VAD Edelnor

Edelnor Absolución de las Observaciones al Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Julio 2009

Edelnor 22/7/09

Edelnor Absolución de las Observaciones al Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Julio 2009

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i Edelnor.22/7/09

INDICE

1. Introducción 1-1

2. Observaciones OSINERGMIN 2-1 2.1 Validación y Revisión de Antecedentes 2-1 2.2 Caracterización del Mercado Eléctrico 2-4 2.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las

Instalaciones Eléctricas 2-14 2.4 Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones de

Distribución Eléctrica 2-18 2.5 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones

Eléctricas 2-30 2.6 Optimización de las Instalaciones No Eléctricas 2-34 2.7 Estándar de Calidad de Servicio Eléctrico 2-35 2.8 Balance de Energía y Potencia 2-37 2.9 Pérdidas Estándar de Energía y Potencia 2-38 2.10 Optimización de los costos de Operación y Mantenimiento2-45 2.11 Tarifas de Distribución Eléctrica 2-76 2.12 Formatos D 2-77

3. Observaciones de la Empresa Luz del Sur 3-1 3.1 Utilización de cables de Aluminio en el Estudio de Costos

del Valor Agregado de Distribución 3-1 3.2 Sistemas de maniobra y protección para la red de MT 3-1 3.3 Tasas de falla en el Diseño de Redes de la Empresa

Modelo 3-3 3.4 Utilización de subestaciones compactas en redes

troncales de media tensión en la configuración tipo anillo 3-4 3.5 Aplicación de restricciones a la utilización de redes aéreas

de Baja y Media Tensión 3-5 3.6 Factores de Economía de Escala 3-6 3.7 Observaciones a los Costos de Inversión utilizados por el

Consultor en el Estudio del VAD 3-7

4. Observaciones de la empresa Edelnor 4-1 4.1 Instalaciones de Distribución BT - Zonas con

características geográficas y ambientales especiales 4-1 4.2 Pago de Permisos Municipales 4-1 4.3 Cálculo de Factores de Economía de Escala 4-2

Anexos ANEXO A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas A-1

ANEXO B: Cotizaciones de Vehículos B-1

1-1

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1. INTRODUCCIÓN

Mediante la comunicación PA 065-2009 del 09 de junio de 2009 PA Consulting presentó al OSINERGMIN y a EDELNOR el Informe Parcial del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1, para la Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 - Octubre 2013.

Mediante Oficio N° 0760-2009-GART de fecha 08 de julio de 2009, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del OSINERGMIN remitió las observaciones al referido informe elaboradas por ese organismo con apoyo del Supervisor VAD, las que están enmarcadas dentro de los Términos de Referencia correspondientes para ser absueltas por PA CONSULTING.

En el presente informe se absuelven las referidas observaciones para consideración de la GART del OSINERGMIN.

En el último párrafo del punto 2 Antecedentes se indica que “Cabe mencionar el carácter reiterativo de la mayoría de las presentes observaciones, las cuales se efectuaron a los informes parciales del Consultor VAD, según consta en los oficios mencionados”.

Al respecto es necesario precisar que las observaciones al Primer, Segundo y Tercer Informes Parciales fueron absueltas mediante sendos informes entregados en su oportunidad. En algunos casos se aceptó la observación indicando que se tomaría en cuenta o incorporaría lo solicitado en el siguiente Informe Parcial o en el Informe Final del Estudio de Costos del VAD del STD 1, lo que se hizo en los informes respectivos. En otros casos se dio sustento adicional a las metodologías y criterios utilizados en el desarrollo de los distintos temas observados.

Entendemos que la absolución de las observaciones es parte de un proceso en donde pueden existir criterios diversos, los que pueden ser modificados a raíz de las observaciones recibidas, o por el contrario mantenidos brindando un sustento adicional que justifique su aplicación.

También se han recibido de parte de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del OSINERGMIN, mediante Oficio N° 780-2009-GART, las observaciones de las Empresas Distribuidoras de Electricidad al Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1,

En este sentido, y en respuesta a los Oficios recibidos, hemos desarrollado el presente informe de Absolución de las Observaciones de la GART del OSINERGMIN y de las Empresas Distribuidoras al Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1.

2-1

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2. OBSERVACIONES OSINERGMIN

En el presente capítulo se absuelven las observaciones realizadas por el OSINERGMIN al informe final del estudio del VAD del sector típico 1. Las observaciones se han agrupado según el tema al que hagan referencia en los siguientes grupos:

• Validación y Revisión de Antecedentes

• Caracterización del Mercado Eléctrico

• Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones Eléctricas

• Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones de Distribución Eléctrica

• Optimización Técnica Económica de las Instalaciones Eléctricas

• Optimización de las Instalaciones No Eléctricas

• Estándar de Calidad de Servicio Eléctrico

• Balance de Energía y Potencia

• Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

• Optimización de los costos de Operación y Mantenimiento

• Tarifas de Distribución Eléctrica

• Formatos D

Los que se desarrollan a continuación:

2.1 VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas.

Absolución:

Con la finalidad de adecuar la presentación de la información económica, a lo establecido por OSINERGMIN - GART en el numeral 5.1. “a” de los TDR, es decir mostrar una separación de los costos y gastos e identificarlos a nivel de cada una de las actividades que fija los TDR, se reestructuraron los Estados de Ganancias y Pérdidas de los años 2008 y 2007.

