Proceso de Cálculo de las Tarifas de Distribución Eléctrica DDE-019-2006.pdf · al año 2005, de...

Informe OSINERG-GART/DDE-019-2006

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

División de Distribución Eléctrica

Proceso de Cálculo de las Tarifas de Distribución

Eléctrica

Periodo Noviembre 2005 – Octubre 2009

Lima, Marzo 2006

Contenido

1. Resumen Ejecutivo ______________________________________________________1 1.1 Objetivo ________________________________________________________________ 1 1.2 Antecedentes ____________________________________________________________ 1 1.3 Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica _______________________________ 1 1.4 Resultados ______________________________________________________________ 3

2. Introducción ___________________________________________________________4 2.1 Objetivo ________________________________________________________________ 4 2.2 Antecedentes ____________________________________________________________ 4 2.3 Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica _______________________________ 4

2.3.1 Actividades Previas ____________________________________________________________ 5 2.3.2 Desarrollo del Procedimiento de Fijación____________________________________________ 7

3. Resultados ____________________________________________________________16 3.1 Introducción ___________________________________________________________ 16 3.2 Tarifas de Distribución Eléctrica___________________________________________ 19

3.2.1 Valor Agregado de Distribución y Cargos Fijos______________________________________ 19 3.2.2 Factores de Economía de Escala__________________________________________________ 22 3.2.3 Cargo por Energía Reactiva _____________________________________________________ 23 3.2.4 Fórmulas de Actualización ______________________________________________________ 23

3.3 Parámetros de Cálculo Tarifario___________________________________________ 27 3.3.1 Factores de Expansión de Pérdidas________________________________________________ 27 3.3.2 Factores de Coincidencia, de Contribución a la Punta y Número de Horas de Uso ___________ 28 3.3.3 Factores de Corrección del VAD por Ventas de Potencia en Horas Fuera de Punta __________ 29 3.3.4 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) _____________________ 31

3.4 Verificación de la Rentabilidad ____________________________________________ 32 3.4.1 Introducción _________________________________________________________________ 32 3.4.2 Proceso de Verificación ________________________________________________________ 33

Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica 2005 Página 1 de 34

1. Resumen Ejecutivo

1.1 Objetivo Presentar el resumen del proceso de cálculo de las tarifas de distribución eléctrica establecidas, para el periodo noviembre 2005 – octubre 2009, mediante Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD, modificada mediante Resolución OSINERG N° 021-2006-OC/CD. La presentación se hace en cumplimiento de lo establecido en el artículo 81° de la Ley de Concesiones Eléctricas y el artículo 162° de su Reglamento.

1.2 Antecedentes Decreto Ley N° 25844: Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).

Decreto Supremo N° 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Decreto Ley N° 27838: Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos

Regulatorios de Tarifas. Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD: Procedimientos para la Fijación de Precios

Regulados. Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD: Resolución de Fijación de las Tarifas de

Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009. Resoluciones OSINERG N° 016-2006-OS/CD, OSINERG N° 017-2006-OS/CD,

OSINERG N° 018-2006-OS/CD, OSINERG N° 019-2006-OS/CD y OSINERG N° 020-2006-OS/CD: Resuelven los Recursos de Reconsideración interpuestos contra la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD.

Resolución OSINERG N° 021-2006-OS/CD: Modifica la Resolución OSINERG N° 370-

2005-OS/CD.

1.3 Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica El OSINERG llevó a cabo la fijación de las tarifas de distribución eléctrica, correspondiente al año 2005, de acuerdo con lo establecido en el Anexo C de la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, modificado mediante la Resolución OSINERG N° 221-2004-OS/CD. En

OSINERG – Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Distribución Eléctrica


dicho anexo se establece el procedimiento para la fijación de las tarifas de distribución eléctrica, el mismo que señala los procesos, órganos, facultades, obligaciones y plazos para la fijación, así como, el flujograma respectivo. Previamente al inicio de la fijación mencionada, el OSINERG, a través de su Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) y de conformidad con lo establecido en la LCE y su Reglamento, llevó a cabo actividades relacionadas con los siguientes temas: Determinación de los Sectores Típicos. Selección de las Empresas Modelo. Elaboración de los Términos de Referencia de los Estudios de Costos del VAD. Precalificación de los Consultores VAD. Selección de los Supervisores VAD para la Supervisión de los Estudios de Costos del

VAD. Posteriormente, de acuerdo al procedimiento, la GART encargó la elaboración de los estudios de costos del VAD a las empresas de distribución eléctrica, las mismas que adjudicaron los respectivos estudios a empresas consultoras precalificadas por la GART. Dichas empresas consultoras (Consultores VAD) desarrollaron los estudios bajo la supervisión de la GART, quién con el apoyo de supervisores (Supervisores VAD) llevó a cabo el seguimiento de las actividades y revisión de los informes parciales de los estudios, formulando las observaciones correspondientes. Luego, los Consultores VAD presentaron los resultados finales de los estudios dentro de los plazos previstos, los mismos que fueron publicados por la GART en la página web del OSINERG, para conocimiento de los interesados y público en general. Asimismo, convocó las audiencias públicas previstas, Audiencias Públicas de las Empresas y Audiencia Pública Descentralizada del OSINERG. Los resultados finales de los estudios fueron expuestos y sustentados por los Consultores VAD y las empresas de distribución eléctrica responsables, en las Audiencias Públicas de las Empresas convocadas por la GART. Luego, la GART formuló las observaciones finales de conformidad con la LCE. Posteriormente, los Consultores VAD presentaron la absolución de las observaciones y los resultados definitivos, que fueron publicados en la página web del OSINERG y posteriormente analizados por la GART con el apoyo de los Supervisores VAD. Seguidamente, el 01/08/2005, en atención a lo dispuesto en la Resolución OSINERG N° 181-2005-OS/CD, se prepublicó el Proyecto de Resolución de Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009, el mismo que fue sustentado por los especialistas de la GART con el apoyo de los Supervisores VAD, en la Audiencia Pública Descentralizada del OSINERG, que se llevó a cabo el 05/09/2005 en las ciudades de Lima, Huancayo, Trujillo, Piura y Cusco. Hasta el 03/10/2005, se recibieron las opiniones y sugerencias de las empresas de distribución eléctrica e interesados, respecto al proyecto de resolución prepublicado, las mismas que fueron analizadas por la GART, incorporándose aquellas que fueron aceptadas en la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD que fijó las Tarifas de Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009, publicada el 16/10/2005. El 07/11/2005, los interesados interpusieron Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD, los mismos que fueron sustentados en la Audiencia Pública convocada por la GART, realizada el 28/11/2005. Luego, no se recibieron



opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración por parte de interesados legitimados, dentro del plazo establecido, cuya fecha límite fue el 13/12/2005. Finalmente, el Consejo Directivo del OSINERG mediante las Resoluciones OSINERG N° 016-2006-OS/CD, OSINERG N° 017-2006-OS/CD, OSINERG N° 018-2006-OS/CD, OSINERG N° 019-2006-OS/CD y OSINERG N° 020-2006-OS/CD, resolvió los Recursos de Reconsideración interpuestos por los interesados, las mismas que fueron publicadas el 09/01/2006, así como la Resolución OSINERG N° 021-2006-OS/CD que modificó la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD. Toda la información de la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009, se encuentra a disposición de los interesados en la página web del OSINERG (www.osinerg.org.pe), Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución (VAD).

1.4 Resultados Los resultados de la fijación de las tarifas de distribución eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009, son los siguientes:

Descripción Unidad Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 SectorEspecial

VADMT (VAD en media tensión) US$/kW-mes 3.372 2.488 3.926 7.690 9.714 5.235VADBT (VAD en baja tensión) US$/kW-mes 11.503 9.640 12.926 13.666 19.307 6.200Cargo fijo para medición simple de US$/mes 0.597 0.609 0.613 0.346 0.362 0.685energía (CFE) (1)Cargo fijo para medición de energía y US$/mes 1.016 1.024 1.018 1.716 2.416 4.059potencia, y doble de energía (CFS)Cargo fijo para medición horaria de US$/mes 1.198 1.205 1.018 1.716 2.416 4.059energía y potencia (CFH)

Descripción Unidad Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 SectorEspecial

VADMT (VAD en media tensión) S/./kW-mes 11.070 8.168 12.889 25.247 31.891 17.186VADBT (VAD en baja tensión) S/./kW-mes 37.764 31.648 42.436 44.866 63.385 20.354Cargo fijo para medición simple de S/./mes 1.960 1.999 2.012 1.136 1.188 2.249energía (CFE) (1)Cargo fijo para medición de energía y S/./mes 3.336 3.362 3.342 5.634 7.932 13.326potencia, y doble de energía (CFS)Cargo fijo para medición horaria de S/./mes 3.933 3.956 3.342 5.634 7.932 13.326energía y potencia (CFH)Tipo de cambio: 3.283 S/./US$(1) El CFE de los sectores 4 y 5 considera la lectura, facturación y reparto semestral, y cobranza mensual.


2. Introducción

2.1 Objetivo Presentar el resumen del proceso de cálculo de las tarifas de distribución eléctrica establecidas, para el periodo noviembre 2005 – octubre 2009, mediante Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD, modificada mediante Resolución OSINERG N° 021-2006-OC/CD. La presentación se hace en cumplimiento de lo establecido en el artículo 81° de la Ley de Concesiones Eléctricas y el artículo 162° de su Reglamento.

2.2 Antecedentes Decreto Ley N° 25844: Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).

Decreto Supremo N° 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Decreto Ley N° 27838: Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos

Regulatorios de Tarifas. Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD: Procedimientos para la Fijación de Precios

Regulados. Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD: Resolución de Fijación de las Tarifas de

Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009. Resoluciones OSINERG N° 016-2006-OS/CD, OSINERG N° 017-2006-OS/CD,

OSINERG N° 018-2006-OS/CD, OSINERG N° 019-2006-OS/CD y OSINERG N° 020-2006-OS/CD: Resuelven los Recursos de Reconsideración interpuestos contra la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD.

Resolución OSINERG N° 021-2006-OS/CD: Modifica la Resolución OSINERG N° 370-

2005-OS/CD.

2.3 Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica El OSINERG llevó a cabo la fijación de las tarifas de distribución eléctrica, correspondiente al año 2005, de acuerdo con lo establecido en el Anexo C de la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, modificado mediante la Resolución OSINERG N° 221-2004-OS/CD. En



dicho anexo se establece el procedimiento para la fijación de las tarifas de distribución eléctrica, el mismo que señala los procesos, órganos, facultades, obligaciones y plazos para la fijación, así como, el flujograma respectivo.

2.3.1 Actividades Previas Previamente al inicio de la fijación mencionada, el OSINERG, a través de la GART y de conformidad con lo establecido en la LCE y su Reglamento, llevó a cabo actividades relacionadas con los siguientes temas: Determinación de los Sectores Típicos. Selección de las Empresas Modelo. Elaboración de los Términos de Referencia de los Estudios de Costos del VAD. Precalificación de los Consultores VAD. Selección de los Supervisores VAD para la Supervisión de los Estudios de Costos del

VAD. 2.3.1.1 Determinación de los Sectores Típicos El artículo 66° de la LCE señala que corresponde al Ministerio de Energía y Minas establecer los sectores típicos a propuesta del OSINERG. Al respecto, el OSINERG remitió su propuesta a la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, quien mediante la Resolución Directoral N° 015-2004-EM/DGE, estableció los sectores típicos para la fijación de las tarifas de distribución eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009. Los sectores típicos establecidos son:

Sector DescripciónTípico

1 Urbano de alta densidad2 Urbano de media densidad3 Urbano de baja densidad4 Urbano-rural5 Rural

Especial Sistema de DistribuciónEléctrica de Villacurí

2.3.1.2 Selección de las Empresas Modelo En cumplimiento del artículo 146° del Reglamento de la LCE, el OSINERG seleccionó los sistemas de distribución eléctrica representativos de cada sector típico, donde se elaboraron los estudios del costos del VAD. Dichos sistemas se constituyen en las empresas modelo para el cálculo de las tarifas de distribución eléctrica.

Sector Sistema de Distribución Empresa de DistribuciónTípico Eléctrica (Empresa Modelo) Eléctrica Responsable

1 Lima Sur Luz del Sur2 Huancayo Electrocentro3 Caraz-Carhuaz-Huaraz Hidrandina4 Chulucanas Electronoroeste5 Valle Sagrado 1 Electro Sur Este

Especial Villacurí Coelvisac



2.3.1.3 Elaboración de los Términos de Referencia En cumplimiento del artículo 67° de la LCE, el OSINERG elaboró los Términos de Referencia de los Estudios de Costos del VAD, los mismos que establecen los objetivos y alcances de los estudios, así como, las etapas que se deben seguir (recopilación de antecedentes, validación de antecedentes, creación de la empresa modelo y cálculo de las tarifas de distribución eléctrica). 2.3.1.4 Precalificación de los Consultores VAD En cumplimiento del artículo 67° de la LCE, el OSINERG mediante el Concurso de Precalificación de Consultores N° 01-2004-OSINERG-GART, precalificó los consultores aptos para la elaboración de los Estudios de Costos del VAD en los sectores típicos 1, 2, 3, 4, 5 y Especial. Los consultores precalificados fueron los siguientes:

Número Empresa y/o Consorcio Procedencia1 Mercados Energéticos Argentina2 Consorcio Sidec-Sigla Argentina y Perú3 Consorcio Quantum-Cenergía Argentina y Perú4 Consorcio PA Consulting Services S.A.C. Argentina y Perú

- PA Consulting Services S.A.5 Consorcio Kema Incorporated-Consultoría EE.UU. y Colombia

Colombiana6 Consorcio FUUNSAJ-Cesel Ingenieros Argentina y Perú7 Consorcio Estudios VAD (Lahmeyer Alemania, Chile,

Internacional, Mega Red, JL&A, Lahmeyer Argentina y PerúAgua y Energía y Hexa International)

Posteriormente, debido a que no se adjudicó los estudios de los sectores 4, 5 y Especial, y con la finalidad de ampliar la lista de consultores precalificados, el OSINERG mediante el Concurso de Precalificación de Consultores N° 02-2004-OSINERG-GART, precalificó nuevos consultores aptos para la elaboración de los Estudios de Costos del VAD en los sectores típicos 4, 5 y Especial. Los consultores precalificados fueron los siguientes:

Número Empresa y/o Consorcio Procedencia1 Consorcio Servitech Ingenieros - GTD Chile y Perú

- Eleconsult - SET Energy2 Consorcio A. Trevisán – Cosanac Argentina y Perú3 Consorcio Disa - Iansa Perú

2.3.1.5 Selección de los Supervisores VAD para la Supervisión de los Estudios

de Costos del VAD Con la finalidad de realizar la Supervisión de los Estudios de Costos del VAD, de conformidad con el artículo 67° de la LCE, el OSINERG realizó el Concurso Público Internacional N° 0003-2004-OSINERG donde se seleccionó consultores que apoyaron al OSINERG. Los consultores a quienes se les otorgó la buena pro fueron los siguientes:

Sector Típico Empresa y/o Consorcio1 Mercados Energéticos

2 y 3 Consorcio Sidec – Sigla4, 5 y Especial Consorcio Ernst&Young Auditores

Independientes Brasil – Ernst&YoungAsesores Perú – Procetradi



Los consultores indicados no participaron en la convocatoria de las empresas de distribución eléctrica para efectos de la elaboración de los Estudios de Costos del VAD.

