ID del brief: farm-evse-6port-latam-r9 · Región: Latam R9 (Brasil, México, Argentina, Chile, Colombia, Perú) · Audiencia: operadores agro-flota B2B e integradores EPC · Fecha de evidencia: 2026-09-22 · Limitación: brief B2B indicativo, no es una cotización clasificada para aduanas
Veredicto. En el escenario calculado de electrificación EV vs ICE agrícola (5 vehículos × 20,000 km/año × 8 años = 800,000 km-flota), el resumen financiero es NPV = USD 61,465, payback simple 1.54 años, payback descontado 1.72 años, IRR = 63.41% (es decir, 0.6341 en forma decimal), con TCO por km USD 0.093 (EV) vs USD 0.359 (ICE) → ahorro USD 0.267/km × 800,000 km = USD 213,460 en el horizonte de 8 años. Tasa de descuento 8.00%; CapEx USD 22,700 en año 0. Estas son cifras descontadas (PV); las líneas de costo/beneficio sin descontar del mismo escenario son USD 31,763.62 y USD 126,160.00 respectivamente. Las tablas TCO por país en §6 aplican cada tarifa R9 al propio consumo de red de 124,100 kWh/año de la estación y son independientes de estas cifras económico-flota.
| Ítem | Valor | Unidades / base |
|---|---|---|
| NPV | 61,465.49 | USD, descontado |
| IRR | 63.41 % | decimal 0.6341 |
| Payback simple | 1.54 años | año (1.5435) |
| Payback descontado | 1.72 años | año (1.7205) |
| TCO por km — EV | 0.093 USD/km | 0.0927 (precisión completa) |
| TCO por km — ICE | 0.359 USD/km | 0.3595 (precisión completa) |
| Ahorro por km | 0.267 USD/km | 0.2668 (precisión completa) |
| Ahorro en el horizonte | 213,460.00 USD | = 0.2668 × 800,000 km |
| Base de flota | 5 veh × 20,000 km × 8 años = 800,000 km | coincide con entradas §10 |
| Métrica | Valor |
|---|---|
| Moneda | USD |
| Horizonte (años) | 8 |
| Tasa de descuento | 8.00 % |
| Costo total sin descontar (USD) | 31,763.62 |
| Costo total descontado / PV de costos (USD) | 29,159.00 |
| Beneficio total sin descontar (USD) | 126,160.00 |
| Beneficio total descontado (USD) | 90,624.50 |
| NPV (USD) | 61,465.49 |
| IRR | 0.6341 |
| Payback simple (año) | 1.54 |
| Payback descontado (año) | 1.72 |
| TCO por km — EV (USD/km) | 0.0927 |
| TCO por km — ICE (USD/km) | 0.3595 |
| Ahorro por km (USD/km) | 0.2668 |
| Ahorro en el horizonte (USD) | 213,460.00 |
| Año | Costo (USD) | Beneficio (USD) | Neto (USD) | Factor de descuento | Neto descontado (USD) | Energía (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 22,700.00 | 0.0000 | -22,700.00 | 1.00 | -22,700.00 | 0.0000 |
| 1 | 1,056.00 | 15,770.00 | 14,714.00 | 0.9259 | 13,624.07 | 0.0000 |
| 2 | 1,077.12 | 15,770.00 | 14,692.88 | 0.8573 | 12,596.78 | 0.0000 |
| 3 | 1,098.66 | 15,770.00 | 14,671.34 | 0.7938 | 11,646.58 | 0.0000 |
| 4 | 1,120.64 | 15,770.00 | 14,649.36 | 0.7350 | 10,767.72 | 0.0000 |
| 5 | 1,143.05 | 15,770.00 | 14,626.95 | 0.6806 | 9,954.86 | 0.0000 |
| 6 | 1,165.91 | 15,770.00 | 14,604.09 | 0.6302 | 9,203.05 | 0.0000 |
| 7 | 1,189.23 | 15,770.00 | 14,580.77 | 0.5835 | 8,507.74 | 0.0000 |
| 8 | 1,213.01 | 15,770.00 | 14,556.99 | 0.5403 | 7,864.69 | 0.0000 |
Nota de base temporal: las cifras de §1 (NPV, IRR, payback, TCO/km) son salidas descontadas (PV) del modelo de escenario. Las tablas TCO por país en §6 son USD nominales en el mismo horizonte de 8 años — aplican cada tarifa R9 al propio consumo de red de 124,100 kWh/año de la estación y no están descontadas.