La data establecida para el Estudio del VAD no incluye, como parte del costo del servicio, los importes de S/. 31,8 y 18,9 millones (extraídos de inversiones por ser gastos) de los años 2008 y 2007 respectivamente, que registra los Formatos “A”, igualmente no incluye las cifras de S/. 1,3 y 1,1 millones, de los años 2008 y 2007 respectivamente, porque

2. Observaciones OSINERGMIN

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corresponden a donaciones no considerados gastos, en la determinación del impuesto a la renta.

Tal como fija los TDR, las cifras resultante de la reestructuración han sido registradas, en los Formatos B III-1, Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad, B III-2 y 3 Resumen de Gastos de Operación y Mantenimiento Total Empresa, B-IV-1 Resumen del Margen por Actividad, B-IV-2 Margen por Actividad, B-X-1 Composición de Costos –Total- Empresa.

Edelnor mantiene la decisión de que los valores que registran los Formatos “A” no deben ser reformados, recordando que todo cambio y/o modificación de las cifras reportadas, deben ser registradas en los Formatos “B” de acuerdo a lo establecido en los TDR.

Reformar los Formatos “A” conlleva a obtener nuevas cifras respecto a los costos de cada una de las actividades y de sus respectivos márgenes económicos, cifras que no serán coincidentes con las que registra los Formatos “B” en razón a que las metodologías utilizadas por Edelnor y el Consultor VAD, en la determinación de los costos (directos e indirectos) de cada actividad y de sus respectivos márgenes económicos, son absolutamente diferentes.

Al considerar que los Formatos “B” corresponden a los Formatos “A” reformados, compartimos con la decisión adoptada por Edelnor, de no reformar los Formatos “A”, lo cual no limita ni cambia los objetivos y resultados del Estudio.

Respecto a la coherencia y/o coincidencia entre los Formatos A, B y C, es indudable que debe existir en los casos en que la documentación es elaborada por una misma entidad, tal es el caso de los Formatos “B” y “C” Un tercer documento elaborado por otra entidad, (caso del Formato “A”), podría no guarde coherencia y/o coincidencia con los otros dos, dado que suele haber puntos de vista diferentes sobre un mismo tema, que no necesariamente son equivocados, sino que son el resultado de una percepción diferente del tema.

Absolución:

Los Formatos “B” registran los importes resultantes de la aplicación de la Resolución Ministerial N°197-94, cuyas cifras por los años 2008 y 2007 ascienden a S/. 14,007 y S/. 8,733 miles respectivamente, importes que han sido aplicados a inversiones, específicamente a las actividades de Gestión de Inversión en Distribución (A10) y Gestión de Inversión en otras áreas (A11).

El Formato B III-1, Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad, muestra, con claridad y precisión, la distribución de los de los costos de operación y mantenimiento (costos de gestión) de los ejercicios económicos de los años 2008 y 2007 que ascienden a S/: 1,044.5 y S/. 994.5 millones respectivamente, que no incluyen gastos financieros y gastos por depreciación de activos fijos.


2-3

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Cuadros resumen de las cifras consignadas en el Formato B III-1, por los años 2008 y 2007 en los cuales se muestra en columna separada, los importes que han sido aplicados a inversiones, se presentan a continuación:

Código ActividadCosto

DirectoSupervisión

DirectaRM 197-94-

ME-VMECosto

IndirectoA2 Generación 1,269 1,191 38 40A3 Transmisión 16,168 9,627 313 6,227A4 Distribución MT 17,914 13,251 324 4,339A5 Distribución BT 65,784 32,986 644 32,154A6 Alumbrado público 14,029 12,337 264 1,429A7 Comercialización 35,364 35,155 210A8 Conexión a Red Distrib Eléctrica 26,931 26,708 205 18A9 Corte y Reconexión 4,462 4,428 34

A10 Gestión Inversión en Distribución 11,120 1,592 59 9,469 9,469A11 Gestión Inversión en otras áreas 5,191 628 26 4,538 4,538A12 Asesoría a terceros 586 435 4 147A13 Otros servicios 42,687 41,281 403 1,003A14 Negocios financierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 241,506 179,619 2,524 14,007 59,363

B - Formato III-1 2008Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad

millones S/.