2.3.2 Desarrollo del Procedimiento de Fijación El Anexo C de la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, modificado mediante la Resolución OSINERG N° 221-2004-OS/CD, establece el procedimiento para la fijación de las tarifas de distribución eléctrica. De conformidad con la resolución mencionada, la fijación de las tarifas de distribución eléctrica se inició el 19 de octubre de 2004 con el encargo, por parte de la GART, de la elaboración de los estudios de costos del VAD a las empresas de distribución eléctrica responsables, las mismas que adjudicaron los respectivos estudios a empresas consultoras precalificadas por la GART, dentro de los plazos establecidos. Dichas empresas consultoras (Consultores VAD) desarrollaron los estudios bajo la supervisión de la GART, quién con el apoyo de supervisores (Supervisores VAD) llevó a cabo el seguimiento de las actividades y revisión de los informes parciales de los estudios, formulando las observaciones correspondientes. Luego, los Consultores VAD presentaron los resultados finales de los estudios de los sectores 1, 2 y 3, el 19/04/2005, y de los sectores 4, 5 y Especial, el 20/05/2005, los mismos que fueron publicados por la GART en la página web del OSINERG, para conocimiento de los interesados y público en general. Asimismo, convocó las audiencias públicas previstas, Audiencia Pública de las Empresas Sectores 1, 2 y 3 (25/05/2005), Audiencia Pública de las Empresas Sectores 4, 5 y Especial (10/06/2005) y Audiencia Pública Descentralizada del OSINERG (29/08/2005). Los resultados finales de los estudios fueron expuestos y sustentados por los Consultores VAD y las empresas de distribución eléctrica responsables, en las Audiencias Públicas de las Empresas convocadas por la GART. Luego, la GART formuló las observaciones finales de los sectores 1, 2 y 3, el 08/06/2005, y de los sectores 4, 5 y Especial, el 24/06/2005, de conformidad con la LCE. Posteriormente, los Consultores VAD presentaron la absolución de las observaciones y los resultados definitivos de los sectores 1, 2 y 3, el 22/06/2006, y de los sectores 4, 5 y Especial, el 11/07/2005, que fueron publicados en la página web del OSINERG y posteriormente analizados por la GART con el apoyo de los Supervisores VAD. Seguidamente, el 01/08/2005, en atención a lo dispuesto en la Resolución OSINERG N° 181-2005-OS/CD, se prepublicó el Proyecto de Resolución de Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009, el mismo que fue sustentado por los especialistas de la GART con el apoyo de los Supervisores VAD, en la Audiencia Pública Descentralizada, que se llevó a cabo el 05/09/2005 en las ciudades de Lima, Huancayo, Trujillo, Piura y Cusco. Cabe mencionar que inicialmente la realización de la Audiencia Pública Descentralizada se programó para el 29/08/2005, día que fue declarado como no laborable mediante Decreto Supremo N° 066-2005-PCM, por lo cual la Audiencia Pública Descentralizada se volvió a convocar con tres días hábiles de anticipación y se llevó a cabo el 05/09/2005. Hasta el 03/10/2005, se recibieron las opiniones y sugerencias de las empresas de distribución eléctrica e interesados, respecto al proyecto de resolución prepublicado, las mismas que fueron analizadas por la GART, incorporándose aquellas que fueron aceptadas en la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD que fijó las Tarifas de Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009, publicada el 16/10/2005. El 07/11/2005, los interesados interpusieron Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD, los mismos que fueron sustentados en la



Audiencia Pública convocada por el GART, realizada el 28/11/2005. Luego, no se recibieron opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración por parte de interesados legitimados, dentro del plazo establecido, cuya fecha límite fue el 13/12/2005. Finalmente, el Consejo Directivo del OSINERG mediante las Resoluciones OSINERG N° 016-2006-OS/CD, OSINERG N° 017-2006-OS/CD, OSINERG N° 018-2006-OS/CD, OSINERG N° 019-2006-OS/CD y OSINERG N° 020-2006-OS/CD, resolvió los Recursos de Reconsideración interpuestos por los interesados, las mismas que fueron publicadas el 09/01/2006, así como la Resolución OSINERG N° 021-2006-OS/CD que modificó la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD. Toda la información de la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009, se encuentra a disposición de los interesados en la página web del OSINERG (www.osinerg.org.pe), Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución (VAD). En la siguiente tabla se muestra el cronograma de fijación de las tarifas de distribución eléctrica del año 2005.

Ítem Proceso Órgano Sectores 1, Sectores 4, 52 y 3 y Especial

a Encargo del Estudio de Costos del VAD OSINERG-GART 19/10/2004 10/12/2004b Adjudicación y Contratación del Estudio de Costos del VAD Empresas de Distribución 19/11/2004 20/12/2004c Elaboración, Supervisión y Presentación de los Resultados Consultor VAD 19/04/2005 20/05/2005

del Estudio de Costos del VAD Empresas de DistribuciónOSINERG-GART

d Publicación del Estudio de Costos del VAD y Convocatoria a OSINERG-GART 26/04/2005 27/05/2005Audiencias Públicas

e Audiencia Pública de las Empresas OSINERG-GART 25/05/2005 10/06/2005Empresas de Distribución

Consultor VADf Observaciones al Estudio de Costos del VAD OSINERG-GART 08/06/2005 24/06/2005g Absolución de Observaciones y Presentación de los Resultados Empresas de Distribución 22/06/2005 11/07/2005

Definitivos del Estudio de Costos del VADh Publicación de la Absolución de Observaciones y de los OSINERG-GART 30/06/2005 18/07/2005

Resultados Definitivos del Estudio de Costos del VADi Prepublicación del Proyecto de Resolución de Fijación del VAD OSINERG-GART

y de la Relación de Información que la sustentaj Audiencia Pública de OSINERG-GART OSINERG-GARTk Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la Interesados

Prepublicación OSINERG-GARTl Publicación de la Resolución de Fijación del VAD OSINERG-GART

m Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso) Interesadosn Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a OSINERG-GART

Audiencia Públicañ Audiencia Pública para sustentación de Recursos de OSINERG-GART

Reconsideración Recurrenteso Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración Interesados Legitimados

OSINERG-GARTp Resolución de Recursos de Reconsideración OSINERG

Consejo Directivoq Publicación de las Resoluciones que resuelven los Recursos de OSINERG-GART

Reconsideraciónr Audiencias solicitadas por las Empresas Prestadoras y las Interesados

Organizaciones Representativas de Usuarios (Artículo 8°de la Ley 27838)

(*) La fecha límte considera lo dispuesto en el D.S. N° 093-2005-PCM

del proceso

CRONOGRAMA PARA FIJACIÓN DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

Fecha Límite

01/08/2005

28/11/2005

14/11/2005

ELÉCTRICA: VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD) - AÑO 2005

Desde el inicio hasta el final

05/09/200503/10/2005

09/01/2006 (*)

16/10/200507/11/2005

13/12/2005

04/01/2006 (*)

A continuación se hace una breve descripción de cada uno de los procesos desarrollados como parte del procedimiento.



2.3.2.1 Encargo de los Estudios de Costos del VAD El OSINERG encargó el 19/10/2004 la elaboración de los estudios de costos del VAD a las empresas de distribución eléctrica Luz del Sur, Electrocentro, Hidrandina, Electronoroeste, Electro Sur Este y Coelvisac, responsables de los sectores 1, 2, 3, 4, 5 y Especial respectivamente. Las empresas Luz del Sur, Electrocentro e Hidrandina adjudicaron y contrataron los respectivos estudios el 19/11/2004. En el caso de los sectores típicos 4, 5 y Especial, inicialmente no se adjudicó y contrató los estudios, debido a la falta de consultores precalificados, por lo cual el OSINERG a través de un concurso de precalificación amplió la lista de consultores precalificados, lo cual se comunicó el 10/12/2004 a las empresas Electronoroeste, Electro Sur Este y Coelvisac. Finalmente, las empresas Electronoroeste, Electro Sur Este y Coelvisac adjudicaron y contrataron los respectivos estudios el 20/12/2004. 2.3.2.2 Adjudicación y Contratación de los Estudios de Costos del VAD De acuerdo al encargo del OSINERG, las empresas Luz del Sur, Electrocentro e Hidrandina adjudicaron y contrataron los respectivos estudios el 19/11/2004, mientras que las empresas Electronoroeste, Electro Sur Este y Coelvisac adjudicaron y contrataron los respectivos estudios el 20/12/2004. Los consultores precalificados a los cuales las empresas contrataron para la elaboración de los estudios de costos del VAD son los siguientes:

Sector Sistema de Distribución Empresa de Distribución Consultor VADTípico Eléctrica (Empresa Modelo) Eléctrica Responsable

1 Lima Sur Luz del Sur Consorcio PA Consulting Services S.A.C.- PA Consulting Services S.A.

2 Huancayo Electrocentro Consorcio Quantum-Cenergía3 Caraz-Carhuaz-Huaraz Hidrandina Consorcio Estudios VAD (Lahmeyer

Internacional, Mega Red, JL&A, LahmeyerAgua y Energía y Hexa International)

4 Chulucanas Electronoroeste Consorcio Servitech Ingenieros - GTD- Eleconsult - SET Energy

5 Valle Sagrado 1 Electro Sur Este Consorcio A. Trevisán – CosanacEspecial Villacurí Coelvisac Consorcio Disa - Iansa

2.3.2.3 Elaboración, Supervisión y Presentación de los Resultados de los

Estudios de Costos del VAD Los Consultores VAD, contratados por las empresas de distribución eléctrica, elaboraron los estudios de costos del VAD, mientras que el OSINERG realizó la supervisión de los mismos con el apoyo de los Supervisores VAD.



Sector Consultor VAD Supervisor VADTípico

1 Consorcio PA Consulting Services S.A.C. Mercados Energéticos- PA Consulting Services S.A.

2 Consorcio Quantum-Cenergía Consorcio Sidec-Sigla3 Consorcio Estudios VAD (Lahmeyer

Internacional, Mega Red, JL&A, LahmeyerAgua y Energía y Hexa International)

4 Consorcio Servitech Ingenieros - GTD Consorcio Ernst&Young- Eleconsult - SET Energy Auditores Independientes

5 Consorcio A. Trevisán – Cosanac Brasil – Ernst&YoungEspecial Consorcio Disa - Iansa Asesores Perú – Procetradi

La supervisión consistió en el seguimiento de las actividades desarrolladas por el Consultor VAD, así como la revisión de los informes parciales presentados de acuerdo al cronograma establecido por los términos de referencia. Dicha revisión se enmarcó en la verificación del cumplimiento de los criterios, metodología y cálculos previstos por los términos de referencia, realizándose diversos análisis cuyos resultados dieron origen a observaciones que se formularon a cada uno de los informes parciales mediante los oficios que se muestran en la tabla siguiente:

Sector Oficio Fecha Asunto1 062-2005-OSINERG-GART 09/02/2005 Observaciones al Primer Informe Parcial

123-2005-OSINERG-GART 04/03/2005 Observaciones al Segundo Informe Parcial154-2005-OSINERG-GART 05/04/2005 Observaciones al Tercer Informe Parcial

2 078-2005-OSINERG-GART 11/02/2005 Observaciones al Primer Informe Parcial128-2005-OSINERG-GART 07/03/2005 Observaciones al Segundo Informe Parcial163-2005-OSINERG-GART 12/04/2005 Observaciones al Tercer Informe Parcial




Especial 113-2005-OSINERG-GART 23/02/2005 Observaciones al Primer Informe Parcial155-2005-OSINERG-GART 05/04/2005 Observaciones al Segundo Informe Parcial215-2005-OSINERG-GART 10/05/2005 Observaciones al Tercer Informe Parcial

Finalmente, las fechas en que se presentaron los resultados finales de los estudios (informe final) fueron las siguientes:

Sectores 1, Sectores 4,2 y 3 5 y Especial

19/04/2005 20/05/2005

Resultados Finales

2.3.2.4 Publicación de los Estudios de Costos del VAD y Convocatoria a

Audiencias Públicas Este proceso tuvo como fecha límite el 26/04/2005 para los sectores 1, 2 y 3; y el 27/05/2005 para los sectores 4, 5 y Especial. El proceso consistió en la publicación, en la página web del OSINERG (www.osinerg.gob.pe), de los resultados finales de los estudios elaborados por los Consultores VAD por encargo las empresas de distribución eléctrica responsables, así como la convocatoria a audiencias públicas.



La publicación y convocatoria a audiencias públicas se realizó dentro de los plazos establecidos. Las audiencias convocadas fueron: Audiencias Públicas de las Empresas Audiencia Pública para la exposición y sustento de los estudios de costos del VAD de

los sectores 1, 2 y 3. Audiencia Pública para la exposición y sustento de los estudios de costos del VAD de

los sectores 4, 5 y Especial. Audiencia Pública Descentralizada del OSINERG Audiencia Pública Descentralizada para la presentación de los criterios, metodología y

modelos económicos utilizados en la fijación de las tarifas de distribución eléctrica de los sectores 1, 2, 3, 4, 5 y Especial.

2.3.2.5 Audiencia Pública de las Empresas Este proceso consistió en la exposición y sustento de los estudios de costos del VAD, a cargo de los representantes de los Consultores VAD y empresas de distribución eléctrica responsables. La Audiencia Pública de las Empresas fue convocada por la GART y se realizó el 25/05/2005 para los sectores 1, 2 y 3, y el 10/06/2005 para los sectores 4, 5 y Especial. Dichas audiencias se llevaron a cabo en el Auditorio Principal de SENCICO y se contó con la participación de los representantes del OSINERG, de las empresas de distribución eléctrica y público en general. En la página web del OSINERG (www.osinerg.gob.pe) se encuentra la información de las directivas y programa de las audiencias, las exposiciones realizadas y las actas correspondientes. 2.3.2.6 Observaciones a los Estudios de Costos del VAD Conforme a lo dispuesto en el artículo 68° de la LCE y la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, Anexo C, corresponde al OSINERG, formular las observaciones a los estudios de costos del VAD, encargados por las empresas de distribución eléctrica. Al respecto, la GART elaboró los informes correspondientes que fueron remitidos el 08/06/2005 a las empresas responsables de los sectores 1, 2 y 3; y el 24/06/2005 a las empresas responsables de los sectores 4, 5 y Especial. Asimismo, se remitió las preguntas formuladas en las audiencias públicas y observaciones alcanzadas por las empresas de distribución eléctrica. En la siguiente tabla se indica los informes elaborados por la GART y las empresas que alcanzaron observaciones a los estudios:



Sector Informe OSINERG ObservacionesEmpresas

1 OSINERG-GART/DDE N° 016-2005 EdelnorLuz del Sur

2 OSINERG-GART/DDE N° 017-2005 EdelnorElectro OrienteElectro Ucayali

Edecañete3 OSINERG-GART/DDE N° 018-2005 Electro Oriente

Electro UcayaliEdecañete

4 OSINERG-GART/DDE N° 024-2005 Electro Oriente5 OSINERG-GART/DDE N° 025-2005 Electro Oriente

Especial OSINERG-GART/DDE N° 026-2005 --- En la página web del OSINERG (www.osinerg.gob.pe) se encuentra la información de las observaciones a los estudios de costos del VAD. 2.3.2.7 Absolución de Observaciones y Presentación de los Resultados

Definitivos de los Estudios de Costos del VAD Este proceso consistió en la presentación de la absolución de observaciones y de los resultados definitivos de los estudios de costos del VAD por parte de los Consultores VAD y empresas responsables. Conforme a lo dispuesto por la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, Anexo C, los Consultores VAD absolvieron las observaciones y presentaron los resultados definitivos (informe final definitivo) dentro de un plazo máximo de 10 días hábiles. Las fechas de presentación fueron las siguientes:

Sectores 1, Sectores 4,2 y 3 5 y Especial

22/06/2005 11/07/2005

Resultados Definitivos

2.3.2.8 Publicación de la Absolución de Observaciones y de los Resultados

Definitivos de los Estudios de Costos del VAD Este proceso tuvo como fecha límite el 30/06/2005 para los sectores 1, 2 y 3; y el 18/07/2005 para los sectores 4, 5 y Especial. El proceso comprendió la publicación, en la página web del OSINERG (www.osinerg.gob.pe), de la absolución de observaciones y de los resultados definitivos de los estudios de costos del VAD. La publicación se realizó dentro de los plazos establecidos. 2.3.2.9 Prepublicación del Proyecto de Resolución de Fijación del VAD y de la

Relación de Información que la sustenta Esta actividad tuvo como fecha límite el 01/08/2005 y consistió en la Prepublicación del Proyecto de Resolución de Fijación del VAD, así como la relación de información que la sustenta. Dicha actividad se realizó a través de la Resolución OSINERG N° 181-2005-OS/CD publicada el 01/08/2005. La información (propuestas, observaciones, informe técnico, estudios, etc.) que sustenta el proyecto de resolución se puso a disposición de los interesados en la página web del OSINERG (www.osinerg.gob.pe).