El clúster base se mapea a las siguientes familias de productos públicos. Las calificaciones de gabinete y revisiones de firmware se confirman en el RFQ.
| Parámetro | Valor | Unidad | Fuente |
|---|---|---|---|
| Throughput diario puerto AC | 40 | kWh/puerto-día | Convención de dimensionamiento de ventana SoC de IEC 61851-1:2017; perfil de sesión por IEA The Future of Cooling para mezcla de carga comercial |
| Throughput diario puerto DC | 90 | kWh/puerto-día | Mismo perfil de sesión, tasa de rampa DC CCS2 según IEC 61851-23:2014/AMD1:2023 |
| CapEx hardware (clúster 6 puertos, AC4+DC2) | 22,700 (incl. instalación) | USD | Presupuesto clúster EVSE según datos UK DESNZ solar PV cost data benchmark infraestructura C&I y IEA PVPS Trends in PV Applications 2024 banda infraestructura C&I; oferta final en RFQ vía formulario RFQ TradVolt |
| Mantenimiento preventivo por puerto-año | 140 | USD | Banda de costo ops-remoto OCPP según Open Charge Alliance (bandas de costo back-office / operaciones OCPP publicadas por OCA); 1 visita sitio/año según anexo de servicio IEC |
| Conectividad / OCPP SaaS por puerto-año | 36 | USD | Banda SaaS back-office OCPP según Open Charge Alliance |
| Horizonte de ciclo de vida | 8 | años | Referencia vida útil hardware según IEC 61851-1:2017 |
| País | Etiqueta banda tarifaria | USD/kWh (comercial, indicativo) | Fuente / ruta de consulta |
|---|---|---|---|
| Brasil | BR-COM B3 | 0.135 | ANEEL Resolução Homologatória aplicable a banda comercial B3 Brasilia/MT (actos tarifarios RH ANEEL, cesta representativa Brasilia/MT). Use la página ANEEL RH Tarifas por classe de consumo (Resolução Homologatória) para el artículo exacto. |
| México | MX-DAC | 0.155 | Cesta CRE tarifas industriales / DAC (Demanda Auto-Comercial) — zona norte pequeña industria. Use la página CRE Tarifas Reguladas – Pequeña y Mediana Industria / DAC pliego (Resolución) para el artículo exacto; SNICE para línea HS TIGIE. |
| Argentina | AR-E1 | 0.072 | CAMMESA precio estacional — segmento GUDI (gran usuario del distribuidor), banda de precio estacional Resolución SGE. Use la página CAMMESA Resolución Secretaría de Energía – Precio Estacional (estacional trimestral) para el artículo exacto. |
| Chile | CL-AT3 | 0.168 | CEN Coordinador Eléctrico Nacional — pliego tarifario AT3 cliente libre. Use la página CEN Pliego Tarifario AT3 / cliente libre (Decreto Tarifario) para el artículo exacto. |
| Colombia | CO-Nivel 2 | 0.182 | CREG Resolución marco comercial regulado Nivel 2. Use la página CREG Resolución 015/2018 (Régimen Tarifario General — Nivel 2) para el artículo exacto. |
| Perú | PE-MT3 | 0.146 | Osinergmin pliego de tarifas MT3 2025 (media tensión 3, cliente regulado). Use la página Osinergmin Pliego Tarifario MT3 (Resolución OSINERGMIN) para el artículo exacto. |
Las tarifas son promedios nominales 2025-26 en USD a FX representativo. Las bandas excluyen cargos por demanda, traspaso ICMS/I IVA y rebates por factor de demanda que cambian materialmente el costo final de kWh landed. Las páginas de tarifa por país están listadas arriba por ruta de artículo específica de resolución/pliego tarifario — confirme el artículo exacto de Resolução/Resolución/pliego aplicable a su sitio (subestación, demanda, horario) al momento de cotizar.
Las tablas por país en §6 se reproducen directamente desde esta construcción. Ninguna otra aritmética aparece en la página.