TotalEmpresa

Distribución

Código ActividadCosto

DirectoSupervisión

DirectaRM 197-94-

ME-VMECosto

IndirectoA1 Compra de Energía 755,043 755,043A2 Generación 971 877 24 70A3 Transmisión 16,213 9,707 242 6,265A4 Distribución MT 19,493 14,996 323 4,174A5 Distribución BT 69,959 37,586 659 31,714A6 Alumbrado público 12,074 10,250 281 1,544A7 Comercialización 31,539 31,354 184A8 Conexión a Red Distrib Eléctrica 25,047 24,871 177A9 Corte y Reconexión 4,830 4,796 34

A10 Gestión Inversión en Distribución 7,509 1,772 62 5,675 5,675A11 Gestión Inversión en otras áreas 4,104 968 38 3,098 3,098A12 Asesoría a terceros 661 492 4 165A13 Otros servicios 47,100 45,182 364 1,554A14 Negocios financierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 994,543 937,895 2,391 8,773 54,257

B - Formato III-1 2007Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad

miles S/.DistribuciónTotal

Empresa

Cabe precisar que, no en todos los Formatos “B” los gastos de gestión se presentan distribuidos a nivel actividad. De conformidad a los TDR hay Formatos en los cuales los gastos de gestión se presentan bajo la estructura que fija la contabilidad, como son los casos de los Formatos V-1, V-2, V-3, V-4.

Respecto al límite del importe a ser aplicado a inversiones, el Cuadro siguiente muestra como se ha determinado para los ejercicios económicos correspondiente a los años 2008 y 2007.


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InversiónAnual Real 186,755

InversiónAnual Real 116,972

CostosIndirectos 63,195

CostosIndirectos 59,410

25% 15,799 25% 14,853

Límite 7.5% 14,007 Límite 7.5% 8,773

IMPORTE A SER APLICADO A INVERSIONES(RM 197-94)

En Miles de Nuevos Soles

2008 2007

Absolución:

En la presentación del Informe Definitivo se revisarán los Formatos D, pero debe tenerse en cuenta que según lo indicado en el punto 6.1.13 “Presentación de los resultados comparativos” de los Términos de Referencia del estudio “A partir de los estudios desarrollados, el Consultor corregirá, si procede, la información de los cuadros pertinentes que se detallan en Anexo N° 1, en las líneas correspondientes a valores anuales y de los cuadros resúmenes con el prefijo C, denominándolos “Revisión 3: Optimización de la Empresa”, y, subtitulando los cuadros con el prefijo D.”

Por los motivos indicados solamente se presentan en los Formatos D los cuadros resumen, y no se completa la información trimestral ni la correspondiente al Total Empresa ya que el dimensionamiento se desarrolló solamente sobre el Sistema Eléctrico Modelo.

2.2 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO



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Absolución:

La información asociada con la franja de corrosión de un ancho de 7 km fue suministrada por la Empresa Distribuidora y de acuerdo a lo observado por OSINERGMIN se ha verificado que la misma se encuentra desactualizada.

A partir de la información suministrada (Zona_corrosiva_7km.dwg) se han recalculado los valores a ser considerados en cada zona, encontrando diferencia menores respecto de las informadas por el OSINERGMIN.

Estos valores se han utilizado para caracterizar a la empresa modelo y efectuando una nueva optimización con el objeto de obtener las instalaciones eficientes a considerar para el cálculo del VNR.


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Absolución:

La metodología utilizada prevé el uso de bloques de ancho variable en áreas en donde existen usuarios a efectos de corregir los errores en los que se podría incurrir por asignar áreas en donde actualmente no existen redes.

De acuerdo con los resultados obtenidos por PA Consulting Group en estudios tarifarios realizados en distintos países de Latinoamérica (Perú, Argentina, Chile, El Salvador) en los últimos 15 años, existe una compensación entre las zonas que actualmente existen redes y no existen usuarios con las zonas en donde existen usuarios y no existen redes, en la medida que las zonas periféricas sean tratadas con bloques de menor tamaño.

A modo de ejemplo se presentan algunas zonas en donde actualmente existen redes y no se han asignado bloques por no existir usuarios, a partir de lo cual el modelo no asignara redes.


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ZONA B

ZONA A ZONA C

ZONA D

ZONA E

Referencias RED DE BT RED DE MT


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Existen parámetros que consideran este efecto, como es el Ancho de la Manzana o Distancia entre Calles Paralelas, que presenta una gran influencia en la determinación de

ZONA A

ZONA D ZONA B

ZONA C ZONA E


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la cantidad de red de BT modelada. En las zonas en donde existen los parques o zonas sin cobertura de superficie mayores, implica naturalmente en un aumento del tamaño de la misma y por lo tanto en una menor longitud de la rede de BT asignada.

La metodología utilizada fue aprobada por el OSINERGMIN en el Estudio del VAD del 2001 y no recibió observación alguna en el Estudio del VAD del 2005.

En función de lo expuesto se considera que la utilización de bloques de ancho variable y una conveniente parametrización del modelo como el ancho de manzana, permite representar en forma adecuada el modelado de la empresa de acuerdo a los criterios establecidos en los Términos de Referencia por el OSINERGMIN y no resulta necesario el empleo de factores de corrección a los valores calculados.

Absolución:

La consideración de las restricciones existentes a la instalación de redes aéreas de Media y Baja Tensión por el ancho de vereda, basadas en las distancias eléctricas de seguridad establecidas en el CNE y distancia de paso entre la edificación y los postes de la red aérea, se efectuó inicialmente tomando en cuenta el relevamiento de los anchos de veredas efectivamente existentes efectuado por la empresa Edelnor. Esta información fue suministrada al OSINERGMIN conjuntamente con el segundo informe parcial.