2.3.2.10 Audiencia Pública Descentralizada del OSINERG Esta actividad consistió en la sustentación y exposición, por parte de los especialistas de la GART, con el apoyo de los Supervisores VAD, de los criterios y metodología que sustentan el proyecto de resolución prepublicado. Cabe mencionar que inicialmente la realización de la Audiencia Pública Descentralizada se programó para el 29/08/2005, día que fue declarado como no laborable mediante Decreto Supremo N° 066-2005-PCM, por lo cual la Audiencia Pública Descentralizada se volvió a convocar con tres días hábiles de anticipación y se llevó a cabo el 05/09/2005. La audiencia contó con la participación de los representantes del OSINERG, de las empresas de distribución eléctrica y público en general, y se realizó en forma simultánea en las ciudades de Lima, Huancayo, Trujillo, Piura y Cusco, como “multivideoconferencia”. Los especialistas de la GART, con el apoyo de los Supervisores VAD, tuvieron a su cargo la exposición, así como el análisis y absolución de las preguntas de la audiencia respecto al procedimiento y sus resultados. 2.3.2.11 Opiniones y Sugerencias respecto a la Prepublicación Esta actividad tuvo como fecha límite el 03/10/2004 y consistió en la presentación por parte de los interesados (empresas de distribución eléctrica, consultores, instituciones privadas y del estado y público en general), de opiniones y sugerencias con respecto al proyecto de resolución prepublicado. Las opiniones y sugerencias presentadas dentro del plazo establecido fueron de los siguientes interesados:

Número Interesado Oficio Fecha de ObservacionesRecepción

1 Electro Sur Este G-984-2005 16/09/2005 Vía correo normal2 Consorcio Servitech-GTD- ST139-05 23/09/2005 Vía correo normal

Eleconsult-Set Energy3 Electrosur s/n 27/09/2005 Vía correo electrónico4 Electro Sur Medio s/n 27/09/2005 Vía correo electrónico5 Edelnor DT-135-2005 28/09/2005 Vía correo normal6 Luz del Sur GO.05.262 03/10/2005 Vía correo normal7 Consorcio Estudios VAD E-VAD3-047-05 03/10/2005 Vía correo normal8 Cenergía N° 327/Dir 03/10/2005 Vía correo normal9 Distriluz GCC-196-05 03/10/2005 Vía correo normal

10 Edecañete EDECA-3901-2005 03/10/2005 Vía correo normal11 Coelvisac COI-1310-2005/GG 03/10/2005 Vía correo normal12 Electro Oriente s/n 03/10/2005 Vía fax

Las opiniones y sugerencias fueron analizadas por la GART e incorporadas de acuerdo a los resultados del análisis. 2.3.2.12 Publicación de la Resolución de Fijación del VAD Esta actividad tuvo como fecha límite el 16/10/2005 y consistió en la Publicación de la Resolución de Fijación del VAD. La actividad se realizó a través de la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD publicada el 16/10/2005. La información (propuestas, observaciones, informe técnico, informe legal, etc.) que sustenta la resolución se puso a disposición de los interesados en la página web del OSINERG (www.osinerg.gob.pe).



2.3.2.13 Interposición de Recursos de Reconsideración Esta actividad tuvo como fecha límite el 07/11/2005 y consistió en la interposición de recursos de reconsideración contra la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD que fijó el VAD, vigente desde el 01/11/2005. Los interesados que interpusieron recursos de reconsideración, dentro del plazo establecido, fueron:

Número Empresa Fecha1 Luz del Sur 07/11/20052 Edecañete 07/11/20053 Electro Oriente 07/11/20054 Coelvisac 07/11/20055 En forma conjunta Electrocentro, 07/11/2005

Electronoroeste, Electronortee Hidrandina

2.3.2.14 Publicación de los Recursos de Reconsideración y Convocatoria

a Audiencia Pública Esta actividad tuvo como fecha límite el 14/11/2005 y consistió en la publicación de los recursos de reconsideración presentados por los interesados en la página web del OSINERG (www.osinerg.gob.pe). La publicación se realizó el 14/11/2005. Asimismo, se convocó la audiencia pública para la sustentación de los recursos de reconsideración a cargo de los representantes de los interesados. 2.3.2.15 Audiencia Pública para Sustentación de los Recursos de

Reconsideración Esta actividad tuvo como fecha límite el 28/11/2005. Consistió en la exposición y sustento de los recursos de reconsideración interpuestos contra la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD, a cargo de los representantes de los interesados. La Audiencia Pública fue convocada por la GART y se realizó el 28/11/2005 en el Auditorio Principal de SENCICO. Dicha audiencia contó con la participación de los representantes del OSINERG, de las empresas de distribución eléctrica y público en general. Las exposiciones estuvieron a cargo de los representantes de Luz del Sur, Edecañete, Electro Oriente, Coelvisac y en forma conjunta Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte e Hidrandina. 2.3.2.16 Opiniones y Sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración Esta actividad tuvo como fecha límite el 13/12/2005. Consistió en la presentación de opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración por parte de interesados legitimados. Al respecto, vencido el plazo señalado, no se recibieron opiniones y sugerencias de interesados legitimados. 2.3.2.17 Resolución de los Recursos de Reconsideración Esta actividad tuvo como fecha límite el 04/01/2006. Consistió en la resolución de los recursos de reconsideración por parte del Consejo Directivo del OSINERG.



Los recursos fueron resueltos mediante las Resoluciones OSINERG N° 016-2006-OS/CD, OSINERG N° 017-2006-OS/CD, OSINERG N° 018-2006-OS/CD, OSINERG N° 019-2006-OS/CD y OSINERG N° 020-2006-OS/CD. Asimismo, producto de la resolución de los recursos, se emitió la Resolución OSINERG N° 021-2006-OS/CD que modificó la Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD, que fijó el VAD. 2.3.2.18 Publicación de las Resoluciones que resuelven los Recursos de

Reconsideración Esta actividad tuvo como fecha límite el 09/01/2006. Consistió en la publicación de las resoluciones que resuelven los recursos de reconsideración. Las resoluciones fueron publicadas en el Diario Oficial El Peruano el día 09/01/2006.


3. Resultados

3.1 Introducción Las tarifas de distribución eléctrica están representadas por el Valor Agregado de Distribución (VAD). De acuerdo al artículo 64° de la LCE, el VAD considera los siguientes componentes: Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía. Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía. Costos estándar de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución,

por unidad de potencia suministrada.

Tarifas de Distribución Eléctrica

Costos Asociados al Usuario

Valor Agregado de Distribución (VAD)

Costos Estándar de Inversión, Mantenimiento y Operación

VAD Media TensiónVADMT

VAD Baja TensiónVADBT

Pérdidas Estándar

Cargos Fijos Factores de Expansión de Pérdidas

Los costos asociados al usuario se denominan Cargos Fijos y cubren los costos eficientes para el desarrollo de las actividades de lectura del medidor, procesamiento de la lectura y emisión, reparto y cobranza de la factura o recibo. Las pérdidas estándar de distribución son las pérdidas inherentes a las instalaciones de distribución eléctrica y que reconocen a través de factores de expansión de pérdidas aplicables en el cálculo de las tarifas.



Los costos estándar de inversión, mantenimiento y operación se reconocen a través del VAD de media y baja tensión (VADMT y VADBT). El VAD es el costo por unidad de potencia necesario para poner a disposición del usuario, la energía eléctrica desde el inicio de la distribución eléctrica (después de la celda de salida del alimentador de media tensión ubicada en la subestación de transmisión) hasta el punto de empalme de la acometida del usuario.

Subestación de Transmisión

Alta Tensión

De la Generación y Transmisión

Usuario en Media Tensión

Usuario en Baja Tensión

Media Tensión

Media Tensión

Baja Tensión

Sistema de Distribución Eléctrica

MEDIA TENSIÓN

BAJA TENSIÓN

Redes y Equipos de

P&S

Subestaciones de Distribución

Redes y Alumbrado

Público

Infraestructura No Eléctrica (Oficinas, Centros de Atención al Usuario, etc.)

Subestación de Transmisión

Alta Tensión

De la Generación y Transmisión

Usuario en Media Tensión

Usuario en Baja Tensión

Media Tensión

Media Tensión

Baja Tensión

Sistema de Distribución Eléctrica

MEDIA TENSIÓN

BAJA TENSIÓN

Redes y Equipos de

P&S

Subestaciones de Distribución

Redes y Alumbrado

Público

Infraestructura No Eléctrica (Oficinas, Centros de Atención al Usuario, etc.)

El artículo 66° de la LCE establece que el VAD se calculará para cada empresa de distribución eléctrica considerando determinados sectores típicos establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta del OSINERG. Los sectores típicos representan un conjunto de sistemas de distribución eléctrica con características técnicas similares en la disposición geográfica de la carga, así como en los costos de inversión, operación y mantenimiento. Las empresas de distribución eléctrica pueden estar conformadas por sistemas de distribución eléctrica de distintos sectores típicos. Según el artículo 67° de la LCE, el VAD se calculará mediante estudios de costos encargados por las empresas de distribución eléctrica a empresas consultoras, precalificadas por el OSINERG, quien elaborará los Términos de Referencia correspondientes y supervisará el desarrollo de los estudios. Dichos estudios se realizan para cada sector típico, tomando un sistema de distribución eléctrica representativo del sector seleccionado por el OSINERG, el mismo que se constituye en la empresa modelo. De conformidad con el artículo 68° de la LCE, el OSINERG, recibidos los estudios de costos, comunicará sus observaciones si las hubiere, debiendo las empresas absolverlas dentro de un plazo de 10 días. Absueltas las observaciones o vencido el plazo sin que ello se produjera, el OSINERG establecerá los respectivos VAD para cada sector típico.



Posteriormente, los VAD deben ser validados a través de la verificación de la rentabilidad del conjunto de empresas de distribución eléctrica, de conformidad con los artículos 69°, 70° y 71° de la LCE. Dicha verificación se realiza calculando las tasa interna de retorno (TIR) que considera los ingresos que se hubieran percibido a través de los VAD con el mercado eléctrico (usuarios, ventas de energía y ventas de potencia) del ejercicio inmediato anterior; los costos de operación y mantenimiento exclusivos de las instalaciones de distribución eléctrica del ejercicio inmediato anterior; y el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución eléctrica con un valor residual igual a cero. Si la TIR resultante no difiere en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79° de la LCE (12%), los VAD serán definitivos, caso contrario se deberán ajustar proporcionalmente hasta alcanzar el límite más próximo inferior o superior.

VNR y COyM de las Instalaciones de Distribución

Eléctrica

OSINERGVAD y Cargos Fijos

Definitivos

Ministerio Energía y MinasDeterminación de los Sectores

Típicos

Empresas de Distribución Eléctrica

Desarrollo de los Estudios de Costos


8% ≤ TIR ≤ 16% Ajuste del VAD

Ingresos

SISI

NONO

OSINERGPropuesta de los Sectores Típicos

OSINERGSelección de Empresas Modelo,

Elaboración de Términos de Referencia, Precalificación de Consultores y,

Supervisión y Observaciones de los Estudios de Costos

Mercado Eléctrico (usuarios, ventas de energía y ventas de

potencia)

Determinación de las Tarifas de Distribución Eléctrica

VNR y COyM de las Instalaciones de Distribución

Eléctrica


Definitivos

Ministerio Energía y MinasDeterminación de los Sectores

Típicos

Empresas de Distribución Eléctrica

Desarrollo de los Estudios de Costos


8% ≤ TIR ≤ 16% Ajuste del VAD

Ingresos

SISI

NONO

OSINERGPropuesta de los Sectores Típicos

OSINERGSelección de Empresas Modelo,

Elaboración de Términos de Referencia, Precalificación de Consultores y,

Supervisión y Observaciones de los Estudios de Costos

Mercado Eléctrico (usuarios, ventas de energía y ventas de

potencia)

Determinación de las Tarifas de Distribución Eléctrica

Finalmente, según los artículos 72° y 73° de la LCE, las tarifas de distribución eléctrica y sus fórmulas de actualización entrarán en vigencia a partir del 01 de noviembre del año que corresponda por un periodo de cuatro años.



3.2 Tarifas de Distribución Eléctrica Los resultados aprobados por el OSINERG corresponden a los obtenidos por la GART con el apoyo de los Supervisores VAD.

3.2.1 Valor Agregado de Distribución y Cargos Fijos 3.2.1.1 Sector Típico 1

Cargo FijoDescripción Unidad Media Baja Total CFE CFS CFH

Tensión TensiónValor Nuevo de Reemplazo (VNR) miles US$ 173 381.67 367 814.29Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 21 524.29 45 661.94Costo Anual de Operación y Mantenimiento (OyM) miles US$ 6 968.10 21 420.79Total Costo Anual miles US$ 28 492.39 67 082.73 5 187.736 5 064.757 116.727 6.252Demanda kW 676 931 469 073Número de Clientes Unidad 716 415 706 403 9 577 435Valor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 2.514 7.697OyM US$/kW-mes 0.858 3.806Total US$/kW-mes 3.372 11.503

Cargo Fijo US$/mes 0.603 0.597 1.016 1.198

Tipo de Cambio (S/./US$) 3.283Valor Agregado de Distribución

Inversión S/./kW-mes 8.253 25.269OyM S/./kW-mes 2.817 12.495Total S/./kW-mes 11.070 37.764

Cargo Fijo S/./mes 1.960 3.336 3.933

VAD-Inversión 74.55% 66.91%VAD-OyM 25.45% 33.09%VAD-Total 100.00% 100.00%

Capital de Trabajo Anual miles US$ 62.158 191.082 253.240Incidencia del Capital de Trabajo en el VAD % 0.22% 0.28%

VAD

3.2.1.2 Sector Típico 2


Tensión TensiónValor Nuevo de Reemplazo (VNR) miles US$ 3 055.76 10 483.64Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 379.35 1 301.48Costo Anual de Operación y Mantenimiento (OyM) miles US$ 283.46 853.25Total Costo Anual miles US$ 662.81 2 154.73 434.096 432.003 1.905 0.188Demanda kW 21 555 18 051Número de Clientes Unidad 59 235 59 067 155 13Valor Agregado de Distribución


Cargo Fijo US$/mes 0.611 0.609 1.024 1.205



Cargo Fijo S/./mes 1.999 3.362 3.956



VAD





Tensión TensiónValor Nuevo de Reemplazo (VNR) miles US$ 2 833.58 6 909.39Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 351.77 857.76Costo Anual de Operación y Mantenimiento (OyM) miles US$ 221.16 530.91Total Costo Anual miles US$ 572.93 1 388.67 260.895 258.378 2.517 ---Demanda kW 11 780 8 670Número de Clientes Unidad 35 353 35 147 206 ---Valor Agregado de Distribución


Cargo Fijo US$/mes 0.615 0.613 1.018 ---



Cargo Fijo S/./mes 2.012 3.342 ---



VAD

El sistema eléctrico modelo para el sector típico 3 no cuenta con usuarios en las opciones tarifarias de medición horaria de energía y potencia (MT2 y BT2), por lo cual no se ha determinado el cargo fijo CFH. Sin embargo, para efectos de la fijación se tomó el valor resultante para el cargo fijo CFS. 3.2.1.4 Sector Típico 4


Tensión TensiónValor Nuevo de Reemplazo (VNR) miles US$ 2 770.67 2 946.41Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 343.96 365.78Costo Anual de Operación y Mantenimiento (OyM) miles US$ 134.43 256.01Total Costo Anual miles US$ 478.39 621.79 106.931 105.181 1.153 0.597Demanda kW 4 993 3 677Número de Clientes Unidad 25 411 25 326 56 29Valor Agregado de Distribución


Cargo Fijo US$/mes 0.351 0.346 1.716 1.716



Cargo Fijo S/./mes 1.136 5.634 5.634



VAD

El cargo fijo para medición simple de energía (CFE) considera la lectura, facturación y reparto semestral, y cobranza mensual, de acuerdo a los criterios establecidos, para los sectores urbano-rurales y rurales, en la norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, aprobada mediante la Resolución OSINERG N° 236-2005-OS/CD. El cargo fijo CFE se afecta por el factor 1.8291 en el caso de que las



actividades mencionadas se realicen mensualmente, conforme a lo señalado en la Resolución OSINERG N° 006-2006-OS/CD. 3.2.1.5 Sector Típico 5


Tensión TensiónValor Nuevo de Reemplazo (VNR) miles US$ 2 210.49 3 504.16Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 274.42 435.02Costo Anual de Operación y Mantenimiento (OyM) miles US$ 95.98 156.61Total Costo Anual miles US$ 370.40 591.63 80.153 78.820 1.044 0.290Demanda kW 3 057 2 458Número de Clientes Unidad 18 212 18 166 36 10Valor Agregado de Distribución


Cargo Fijo US$/mes 0.367 0.362 2.416 2.416



Cargo Fijo S/./mes 1.188 7.932 7.932



VAD

El cargo fijo para medición simple de energía (CFE) considera la lectura, facturación y reparto semestral, y cobranza mensual, de acuerdo a los criterios establecidos, para los sectores urbano-rurales y rurales, en la norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, aprobada mediante la Resolución OSINERG N° 236-2005-OS/CD. El cargo fijo CFE se afecta por el factor 1.8541 en el caso de que las actividades mencionadas se realicen mensualmente, conforme a lo señalado en la Resolución OSINERG N° 006-2006-OS/CD. 3.2.1.6 Sector Especial


Tensión TensiónValor Nuevo de Reemplazo (VNR) miles US$ 2 215.93 128.42Costo Anual de Inversión (Anualidad del VNR) miles US$ 275.09 15.94Costo Anual de Operación y Mantenimiento (OyM) miles US$ 281.25 21.17Total Costo Anual miles US$ 556.34 37.11 10.670 0.197 5.553 4.920Demanda kW 8 632 488Número de Clientes Unidad 239 24 114 101Valor Agregado de Distribución


Cargo Fijo US$/mes 3.721 0.685 4.059 4.059



Cargo Fijo S/./mes 2.249 13.326 13.326



VAD



En el anexo N° 1 se presenta una breve descripción de la determinación del VAD y cargos fijos para cada sector típico.

