió en elaborar, para cada sector típico, un flujo de 25 años. Dicho flujo considera como inversión inicial al Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) para el Servicio Público de Electricidad el mismo que fue aprobado por la Comisión de Tarifas Eléctricas mediante la Resolución No. 014-97 P/CTE y modificatorias.

Se contempla además ingresos y costos de operación constantes para los 25 años. Como ingresos se considera la facturación por ventas de energía del conjunto de empresas agrupadas por sector típico que se calcula como producto de la nueva tarifa y consumo del mercado eléctrico del año 1996.

Los costos de operación y mantenimiento corresponden a los resultados del Estudio de Costos de Explotación que corresponden a valores estándares para las actividades de distribución y comercialización. A través de ellos se asignaron las cargas de personal, servicios de terceros, cargas diversas de gestión y suministros.

Los resultados de la verificación de rentabilidad efectuada arrojaron niveles de la tasa interna de retorno para el conjunto de concesionarios por cada sector típico dentro de los rangos establecidos en el Artículo 71 de la Ley, por lo que no fue necesario realizar los ajustes para alcanzar los límites de 8% y 16%.

ANEXO Nº 3

Fórmulas de Actualización

Fórmulas de Actualización

8 FACTOR DE ACTUALIZACION (FAVADMT) DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION EN MEDIA TENSION (VADMT)

El valor de los parámetros XMT, YMT y ZMT por cada uno de los sectores típicos se muestra a continuación:

Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

XMT 0,6346 0,6893 0,8027 0,8099

YMT 0,2934 0,2721 0,1163 0,0981

ZMT 0,0720 0,0386 0,0810 0,0920

Donde:

XMT: Coeficiente de participación de la Mano de Obra y Productos Nacionales en el VADMT.

YMT: Coeficiente de participación de los Productos Importados en el VADMT.

ZMT: Coeficiente de participación del Conductor de Aluminio en el VADMT.

9 FACTOR DE ACTUALIZACIÓ N (FAVADBT) DEL VALOR AGREGADO DE BAJA TENSIÓ N (VADBT)

Los valores de los parámetros XBT, YBT y ZBT, por cada uno de los sectores típicos son iguales a:

Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

XBT 0,7780 0,8466 0,8576 0,8576

YBT 0,1682 0,0669 0,0777 0,0504

ZBT 0,0538 0,0865 0,0647 0,0920

Donde:

XBT: Coeficiente de participación de la Mano de Obra y Productos Nacionales en el VADBT.

YBT: Coeficiente de participación de los Productos Importados en el VADBT.

ZBT: Coeficiente de participación del Conductor de Aluminio en el VADBT.

10 FACTORES DE ACTUALIZACIÓ N (FACFE, FACFS y FACFH) DE LOS CARGOS FIJOS (CFE, CFS y CFH)

11 FACTOR DE ACTUALIZACIÓ N (FACER) DEL CARGO POR ENERGIA REACTIVA (CER):

12 DEFINICIÓ N DE LOS PARÁMETROS UTILIZADOS EN LAS FÓ RMULAS DE ACTUALIZACIÓ N

Donde:

D : Indice de los productos importados.

TC : Valor Referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica.

TA : Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico.

IPM : Indice de precios al por mayor.

IPAl : Indice 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.

Los valores base de las fórmulas de actualización son:

IPM0 : 1456,220244

IPAl0 (US$/Tn) : 1511,39

D0 (S/./US$) : 2,9725

El valor base del índice de precios al por mayor (IPM0) corresponde al mes de setiembre de 1997.

El valor base del aluminio corresponde al promedio de los precios promedios semanales (week avg.) de las 52 últimas semanas referidas a la cuarta semana del mes de junio (27.06.97)

El valor base del tipo de cambio del Dólar de Norteamérica (TC0) es de 2,654 S/./US$ que corresponde al 30.09.97

El valor base de la tasa arancelaria (TA0) es 12% vigente al 30.09.97.

El valor base del índice de los productos importados (D0) se calcula como:

D0 = TC0 x (1+TA0)

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