Sin embargo, y ante reiteradas observaciones efectuadas por el OSINERGMIN respecto a la validez del relevamiento y de los criterios propuestos y a la consideración por parte de este organismo que había que considerar la posibilidad de la ampliación futura de las


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veredas (lo que permitiría plantar postes en las bermas o en los bordes de las vías), se decidió adoptar el criterio sugerido por el OSINERGMIN. Este criterio se basa en considerar el máximo ancho posible de las veredas tomando en cuenta el ancho total de las vías y las distancias mínimas requeridas para las pistas y bermas obligatorias.

Este criterio es conservador y ha sido adoptado tomando en cuenta los datos del ancho total de las vías informado en la Base del VNR (información oficial intercambiada entre la empresa y el OSINERGMIN). Dado que se utilizó esta informacion, no resulta necesario validar la información adicional relevada por la empresa, ya que la misma, conforma los datos del VNR sobre los cuales el organismo establece criterios propios de validación.

Sin perjuicio de lo planteado anteriormente se ha considerado realizar una revisión de los criterios utilizados en la determinación de los factores de participación al tendido de red subterránea en BT efectuándose los siguientes ajustes:

• adecuación de los valores obtenidos, producto de considerar solamente las vías que hayan podido ser asignadas en alguna de las diez zonas propuestas,

• no considerar restricciones en las zonas de baja densidad.

• descontar las zonas calificadas como zonas históricas.

Esto no implica que no se tomen en cuenta las condiciones reales de prestación del servicio, sino que su consideración se efectúe a partir de una estimación más conservadora..

Con relación a la evaluación de alternativas técnicas factibles, se han analizado:

• Red de BT − Autosoportado sujeto al poste − Autosoportado con ménsula

• Red de MT − Desnudo configuración triangular − Desnudo en bandera − Autosoportado sujeto al poste − Autosoportado con ménsula

Sobre la base del resultado del análisis realizado sólo se consideró la alternativa de red subterránea cuando ninguna de las evaluadas resultaba posible.


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Absolución:

En el Anexo A se presenta el resultado del análisis realizado a los casos presentados por el Supervisor VAD de su verificación de campo, sobre los cuales se concluye la no correspondencia de aplicar ninguna restricción para el tendido de red aéreas de Baja Tensión sea por ancho de veredas o de calles.

Todos los casos presentados por el Supervisor VAD que han podido ser relevados, se corresponden con perfiles de vías en donde de acuerdo a la metodología propuesta no se estarían aplicando restricciones al tendido de red aérea de Baja Tensión. Se pueden apreciar además, que la red real es predominantemente subterránea y que las restricciones de paso se pueden minimizar o solucionar con el uso de postes de acero de secciones reducidas, las cuales son aplicables para el servicio de alumbrado público y redes de energía del tipo subterráneo.

En muchas de las fotos presentadas se muestran postes al borde de vereda, situación que se presenta dado que se corresponden a instalaciones antiguas que se construyeron antes de que se pusieran en vigencia los códigos eléctricos Tomo IV y Suministro en donde recién se establecen parámetros de distancias de los postes en las veredas, asimismo, previo a las normas que establecen los espacios mínimos libres para el paso peatonal en veredas.

El Reglamento Nacional de Edificaciones (RNE) publicado en el año 2006 establece que los anchos de veredas mínimos son de 1.20m para las calles secundarias, sin embargo, tal como se observa en las evidencias fotográficas presentadas por el Supervisor VAD, se observa que en la realidad existen veredas con anchos muchos menores a lo establecido en el nuevo RNE e inclusive que las dimensiones de las veredas son irregulares aún estando en la misma vía.


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Sin perjuicio de lo cual en esta observación se solicita ignorar el ancho de vereda real y se tome en cuenta, exclusivamente, el que correspondería de acuerdo a las disposiciones del RNE (es decir, el ancho de vereda “teórico”); eliminando la necesidad de considerar redes de baja tensión subterráneas en zonas con ancho de vereda menor a 1.2 m., por ser aquellas menos económicas que las redes aéreas; inclusive, invocando el Artículo 18° del Capítulo II – Diseño de Vías del aludido Reglamento, en contradicción con el Código Nacional de Electricidad – Suministro 2001, indica que está permitido ubicar postes de alumbrado público y subestaciones aéreas en las bermas de estacionamiento.

Dicha observación es contraria a lo dispuesto en las normas legales vigentes, incluida la Constitución Política del Perú, por cuanto la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y los Términos de Referencia establecen que el cálculo del VAD está basado en los costos del SEA de una Empresa Modelo, teniendo en cuenta el área de concesión real donde opera la empresa distribuidora analizada.

El artículo 64 de la LCE establece, además de los componentes que integran el VAD, que, a efectos de la determinación de este último, deberá emplearse una Empresa Modelo. Desarrollando lo anterior, el artículo 67° de la LCE precisa que “los estudios de costos considerarán criterios de eficiencia de las inversiones y de la gestión de un concesionario operando en el país”.

Del marco legal aplicable, puede apreciarse que la determinación del VAD presupone una Empresa Modelo operando en nuestro país, esto es, operando en las condiciones reales (ciudades imperfectas, con deficiencias urbanísticas e inobservancia de parámetros de construcción) en que la concesionaria de distribución eléctrica, efectivamente, tiene que prestar el servicio regulado.