3.2.2 Factores de Economía de Escala Los factores de economía de escala consideran la reducción del VAD y Cargos Fijos por la disminución de la incidencia de la componente fija de costos, a medida que aumentan las ventas de energía y potencia por el incremento del número, consumo y demanda de los usuarios. El VAD en Media Tensión (VADMT), el VAD en Baja Tensión (VADBT) y los Cargos Fijos se multiplican por los factores de economía de escala que se indican a continuación: 3.2.2.1 Sector Típico 1

Periodo VADMT VADBT Cargos FijosNoviembre 2005 – Octubre 2006 1.0000 1.0000 1.0000Noviembre 2006 – Octubre 2007 0.9927 0.9911 0.9955Noviembre 2007 – Octubre 2008 0.9855 0.9822 0.9911Noviembre 2008 – Octubre 2009 0.9783 0.9735 0.9867











3.2.2.6 Sector Especial


3.2.3 Cargo por Energía Reactiva Para el cargo por energía reactiva se consideró el cargo vigente igual a 0.0409 S/./kVAR.h aplicable a todos los sectores típicos.

3.2.4 Fórmulas de Actualización Según los criterios y procedimientos de la LCE, las tarifas deben conservar su valor real por lo cual se debe establecer las fórmulas de actualización de las mismas para los periodos comprendidos entre regulaciones. Las fórmulas de actualización son las siguientes: 3.2.4.1 Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT)

000000 DD

IPAlIPAlDMT

DD

IPCuIPCuCMT

DDBMT

IPMIPMAMTFAVADMT ××+××+×+×=

Sector

EspecialAMT 0.8701 0.8668 0.8543 0.9500 0.9146 0.9438BMT 0.0724 0.0704 0.0505 0.0087 0.0116 0.0166CMT 0.0451 0.0169 0.0140 0.0000 0.0000 0.0000DMT 0.0124 0.0459 0.0812 0.0413 0.0738 0.0396

Sector 5Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

Siendo: AMT : Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADMTBMT : Coeficiente de participación de los productos importados en el VADMTCMT : Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADMTDMT : Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADMT La participación de las partidas arancelarias en el coeficiente de participación de los productos importados (BMT) es la siguiente:



Partida SectorArancelaria Especial

8471.10.00.00 - 6.11% 1.98% - - -8471.30.00.00 1.11% - - 4.60% 5.17% 4.82%8471.41.00.00 0.55% - - - - -8471.49.00.00 0.41% - - - - -8471.60.10.00 0.55% - - - - -8517.11.00.00 0.14% - - - - -8517.50.00.00 9.94% - - - - -8524.99.90.00 10.50% - - - - -8525.20.19.00 2.90% - - 3.45% 3.45% 3.61%8535.30.00.00 - 72.87% 60.40% - - -8536.20.90.00 - - - 37.93% 37.07% 37.35%8536.50.90.00 73.90% - - 54.02% 54.31% 54.22%8537.10.00.00 - - - - - -8704.21.00.10 - 21.02% 37.62% - - -

Total 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5Sector 1

La participación de la partida arancelaria del Cobre (7413.00.00.00) en el coeficiente de participación del conductor de cobre (CMT) es 100%. La participación de la partida arancelaria del Aluminio (7614.90.00.00) en el coeficiente de participación del conductor de alumino (DMT) es 100%. 3.2.4.2 Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT)

000000 DD

IPAlIPAlDBT

DD

IPCuIPCuCBT

DDBBT

IPMIPMABTFAVADBT ××+××+×+×=

Sector

EspecialABT 0.8842 0.8613 0.8380 0.8483 0.8292 0.7914BBT 0.0214 0.0440 0.0400 0.0411 0.0303 0.1089CBT 0.0363 0.0234 0.0144 0.0320 0.0360 0.0962DBT 0.0581 0.0713 0.1076 0.0786 0.1045 0.0035

Sector 4 Sector 5Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3

Siendo: ABT : Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADBTBBT : Coeficiente de participación de los productos importados en el VADBTCBT : Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADBTDBT : Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADBT La participación de las partidas arancelarias en el coeficiente de participación de los productos importados (BBT) es la siguiente:



Partida SectorArancelaria Especial

8471.10.00.00 - 12.04% 3.25% - - -8471.30.00.00 3.27% - - 10.46% 10.56% 10.37%8471.41.00.00 1.87% - - - - -8471.49.00.00 1.40% - - - - -8471.60.10.00 1.87% - - - - -8517.11.00.00 0.47% - - - - -8517.50.00.00 30.37% - - - - -8524.99.90.00 31.78% - - - - -8525.20.19.00 8.88% - - 10.46% 10.23% 10.38%8535.30.00.00 - 15.00% 12.50% - - -8536.20.90.00 - - - - - -8536.50.90.00 - - - 79.08% 79.21% 79.25%8537.10.00.00 20.09% - - - - -8539.32.00.00 - 31.82% 20.50% - - -8704.21.00.10 - 41.14% 63.75% - - -

Total 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

Sector 3 Sector 4 Sector 5Sector 1 Sector 2

La participación de la partida arancelaria del Cobre (7413.00.00.00) en el coeficiente de participación del conductor de cobre (CBT) es 100%. La participación de la partida arancelaria del Aluminio (7614.90.00.00) en el coeficiente de participación del conductor de alumino es (DBT) 100%. 3.2.4.3 Cargos Fijos (CFE, CFS y CFH)

0IPMIPMFACFHFACFSFACFE ===

3.2.4.4 Cargo por Energía Reactiva (CER)

0TCTCFACER =

3.2.4.5 Definición de los Parámetros de las Fórmulas de Actualización

)TA1(TCD +×= Siendo:



D : Índice de productos importados.

TC : Valor referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólarpromedio para cobertura de importaciones (valor venta) determinado por laSuperintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de Oferta yDemanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace.Se utilizará el último valor venta publicado en el Diario Oficial “El Peruano” aldía 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

TA : Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico.Se utilizarán los valores de TC y TA vigentes al día 28 del mes anterior aaquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

IPM : Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional deEstadística e Informática.Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

IPCu : Índice del precio del cobre calculado como el promedio del precio mediomensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metalesde Londres.Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con eltercer mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.Para la obtención de este indicador se tomarán en cuenta la cotización de lalibra de cobre Londres en ctv. US$/lb, publicado en la Nota Semanal delBanco Central de Reserva del Perú “Cotizaciones CIF de Productos (Datospromedio del periodo)”.

IPAl: : Índice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanalde la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en laBolsa de Metales de Londres.Para estos efectos se considerará las últimas 52 semanas que terminan conla cuarta semana del tercer mes anterior a aquel en que las tarifas resultantesserán aplicadas.Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promediosemanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange(LME HG Cash) publicado por la revista Platt’s Metals Week.

Los valores base que se utilizarán en las fórmulas de actualización son:

TC0 (S/./US$) : 3.283TA0 (%) (*) : 12%IPM0 : 165.203249IPCu0 (ctv. US$/lb) : 130.00IPAl0 (US$/tn) : 1711.07

(*) Tasa Arancelaria base (TA0) para el rubro de conductor de cobre y aluminio. Las Tasas Arancelarias bases (TA0) para el rubro de productos importados, calculadas de acuerdo con la participación de las respectivas partidas arancelarias en los VAD de media y baja tensión por sector típico, son las siguientes:



SectorEspecial

MT 5.29% 4.63% 5.13% 4.24% 4.26% 4.25%BT 9.54% 7.78% 7.55% 4.63% 4.62% 4.62%

Sector 5VAD Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

El valor base del tipo de cambio del Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica (TC0)

corresponde al 31/12/2004. Los valores base de la tasas arancelarias (TA0) se determinaron a partir de las tasas por

partidas arancelarias vigentes al 31/12/2004.

Partida TasaArancelaria Arancelaria

8471.10.00.00 4.00%8471.30.00.00 7.00%8471.41.00.00 7.00%8471.49.00.00 4.00%8471.60.10.00 7.00%8517.11.00.00 4.00%8517.50.00.00 7.00%8524.99.90.00 12.00%8525.20.19.00 7.00%8535.30.00.00 4.00%8536.20.90.00 4.00%8536.50.90.00 4.00%8537.10.00.00 12.00%8539.32.00.00 12.00%8704.21.00.10 7.00%

El valor base del índice de precios al por mayor (IPM0) corresponde al mes de diciembre

de 2004. El valor base del precio del cobre corresponde al promedio de los precios promedios

mensuales de los 12 últimos meses que terminan en diciembre de 2004. El valor base del precio del aluminio corresponde al promedio de los precios promedios

semanales (week avg.) de las 52 últimas semanas que terminan en la cuarta semana del mes de diciembre (24/12/2004).

3.3 Parámetros de Cálculo Tarifario 3.3.1 Factores de Expansión de Pérdidas Para la fijación de las tarifas de distribución eléctrica se aplica los factores de expansión de pérdidas resultantes de los porcentajes de pérdidas estándar determinados en los estudios de costos del VAD elaborados por los Supervisores VAD y aprobados por la GART. Los factores de expansión de pérdidas resultantes son:

Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 SectorEspecial

Media Energía PEMT 1.0131 1.0154 1.0173 1.0194 1.0194 1.0147Tensión Potencia PPMT 1.0167 1.0254 1.0391 1.0406 1.0400 1.0215

Baja Energía PEBT 1.0989 1.0913 1.1029 1.1120 1.1120 1.0841Tensión Potencia PPBT 1.1072 1.1325 1.1660 1.1787 1.1787 1.0947



3.3.2 Factores de Coincidencia, de Contribución a la Punta y Número de Horas de Uso

Mediante un estudio de caracterización de la carga, encargado por la GART, se determinaron los diagramas de carga típicos por opción tarifaria y por sector típico a través de una campaña de medición de suministros en los sistemas eléctricos modelo. A partir de dichos diagramas se determinaron los factores de coincidencia, factores de contribución a la punta y número de horas de uso en baja tensión aplicables en el cálculo de las tarifas. En el caso del sector típico 1, se tomó los valores utilizados en el balance de energía y potencia elaborado por el Supervisor VAD para el estudio de costos del VAD. Dichos valores se sustentan a través de un estudio de caracterización efectuado por Luz del Sur en diciembre de 2004. Los factores obtenidos son los siguientes: 3.3.2.1 Factores de Coincidencia


FCPPMT 0.919 0.923 0.945 0.939 0.809 0.949FCFPMT 0.871 0.908 0.788 0.818 0.740 0.979FCPPBT 0.889 0.898 0.896 1.000 0.776 0.953FCFPBT 0.802 0.838 0.763 0.988 0.707 0.873

3.3.2.2 Factores de Contribución a la Punta


CMTPPg 0.769 0.719 0.882 0.632 0.735 0.136CMTFPg 0.446 0.258 0.729 0.138 0.445 0.042CBTPPg 0.727 0.912 0.771 0.344 0.605 0.403CBTFPg 0.492 0.612 0.407 0.312 0.384 0.005CMTPPd 0.701 0.590 0.756 0.552 0.611 0.123CMTFPd 0.386 0.211 0.556 0.131 0.354 0.038CBTPPd 0.643 0.731 0.734 0.314 0.458 0.361CBTFPd 0.406 0.465 0.364 0.281 0.377 0.005

Los factores de contribución a la punta se han obtenido a través de las siguientes fórmulas:

2F1FónContribuci de Factor g ×=

3F2F1FónContribuci de Factor d ××= Donde:



F1 : Factor de participación en la punta de un usuario cuya demandamáxima se produce en horas fuera de punta.Se calcula como la relación entre la demanda del usuario en la horade punta del sistema y su demanda máxima.

F2 : Factor de coincidencia.Se calcula como la relación entre la demanda máxima coincidentede un grupo de usuarios y la sumatoria de sus demandas máximas.

F3 : Factor de utilización de la potencia contratada o suscrita.Se calcula como la relación entre la demanda máxima de un usuariocon potencia contratada y la potencia contratada por dicho usuario.

Los factores F1, F2 y F3 para cada sector típico y nivel de tensión se obtuvieron de los estudios de caracterización de la carga mencionados. 3.3.2.3 Número de Horas de Uso de Baja Tensión


NHUBT 420 340 330 300 262 262NHUBTPPA 120 120 120 120 120 120NHUBTFPA 570 570 570 570 570 570NHUBTPPB 104 100 100 100 100 100NHUBTFPB 304 484 484 484 484 484NHUBTAP 360 360 360 360 360 360

Para el número de horas de uso en baja tensión (NHUBT) se tomó los valores resultantes de los balance de energía y potencia elaborados para cada sistema eléctrico modelo, como parte de los estudios de costos del VAD del OSINERG, ya que dichos valores permiten ajustar el balance de energía y potencia con los registros de consumo y demanda de cada sistema eléctrico modelo. Para el número de horas de uso en punta y fuera de punta (NHUBTPPA y NHUBTFPA) se tomó los valores vigentes, ya que se aplican a los usuarios con demandas en horas de punta y fuera de punta de hasta 20 kW. Para el número de horas de uso en punta y fuera de punta (NHUBTPPB y NHUBTFPB) se tomó los valores resultantes de los estudios de caracterización de la carga de Luz del Sur (sector típico 1) y del OSINERG (sectores típicos 2, 3, 4, 5 y Especial), ya que se han determinado sobre una muestra de usuarios con demandas en horas de punta de hasta 20 kW y en fuera de punta de hasta 50 kW. Para el cálculo del número de horas de uso en baja tensión del alumbrado público (NHUBTAP) se consideró 12 horas de utilización diaria y 30 días por mes, concordante con el criterio empleado para el cálculo del porcentaje de facturación máxima por el servicio de alumbrado público establecido mediante la Resolución Ministerial N° 185-2003-EM/DM.

3.3.3 Factores de Corrección del VAD por Ventas de Potencia en Horas Fuera de Punta

Los factores de corrección del VAD ajustan los VAD en media y baja tensión por las ventas de potencia en horas fuera de punta de las empresas de distribución eléctrica.



Para la determinación de los factores de corrección, la GART consideró la información del año 2004, reportada por las empresas de distribución eléctrica para efectos del cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) y del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE). La información contiene las ventas mensuales de energía y potencia por sistema eléctrico y empresa, la misma que fue validada con la información del Sistema de Información Comercial. Los factores se calculan a partir de 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 de distribución eléctrica. Los factores se calculan para cada nivel de tensión (MT y BT) a través de las siguientes expresiones:

HPHP

HFP

PCBTPPBTPCMTPCMT1PTPMT

×+−=

HP

HFP

PCBTPCBT1PTPBT −=

Donde:

PTPMT : Factor de corrección del VADMTPTPBT : Factor de corrección del VADBTPCMTHP : Demanda coincidente en media tensión en horas puntaPCMTHFP : Exceso de demanda coincidente en media tensión en horas fuera de puntaPCBTHP : Demanda coincidente en baja tensión en horas puntaPCBTHFP : Exceso de demanda coincidente en baja tensión en horas fuera de puntaPPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión

Para la determinación de la demanda coincidente y exceso de demanda coincidente se utilizaron los factores de expansión de pérdidas de potencia en cada nivel de tensión, los factores de coincidencia y contribución a la punta, y el número de horas de utilización en baja tensión para la fijación de las tarifas de distribución eléctrica del periodo noviembre 2005 – octubre 2009. Los factores de corrección resultantes son los siguientes:



Empresa PTPMT PTPBTEdecañete 0.5886 0.9784Edelnor 0.8218 0.9212Electro Oriente 0.7376 0.9878Electro Pangoa 1.0000 1.0000Electro Puno 0.7319 0.9693Electro Sur Este 0.9215 0.9754Electro Sur Medio 0.4138 0.9723Electro Tocache 0.9058 0.9763Electro Ucayali 0.6126 0.9837Electrocentro 0.9073 0.9840Electronoroeste 0.5230 0.9826Electronorte 0.7651 0.9744Electrosur 0.6901 0.9831Emsemsa 0.9965 0.9757Emseusa 0.8048 0.9920Hidrandina 0.6626 0.9789Luz del Sur 0.8697 0.8837Seal 0.8294 0.9532Sersa 0.9714 1.0000

Para la empresa Coelvisac, resultó en el sistema de distribución eléctrica Andahuasi: PTPMT = 0.9527 y PTPBT = 0.1879, y en el sistema de distribución eléctrica Villacurí: PTPMT = 1.0000 y PTPBT = 1.0000. Para los sistemas de distribución eléctrica administrados por empresas municipales y otros, se tomó los valores 0.9900 y 0.9900 para el PTPMT y PTPBT, respectivamente.

