Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución … · Estudio de Costos del Valor Agregado...

1

Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) del

Sector Típico 1

Audiencia PúblicaLima 5 de setiembre de 2005

2

Contenidos

1. Etapas del proceso de cálculo del VAD

2. Estructuración de la empresa modelo

3. Cálculo de tarifas de distribución

2

3

Contenidos




4

1. Cálculo del VAD - Proceso

3

5

Contenidos




6


2.1 Caracterización del mercado2.2 Diseño de redes2.3 Costos unitarios de instalaciones2.4 Definición de tecnología adaptada2.5 Optimización técnico-económica del sistema modelo2.6 Pérdidas estandar2.7 Calidad de servicio2.8 Balance de potencia y energía2.9 Optimización de costos de explotación2.10 Instalaciones no Eléctricas2.11 Resultados obtenidos

4

7

2.1 Caracterización del mercado –Generalidades

más de 4 MW/km2.-Urbano / Muy Alta Densidad

2,5 a 4,0 MW/km2.-Urbano / Alta Densidad 1

1,5 a 2,5 MW/km2.-Urbano / Alta Densidad 2

0,25 a 1,5 MW/km2.-Urbano / Media Densidad

0,0 a 0,25 MW/km2.-Urbano Rural / Baja Densidad

Rango de DensidadZONA

Bn

ba

SupPP +

=Bnδ

Zonificación del mercado por densidad de carga

8

2.1 Caracterización del mercado -Procedimiento

5

9

2.1 Caracterización del mercado -Resultados

Areas de densidad de carga resultantes

Detalle área centrica de Lima

10

2.2 Diseño de redes

Criterios de diseñoPor zonas Red de MT SED MT/BT Red de BT

Urbana muy alta densidad SubterráneaUrbana alta densidad 1Urbana alta densidad 2Urbana media densidadUrbana baja densidadZonas de sierras y playas

Por restriccionesVeredas ancho < 2,3 m Compacta pedestalVeredas ancho < 1,8 m Compacta bóverdaVeredas ancho < 1,3 m Convencional subterránea Zonas monumentales Convencional subterránea o compacta pedestal

Aérea Aérea

Subterránea Subterránea

Subterránea Convencional subterránea o compacta pedestal

Biposte y por restricciones compacta pedestal o compacta bóveda Aérea

AéreaMonoposte y por restricciones compacta pedestal

6

11

2.3 Costos Unitarios de instalaciones

Se valorizan distintas instalaciones del sistema de distribución:Km de línea de media y baja tensión (convencinal, compacta, etc)Subestaciones de distribución (aéreas, compactas, subterráneas, etc.)Equipos de protección y control.Componentes del sistema de alumbrado público (luminarias, postes, equipos de control, etc.)

Los Costos Unitarios de Inversión, están basados en precios de mercado de materiales y recursos, armados típicos Los rendimientos se adoptaron considerando los costos estándares de inversión para la determinación del VNR fijado en el año 2001.

12

2.3 Costos Unitarios de instalaciones

Los costos de inversión están conformados por los siguientes componentes:

Costos Directos Costos de MaterialesCostos de Mano de Obra Costo de Transporte y Equipos Costo de StockPorcentaje del Contratista

Costos Indirectos IngenieríaGastos GeneralesInterés Intercalario

7

13

2.3 Costos unitarios de inversión –Resultados

Costos unitarios relevantes de Media Tensión

Descripción de la Instalación Unidad Mat. Rec. Ind. TotalRED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 km 7,065$ 3,989$ 2,298$ 13,351$ RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 km 7,629$ 3,989$ 2,415$ 14,032$ RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 km 8,789$ 3,989$ 2,656$ 15,434$ RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 km 10,348$ 3,989$ 2,980$ 17,317$ RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 km 8,599$ 3,681$ 2,552$ 14,832$ RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 km 11,152$ 3,989$ 3,147$ 18,288$ RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 km 16,094$ 3,989$ 4,174$ 24,257$ RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x50 mm2 km 18,494$ 31,431$ 10,378$ 60,303$ RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x185 mm2 km 32,328$ 32,345$ 13,443$ 78,116$ RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x240 mm2 km 38,579$ 32,345$ 14,742$ 85,666$ RED AEREA AUTOPORTANTE DE AA 3x50 mm2 + portante km 14,984$ 4,172$ 3,982$ 23,139$ RED AEREA AUTOPORTANTE DE AA 3x120 mm2 + portante km 20,258$ 4,172$ 5,078$ 29,508$