Recogiendo lo anterior, el numeral 6.1.2 de los Términos de Referencia ha señalado, en relación con la tecnología adaptada que deberá emplearse para la estructuración de la Empresa Modelo, lo siguiente:

Efectivamente, tanto la LCE como los Términos de Referencia aluden expresamente a que la determinación del VAD se efectuará empleando una Empresa Modelo, y teniendo en cuenta las condiciones reales de la localidad donde presta el servicio la concesionaria de distribución evaluada.

La razón de que sólo se adapte la Empresa Modelo y no el área geográfica donde ésta opera reside en que el objeto de la regulación tarifaria, como lo hace el mercado de competencia a través de los precios, es incentivar las decisiones eficientes en la concesionaria. Evidentemente, las decisiones eficientes de inversión se toman teniendo en cuenta las características y restricciones propias del área de concesión en donde se presta el servicio, las cuales están fuera del control del concesionario. Un concesionario de distribución puede decidir la tecnología de sus redes, pero carece del poder para demoler las edificaciones de terceros que no se ajusten al RNE o ensanchar las veredas que no cumplen con sus disposiciones.


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La regulación tarifaria “marca la pauta” que la concesionaria seguirá en el futuro: si su inversión es eficiente, ésta le será reconocida en el VAD. Pero la eficiencia debe analizarse teniendo en cuenta aquellos aspectos que están fuera de la discrecionalidad de la concesionaria, como son las características y parámetros urbanísticos y edificatorios de la ciudad. De ignorarse éstos al momento de aprobar el VAD, se estaría desconociendo parte de las inversiones eficientes exigidas, justamente, en razón de dichas restricciones – tales como el mayor valor de las redes subterráneas en aquellas zonas donde el ancho real de la vereda impide la instalación de redes aéreas. Por lo expuesto, no resulta procedente utilizar una “ciudad modelo” para el estudio de costos del VAD donde se asuman cumplidas todas las exigencias urbanísticas previstas en el RNE, las ordenanzas municipales y demás normas que regulan las habilitaciones urbanas.

En el artículo 19° del RNE establece que, en las bermas de estacionamiento sin pavimentación o con un pavimento diferente al de la calzada se podrán colocar postes de alumbrado público y subestaciones eléctricas aéreas; sin embargo, los artículos 1°, 4° y 5° de la Norma EC.010, sobre redes de distribución de energía eléctrica; el artículo 3° de la Norma EC.020, sobre redes de alumbrado público; y, el artículo 3° de la Norma EC.030, sobre subestaciones eléctricas; que integran el literal III.4, sobre instalaciones eléctricas y mecánicas, del Título III, sobre edificaciones, también del RNE, establecen que:

• La distribución de energía eléctrica es una actividad vinculada a la habilitación urbana y rural, así como a las edificaciones; y, se rige por lo normado en la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento aprobado por el Decreto Supremo N° 009-93-EM, el Código Nacional de Electricidad (CNE)y las normas de la Dirección General de Electricidad correspondientes;

• Los proyectos y la ejecución de obras en sistemas de distribución deben sujetarse a las Normas DGE de Procedimientos para la Elaboración de proyectos y ejecución de obras en sistemas de distribución y sistemas de utilización, en cuyo numeral 11.1.2 se establece que, para sistemas de distribución, los proyectos deben cumplir las exigencias técnicas del CNE – Suministro 2001; y que,

• El alumbrado público está normado por el CNE – Suministro 2001, entre otros dispositivos legales.

Al respecto, el CNE – Suministro 2001 establece en la Regla 231.B.1, referida a distancias mínimas de seguridad de las estructuras de soporte de los cables de suministro respecto de calles, caminos y carreras, establece textualmente que:

“231. Distancias de seguridad de las estructuras de soporte a otros objetos […] 231.B. A calles, caminos y carreteras _ 231.B.1. Donde existan estructuras, armados de soporte o equipamiento similar sobre borde de acera o sardineles hasta 4,5 m sobre el nivel de la vía, se deberá guardar suficiente distancia desde el lado de la calle a fin de evitar el contacto de vehículos que utilizan o se ubican en la vía, que en ningún caso dicha distancia entre el borde de acera a la superficie más cercana de la estructura será menor a 150 mm.”

En conclusión, la disyuntiva que deriva de lo establecido por el artículo 19° en mención y la Regla 231.B.1 arriba transcrita, fue resuelta por el propio RNE, quedando claro que la


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norma aplicable para determinar la ubicación en la vía pública que deben tener los postes que soportan las redes aéreas de distribución de electricidad, alumbrado público y las subestaciones eléctricas es el CNE.

Asimismo, la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), DL 25844, en los artículos 64° y 67° establece los criterios sobre los cuáles se basa el desarrollo de la empresa modelo para el VAD, en tales Artículos se considera aspectos relacionados directamente a la infraestructura eléctrica que deben ser calculados bajo los criterios de eficiencia en inversiones y de la gestión de un concesionario operando en el país.