3.3.4 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP)

Para el periodo noviembre 2005 - abril 2006 se aplica los valores del FBP resultantes de aplicar los nuevos factores de expansión de pérdidas, factores de coincidencia, factores contribución y número de horas de uso en baja tensión, a las ventas de energía y potencia correspondientes al año 2004. Los valores resultantes son los siguientes:



Empresa Sistema FBPMT FBPBTEdelnor Lima Norte 0.9761 0.9825

Empresa Sistema FBPEdelnor Huacho-Supe-Barranca 1.0225

Huaral-ChancayElectrocentro Huancayo 0.9491Electronoroeste Piura 1.1309

Sullana-El Arenal-PaitaElectronorte Chiclayo 0.9036

Chiclayo Baja DensidadHidrandina Caraz-Carhuaz-Huaraz 1.0136

ChimboteChimbote RuralTrujilloTrujillo Baja Densidad

Electro Oriente Iquitos 0.9112Iquitos RuralTarapoto-MoyobambaBellavista-Gera-Tarapoto RuralRioja Oriente

Electrosur Tacna 0.9334Electro Sur Este Cusco 0.9030Electro Puno Puno 1.0296

Puno Baja DensidadJuliacaJuliaca Rural

Electro Sur Medio Chincha 1.0754IcaPisco

Electro Ucayali Pucallpa 0.9988Luz del Sur Lima Sur 0.9314Seal Arequipa 0.9355

3.4 Verificación de la Rentabilidad

3.4.1 Introducción Para la determinación final de las tarifas de distribución eléctrica, el artículo 69° de la LCE establece que con las tarifas obtenidas y las tarifas en barra que correspondan, el OSINERG estructurará un conjunto de precios básicos para efectos de la verificación de la rentabilidad a que se refiere el artículo 70° de la LCE. El artículo 70° señala que el OSINERG calculará la Tasa Interna de Retorno (TIR) para conjuntos de concesionarios considerando un período de análisis de 25 años y evaluando: Los ingresos que habrían percibido si se hubiesen aplicado los Precios Básicos a la

totalidad de los suministros en el ejercicio inmediato anterior. Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema de distribución,

para el ejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas.



El Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de cada empresa, con un valor residual igual a cero.

El articulo 71° señala que si la tasas calculadas no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización señalada en el artículo 79° de la LCE (12%), esto es que se encuentre entre 8% y 16%, los Valores Agregados de Distribución, que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.

3.4.2 Proceso de Verificación El procedimiento de verificación se ha realizado en conformidad a lo señalado en el artículo 149° del Reglamento de la LCE que establece proceder de la siguiente manera: Se deben conformar conjunto de concesiones en los que los Valores Agregados de

Distribución no difieran en más de 10%. Obtener, para cada conjunto, valores totales de ingresos, de costos y valores nuevos de

reemplazo de las concesiones conformantes. Asimismo, señala para efectos del cálculo de la TIR, los ingresos y costos de compra de electricidad no sujetos a regulación de precios, se determinarán con las tarifas aplicables a los usuarios regulados. De acuerdo a los establecido en el artículo 147° del Reglamento de la LCE, la GART calculó el VAD para cada concesión mediante la suma de los productos del VAD de cada sector típico por su correspondiente factor de ponderación, calculado de acuerdo a la clasificación de los sistemas de distribución eléctrica aprobada mediante la Resolución OSINERG N° 157-2005-OS/CD y modificatorias. En el anexo N° 2 se adjunta la clasificación de los sistemas de distribución eléctrica aprobada para el periodo noviembre 2005 – octubre 2009, así como los factores de ponderación correspondientes. Los ingresos por empresa se obtuvieron a partir de las nuevas tarifas de distribución eléctrica, los parámetros de cálculo tarifario y, las ventas de energía y potencia de las empresas de distribución eléctrica correspondiente al año 2004. Las tarifas en barra consideradas (precios en barra equivalente de media tensión), corresponden al promedio del año 2004. Los costos (compra de energía y costos de operación y mantenimiento), se determinaron tomando como referencia los costos incurridos por las empresas de distribución eléctrica y costos estándar de operación y mantenimiento. El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de distribución eléctrica corresponde al VNR aprobado por el OSINERG mediante la Resolución OSINERG N° 369-2005-OS/CD y modificatorias. En el anexo N° 3 se adjunta el VNR y los metrados aprobados de las empresas de distribución eléctrica.



A partir de los VAD para cada concesión se conformaron cinco conjuntos de concesiones, obteniéndose los siguientes resultados:

Conjunto TIR (%)1 14.63%2 15.63%3 14.85%4 9.79%5 11.92%

Lima, 29 de marzo de 2006

Ing. Miguel Révolo Acevedo Gerente División de Distribución Eléctrica

ANEXO N° 1

Breve Descripción de la Determinación del VAD y Cargos Fijos por Sector Típico

Determinación del Valor Agregado de Distribución (VAD) y

Cargos Fijos por Sector Típico 1) Etapas de los Estudios de Costos del VAD En cumplimiento del artículo 67° de la LCE, el OSINERG elaboró los Términos de Referencia de los Estudios de Costos del VAD, los mismos que establecen los objetivos y alcances de los estudios, así como, las etapas que se deben seguir en el desarrollo de los mismos. Dichas etapas son las siguientes: Recopilación de antecedentes. Validación de antecedentes. Creación de la empresa modelo. Cálculo de las tarifas de distribución eléctrica.

En el siguiente diagrama se muestra las etapas mencionadas, con las actividades relevantes de cada una de ellas.

Recopilación de Antecedentes

VNR Eléctrico

VNR No Eléctrico

Otras Inversiones

Mercado Eléctrico

Costos de Explotación

Estados Económicos y Financieros

Organigrama yRecursos Humanos

Compra y Venta,y Balance de Energía

y Potencia

Validación deAntecedentes

Revisión 1Validación deAntecedentes- Formatos B -

Revisión 2Ajuste Inicial de

Costos- Formatos C -

Estructuración de laEmpresa Modelo

Definición delTipo de Red

Costos Unitarios de lasInstalaciones Eléctricas

Definición de laTecnología Adaptada

Optimización Técnica-Económica

Cálculo de las PérdidasEstándar

Estándares de Calidadde Servicio

Optimización de los Costosde Explotación Técnica y Comercial

Optimización de los CostosIndirectos

Resultados

Cargo Fijo

Valor Agregadode Distribución MT

Valor Agregadode Distribución BT

Pérdidas Estándarde Distribución

Factor de Economíade Escala

Fórmulas de Reajuste

Creación de la Empresa Modelo - Formatos D -

ETAPA I ETAPA II ETAPA III ETAPA IV

Etapas de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)

- Formatos A -

Recopilación de Antecedentes

VNR Eléctrico

VNR No Eléctrico

Otras Inversiones

Mercado Eléctrico

Costos de Explotación

Estados Económicos y Financieros

Organigrama yRecursos Humanos

Compra y Venta,y Balance de Energía

y Potencia

Validación deAntecedentes

Revisión 1Validación deAntecedentes- Formatos B -

Revisión 2Ajuste Inicial de

Costos- Formatos C -

Estructuración de laEmpresa Modelo

Definición delTipo de Red

Costos Unitarios de lasInstalaciones Eléctricas

Definición de laTecnología Adaptada

Optimización Técnica-Económica

Cálculo de las PérdidasEstándar

Estándares de Calidadde Servicio

Optimización de los Costosde Explotación Técnica y Comercial

Optimización de los CostosIndirectos

Resultados

Cargo Fijo

Valor Agregadode Distribución MT

Valor Agregadode Distribución BT

Pérdidas Estándarde Distribución

Factor de Economíade Escala

Fórmulas de Reajuste

Creación de la Empresa Modelo - Formatos D -

ETAPA I ETAPA II ETAPA III ETAPA IV

Etapas de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)

- Formatos A -

Recopilación de Antecedentes Comprendió la recopilación de la siguiente información: VNR de las instalaciones de distribución en media y baja tensión, así como el VNR de

las instalaciones no eléctricas destinadas a la prestación del servicio de distribución eléctrica.

Pérdidas técnicas y no técnicas de energía y potencia a nivel de media y baja tensión. Número de usuarios y ventas de energía y potencia a nivel de opciones tarifarias. Balance de energía y potencia del sistema eléctrico a nivel de media y baja tensión. Estructura, recursos y costos de explotación técnica en media y baja tensión. Estructura, recursos y costos de explotación comercial. Ingresos por ventas de energía y potencia.

Costos indirectos de administración, contabilidad, etc., y su asignación a cada una de las actividades de inversión, explotación y otros servicios.

Organigrama y manual de organización y funciones. Cuadro de asignación de personal.

La información recopilada se incorporó en los formatos establecidos, con la denominación de Fomatos A. Validación de Antecedentes Comprendió la validación de los antecedentes recopilados a través de trabajos de campo en las instalaciones eléctricas y no eléctricas de la empresa modelo, así como a través de otras fuentes de información y documentación de sustento proporcionada por la empresa. El resultado de la validación se incorporó en los formatos establecidos, con la denominación de Formatos B. Asimismo, comprendió el ajuste inicial de costos de la empresa modelo de acuerdo a un análisis comparativo (benchmarking) con empresas internacionales del ámbito latinoamericano, operando en condiciones de eficiencia reconocidos. El resultado se incorporó en los formatos establecidos, con la denominación de Formatos C. Creación de la Empresa Modelo Comprendió la creación de la empresa modelo de acuerdo a los criterios del sistema económicamente adaptado, sustentada en el desarrollo y resultados de las siguientes actividades: Caracterización del mercado eléctrico. Diseño de las instalaciones eléctricas y definición de las tecnologías adaptadas. Determinación de los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución

eléctrica. Optimización técnica económica de las instalaciones de distribución eléctrica y

determinación de las inversiones eléctricas, así como los niveles de calidad alcanzables. Pérdidas estándar técnicas y no técnicas de energía y potencia. Balance de energía y potencia. Determinación de los costos estándar de explotación técnica en media y baja tensión. Determinación de los costos estándar de explotación comercial. Determinación de los costos indirectos de administración, contabilidad, etc., y su

asignación a las diferentes actividades. El resultado de la creación de la empresa modelo se incorporó en los formatos establecidos, con la denominación de Formatos D. Cálculo de las Tarifas de Distribución Eléctrica Comprendió el cálculo de lo siguiente: Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT). Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT). Cargos Fijos. Pérdidas estándar de energía y potencia a nivel de media y baja tensión. Factores de economía de escala. Fórmulas de actualización del VADMT, VADBT y Cargos Fijos.

2) Criterios y Metodología por Sector Típico

Sector Típico 1 Valor Nuevo de Reemplazo A partir de la densidad de carga se elaboró una zonificación del mercado eléctrico, considerando las siguientes zonas:

Zona Rango de Densidadde CargaMW/km2

Urbano – Muy Alta Densidad δ > 4.00Urbano – Alta Densidad 1 4.00 ≥ δ > 2.50Urbano – Alta Densidad 2 2.50 ≥ δ ≥ 1.50Urbano – Media Densidad 1.50 > δ ≥ 0.25Urbano – Baja Densidad δ < 0.25

Además, se establecieron zonas de alta contaminación salina teniendo en cuenta las restricciones de utilización de ciertos tipos de tecnología en dichas zonas. Asimismo, se consideró zonas históricas y de veredas angostas, así como zonas de alta dispersión de usuarios y baja densidad de carga. De acuerdo a la zonificación se estableció el tipo de instalaciones adaptadas para cada zona mencionada. Urbano – Muy Alta Densidad

Red de media y baja tensión subterránea. Subestaciones de distribución MT/BT (SED MT/BT) tipo convencional o compacta

pedestal. Urbano – Alta Densidad 1

Red de media tensión subterránea. Red de baja tensión aérea. SE MT/BT tipo convencional o compacta pedestal.

Urbano – Alta Densidad 2

Red de media y baja tensión aérea. SED MT/BT tipo biposte y por restricciones compacta pedestal o bóveda.

Urbano – Media Densidad

Red de media y baja tensión aérea. SED MT/BT tipo biposte y por restricciones compacta pedestal o bóveda.

Urbano – Baja Densidad

Red de media y baja tensión aérea. SED MT/BT tipo monoposte y por restricciones compacta pedestal o bóveda.

La tecnología adoptada para cada zona se basa en la disponibilidad de la misma y la optimización de las instalaciones de distribución eléctrica. Red de media tensión subterránea.

Cables unipolares de aislación seca de cobre. Empalmes y terminales para cable unipolares de aislación seca de cobre.

Red de media tensión aérea. Conductores de aleación de aluminio desnudo y cables de aluminio autoportante

sobre postes de concreto en zonas sin alta contaminación salina. Conductores de cobre desnudo y cables de aluminio autoportante sobre postes de

concreto en zonas con alta contaminación salina. Equipos de maniobra y protección de la red de media tensión.

Seccionadores bajo carga y seccionadores fusible (cut-out). Otros como reclosers y banco de condensadores.

Subestaciones de distribución MT/BT. Tipo convencional, compacta pedestal y compacta bóveda Tipo biposte y monoposte con postes de concreto.

Red de baja tensión subterránea. Cables unipolares de aislación seca de cobre. Empalmes y terminales para cables unipolares de aislación seca de cobre.

Red de baja tensión aérea. Cables de aluminio autoportante sobre postes de concreto.

Alumbrado Público. Cables de aluminio autoportante sobre postes de concreto (exclusivos y

compartidos). Lámparas de vapor de sodio de 70 W, 150 W, 250 W y 400 W.

Las redes de media tensión comprenden redes trifásicas (10 kV) con neutro aislado. Para las subestaciones de distribución MT/BT se consideró subestaciones monofásicas y trifásicas. Las redes de baja tensión comprenden redes trifásicas (220 V). Los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica comprenden los costos directos (materiales, stock, mano de obra, transporte y equipos) y los costos indirectos (ingeniería, gastos generales e interés intercalario). Los costos de los materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos) corresponden a valores de mercado. Las inversiones no eléctricas corresponden al equipamiento (terrenos, edificios, vehículos, equipos de medición y control, equipos de oficina, equipos de cómputo, etc.) requerido para la prestación del servicio de distribución eléctrica. Costos de Explotación Los costos de explotación comprenden los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas del sistema económicamente adaptado y los costos indirectos correspondientes a la organización óptima para la empresa modelo. Para la determinación de los costos de explotación técnica directos se identificaron las actividades correspondientes a la operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica de la empresa modelo. Se consideraron los costos de materiales, mano de obra, transporte y equipos de cada actividad, así como, los rendimientos y frecuencias. Los costos de explotación comercial corresponden a los costos de las actividades de atención al usuario, lectura de medidores y procesamiento de la misma, emisión, reparto y cobranza del recibo o factura. Además, se incorporó los costos indirectos resultantes de la asignación de los costos de administración, contabilidad y otros de la empresa modelo. Adicionalmente, se dedujo los costos correspondientes a otras actividades no reguladas tales como conexiones, cortes y reconexiones, alquiler de postes, mantenimiento de instalaciones de terceros, etc.