14


Costos unitarios relevantes de Baja Tensión

Descripción de la Instalación Unidad Mat. Rec. Ind. TotalRED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante km 5,746$ 2,702$ 1,756$ 10,205$ RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante km 6,808$ 2,702$ 1,977$ 11,487$ RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante km 8,095$ 2,620$ 2,227$ 12,943$ RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante km 9,350$ 2,620$ 2,488$ 14,459$ RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x150 mm2 km 18,193$ 28,302$ 9,664$ 56,159$ RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x185 mm2 km 20,912$ 28,302$ 10,230$ 59,444$ RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x240 mm2 km 24,589$ 27,319$ 10,790$ 62,697$

8

15


Costos unitarios relevantes de subestaciones de distribución

Descripción de la Instalación Unidad Mat. Rec. Ind. TotalS.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F) unidad 2,315$ 348$ 554$ 3,217$ S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F) unidad 3,170$ 348$ 731$ 4,249$ S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F) unidad 3,606$ 471$ 848$ 4,925$ S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F) unidad 4,632$ 471$ 1,061$ 6,164$ S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F) unidad 5,409$ 471$ 1,222$ 7,102$ S.E. AEREA BIPOSTE 400 kVA (3F) unidad 8,287$ 471$ 1,821$ 10,579$ S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 250 kVA (3F) unidad 14,057$ 7,763$ 4,535$ 26,355$ S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 400 kVA (3F) unidad 16,175$ 7,763$ 4,976$ 28,913$ S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 630 kVA (3F) unidad 18,197$ 7,775$ 5,399$ 31,370$ S.E. COMPACTA PEDESTAL 250 kVA (3F) unidad 11,777$ 1,120$ 2,681$ 15,579$ S.E. COMPACTA PEDESTAL 400 kVA (3F) unidad 14,905$ 1,120$ 3,331$ 19,356$ S.E. COMPACTA PEDESTAL 630 kVA (3F) unidad 17,461$ 1,120$ 3,862$ 22,443$

16

2.4 Definición de tecnología adaptada

Sistema de Operación y Protecciones: neutro aislado de tierra.Redes Subterráneas de MT y BT: cable de cobre.Redes Aéreas de MT: postes de concreto; cobre desnudo en zonas con contaminación; aleación de aluminio desnudo en el resto. Autoportante en zonas con vereda restringida.Redes Aéreas de BT: postes de concreto; autoportantes o preensamblados de Aluminio en zonas con contaminación.Subestaciones de Distribución: plataformas aéreas monoposte o biposte, subestaciones compactas a nivel o subterráneas y subestaciones convencionales a nivel o subterráneas.Alumbrado Público: postes de concreto, aprovechamiento de apoyos en red de BT, pastorales metálicos y luminarias con lámparas de vapor de sodio de baja presión.

9

17

2.5 Optimización técnico-económica del sistema modelo

Diseño de redes de distribuciónZonas urbanas, mediante un modelo geométrico que considera:

Características del mercado a atenderCaracterísticas geográficas y restricciones constructivasTecnologías adaptadas.Criterios de diseño de las instalaciones.Parámetros de confiabilidad (NTSCE)

Zonas de sierras y playa:Optimización de redes reales mediante el modelo SPARD de Energy Computer Systems, que integra herramientas de análisis de redes y el ambiente GIS.