Por tanto, de lo expuesto se concluye:

• No es válida la afirmación del Supervisor VAD de que la red modelo debe ser desarrollada solo bajo los perfiles urbanísticos establecidos en el nuevo RNE ya que dicha afirmación carece de todo sustento técnico y se contrapone con lo establecido en la LCE. No se puede desarrollar una red considerando elementos urbanísticos que difieren de la realidad.

• Estas Vías son las que actualmente constituyen parte del perfil urbano consolidado de oficio en Lima no se pueden omitir para el modelado de la red en el VAD

Con el fin de establecer coherencia y concordancia entre la situación real y las disposiciones de las diversas normativas se ha establecido como óptimos para el modelado de la red los criterios de restricciones considerados en el Informe Final.

Absolución:

Los criterios utilizados y propuestos para la definición del tipo de red se basan en la densidad de carga, y en aquellos casos en que se presentan restricciones por áreas monumentales, contaminación salina, u otras se han evaluado soluciones técnicas económicas acordes con lo indicado en los Términos de Referencia.

2.3 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS



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Absolución:

En el análisis técnico- económico efectuado para identificar el sistema de operación y protecciones óptimo se han considerado todos los costos involucrados en cada alternativa, incluyendo los costos de protección asociados a cada sistema.

Tal es así que en la tabla de la página 2-25 del Informe Final - Parte 3 Resultados, puede observarse que en el Item “Sistema de protecciones en la red MT” el costo de las protecciones para cada SET típica en los sistemas con neutro aislado o con bobina zig-zag asciende a 52 200 US$ mientras que para el sistema con neutro aislado el costo por SET asciende a 344 000 US$.

Los costos de las protecciones se detallan en la tabla siguiente, correspondiendo a protecciones de máxima corriente a la salida de los alimentadores para los sistemas de neutro rígido a tierra y de puesta a tierra mediante bobina zig-zag, mientras que para el sistema con neutro aislado se trata de protecciones con detección de corriente homopolar direccionales, para instalación interior en el caso de las salidas de los alimentadores y para instalación exterior en el caso de las transiciones red subterránea/red aérea y para los clientes MT.

Sistema de Protecciones en salida de alimentadores

Protecciones en transiciones subterráneo/aéreo

Protecciones en clientes MT COSTO POR

puesta a tierra del neutro CantidadCosto Uitario [ US$ ]

Costo Total

[ US$ ]Cantidad

Costo Uitario [ US$ ]

Costo Total

[ US$ ]Cantidad

Costo Uitario [ US$ ]

Costo Total

[ US$ ]

SISTEMA [ US$ ]

Neutro rígido a tierre 14,9 3.500 52.167 52.167Neutro a tierra mediante bobina zig-zag 14,9 3.500 52.167 52.167

Neutro aislado 14,9 10.500 156.500 2 12.500 25.000 13 12.500 162.500 344.000

Adicionalmente se ha considerado para el sistema de neutro aislado la existencia de fallas asociadas al sistema de operación y de protecciones, que no se originan en los sistemas rígido a tierra o mediante bobina zig-zag, con un promedio de 14,5 minutos de interrupción por SET, por falla y por año, lo que implica una ENS de 6,23 MWh por SET por falla y por año. Considerando la tasa de fallas históricas registradas en Edelnor de 0,19 fallas por SET y por año, el costo anual por ENS y por reposición de la falla por SET asciende a 2 372 US$. El valor capitalizado a 20 años y al 12% anual asciende a un total de 17 700 US$ por SET.


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Resumiendo el sobrecosto asociado al sistema de protecciones (inversión y costo de las fallas) homopolares requerido para el sistema de neutro aislado, respecto a los sistemas con neutro rígido y con bobina zig-zag asciende a 309 500 US$ por cada SET.

Aún considerando este sobrecosto el sistema con neutro aislado termina siendo el más económico al evitar costos de instalación y mantenimiento de las puestas a tierra que existen en los otros sistemas, en particular para las características del terreno en el área de Lima.

Absolución:

Las protecciones homopolares en las redes de MT, asociadas a un % menor de usuarios de MT que se asume están directamente conectados al troncal de los alimentadores, responde a las obligaciones que tiene la empresa para garantizar el cumplimiento de los niveles de calidad de servicio, ya que de no existir este equipamiento la empresa es solidaria ante fallas en las instalaciones de los mismos.

La evaluación del cumplimiento de la normativa de calidad considera el efecto de las instalaciones propias de la empresa distribuidora en función de tasas de falla y tiempos de normalización para cada uno, asumiendo que en todos los casos no existe aporte de fallas y/o tiempos desde los clientes. Por lo cual resulta necesario emplear en un grupo de usuarios este tipo de equipamientos con el objeto de garantizar el cumplimiento de la normativa de calidad por parte de la empresa.

Absolución:

En la respuesta de las observaciones al Tercer Informe Parcial se ha desarrollado la justificación y/o aclaración respecto al porque no se ha analizado esta alternativa. El OSINERGMIN no ha incorporado observaciones adicionales a la respuesta presentada que hagan suponer que la misma carece de validez. Por lo cual mantenemos la misma respuesta la cual se copia a continuación.