Sector Típico 2 Valor Nuevo de Reemplazo A partir de la densidad de carga se elaboró una zonificación del mercado eléctrico, considerando las siguientes zonas:


A δ > 4.00B 4.00 ≥ δ > 2.50C 2.50 ≥ δ ≥ 1.50D 1.50 > δ ≥ 0.25E δ < 0.25

Además, se consideró zonas históricas, así como zonas de alta dispersión de usuarios y baja densidad de carga. De acuerdo a la zonificación se estableció el tipo de instalaciones y tecnología adaptadas para cada zona mencionada. Las redes de media tensión comprenden redes trifásicas (10 kV) con neutro aislado, con conductores de aleación de aluminio desnudo sobre postes de madera y concreto, cables de aluminio autoportante sobre postes de concreto y cables unipolares de aislación seca de cobre. Los equipos de protección y seccionamiento están constituidos por interruptores con equipamiento auxiliar para fallas a tierra y seccionadores fusible (cut-out). Para las subestaciones de distribución MT/BT se consideró subestaciones monofásicas y trifásicas en estructuras tipo monoposte y biposte con postes de madera y concreto, así como subestaciones trifásicas compacta pedestal. Las redes de baja tensión comprenden redes trifásicas (380/220 V) y monofásicas (440/220 V y 220 V), con cables autoportantes de aluminio sobre postes de madera y concreto, y cables unipolares de aislación seca de cobre. Para el alumbrado público se consideró lámparas de vapor de sodio de 50 W, 70 W y 150 W. Los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica comprenden los costos directos (materiales, stock, mano de obra, transporte y equipos) y los costos indirectos (ingeniería, gastos generales e interés intercalario). Los costos de los materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos) corresponden a valores de mercado. Las inversiones no eléctricas corresponden al equipamiento (terrenos, edificios, vehículos, equipos de medición y control, equipos de oficina, equipos de cómputo, etc.) requerido para la prestación del servicio de distribución eléctrica. Costos de Explotación Los costos de explotación se determinaron para la empresa modelo y comprende los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas del sistema económicamente adaptado y los costos indirectos correspondientes a la organización óptima para la empresa modelo. Para la determinación de los costos de explotación técnica directos se identificaron las actividades correspondientes a la operación y mantenimiento de las instalaciones de

distribución eléctrica de la empresa modelo. Se consideraron los costos de materiales, mano de obra, transporte y equipos de cada actividad, así como, los rendimientos y frecuencias. Los costos de explotación comercial corresponden a los costos de las actividades de atención al usuario, lectura de medidores y procesamiento de la misma, emisión, reparto y cobranza del recibo o factura. Además, se incorporó los costos indirectos resultantes de la asignación de los costos de administración, contabilidad y otros de la empresa modelo. Adicionalmente, se dedujo los costos correspondientes a otras actividades no reguladas tales como conexiones, cortes y reconexiones, alquiler de postes, mantenimiento de instalaciones de terceros, etc. Sector Típico 3 Valor Nuevo de Reemplazo A partir de la densidad de carga se elaboró una zonificación del mercado eléctrico, considerando las siguientes zonas:


A δ > 4.00B 4.00 ≥ δ > 2.50C 2.50 ≥ δ ≥ 1.50D 1.50 > δ ≥ 0.25E δ < 0.25

Además, se consideró zonas históricas, así como zonas de alta dispersión de usuarios y baja densidad de carga. De acuerdo a la zonificación se estableció el tipo de instalaciones y tecnología adaptadas para cada zona mencionada. Las redes de media tensión comprenden redes trifásicas (13.2 kV) con neutro aislado, con conductores de aleación de aluminio desnudo sobre postes de madera y concreto, cables de aluminio autoportante sobre postes de concreto y cables unipolares de aislación seca de cobre. Los equipos de protección y seccionamiento están constituidos por recloser y seccionadores fusible (cut-out). Para las subestaciones de distribución MT/BT se consideró subestaciones monofásicas y trifásicas en estructuras tipo monoposte y biposte con postes de madera y concreto, así como subestaciones trifásicas compacta pedestal. Las redes de baja tensión comprenden redes trifásicas (380/220 V) y monofásicas (440/220 V y 220 V), con cables autoportantes de aluminio sobre postes de madera y concreto, y cables unipolares de aislación seca de cobre. Para el alumbrado público se consideró lámparas de vapor de sodio de 50 W, 70 W y 150 W. Los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica comprenden los costos directos (materiales, stock, mano de obra, transporte y equipos) y los costos indirectos (ingeniería, gastos generales e interés intercalario). Los costos de los materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos) corresponden a valores de mercado.

Las inversiones no eléctricas corresponden al equipamiento (terrenos, edificios, vehículos, equipos de medición y control, equipos de oficina, equipos de cómputo, etc.) requerido para la prestación del servicio de distribución eléctrica. Costos de Explotación Los costos de explotación se determinaron para la empresa modelo y comprende los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas del sistema económicamente adaptado y los costos indirectos correspondientes a la organización óptima para la empresa modelo. Para la determinación de los costos de explotación técnica directos se identificaron las actividades correspondientes a la operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica de la empresa modelo. Se consideraron los costos de materiales, mano de obra, transporte y equipos de cada actividad, así como, los rendimientos y frecuencias. Los costos de explotación comercial corresponden a los costos de las actividades de atención al usuario, lectura de medidores y procesamiento de la misma, emisión, reparto y cobranza del recibo o factura. Además, se incorporó los costos indirectos resultantes de la asignación de los costos de administración, contabilidad y otros de la empresa modelo. Adicionalmente, se dedujo los costos correspondientes a otras actividades no reguladas tales como conexiones, cortes y reconexiones, alquiler de postes, mantenimiento de instalaciones de terceros, etc. Sector Típico 4 Valor Nuevo de Reemplazo Las redes de media tensión comprenden redes aéreas trifásicas (22.9 kV) y monofásicas (13.2 kV) con neutro corrido conectado a tierra para zonas con cargas dispersas, y redes aéreas trifásicas (10 kV) y monofásicas (10 kV) con neutro aislado para zonas con cargas concentradas. Los conductores son de aleación de aluminio desnudo sobre postes de madera y concreto. Los equipos de protección y seccionamiento están constituidos por seccionadores bajo carga y seccionadores fusible (cut-out). Para las subestaciones de distribución MT/BT se consideró subestaciones monofásicas y trifásicas en estructuras tipo monoposte y biposte con postes de madera y concreto. Las redes de baja tensión comprenden redes aéreas trifásicas (380/220 V) y monofásicas (440/220 V) con neutro corrido conectado a tierra. Los cables son autoportantes de aluminio sobre postes de madera y concreto. Para el alumbrado público se consideró lámparas de vapor de sodio de 50 W. Los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica comprenden los costos directos (materiales, stock, mano de obra, transporte y equipos) y los costos indirectos (ingeniería, gastos generales e interés intercalario). Los costos de los materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos) corresponden a valores de mercado. Las inversiones no eléctricas corresponden a la asignación del equipamiento (terrenos, edificios, vehículos, equipos de medición y control, equipos de oficina, equipos de cómputo, etc.) requerido para la prestación del servicio de distribución eléctrica.

Costos de Explotación Los costos de explotación se determinaron para la empresa modelo y comprende los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas del sistema económicamente adaptado y los costos indirectos correspondientes a la organización óptima de la empresa modelo. Los costos de explotación técnica directos se determinaron en función de las actividades de operación y mantenimiento estándar, periocidad de las mismas, rendimientos y costos de mano de obra, transporte y equipos de las instalaciones de la empresa modelo. Los costos de explotación comercial corresponden a los costos de las actividades de atención al usuario, lectura de medidores y procesamiento de la misma, emisión, reparto y cobranza del recibo o factura. Además, se incorporó los costos indirectos resultantes de la asignación de los costos de administración, contabilidad y otros de la empresa modelo. Adicionalmente, se dedujo los costos correspondientes a otras actividades no reguladas tales como conexiones, cortes y reconexiones, alquiler de postes, mantenimiento de instalaciones de terceros, etc. Sector Típico 5 Valor Nuevo de Reemplazo Las redes de media tensión comprenden redes aéreas trifásicas (22.9 kV) y monofásicas (13.2 kV) con neutro corrido conectado a tierra para zonas con cargas dispersas, y redes aéreas trifásicas (10 kV) y monofásicas (10 kV) con neutro aislado para zonas con cargas concentradas. Los conductores son de aleación de aluminio desnudo sobre postes de madera y concreto. Los equipos de protección y seccionamiento están constituidos por seccionadores bajo carga y seccionadores fusible (cut-out). Para las subestaciones de distribución MT/BT se consideró subestaciones monofásicas y trifásicas en estructuras tipo monoposte y biposte con postes de madera y concreto. Las redes de baja tensión comprenden redes aéreas trifásicas (380/220 V) y monofásicas (440/220 V) con neutro corrido conectado a tierra. Los cables son autoportantes de aluminio sobre postes de madera y concreto. Para el alumbrado público se consideró lámparas de vapor de sodio de 50 W. Los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica comprenden los costos directos (materiales, stock, mano de obra, transporte y equipos) y los costos indirectos (ingeniería, gastos generales e interés intercalario). Los costos de los materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos) corresponden a valores de mercado. Las inversiones no eléctricas corresponden a la asignación del equipamiento (terrenos, edificios, vehículos, equipos de medición y control, equipos de oficina, equipos de cómputo, etc.) requerido para la prestación del servicio de distribución eléctrica. Costos de Explotación Los costos de explotación se determinaron para la empresa modelo y comprende los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas del sistema económicamente adaptado y los costos indirectos correspondientes a la organización óptima de la empresa modelo.

Los costos de explotación técnica directos se determinaron en función de las actividades de operación y mantenimiento estándar, periocidad de las mismas, rendimientos y costos de mano de obra, transporte y equipos de las instalaciones de la empresa modelo. Los costos de explotación comercial corresponden a los costos de las actividades de atención al usuario, lectura de medidores y procesamiento de la misma, emisión, reparto y cobranza del recibo o factura. Además, se incorporó los costos indirectos resultantes de la asignación de los costos de administración, contabilidad y otros de la empresa modelo. Adicionalmente, se dedujo los costos correspondientes a otras actividades no reguladas tales como conexiones, cortes y reconexiones, alquiler de postes, mantenimiento de instalaciones de terceros, etc. Sector Especial Valor Nuevo de Reemplazo Las redes de media tensión comprenden redes aéreas trifásicas (22.9 kV). Los conductores son de aleación de aluminio desnudo sobre postes de concreto. Los equipos de protección y seccionamiento están constituidos por seccionadores bajo carga y seccionadores fusible (cut-out). Para las subestaciones de distribución MT/BT se consideró subestaciones monofásicas y trifásicas en estructuras tipo monoposte y biposte con postes de concreto. Los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica comprenden los costos directos (materiales, stock, mano de obra, transporte y equipos) y los costos indirectos (ingeniería, gastos generales e interés intercalario). Los costos de los materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos) corresponden a valores de mercado. Las inversiones no eléctricas corresponden a la asignación del equipamiento (terrenos, edificios, vehículos, equipos de medición y control, equipos de oficina, equipos de cómputo, etc.) requerido para la prestación del servicio de distribución eléctrica. Costos de Explotación Los costos de explotación se determinaron para la empresa modelo y comprende los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas del sistema económicamente adaptado y los costos indirectos correspondientes a la organización óptima de la empresa modelo. Los costos de explotación técnica directos se determinaron en función de las actividades de operación y mantenimiento estándar, periocidad de las mismas, rendimientos y costos de mano de obra, transporte y equipos de las instalaciones de la empresa modelo. Los costos de explotación comercial corresponden a los costos de las actividades de atención al usuario, lectura de medidores y procesamiento de la misma, emisión, reparto y cobranza del recibo o factura.

ANEXO N° 2

Clasificación de los Sistemas de Distribución Eléctrica y Factores de Ponderación del VAD

Empresa Tipo de Sistema Sistema Sector Descripción I1 I2 I3 IClasif

Típico km MT/MW km BT SP/MW Usuarios/MW.hCoelvisac Interconectado Andahuasi 3 Andahuasi (Cañas) 51.0 11.6 0.5 161.7

Villacurí (1) Especial Villacurí --- --- --- ---Edecañete Interconectado Cañete 2 San Vicente CÑ-01 (EDECA 01), CÑ-02, CÑ-03, CÑ-04, CÑ-05 19.3 16.0 0.4 127.7

Lunahuaná 4 San Vicente CÑ-01 (EDECA 11), CÑ-06 (EDECA 06) 79.1 53.6 1.2 242.6Edelnor Interconectado Huacho-Supe-Barranca 2 Barranca, Huacho, Supe 7.4 14.7 0.4 105.6

Huaral-Chancay 2 Chancay, Huaral 14.4 20.3 0.3 134.2Lima Norte (1) 1 Lima Norte --- --- --- ---Pativilca 3 Pativilca 17.9 48.8 0.9 158.0Sayán-Humaya 3 Andahuasi (Cañas) 51.0 11.6 0.5 161.7

Aislado Hidráulico Canta 3 Canta 73.3 48.0 1.8 186.4Churín 3 Churín 69.9 34.3 1.3 185.1Hoyos-Acos 5 Hoyos-Acos 240.4 92.0 2.9 457.8Ravira-Pacaraos 5 Ravira-Pacaraos 127.3 81.7 1.3 362.0Yaso 5 Yaso 142.6 50.5 1.4 318.5

Electro Oriente Aislado Térmico Caballococha 2 Caballococha 8.6 41.8 0.9 129.2Contamana 3 Contamana 16.3 49.7 1.0 153.3Nauta 2 Nauta 8.7 43.7 0.9 134.6Requena 3 Requena 13.8 47.5 0.9 149.7Tamshiyacu 2 Tamshiyacu 6.3 57.3 3.4 14.6Yurimaguas 2 Yurimaguas 10.7 36.4 0.9 124.6

Aislado Térmico Regional Bellavista-Gera-Tarapoto Rural 5 C.T. Bellavista, C.T. Gera, C.T. Tarapoto ( TA-S02, TA-S06) 113.1 109.8 1.1 410.6Iquitos 2 C.T. Iquitos, Santa Rosa (0201, 0202, 0203, 0204) 3.8 15.8 0.4 103.9Iquitos Rural 4 Santa Rosa (0205) 55.7 62.5 0.8 248.5Rioja Oriente 3 C.T. Rioja 26.9 39.3 0.5 178.9Tarapoto-Moyobamba 2 C.T. Moyobamba, C.T. Tarapoto (TA-S01, TA-S03, TA-S04, 9.8 30.5 0.7 124.1

TA-S05, TA-S07)Electro Pangoa Aislado Hidráulico Pangoa 2 Palestina 9.4 31.4 1.2 98.1Electro Puno Interconectado Antauta 4 Antauta 104.1 52.3 1.3 272.2

Ayaviri 5 Ayaviri 146.6 76.9 2.0 343.5Azángaro 3 Azángaro (8002), Sandia 65.0 37.3 0.6 223.9Azángaro Rural 5 Azángaro (8001) 254.3 199.6 1.8 757.2Ilave-Pomata 5 Ilave, Pomata 262.9 446.5 1.9 1249.0Juliaca 2 Juliaca (5004, 5005, 5006, 5008, 5009) 7.3 33.8 0.7 124.1Juliaca Rural 5 Juliaca (5007, 5010, 5011) 382.4 359.1 1.0 1306.4Puno 2 Puno (0102, 0103, 0104) 4.1 20.8 0.7 95.1Puno Baja Densidad 3 Puno (0101, 0105, 0106) 49.2 53.8 0.8 224.2

Aislado Térmico Anapia 5 Anapia 525.8 312.0 0.0 1483.5Electro Sur Este Interconectado Abancay 3 Tamburco (TA02, TA03, TA04) 18.4 54.0 0.8 177.1

Abancay Rural 5 Tamburco (TA05, TA06, TA07) 216.5 81.8 3.2 387.7Andahuaylas 5 Andahuaylas, Chacapuente, Chuquibambilla 206.4 151.3 1.8 587.0Combapata-Sicuani Rural 5 Combapata, Sicuani (SI01, SI03) 341.5 340.2 4.0 1031.0Cusco 2 Dolorespata, Quencoro (QU01, QU03, QU04) 5.8 19.5 0.5 106.3La Convención 3 Machupicchu, Urpipata (UP01, UP02, UP03) 23.8 52.3 0.7 189.2La Convención Rural 5 Chahuares, Santa Maria, Urpipata (UP04, UP05) 383.3 283.7 2.7 1059.4Sicuani 3 Sicuani (SI02, SI05) 19.4 69.8 1.2 184.8Valle Sagrado 1 5 Calca, Pisac, Urubamba 188.2 214.3 1.7 692.2Valle Sagrado 2 5 Huaro, Oropeza, Paruro (Quencoro) (QU05) 207.4 176.2 2.9 576.4Valle Sagrado 3 5 Cachimayo, Paucartambo 291.2 253.4 3.8 802.4Yauri 5 Tintaya 151.3 80.3 2.2 344.1

Aislado Térmico Iberia 3 Iberia 27.5 81.7 1.4 208.8Iñapari 3 Iñapari 37.8 64.8 1.1 207.0Puerto Maldonado 3 Puerto Maldonado 38.6 47.3 0.6 203.1

Clasificación de los Sistemas de Distribución Eléctrica


Típico km MT/MW km BT SP/MW Usuarios/MW.h


Electro Sur Medio Interconectado Chincha 2 Carmen Chincha, Pedregal, Pueblo Nuevo, Tambo de Mora 6.4 11.8 0.2 110.5Huaytará-Chocorvos 5 Caudalosa 258.7 51.5 0.9 524.7Ica 2 Ica (Parcona), Ica Norte, Sta. Margarita, Tacama 11.2 17.0 0.3 122.4Nasca-Palpa-Puquio 2 Nasca, Palpa (LL1 -10kV), Puquio (PU1 -10 kV) 12.2 32.0 0.8 123.9Palpa Rural 5 Palpa (LL2-22,9 kV, LL3-22,9 kV, LL4-22,9 kV) 171.6 29.3 0.2 391.2Pisco 2 Alto La Luna, Gallinazos, Independencia, Paracas 8.3 8.6 0.3 101.0Puquio Rural 5 Puquio (PU2 22 kV, PU3 22 kV) 493.6 202.3 4.0 991.0

Aislado Hidráulico Chaviña 4 Chaviña 170.9 75.1 4.2 247.9Incuyo 5 Incuyo 307.6 150.3 3.5 639.7Pausa 3 Pausa 47.1 82.5 1.9 211.8

Aislado Térmico Coracora 3 Coracora 26.3 78.6 2.1 161.3Tambo Quemado 4 Tambo Quemado 205.5 60.8 4.7 245.5