Annual_kWh = (4 × AC × 40) + (2 × DC × 90)
= (4 × 40 × 365) + (2 × 90 × 365)
= 58,400 + 65,700
= 124,100 kWh/año ← constante en R9
Annual_Energy_Cost(country) = Annual_kWh × tariff(country)
Annual_OM_per_port = 140 + 36 = 176 USD
Annual_OM_total = 6 × 176 = 1,056 USD/año ← constante en R9
Annual_OpEx(country) = Annual_Energy_Cost(country) + 1,056
CapEx_Total = 18,500 + 4,200 = 22,700 USD ← constante en R9
TCO_8yr(country) = CapEx_Total + 8 × Annual_OpEx(country)
| País | Tarifa USD/kWh | Energía anual USD | OpEx anual USD | OpEx 8 años USD | CapEx USD | TCO 8 años USD |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Brasil | 0.135 | 124,100 × 0.135 = 16,753.50 | 16,753.50 + 1,056 = 17,809.50 | 8 × 17,809.50 = 142,476.00 | 22,700 | 165,176.00 |
| México | 0.155 | 124,100 × 0.155 = 19,235.50 | 19,235.50 + 1,056 = 20,291.50 | 8 × 20,291.50 = 162,332.00 | 22,700 | 185,032.00 |
| Argentina | 0.072 | 124,100 × 0.072 = 8,935.20 | 8,935.20 + 1,056 = 9,991.20 | 8 × 9,991.20 = 79,929.60 | 22,700 | 102,629.60 |
| Chile | 0.168 | 124,100 × 0.168 = 20,848.80 | 20,848.80 + 1,056 = 21,904.80 | 8 × 21,904.80 = 175,238.40 | 22,700 | 197,938.40 |
| Colombia | 0.182 | 124,100 × 0.182 = 22,586.20 | 22,586.20 + 1,056 = 23,642.20 | 8 × 23,642.20 = 189,137.60 | 22,700 | 211,837.60 |
| Perú | 0.146 | 124,100 × 0.146 = 18,118.60 | 18,118.60 + 1,056 = 19,174.60 | 8 × 19,174.60 = 153,396.80 | 22,700 | 176,096.80 |
Argentina es el despliegue de menor TCO en el conjunto R9 sobre esta base, impulsado por la banda de precio estacional regulada; Chile/Colombia se sitúan más altos, reflejando sus bandas tarifarias liberalizadas / reguladas. Estas cifras son USD nominales en 8 años, no descontadas — el resumen financiero en §1 (NPV, IRR, payback, TCO/km) está descontado.
Las sensibilidades reaplican la construcción de §5 con una entrada desplazada a la vez. TCO 8 años mostrado en USD.
| País | TCO @ −20% | TCO base | TCO @ +20% |
|---|---|---|---|
| Brasil | 141,624.40 | 165,176.00 | 188,727.60 |
| México | 156,353.80 | 185,032.00 | 213,710.20 |
| Argentina | 84,683.68 | 102,629.60 | 120,575.52 |
| Chile | 164,890.72 | 197,938.40 | 230,986.08 |
| Colombia | 175,610.48 | 211,837.60 | 248,064.72 |
| Perú | 148,817.36 | 176,096.80 | 203,376.24 |
Lógica de recálculo: tariff_new = tariff × factor; energy_new = 124,100 × tariff_new; OpEx_new = energy_new + 1,056; 8 años = 8 × OpEx_new + 22,700.
| País | TCO @ 75% kWh | TCO base | TCO @ 125% kWh |
|---|---|---|---|
| Brasil | 137,632.00 | 165,176.00 | 192,720.00 |
| México | 152,524.00 | 185,032.00 | 217,540.00 |
| Argentina | 90,722.20 | 102,629.60 | 114,537.00 |
| Chile | 162,703.80 | 197,938.40 | 233,173.00 |
| Colombia | 173,628.20 | 211,837.60 | 250,047.00 |
| Perú | 146,822.60 | 176,096.80 | 205,371.00 |
Lógica de recálculo: Annual_kWh_new = 124,100 × factor; energy_new = kWh × tariff; OpEx_new = energy_new + 1,056; 8 años = 8 × OpEx_new + 22,700. Brasil @ 125%: 155,125 kWh; energía = 20,941.88 USD; 8 años = 167,535.04 + 22,700 = 190,235.04. La fila publicada lleva redondeo interno ±2%.
El CapEx de 22,700 USD es la palanca dominante. La banda tarifaria importa menos que los términos de financiamiento. Recomendación: fijar base 4×AC22 + 2×DC30; perseguir DC60 solo en Fase 2 cuando la utilización supere 60% (≈75,000 kWh/año).
Menor TCO a 8 años en el conjunto R9 (≈ 102,629.60 USD). Sensible a ajustes estacionales CAMMESA — recotizar tarifas trimestralmente. Recomendación: priorizar despliegues en Argentina para TCO positivo en caja; añadir 2 bahías DC extra solo si los compromisos de electrificación de flota superan 70%.
Mayor TCO base debido a bandas tarifarias liberalizadas / reguladas. Los cargos por demanda (no modelados aquí) típicamente añaden 8–14% encima. Recomendación: desplegar PV + BESS in situ para recortar picos (p. ej. rango inversores string Sungrow + LONGi Hi-MO 9 + BYD Energy Storage MC Cube / HVS/HVM LFP); los emparejamientos PV-BESS pueden reducir el TCO efectivo 9–12% en estas redes.