18


Descripción del modelo geométricoSe realizó una optimización “global” de las instalaciones involucradas, considerando simultáneamente el desarrollo de los segmentos de media tensión, subestaciones de distribución (SED) y red de baja tensión.Se consideraron costos de inversión (inicial y futura), costos de operación y mantenimiento y costos de pérdidas, resultando el escenario elegido aquel que presente menor costo total capitalizado.Se evaluaron 27 escenarios de diminesionamiento de la red para cada una de las áreas típicas

10

19


Escenarios Considerados:Sobre la base de la experiencia del consultor se evaluaron 27 escenarios para cada área típica. Estos escenarios surgen de combinar 3 alternativas (máxima, media y mínima) para cada uno de los segmentos de distribución analizados (red de media tensión, SED y red de baja tensión). Resultados obtenidos:

Muy alta densidad

Alta densidad

1

Alta densidad

2

Alta densidad

2 c/C

Media densidad

Media densidad

c/C

Baja densidad

Baja densidad

c/CSección de troncal MT N215003 N215003 AA18503 CU12003 AA18503 CU12003 AA18503 CU12003Sección derivación MT N205003 N205003 AA05003 CU03503 AA05003 CU03503 AA05003 CU03503Potencia subestación MT/BT kVA 400 160 160 160 075 100 075 075Seccion troncal BT NY15013 AS12013 AS12013 AS12013 AS07013 AS09513 AS09513 AS07013Seccion ramal BT NY15013 AS05013 AS05013 AS05013 AS05013 AS05013 AS05013 AS05013

Concepto Unidad

20


Esquemas de desarrollo del sistema de distribución

Subestación de distribución

Seccionador bajo carga

Red MT - Cierre

Red MT - Ramal

Subestación AT/MT

Area de cobertura alimentador 1

Area de cobertura alimentador 2

Red MT - Troncal

Referencias

Topología - Red de Media Tensión

Subestación de distribución

Red BT - Troncal

Red BT - Ramal

Area de cobertura SED

Referencias

Topología - Red de Baja Tensión

11

21


Alternativas topológicasÁreas de muy alta densidad y zonas históricas: Desarrollo del sistema eléctrico de media tensión con redes del tipo subterráneas radiales con cierres entre troncales en sus extremos y derivaciones de menor sección y en baja tensión, redes subterráneas con derivaciones de igual sección.Resto de las áreas: Desarrollo del sistema eléctrico de media tensión con redes del tipo subterráneas (Alta densidad 1) o aéreas (resto de las áreas) radiales con cierres entre troncales en sus extremos y derivaciones de menor sección y en baja tensión redes aéreas radiales con derivaciones de menor sección.

22


Alumbrado PúblicoEstudio luminotécnico para cada tipo de vía teniendo las siguientes consideraciones:

Geométricas: distancias típicas de instalación y formas típicas de plazas y parquesTécnicas: fluctuaciones de tensión y cambios de temperatura, factor de mantenimientoHerramienta utilizada: Programa Calculux desarrollado por Phillips

Cruces importantes y túneles viales, considerados de forma específicaDatos de partida:

Perfiles de los distintos tipos de vía según el tipo de alumbradoClasificación de las plazas y parques en tres tipos según el tamaño de la superficie.Kilómetros de extensión de red

12

23


Resultados de Alumbrado Público

Cantidad Total de Luminarias Km de redCalles 205.963 5.907 Parques 16.566 189 Panamericana + Evitamiento 2.023 48 Av. Ramiro Prialé 489 12 Coronas para iluminación de cruces importantes 550 - Túneles 450 -

Total 226.040 6.156

24

2.6 Pérdidas estándar

Pérdidas técnicas de potencia en las redes MT y BT, SED MT/BT resultantes de la optimización

Pérdidas de conductoresPérdidas en el cobre y en el fierro de transformadores

Pérdidas de potencia en acometidas y medidores.Resultados:

[%] [%]MT 1.29% 1.64%MT/BT 1.65% 1.58%BT 3.12% 3.98%ACOM MED 1.38% 1.26%TOTAL BT 6.15% 6.83%

[%] [%]BT 2.85% 2.85%

Pérdidas Técnicas

Energía Potencia

Pérdidas No Técnicas

Energía Potencia

13

25

2.7 Calidad de Servicio

Estándares de calidad de servicio técnico:Confiabilidad del servicio

Calidad de Producto (nivel de tensión): +/- 5%

Límites de Calidad de ServicioCantidad de Fallas MT 4.0 fallas/cli/semTiempo de Falla MT 7.0 horas/cli/semCantidad de Fallas BT 6.0 fallas/cli/semTiempo de Falla BT 10.0 horas/cli/sem

26

2.7 Calidad de Servicio – Confiabilidad

La red eléctrica de MT es modelada por tramos de conductores, los cuales están delimitados por equipos de protección y/o maniobra:

Reconectadores, Seccionalizadores, Seccionadores bajo carga, fusibles, etc.