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En la evaluación realizada se han considerado las alternativas más comunes de revisión que fueran desarrolladas en el Primer Informe y cuantificadas en el Segundo Informe.

La alternativa de cambio de la tensión en las redes de BT involucra no sólo una evaluación de los costos de instalación, operación y mantenimiento y pérdidas asociados desde el punto de vista de la distribuidora, sino también la consideración del costo que deben incurrir los trifásicos para la modificación de la tensión de operación de sus equipos e instalaciones trifásicas internas.

En efecto la cantidad de clientes en BT trifásicos tanto Edelnor (105 000) como en Luz del Sur (220 000) implica la consideración de costos muy importantes y difíciles de evaluar relacionados con las adecuaciones internas involucradas que, como se indicó, deben agregarse al incremento de costos de instalación por parte de la distribuidora fundamentalmente asociados a la puesta a tierra del neutro.

Entendiendo que estos sobrecostos, aunque no precisamente determinados, son muy superiores a los ahorros posibles en la capacidad de los conductores y en la reducción de pérdidas asociadas al cambio de tensión, es que no ha sido considerada esa alternativa.

Absolución:

Desde el punto de vista del Estudio del VAD el modelo de optimización utiliza aquella topología que cumpliendo con la normativa de calidad de servicio garantice el menor costo incluyendo las tres etapas (Red de MT, Subestaciones MT/BT y Red de BT).

La topología radial se caracteriza por la alimentación por uno solo de sus extremos transmitiendo la energía en forma radial a las cargas. No obstante en caso de contar con cierres en cualesquier situación de falla solamente las cargas ubicadas sobre el troncal pueden ser alimentadas desde otro extremo del circuito. La topología en anillo se caracteriza en donde cualquier carga puede ser alimentada por dos posibles caminos eléctricos, dado que uno solo de estos dos caminos es efectivo, la emergencia se realiza mediante esta posibilidad de bucle.

Estos criterios han sido explicados en las sucesivas respuestas a las observaciones y descritos con detalle en la metodología empleada para realizar la optimización de las instalaciones de la empresa modelo, por lo cual, se considera que de no entender su alcance se requieran ampliaciones de los mismos, en lugar de reiterar sistemáticamente la misma observación sin dar mas información que permita entender el verdadero alcance de la misma.

Esta claro que las diferencias entre ambas topologías radica en las configuraciones y la cantidad de red, a partir de las cuales se determina los niveles de calidad de servicio y los costos totales que cada uno representa, no obstante el modelo permite sobre cada alternativa explorar diferentes niveles de equipamiento.


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En cualesquier caso el modelo selecciona aquella topología que cumpliendo con los niveles de calidad de servicio asegura el menor costo considerando todas las etapas de la red.

Absolución:

Entendemos que el concepto de ineficiente mencionado se refiere a mayores costos que podría tener un tipo de red para una zona determinada. Como se explicara en la metodología detallada del modelo (Ver Anexo A del Informe) y en los criterios de optimización utilizados, finalmente se selecciona aquella opción que resulta con los menores costos considerando las tres etapas de red.

Cabe mencionar que la Topología en Anillo o con Cierres no resulta seleccionada en ninguna de las Zonas de Meda y Baja densidad de carga, razón por lo cual no se entiendo el alcance de la observación realizada por el OSINERGMIN.

2.4 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA



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Absolución:

Con referencia a los supuestos excesos en los costos estándar de inversión propuestos para los siguientes rubros se desarrollan a continuación las siguientes absoluciones:

Costos Unitarios de Inversión de Redes de Media Tensión

• En los costos por kilómetro de red aérea de Aluminio y Cobre (vertical) el Supervisor VAD muestra sus montos de comparación, pero en el detalle de costos por armado estos armados no aparecen comparados.

• Para el caso de la red aérea autoportante de aluminio (con ménsula) el Supervisor VAD no ha evaluado esta alternativa, pues no presenta costos unitarios por kilómetro ni por armado.

• En las redes subterráneas las diferencias encontradas por el supervisor VAD se explican en la estructura de los siguientes armados: “rotura y reparación de veredas”, “rotura y reparación de calzada”, “ducto de concreto”; que han sido modificados por el consultor VAD en función a que la referencia VAD 2005 no reflejaba los costes del trabajo involucrado. Al respecto hay que comentar que el Consultor VAD, tratando de mantener una línea de referencia respecto al VAD 2005, presentó una estructura de rendimientos de recursos ajustada para estos armados que no refleja los rendimientos reales.

• Lo que hay que notar en esta comparación, por ejemplo para el armado “rotura y reparación de calzada”, es que para alcanzar los rendimientos presentados por el consultor es necesario un rendimiento de 19,75 m2 (para la cuadrilla normal


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propuesta) cuando el valor real es de sólo 10 m2. Los valores del supervisor VAD están por debajo de estos dos valores lo que hace suponer que los rendimientos considerados son muy superiores al real. El mismo análisis lo podemos hacer para el armado ducto de concreto.

• El armado “reparación de vereda” contempla nuevos recursos que son necesarios para su ejecución como Cortadora de concreto, vibrador y mezcladora de concreto que no han sido considerados por el Supervisor VAD.