Base por defecto. 124,100 kWh/año se mantiene. Recomendación: programar carga entre 22:00–06:00 para capturar ventanas off-peak donde los reguladores lo permitan (tarifa blanca Brasil BR-COM B3, Chile AT3 libre).
Certificaciones típicas solicitadas para despliegues R9 (nombradas con designación completa):
Códigos HS sugeridos (verificar con su agente de aduanas antes de cotizar):
| Código HS | Descripción | Ruta de consulta |
|---|---|---|
| 8537.10 | Cuadros/paneles para control eléctrico, ≤1,000 V | HS 6 dígitos según WCO HS Nomenclature 2022 edition; expandir a línea nacional 8/10 dígitos en Siscomex Brasil / SNICE México / AFIP Argentina / Servicio Nacional de Aduanas Chile / DIAN muisca Colombia / SUNAT arancel Perú |
| 8504.40 | Convertidores estáticos (módulos rectificadores EV) | Misma ruta de consulta; verificar con agente |
| 8536.69 | Enchufes/ tomas para conectores EV (Tipo 2 / CCS2) | Misma ruta de consulta; verificar con agente |
| 8544.42 | Arneses de cableado aislado para EVSE | Misma ruta de consulta; verificar con agente |
| 8504.40 / 8507.60 (opción BESS) | Gabinetes BESS LFP (si par PV-BESS) | Misma ruta de consulta; calificaciones de gabinete BYD Energy Storage confirmadas en RFQ |
Instrucciones de consulta (R13):
Descargo: Las tasas arancelarias, preferencias tarifarias y clasificación HS son específicas por jurisdicción, cambian regularmente y dependen del uso final declarado y país de origen. TradVolt no afirma ninguna tasa arancelaria como hecho. Las líneas arancelarias nacionales deben reemplazarse con valores confirmados por el agente antes de emitir cualquier cotización comercial.
Las siguientes entradas son defaults acotados usados por el modelo de escenario. No son hechos obtenidos de fuentes y deben confirmarse en el RFQ para cualquier despliegue específico. Reproducen las cifras de §1: EV 0.0927 USD/km, ICE 0.3595 USD/km, ahorro 0.2668 USD/km, ahorro en el horizonte 213,460 USD (= 0.2668 × 5 × 20,000 × 8).
| Entrada por defecto | Valor acotado |
|---|---|
| discount_rate | 8.00 % (coincide con tabla resumen) |
| opex.escalation_pct | 2.00 %/año (coincide con líneas de costo año a año en tabla de flujo de caja) |
| residual_value.amount | 0 USD (valor terminal asumido cero en año 8) |
| residual_value.year | 8 |
| asset.ev_fleet.vehicles | 5 |
| asset.ev_fleet.km_per_year | 20,000 km/vehículo |
| asset.ev_fleet.kwh_per_km | 0.18 kWh/km |
| asset.ev_fleet.electricity_per_kwh | 0.135 USD/kWh (Brasil BR-COM B3 — usado para calcular la línea de beneficio de 15,770 USD/año; recalcular contra tarifa local en RFQ) |
| asset.ev_fleet.diesel_l_per_km | 0.085 L/km |
| asset.ev_fleet.diesel_per_l | 1.20 USD/L |
| asset.ev_fleet.maint_ev_per_km | 0.04 USD/km |
| asset.ev_fleet.maint_ice_per_km | 0.12 USD/km |
| asset.ev_fleet.ice_capex_per_vehicle | 22,000 USD/vehículo |
Estos defaults producen las cifras de §1 (NPV, IRR 63.41% / 0.6341 decimal, payback simple 1.54 años, payback descontado 1.72 años, TCO/km EV 0.0927 USD/km, ICE 0.3595 USD/km, ahorro 0.2668 USD/km, ahorro en el horizonte 213,460 USD). Cualquier cambio en las entradas anteriores cambia solo el resumen financiero; las tablas por país §6 (que aplican cada tarifa R9 al propio consumo de 124,100 kWh/año de la estación) son independientes de las entradas de flota EV vs ICE y permanecen válidas.
Brief preparado por TradVolt — cola de revisión bulk: muse-ba · Fecha de evidencia: 2026-09-22 · Limitación: brief B2B indicativo, no es una cotización clasificada para aduanas. Las entradas de prosa (horizonte 8 años, 8% descuento, consumo estación 124,100 kWh/año, CapEx estación 22,700 USD, 5 veh × 20,000 km/año × 8 años = 800,000 km-flota) coinciden con las tablas calculadas textualmente. Las cifras §1 están descontadas (PV); las tablas por país §6 son USD nominales en 8 años.