S1: SeccionadorF1: Seccionadores fusibles.T1/2/3: tramos de línea

Cada elemento de la red es caracterizado por una tasa de falla y duración media por falla.

Tramo 1

Tramo 2 Tramo 3

f1 f2

S1

E/TE/T T2

F1

T3

T1 S1

14

27

2.7 Calidad de Servicio

Se consideró el cumplimiento de los niveles de calidad de servició técnico para el diseño del sistema óptimo de distribución

Cumplimiento de estándares de confiabilidadCumplimiento de éstandares de calidad de producto

La calidad de producto se analizó como condición en el dimimensionamiento de las redes

28

2.8 Balance de Energía y Potencia

Para la confección del balance de potencia y energía se utiliza como información de base las siguientes fuentes:

Los registros de consumos de energía del año 2004 suministrados por OSINERG.Los factores de coincidencia y carga correspondientes al estudio que SET ENERGY realizó para Luz del Sur.La demanda del sistema de alumbrado público calculada por el Consultor Supervisor según los resultados de la optimización de dicho sistema.Los niveles de pérdidas obtenidos de la optimización del sistema de distribución (red de MT, subestaciones de distribución, red de BT y acometidas y medidores).El nivel de pérdidas no técnicas reconocido por la regulación (2.85%).

15

29

Valores resultantes para la empresa modelo

Resultados relevantesHoras de Uso Tarifa BT5B: 421 horasDemanda del VAD de MT: 676.931 kWDemanda del VAD de BT: 469.073 kW

2.8 Balance de Energía y Potencia

MWh MW Ingreso MT 4,217,726 688.23 Pérdidas estándar MT 54,434 11.30 Ventas MT 1,375,929 157.63 Ingreso BT 2,787,364 519.30 Pérdidas estándar BT 250,772 50.23 Ventas BT 2,536,591 469.07

30

2.9 Optimización de costos de explotación técnicos, comerciales e indirectos

Criterios EmpleadosAnálisis de procesos y actividades de la empresaDeterminación de frecuencia y productividad de las tareas técnicas. Productividad de tareas comercialesDiseño de estructura orgánica eficienteCálculo de recursos en función a volumen de tareasCostos determinados sobre precios de mercadoDeterminación de nivel de tercerizaciónDeterminación del costo de materiales requeridosAsignación a las actividades VAD y no VAD en función a la participación en los costos directos totales

16

31


Análisis por procesos técnicos

Red de Baja y Red de Alumbrado Media Tensión Publico dede Distribución Distribución

Red de Baja y Red de Alumbrado Media Tensión Publico dede Distribución Distribución

Red Modelo

Definición de Tareas Básicas y Frecuencias Anuales de ejecución y tasas de averia

Zonificación (ej: Urbano, Semiurbano) Tipificación (Aéreo, Subterráneo)

Valorización de los recursos necesarios (Mano de Obra, Movilidad y Materiales)

Definición de cuadrillas típicas (Mano de Obra y Movilidad) y materiales necesarios

Zonificación (ej: Urbano, Semiurbano) Tipificación (Aéreo, Subterráneo)

Costos de OYM de la Red en estudio

32


Flujo de los procesosInformación necesaria Proceso Resultados

- Operación y Mantenimiento - Comercial - Administración

- Salarios Estudios de Mercado REMUNERACIONES EM - Matriz de Remuneraciones

- Matriz Remuneraciones- Costos de Transporte y Salarios COSTOS DE O&M - Cantidad de Instalaciones MT Procesos y actividades - Costos Directos de O&M - Cantidad de Instalaciones BT BT- Cantidad de Instalaciones AP MT- Estandares de ejecución AP