Electro Tocache Interconectado Tocache 3 Tocache 69.4 50.2 1.1 228.8Electro Ucayali Interconectado Aguaytia 3 C.T. Aguaytía 22.2 37.9 0.8 150.2

Campo Verde 4 C.T. Parque Industrial (D5) 79.6 60.2 0.7 287.9Pucallpa 2 C.T. Parque Industrial (D1, D2, D3, D4), C.T. Pucallpa, C.T. Yarinacocha 6.7 25.4 0.3 129.2

Aislado Hidráulico Atalaya 3 C.H. Canuja 31.9 53.8 1.2 170.6Electrocentro Interconectado Ayacucho 2 Ayacucho (A4001, A4002, A4003, A4004, A4005) 9.2 30.2 0.8 114.3

Ayacucho Rural 5 Ayacucho (A4006, A4007, A4008) 320.8 144.6 2.5 704.0Cangallo-Llusita 5 C.H. Llusita, Cangallo 351.3 145.1 0.8 852.3Huancavelica Ciudad 2 Huancavelica Friaspata 14.7 37.4 0.9 134.1Huancavelica Rural 5 Cascabamba, Huancavelica Norte, Rumichaca 317.7 266.9 2.7 929.7Huancayo 2 Autotransformador La Victoria, Parque Industrial, Salesianos 7.6 25.3 0.6 113.8Huanta Rural 5 Huanta (A4011, A4012), Machahuay 676.2 484.8 6.2 1688.7Huanta-Cobriza 2 Cobriza II, Huanta (A4009, A4010) 17.2 48.4 1.4 131.1Huánuco 2 Huánuco (A4252, A4253, A4254, A4255, A4256, A4262) 7.5 26.3 0.7 110.4Huánuco Rural 1 4 Huánuco (A4257) 67.8 90.2 1.1 304.7Huánuco Rural 2 5 Huánuco (A4258, A4259, A4260) 292.1 130.0 3.0 608.1Pampas 5 Pampas - San Antonio 284.9 250.0 3.5 802.1Pasco 3 Alambrón, Andaychagua, Bellavista, Carlos Francisco, Casapalca 25.8 33.9 0.7 152.3

Norte, Chicla, Curipata, Fundicion, Hidro-Oroya, Marh Tunel, Mayupampa,Morococha, Norman King, Paccha - Oroya, Pachachaca, Pasco,S. E. San Juan 2, (Yurajhuanca), San Cristobal, Sep Alto Marcavalle,Sep San José, Yurajhuanca

Pasco Rural 5 Carhuamayo, Chaprin, Chaprin II, Goyllarisquizga, Goyllarisquizga II, Junín, 155.9 118.8 1.5 465.1Oxapampa - Villarica, Shelby Vicco, Smelter, Smelter II, Villarica, Yaupi

Tablachaca 5 Eje Colcabamba, Eje Restitución, Eje Tablachaca 407.9 261.8 2.7 1053.9Tarma Rural 5 Ninatambo (A4703, A4704) 188.1 225.5 3.1 630.1Tarma-Chanchamayo 3 Acobamba, Chanchamayo, Elevador Huaricolca (Tarma), 25.0 38.3 0.9 149.1

Ninatambo (A4701, A4702)Tingo María 2 Aucayacu (P494), S.E. Reductora P426, Tingo María (P493) 12.8 36.5 0.7 138.3Valle del Mantaro 1 4 Concepción (A4502, A4503), Xauxa (A4602, A4603) 49.6 83.9 1.3 252.3Valle del Mantaro 2 4 Chupaca 48.6 99.0 1.5 269.4Valle del Mantaro 3 5 Huayucachi 70.9 135.2 2.1 338.9Valle del Mantaro 4 5 Chala Nueva, Chumpe, Comas, Concepción (A4504), Huarisca, 244.8 269.6 2.0 864.2

Machu, Matapa, S.E. Chuicon, S.E. El Tambo, S.E. La Libertad,Xauxa (A4601), Pachacayo




Electrocentro Aislado Hidráulico Acobambilla 5 Acobambilla 584.1 473.1 11.6 1212.6Chalhuamayo-Satipo 3 Satipo 52.2 15.7 0.8 152.4Pichanaki 2 Pichanaki 23.7 40.4 1.0 143.5Pozuzo 4 Pozuzo 125.5 43.8 1.1 295.9San Balvín 5 San Balvín 1209.2 501.2 6.1 2518.6San Francisco 4 San Francisco 87.2 60.5 1.7 240.1

Electronoroeste Interconectado Bajo Piura 3 Constante, La Unión, Sechura 24.5 37.7 0.7 159.1Chulucanas 4 Chulucanas 78.0 64.9 1.3 256.9Frontera 5 Frontera 170.9 98.6 2.6 384.4Máncora 3 Máncora (A.1301) 53.7 34.8 0.9 186.5Piura 2 Castilla, Coscomba, Piura Centro 7.2 18.5 0.5 108.1Sullana-El Arenal-Paita 2 El Arenal, Paita, San Luis de Colán, Sullana, Tierra Colorada 10.1 17.6 0.3 121.5Talara 2 Malacas 23.6 22.6 0.6 133.3Tumbes 2 Cabeza de Vaca, Caleta La Cruz, Máncora (A.1056), Nautilius, 17.4 21.4 0.4 133.2

Puerto Pizarro, Tumbes, Zarumilla (A.1049, A.1050 y A.1088)Tumbes Rural 4 Zorritos 88.6 46.9 0.7 273.6Zarumilla Rural 5 Zarumilla (A.1051) 119.0 68.0 0.8 354.1

Aislado Hidráulico Chalaco 4 Chalaco 56.1 86.8 1.5 256.1Aislado Térmico Canchaque 3 Canchaque 31.7 74.3 2.3 151.9

Huancabamba 3 Huancabamba 23.2 54.7 1.4 149.9Santo Domingo 3 Santo Domingo 27.0 101.4 2.4 188.1

Electronorte Interconectado Chiclayo 2 Lambayeque, Sechnor, Secho 5.8 18.7 0.5 105.1Chiclayo Baja Densidad 3 Cayalti, Illimo, La Viña, Motupe, Occidente, Olmos, Pomalca, Tumán 31.3 39.7 1.0 157.8Chongoyape 5 Carhuaquero 306.6 113.1 2.6 619.3Chota 4 Bambamarca, Chiriconga, Chota, Santa Cruz 91.4 54.2 1.4 250.7

Aislado Hidráulico Bagua-Jaén 2 Bagua (BAG-101, BAG-102), Jaén (JAE-101, JAE-102) 7.8 34.1 0.7 125.1Bagua-Jaén Rural 5 Bagua (BAG-201, BAG-202), Bagua Grande, Jaén (JAE-201, 299.6 120.1 1.6 679.4

JAE-202), MuyoChachapoyas 2 Chachapoyas (CHA-101, CHA-102, CHA-103) 13.3 41.8 0.8 142.9Chachapoyas Rural 5 Chachapoyas (CAC-101, CAC-201, CAC-202, CAC-203) 262.6 170.2 2.7 656.1Cutervo 3 Cutervo 63.3 58.5 1.6 207.5Jumbilla 5 C.H. Tialango 207.4 154.4 2.2 573.6Namballe 5 Namballe 156.9 140.7 2.7 441.9Niepos 5 C.H. Buenos Aires 134.2 88.6 1.7 364.9Pomahuaca 3 Pomahuaca 19.7 78.0 1.6 180.8Pucará 3 Pucará 31.3 57.4 1.5 164.0Querocoto 5 Querocoto 137.5 32.9 0.0 356.3Rodriguez de Mendoza 4 C.H. San Antonio 63.9 117.9 2.1 292.5San Ignacio 4 Quanda 90.6 75.5 1.6 279.5Tabaconas 5 Tabaconas 713.0 172.1 5.4 1173.5

Aislado Térmico Salas 2 Salas 10.9 84.2 3.3 76.8Electrosur Interconectado Ichuña 5 Ichuña (Puno) 986.3 28.3 2.3 1482.0

Ilo 2 Ilo 14.9 18.5 0.5 119.5Moquegua 2 Moquegua (A, B, C, D) 17.9 30.4 0.8 129.9Moquegua Rural 5 Moquegua (E ) 237.8 74.3 2.0 471.9Puquina-Omate-Ubinas 5 Puquina, Omate, Ubinas 387.5 77.7 2.3 685.4Tacna 2 Parque Industrial, Tacna 9.5 25.1 0.6 119.9Tarata 5 Alto Toquela, Aricota, Caserío Aricota, Challaguaya, El Ayro, Tarata 251.9 104.9 1.2 600.3Tomasiri 5 Tomasiri 246.3 88.7 0.8 581.8Yarada 2 Yarada 25.5 3.8 0.0 132.3




Emsemsa Interconectado Paramonga 3 Paramonga 20.4 70.1 1.0 199.0Emseusa Aislado Hidráulico Utcubamba 4 Bagua Grande 19.5 129.7 1.0 314.8Hidrandina Interconectado Cajamarca 2 Cajabamba (CJB001), Cajamarca (CAJ001, CAJ002, CAJ003, CAJ004), 10.5 27.4 0.7 120.7

Huamachuco (HUM003, HUM004), Porcón, Tembladera, YamobambaCajamarca Baja Densidad 3 Chilete (CHL001) 61.3 27.7 0.4 211.3Cajamarca Rural 5 Cajabamba (CJB004, CJB005), Cajamarca (CAJ005), Chilete (CHL002), 186.1 105.0 2.5 430.6

San Marcos, Huamachuco (HUM005)Caraz-Carhuaz-Huaraz 3 Arhuaypampa, Picup, Shingal 26.1 52.6 0.8 186.9Casma Rural 5 Casma (CAS063) 299.8 43.0 1.0 563.3Chimbote 2 Casma (CAS061, CAS062), Chimbote 1, Chimbote Norte, Chimbote Sur, 4.6 11.7 0.4 96.2

Nepeña, San Jacinto (SJC051, SJC053), Santa, TrapecioChimbote Rural 5 San Jacinto (SJC052) 344.1 214.1 1.8 917.1Guadalupe 2 Guadalupe II, Pacasmayo 14.7 31.1 0.8 128.6Guadalupe Rural 4 Guadalupe I 51.4 63.9 0.9 240.9Huallanca 5 Huallanca, La Pampa, Pallasca 176.2 94.3 0.6 503.9Huarmey 2 Huarmey 13.2 17.1 0.5 111.5Namora 5 Huaraclla (C.H. Shipilco) 148.4 158.8 1.7 520.5Ticapampa 4 Ticapampa 77.0 48.2 0.8 252.3Trujillo 2 Casagrande I(CGU002), Casagrande II(CGUD002), Malabrigo, Moche, 4.7 13.3 0.5 95.9

Motil Pueblo, Paijan, Quiruvilca, Salaverry II, Santiago de Cao (CAO001),Trujillo Norte, Trujillo Porvenir, Trujillo Sur, Virú

Trujillo Baja Densidad 3 Casagrande I(CGU001), Casagrande II(CGUD001), 21.3 41.6 0.7 164.0Santiago de Cao (CAO002, CAO003)

Trujillo Rural 4 Charat, Florida, Otuzco 110.7 70.1 2.1 271.3Aislado Hidráulico Celendín 3 Celendín 35.6 60.7 1.7 164.5

Catilluc 4 Catilluc 133.7 92.0 3.6 261.0Chiquián 2 Pacarenca 13.7 17.7 0.2 132.0Huari 5 Maria Jiray 122.1 76.2 1.5 335.0Pomabamba 5 Pomabamba 381.9 71.4 2.8 635.7Tayabamba 4 Tayabamba 82.0 45.3 0.6 267.2

Aislado Térmico Tortugas 3 Tortugas 83.5 107.8 4.2 184.1Luz del Sur Interconectado Lima Sur (1) 1 Lima Sur --- --- --- ---Seal Interconectado Arequipa 2 Socabaya-Chilina 7.8 18.3 0.5 109.9

Bella Unión-Chala 5 Bella Unión 139.1 45.1 0.5 356.0Islay 3 Mollendo 20.7 31.9 0.6 150.8Majes-Siguas 5 Majes 88.6 70.8 0.3 341.5Repartición-La Cano 5 Repartición 100.8 69.3 0.6 343.0Valle del Colca 5 Callalli 137.6 99.7 2.0 371.3

Aislado Hidráulico Chuquibamba 3 Chuquibamba 47.8 75.4 1.6 215.5Cotahuasi 3 Cotahuasi 76.9 61.4 2.2 198.6Huanca 4 Huanca 68.8 111.8 2.2 282.1Orcopampa 2 Orcopampa 31.3 45.7 1.5 139.0

Aislado Térmico Atico 2 Atico 14.9 44.2 1.5 113.2Camaná 3 La Pampa 28.8 42.1 1.0 159.3Caravelí 3 Caravelí 49.0 54.7 1.1 204.8Ocoña 2 Ocoña 25.3 54.3 1.7 137.2Pampacolca 5 Pampacolca -Tipan 125.2 118.8 2.0 392.6Valle de Majes 4 Corire 79.0 70.3 1.2 275.7

Sersa Aislado Térmico Rioja 3 Rioja 8.9 84.7 1.1 203.5(1) Clasificados según artículos 2° y 3° de la Resolución Directoral N° 015-2004-EM/DGE

1.- Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT)

Factor de Ponderación por Sector Típico (%)Empresa 1 2 3 4 5 Especial

Coelvisac 0.00% 9.76% 0.00% 0.00% 90.24% 100.00%Edecañete 94.30% 0.00% 5.70% 0.00% 100.00%Edelnor 94.37% 5.37% 0.24% 0.00% 0.02% 100.00%Electro Oriente 78.01% 10.77% 1.25% 9.97% 100.00%Electro Pangoa 100.00% 0.00% 0.00% 0.00% 100.00%Electro Puno 54.13% 20.60% 1.39% 23.88% 100.00%Electro Sur Este 56.90% 20.12% 0.00% 22.98% 100.00%Electro Sur Medio 94.53% 0.28% 0.02% 5.17% 100.00%Electro Tocache 0.00% 100.00% 0.00% 0.00% 100.00%Electro Ucayali 96.15% 2.91% 0.94% 0.00% 100.00%Electrocentro 55.31% 17.37% 8.82% 18.50% 100.00%Electronoroeste 89.85% 5.18% 4.63% 0.34% 100.00%Electronorte 78.74% 14.08% 2.78% 4.40% 100.00%Electrosur 95.63% 0.00% 0.00% 4.37% 100.00%Emsemsa 0.00% 100.00% 0.00% 0.00% 100.00%Emseusa 0.00% 0.00% 100.00% 0.00% 100.00%Hidrandina 84.99% 9.00% 2.29% 3.72% 100.00%Luz del Sur 100.00% 100.00%Seal 84.94% 8.00% 0.68% 6.38% 100.00%Sersa 0.00% 100.00% 0.00% 0.00% 100.00%

2.- Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT)

SectorEmpresa 1 2 3 4 5 Especial

Coelvisac 0.00% 62.39% 0.00% 0.00% 37.61% 100.00%Edecañete 88.87% 0.00% 11.13% 0.00% 100.00%Edelnor 94.94% 4.64% 0.39% 0.00% 0.03% 100.00%Electro Oriente 81.96% 5.89% 1.32% 10.83% 100.00%Electro Pangoa 100.00% 0.00% 0.00% 0.00% 100.00%Electro Puno 55.82% 18.54% 1.43% 24.21% 100.00%Electro Sur Este 57.76% 19.85% 0.00% 22.39% 100.00%Electro Sur Medio 97.09% 0.68% 0.06% 2.17% 100.00%Electro Tocache 0.00% 100.00% 0.00% 0.00% 100.00%Electro Ucayali 93.82% 5.36% 0.82% 0.00% 100.00%Electrocentro 56.91% 16.28% 8.46% 18.35% 100.00%Electronoroeste 86.76% 6.09% 6.77% 0.38% 100.00%Electronorte 77.32% 14.46% 3.70% 4.52% 100.00%Electrosur 95.98% 0.00% 0.00% 4.02% 100.00%Emsemsa 0.00% 100.00% 0.00% 0.00% 100.00%Emseusa 0.00% 0.00% 100.00% 0.00% 100.00%Hidrandina 84.69% 10.19% 2.25% 2.87% 100.00%Luz del Sur 100.00% 100.00%Seal 86.63% 7.96% 0.97% 4.44% 100.00%Sersa 0.00% 100.00% 0.00% 0.00% 100.00%

Total(%)

Total(%)

Factores de Ponderación del VAD

ANEXO N° 3

Valor Nuevo de Reemplazo y Metrados de las Empresas de Distribución Eléctrica

Valor Nuevo de Reemplazo y Metrados de las Empresas de

Distribución Eléctrica

Resolución OSINERG N° 369-2005-OS/CD y sus modificatorias: Resoluciones OSINERG N° 001-2006-OS/CD, OSINERG N° 002-2006-OS/CD y OSINERG N° 003-2006-OS/CD

El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de distribución eléctrica expresado en miles de Nuevos Soles (miles S/.) al 30 de junio de 2004 es el siguiente:

Empresa VNRmiles S/.