DEFINICIÓN DE FUNCIONES

17

33


Flujo de los procesos (cont.)Información necesaria Proceso Resultados

- Matriz Remuneraciones- Número de clientes COSTOS DEL CICLO - Costos de locomoción REGULAR COMERCIAL - Costos totales del - Estandares de ejecución * Lectura de Medidores Ciclo comercial- Distribución de Of. Comerciales * Emisión y envio de Factuas - Costos totales- Clientes por oficina * Cobranza de oficinas comerciales

* Oficinas Comerciales

- Costos Directos de OyM DETERMINACIÓN DE LOS- Costos Directos de Comercialización COSTOS DE: - Costos de OyM por nivel de tensión- Costos Administrativos ATENCION AL CLIENTE - Costos de comercialización- Número de clientes MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN - Costos de Adminsitración por client- Balance de Potencia y Energía

- Matriz Remuneraciones DISEÑO Y COSTOS - Costos totales de las - Dispersión geográfica UNIDADES INTERMEDIAS Unidades Intermedias

(Centros Operativos)

34


Flujo de los procesos (cont.)Información necesaria Proceso Resultados

DISEÑO Y COSTOS DE ESTRUCTURA CENTRAL

- Matriz Remuneraciones * Gerencia General - Costos totales de la - Costos de los Sistemas Corporativos * Administración - Estructura Central- Costos Insumos y Servicios. * Dirección, Estrategia y Control

* Ingenieria de Explotación

RESULTADOS FINALES - Costos totales de O&M y Administración

18

35

2.10 Instalaciones no Eléctricas

Las instalaciones no eléctricas consideradas son: Edificios, bodegas y terrenos.Vehículos.Equipamiento de Bodega y Laboratorio.Equipamiento de Comunicaciones.Equipamiento de Oficina.Equipamiento de Computación.

Las instalaciones dependen de la cantidad de clientes, área de concesión, cantidad de redes, cantidad de empleados y otros ratios que contemplan las características particulares de la Empresa.Resultados

[US$]Edificios 11,405,500 Vehículos 968,744 Equipos de Bodega 140,535 Equipos de Laboratorio 335,243 Equipos de Comunic. 5,311,400 Equipos de Oficina 2,051,439 Equipos de Computación 7,798,320 Total VNR no Eléctrico 28,011,181

36

2.11 Resultados Obtenidos

VNR Instalaciones de Media Tensión

Componente Unidad Metrados

Media Tensión 3,186 158,307 49,696Red Aérea km 1,804 31,439 17,423Red Subterránea km 1,381 85,927 62,220Equipos de Protección, Seccionamiento unidad 7,197 38,347 5,328Capacitores 194 2,594 13,370

Subestaciones 4,735 62,594 13,220Subestaciones de Distribución MT/BT 4,735 62,594

Monoposte unidad 1,090 4,514 4,142Biposte unidad 650 3,747 5,769Convencional Subt. unidad 697 19,510 27,979Compacta Pedestal unidad 2,029 31,331 15,440Compacta Bóveda unidad 269 3,491 12,999

220,901TOTAL MT

VNR [miles de USD]

Costo Unitario

promedio

19

37


VNR Instalaciones de Baja TensiónComponente Unidad Metrados

Baja Tensión 290,553Red Aérea

Servicio Particular km 4,608 55,142 11,966Alumbrado Público km 4,421 9,117 2,062Luminarias unidad 162,337 16,477 101Equipos de Control unidad 4,369 717 164

Red SubterráneaServicio Particular km 3,027 165,437 54,646Alumbrado Público km 1,735 20,389 11,752Luminarias unidad 63,703 6,466 101Equipos de Control unidad 1,715 281 164Estructuras de la Red Subterránea AP unidad 79,047 16,527 209

Red Baja TensiónServicio Particular km 7,636 220,579 28,888Alumbrado Público km 6,156 29,506 4,793Luminarias unidad 226,040 22,942 101Equipos de Control unidad 6,084 999 164Estructuras de la Red Subterránea AP unidad 79,047 16,527 209

290,553

VNR [miles de USD]

Costo Unitario

promedio

TOTAL BT

38


VNR Total

Componente Unidad Metrados

Instalaciones de Media Tensión 220,901Instalaciones de Baja Tensión 290,553Instalaciones No Eléctricas 28,011

539,465

VNR [miles de USD]

Costo Unitario

promedio

TOTAL

20

39


Gastos de Explotación

OyM MT13%

OyM BT24%

AP15%

Atención Usuarios11%

Transmisión10%

Conexiones y Medidores

11%

Cortes y Reconexiones

3%

Apoyo en Postes0%

Terceros y Otros11%

Inversiones2%

US$Costos Transferibles al VAD 33,569,734 Costos no Transferibles al VAD 19,643,719 Costos Totales 53,213,453

40

Contenidos




21

41

3 Cálculo de las tarifas de distribución

3.1 Cargo Fijo3.2 VAD de MT3.3 VAD de BT3.4 Factores de economía de escala3.5 Fórmulas de reajuste

42

3.1 Cálculo de tarifas de distribución

Cargo Fijo

CFH: Doble medición de potencia y energía horariaCFS: Simple doble medición de energía y/o una medición de potenciaCFE: Simple medición de energía y potencia Costo mensual = costo anual / 12

Costo Anual CF cli/año CF cli/mesUS$ US$ US$

CFH 10,249 435 23.56 1.963 CFS 208,441 9,577 21.76 1.814 CFE 5,545,247 706,403 7.85 0.654

Clientes

NClCCClCF=Cargo Fijo

Costo comercial de atención al cliente de la empresa modelo

Cantidad de clientes

22

43


VAD de MT

COyM mensual = COyM anual / 12

MT

MTMTMT Potencia

COyMVNRfrcVAD +=

*

Costo de operación y mantenimiento de la empresa modelo

Potencia máxima demandada

Anualidad del VNR de las instalaciones de la empresa modelo

VADMT = 3,255 US$ / kW - mes

44


VAD de BT

COyM mensual = COyM anual / 12

BT

BTBTBT Potencia

COyMVNRfrcVAD +=

*

Costo de operación y mantenimiento de la empresa modelo

Potencia máxima demandada

Anualidad del VNR de las instalaciones de la empresa modelo

VADBT = 11,531 US$ / kW - mes

23

45


Factor de Economía de escala

FEE: Factor de economía de escalaPfc: Proporción fija del costoTasa de crecimiento anual de clientes y demandaProporción variable del costo

Resultados

PautasEstimación del crecimiento de la cantidad de clientes Estimación del crecimiento de demanda neto de crecimiento vegetativoAnálisis de la evolución de costos

( )( )c

vccfc

tPtP

FEE+

×++=

11

CFAño 1 1.000Año 2 0.996Año 3 0.991Año 4 0.987

VAD MT VAD BTAño 1 1.000 1.000Año 2 0.993 0.991Año 3 0.985 0.982Año 4 0.978 0.975

46

VAD MT VAD BTA 0.8671 0.8846B 0.0742 0.0212C 0.0461 0.0367D 0.0127 0.0574


Fórmulas de Reajuste

IPM: Indice de precio mayoristaD: Tasa de cambio [soles/USD]Ta: Tasa arancelaria para la importación de equipos electromecánicosIPCu: Indice de precios del cobreIPAL : Indice de precios del aluminio

Criterio Utilizado: Análisis de la participación de cada uno de los componentes en el costo de las instalaciones y en los costos de explotación y su impacto en el VAD de MT y BTCoeficientes finales

+++

×+×=)00

/0

// 1()1(

%%TaDTaD

BIPMIPM

AFAVAD mmBTMT

mBTMTBTMT

)000/

)000/ 1(

)1(%

1()1(

%TaDTaD

IPAlIPAl

DTaDTaD

IPCuIPCu

C mmnBTMT

mmnBTMT +

+××+

++

××+

24

47

Date post:	01-Oct-2018
Category:	Documents
Upload:	vanhanh
View:	221 times
Download:	0 times

Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución … · Estudio de Costos del Valor Agregado...

Documents