Coelvisac 12 260Edecañete 26 970Edelnor 1 737 576Electro Oriente 98 078Electro Pangoa 374Electro Puno 152 301Electro Sur Este 256 133Electro Sur Medio 132 481Electro Tocache 13 397Electro Ucayali 41 747Electrocentro 346 237Electronoroeste 199 834Electronorte 177 499Electrosur 100 229Emsemsa 8 677Emseusa 5 475Hidrandina 387 789Luz del Sur 1 776 607Seal 222 421Sersa 2 643Total 5 698 728

El factor de ajuste del VNR, los metrados de las incorporaciones y/o deducciones del periodo 01/07/2000 al 30/06/2004 y los metrados al 30/06/2004 que sirvieron como base para la fijación del VNR, se muestran a continuación:

Empresa Factor

de AjusteCoelvisac 1.000Edecañete 1.000Edelnor 1.000Electro Oriente 0.996Electro Pangoa 0.900Electro Puno 1.000Electro Sur Este 0.999Electro Sur Medio 0.927Electro Tocache 0.989Electro Ucayali 0.966Electrocentro 1.000Electronoroeste 1.000Electronorte 1.000Electrosur 0.998Emsemsa 0.947Emseusa 0.900Hidrandina 1.000Luz del Sur 1.000Seal 1.000Sersa 0.997

Empresa : COELVISAC

Unidad Metrado al Incorporaciones y/o Metrado al30/06/2000 deducciones 30/06/2004

01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 183.56 75.10 258.66Red Subterránea km 6.64 6.64Equipos de P&S unidad 15 6 21

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 13 13 26Biposte unidad 2 15 17Convencional unidadCompacta pedestal unidadCompacta bóveda unidad

Total SE MT/BT unidad 15 28 43Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 0.37 6.68 7.05Alumbrado Público km 2.00 2.00Luminarias unidad 61 61Equipos de Control AP unidad 10 10

Total red aérea km 0.37 8.68 9.05Red Subterránea

Servicio Particular kmAlumbrado Público kmLuminarias unidad Equipos de Control AP unidadPoste AP unidad

Total red subterránea km

Empresa : EDECAÑETE


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 287.23 24.95 312.18Red Subterránea km 1.43 0.20 1.63Equipos de P&S unidad 148 78 226

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 228 43 271Biposte unidad 52 -3 49Convencional unidad 2 -2Compacta pedestal unidadCompacta bóveda unidad


Servicio Particular km 230.60 34.59 265.19Alumbrado Público km 204.60 36.82 241.42Luminarias unidad 6 315 781 7 096Equipos de Control AP unidad 210 32 242


Servicio Particular km 11.05 -6.45 4.60Alumbrado Público km 10.58 -6.54 4.04Luminarias unidad 345 -213 132Equipos de Control AP unidad 4 5 9Poste AP unidad 318 -195 123

Total red subterránea km 21.63 -12.99 8.64

Empresa : EDELNOR


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 1 815.06 -28.16 1 786.90Red Subterránea km 1 038.95 323.12 1 362.07Equipos de P&S unidad 2 531 5 541 8 072

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 2 762 266 3 028Biposte unidad 2 912 -421 2 491Convencional unidad 163 -65 98Compacta pedestal unidad 1 253 336 1 589Compacta bóveda unidad 65 91 156

Total SE MT/BT unidad 7 155 207 7 362Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 5 444.44 205.95 5 650.39Alumbrado Público km 4 897.49 306.51 5 204.00Luminarias unidad 173 435 10 742 184 177Equipos de Control AP unidad 4 950 -212 4 738

Total red aérea km 10 341.93 512.46 10 854.39Red Subterránea

Servicio Particular km 2 904.67 361.97 3 266.64Alumbrado Público km 2 253.49 175.57 2 429.06Luminarias unidad 72 799 8 560 81 359Equipos de Control AP unidad 1 061 200 1 261Poste AP unidad 67 597 5 237 72 834

Total red subterránea km 5 158.16 537.54 5 695.70

Empresa : ELECTRO ORIENTE


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 330.32 587.27 917.59Red Subterránea km 8.29 -3.78 4.51Equipos de P&S unidad 176 428 604

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 327 164 491Biposte unidad 354 40 394Convencional unidadCompacta pedestal unidad 18 18Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 1 425.77 159.50 1 585.27Alumbrado Público km 1 280.43 -60.20 1 220.23Luminarias unidad 39 120 -6 126 32 994Equipos de Control AP unidad 682 149 831


Servicio Particular km 20.77 -15.67 5.10Alumbrado Público km 23.58 -17.39 6.19Luminarias unidad 985 -794 191Equipos de Control AP unidad 18 -14 4Poste AP unidad 713 -528 185


Empresa : ELECTRO PANGOA


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 2.14 2.14Red Subterránea kmEquipos de P&S unidad 13 13

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 6 6Biposte unidadConvencional unidadCompacta pedestal unidadCompacta bóveda unidad

Total SE MT/BT unidad 6 6Baja TensiónRed Aérea

Servicio Particular km 6.86 6.86Alumbrado Público km 6.86 6.86Luminarias unidad 181 181Equipos de Control AP unidad 3 3

Total red aérea km 13.72 13.72Red Subterránea

Servicio Particular kmAlumbrado Público kmLuminarias unidad Equipos de Control AP unidadPoste AP unidad

Total red subterránea km

Empresa : ELECTRO PUNO


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 2 852.27 587.73 3 440.00Red Subterránea km 4.55 -2.23 2.32Equipos de P&S unidad 814 -37 777

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 1 123 778 1 901Biposte unidad 181 41 222Convencional unidadCompacta pedestal unidad 6 6Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 3 166.03 -745.97 2 420.06Alumbrado Público km 1 021.05 284.57 1 305.62Luminarias unidad 27 800 2 865 30 665Equipos de Control AP unidad 657 -28 629

Total red aérea km 4 187.09 -461.41 3 725.68Red Subterránea

Servicio Particular km 3.44 -3.13 0.31Alumbrado Público km 3.17 -3.13 0.04Luminarias unidad 115 -114 1Equipos de Control AP unidad 1 -1Poste AP unidad 98 -97 1


Empresa : ELECTRO SUR ESTE


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 3 646.30 1 840.11 5 486.41Red Subterránea km 28.87 2.24 31.11Equipos de P&S unidad 895 205 1 100

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 1 990 742 2 732Biposte unidad 368 283 651Convencional unidad 1 -1Compacta pedestal unidad 23 9 32Compacta bóveda unidad

Total SE MT/BT unidad 2 382 1 033 3 415Baja TensiónRed Aérea


Total red aérea km 4 529.29 1 376.48 5 905.77Red Subterránea

Servicio Particular km 14.55 2.03 16.58Alumbrado Público km 0.64 55.93 56.57Luminarias unidad 24 1 982 2 006Equipos de Control AP unidad 48 48Poste AP unidad 2 662 -964 1 698

Total red subterránea km 15.19 57.96 73.15

Empresa : ELECTRO SUR MEDIO


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 1 128.22 818.51 1 946.73Red Subterránea km 18.53 2.44 20.97Equipos de P&S unidad 1 037 100 1 137

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 779 194 973Biposte unidad 330 148 478Convencional unidadCompacta pedestal unidad 7 12 19Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 1 120.40 209.13 1 329.53Alumbrado Público km 762.52 573.28 1 335.80Luminarias unidad 33 264 3 228 36 492Equipos de Control AP unidad 922 65 987


Servicio Particular km 19.88 5.29 25.17Alumbrado Público km 1.94 10.89 12.83Luminarias unidad 139 288 427Equipos de Control AP unidad 3 20 23Poste AP unidad 4 456 -4 072 384


Empresa : ELECTRO TOCACHE


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 7.24 202.38 209.62Red Subterránea kmEquipos de P&S unidad 24 14 38

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 7 49 56Biposte unidad 10 19 29Convencional unidadCompacta pedestal unidadCompacta bóveda unidad


Servicio Particular km 39.28 110.07 149.35Alumbrado Público km 38.40 108.71 147.11Luminarias unidad 609 1 233 1 842Equipos de Control AP unidad 17 211 228


Servicio Particular km 0.82 0.82Alumbrado Público km 1.51 1.51Luminarias unidad 45 45Equipos de Control AP unidad 1 1Poste AP unidad 45 45

Total red subterránea km 2.33 2.33

Empresa : ELECTRO UCAYALI


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 121.39 99.92 221.31Red Subterránea km 1.00 -0.27 0.73Equipos de P&S unidad 248 249 497

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 79 138 217Biposte unidad 113 11 124Convencional unidadCompacta pedestal unidad 3 -2 1Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 380.54 313.07 693.61Alumbrado Público km 364.43 334.75 699.18Luminarias unidad 10 018 4 663 14 681Equipos de Control AP unidad 182 149 331

Total red aérea km 744.97 647.82 1 392.79Red Subterránea

Servicio Particular km 0.05 0.05Alumbrado Público km 0.49 0.49Luminarias unidad 14 14Equipos de Control AP unidadPoste AP unidad 14 14

Total red subterránea km 0.54 0.54

Empresa : ELECTROCENTRO


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 4 394.80 2 454.58 6 849.38Red Subterránea km 15.06 -0.05 15.01Equipos de P&S unidad 1 581 361 1 942

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 3 430 2 525 5 955Biposte unidad 992 -224 768Convencional unidad 2 -2Compacta pedestal unidad 21 1 22Compacta bóveda unidad

Total SE MT/BT unidad 4 445 2 300 6 745Baja TensiónRed Aérea



Servicio Particular km 51.57 -20.89 30.68Alumbrado Público km 24.69 -1.90 22.79Luminarias unidad 1 083 -324 759Equipos de Control AP unidad 7 7Poste AP unidad 743 -56 687


Empresa : ELECTRONOROESTE


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 1 437.78 423.42 1 861.20Red Subterránea km 14.38 4.33 18.71Equipos de P&S unidad 590 247 837

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 585 316 901Biposte unidad 1 013 -58 955Convencional unidad 4 -1 3Compacta pedestal unidad 22 22Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 2 160.05 369.90 2 529.95Alumbrado Público km 2 064.38 401.21 2 465.59Luminarias unidad 59 078 10 702 69 780Equipos de Control AP unidad 1 443 157 1 600


Servicio Particular km 37.16 -7.05 30.11Alumbrado Público km 27.46 -1.31 26.15Luminarias unidad 967 89 1 056Equipos de Control AP unidad 18 11 29Poste AP unidad 3 633 -2 848 785


Empresa : ELECTRONORTE


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 903.42 1 116.10 2 019.52Red Subterránea km 31.05 1.29 32.34Equipos de P&S unidad 324 757 1 081

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 452 750 1 202Biposte unidad 653 -58 595Convencional unidad 7 -6 1Compacta pedestal unidad 46 4 50Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 1 757.38 521.75 2 279.13Alumbrado Público km 1 365.91 562.58 1 928.49Luminarias unidad 42 460 11 129 53 589Equipos de Control AP unidad 878 441 1 319


Servicio Particular km 25.22 6.24 31.46Alumbrado Público km 4.06 27.23 31.29Luminarias unidad 141 1 052 1 193Equipos de Control AP unidad 38 38Poste AP unidad 4 904 -3 967 937


Empresa : ELECTROSUR


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 1 001.24 246.34 1 247.58Red Subterránea km 6.07 1.05 7.12Equipos de P&S unidad 303 103 406

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 509 475 984Biposte unidad 503 -241 262Convencional unidad 2 -2Compacta pedestal unidad 9 -7 2Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 887.41 263.07 1 150.48Alumbrado Público km 769.66 266.98 1 036.64Luminarias unidad 28 577 5 012 33 589Equipos de Control AP unidad 632 136 768


Servicio Particular km 36.90 -22.96 13.94Alumbrado Público km 41.11 -20.54 20.57Luminarias unidad 1 323 -579 744Equipos de Control AP unidad 36 -20 16Poste AP unidad 1 236 -617 619


Empresa : EMSEMSA


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 29.79 6.01 35.80Red Subterránea km 2.73 3.10 5.83Equipos de P&S unidad 217 217

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 33 32 65Biposte unidad 31 -25 6Convencional unidadCompacta pedestal unidad 1 -1Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 109.71 19.14 128.85Alumbrado Público km 31.06 17.51 48.57Luminarias unidad 763 608 1 371Equipos de Control AP unidad 91 91


Servicio Particular km 2.32 0.43 2.75Alumbrado Público km 16.69 16.69Luminarias unidad 593 593Equipos de Control AP unidad 9 9Poste AP unidad 508 -6 502


Empresa : EMSEUSA


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 58.83 130.48 189.31Red Subterránea km 0.08 -0.08Equipos de P&S unidad 24 -13 11

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 18 5 23Biposte unidad 19 -4 15Convencional unidadCompacta pedestal unidadCompacta bóveda unidad


Servicio Particular km 186.48 -108.53 77.95Alumbrado Público km 63.29 -3.65 59.64Luminarias unidad 2 133 -1 281 852Equipos de Control AP unidad 30 2 32

Total red aérea km 249.77 -112.18 137.59Red Subterránea

Servicio Particular km 1.25 -1.25Alumbrado Público km 6.92 -6.92Luminarias unidad 240 -240Equipos de Control AP unidad 1 -1Poste AP unidad 209 -209

Total red subterránea km 8.17 -8.17

Empresa : HIDRANDINA


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 2 673.04 803.89 3 476.93Red Subterránea km 111.21 -25.20 86.01Equipos de P&S unidad 1 537 388 1 925

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 1 647 867 2 514Biposte unidad 1 027 -89 938Convencional unidad 1 -1Compacta pedestal unidad 82 26 108Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 4 141.16 636.00 4 777.16Alumbrado Público km 3 264.78 914.08 4 178.86Luminarias unidad 99 732 25 757 125 489Equipos de Control AP unidad 2 423 422 2 845


Servicio Particular km 113.57 -31.12 82.45Alumbrado Público km 119.52 -44.01 75.51Luminarias unidad 3 822 -766 3 056Equipos de Control AP unidad 61 46 107Poste AP unidad 16 240 -13 974 2 266


Empresa : LUZ DEL SUR


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 1 681.44 -79.10 1 602.34Red Subterránea km 1 018.25 286.17 1 304.42Equipos de P&S unidad 3 185 6 621 9 806

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 1 846 2 1 848Biposte unidad 2 311 -375 1 936Convencional unidad 223 -48 175Compacta pedestal unidad 1 074 603 1 677Compacta bóveda unidad 107 214 321


Servicio Particular km 4 590.55 -5.39 4 585.16Alumbrado Público km 3 377.90 257.79 3 635.69Luminarias unidad 125 823 10 990 136 813Equipos de Control AP unidad 8 116 -108 8 008


Servicio Particular km 2 882.91 553.10 3 436.01Alumbrado Público km 2 034.54 322.04 2 356.58Luminarias unidad 81 222 4 688 85 910Equipos de Control AP unidad 790 189 979Poste AP unidad 61 039 9 384 70 423

Total red subterránea km 4 917.45 875.13 5 792.58

Empresa : SEAL


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 1 540.82 314.65 1 855.47Red Subterránea km 4.31 15.54 19.85Equipos de P&S unidad 566 -129 437

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 1 973 730 2 703Biposte unidad 622 -3 619Convencional unidad 1 -1Compacta pedestal unidad 52 -39 13Compacta bóveda unidad


Servicio Particular km 2 589.76 275.22 2 864.98Alumbrado Público km 1 984.55 -63.78 1 920.77Luminarias unidad 72 186 8 088 80 274Equipos de Control AP unidad 10 838 3 165 14 003


Servicio Particular km 254.39 -205.89 48.50Alumbrado Público km 225.70 -38.25 187.45Luminarias unidad 9 708 -2 162 7 546Equipos de Control AP unidad 458 -138 320Poste AP unidad 6 772 -1 152 5 620


Empresa : SERSA


01/07/2000 - 30/06/2004Media Tensión

Red Aérea km 9.93 0.26 10.19Red Subterránea kmEquipos de P&S unidad 4 -2 2

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 12 1 13Biposte unidad 10 10Convencional unidadCompacta pedestal unidadCompacta bóveda unidad


Servicio Particular km 48.56 0.49 49.05Alumbrado Público km 49.86 1.13 50.99Luminarias unidad 1 727 12 1 739Equipos de Control AP unidad 21 -20 1


Servicio Particular kmAlumbrado Público km 0.14 0.25 0.39Luminarias unidad 6 7 13Equipos de Control AP unidadPoste AP unidad 4 8 12


Proceso de Cálculo de las Tarifas de Distribución Eléctrica DDE-019-2006.pdf · al año 2005, de...

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