• Por la estructura de costos de inversión por kilómetro de red considerada por el Supervisor VAD, se puede suponer que ha considerado el armado ducto de concreto por juego como se considera en el proceso VAD 2005, asignando una cantidad de 10 unidades por kilómetro de red. Lo que ha planteado el Consultor VAD es un análisis por metro de ducto (cruzada), incluyendo la zanja y asignando un valor de 110 metros por kilómetro de red y descontando la misma cantidad del metrado de zanja.

inversión contenidos en el Informe Final VAD para Redes de Media Tensión reflejan los costos óptimos para la red para la cual se han modelado.

Costos Unitarios de Inversión en Redes de Baja Tensión

• Para el caso de la red aérea autoportante el Supervisor no ha considerado la comparación de los armados especiales que incluyen postes de acero y ménsula de acero.

• Para la red subterránea tenemos el caso idéntico respecto a los armados de “rotura y reparación de vereda”, “rotura y reparación de calzada”, ductos de concreto de la red de Media Tensión. Los sustentos presentados para red subterránea en media tensión son los mismos que para la red de baja tensión.

• • Para el armado de Puesta a Tierra con Varilla el supervisor VAD consigna un valor en transporte y equipos que observa una variación de rendimientos con respecto a la base de VAD 2005, pues incluso el valor indicado (5,11 dólares) es inferior al que se obtuvo en el VAD 2005. (7,79 dólares). Este mismo armado se emplea en la red de baja tensión para los nuevos armados propuestos.

Por lo expuesto consideramos que los montos de los costos de armados y costos de inversión contenidos en el Informe Final VAD para redes de Baja tensión reflejan los costos óptimos para la red para la cual se han modelado.

Equipos MT

• El supervisor VAD en el costo de inversión del seccionador en SE Subterránea no ha considerado el “armado obra civil de equipo de protección” como para el caso de interruptor o seccionador.

• El supervisor VAD en el costo de inversión del reconectador no ha considerado el armado “ensamble de equipo en red aérea”. El costo del armado del reconectador no incluye este trabajo.

• En el costo de inversión del descargadores de sobretensión el monto considerado por transporte (7 dólares) es incluso menor que el consignado en el mismo rubro en el armado individual (12 dólares). También no se ha considerado el armado “ensamble de equipo en red aérea”.

• Para el caso de los Bancos de compensación Estándar ocurre lo mismo que para los descargadores de sobretensión.


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Por lo expuesto consideramos que los montos de los costos de armados y costos de inversión contenidos en el Informe Final VAD para redes de Equipos MT reflejan los costos óptimos para la red para la cual se han modelado.

Subestaciones MT/BT

• Por lo vertido el Supervisor VAD recoge los criterios del proceso VAD 2005, donde no se considera en los costos de inversión los metrados de los cables de comunicación para los conductores que sirven para conectar los transformadores con los respectivos tableros de distribución. Estos metrados para los casos de susbestaciones aéreas biposte y monoposte y compacta bóveda, han sido incluidos en el Estudio VAD en el armado respectivo de transformadores.

• Para el caso de la composición de los costos unitarios de las subestaciones aéreas se encontraron diferencias entre lo presentado como costo de inversión global y el valor asignado a cada armado individualmente. Por ejemplo se ha seleccionado costo de la Subestación Aérea Biposte de 160 KVA. Con la Base de datos de Referencia proporcionada por la GART y empleando el programa SICODI emitimos el reporte para el costo de inversión en mención, y los montos desagregados por mano de obra, materiales, transporte y demás no coinciden con lo consignado por el Supervisor VAD.

Por lo expuesto consideramos que los montos de los costos de armados y costos de inversión contenidos en el Informe Final VAD para subestaciones MT/BT reflejan los costos óptimos para la red para la cual se han modelado.

Redes AP

• Para el caso de redes aéreas y subterráneas se presentan los mismos casos que se mencionaron en el acápite de redes Baja Tensión.

• El supervisor V AD no ha considerado en su revisión los costos de inversión de red subterránea de Aluminio, redes autosoportadas con armados especiales de postes y crucetas de acero.

• Los armados que difieren con respecto a la referencia VAD 2005, que el supervisor VAD ha empleado como criterio, son los armados de postes de concreto. Básicamente no es razonable que se considere el mismo rendimiento de recursos de transporte para postes de acero y concreto en las alturas de 9, 11 y 13 metros.

• Existe una inconsistencia en los montos presentados por el consultor VAD para el armado de baja tensión de Cable NYY de 1 x 70 mm2, el valor asignado para transporte y equipo es inferior al considerado para el cable N2XY 1x70 mm², por el mismo, e incluso menor que el considerado en la referencia VAD 2005.

Por lo expuesto consideramos que los montos de los costos de armados y costos de inversión contenidos en el Informe Final VAD para redes AP reflejan los costos óptimos para la red para la cual se han modelado.

En lo referente a los costos de materiales utilizados, los costos presentados en el Estudio VAD reflejan los costos en que incurrió la empresa durante el 2008 por la adquisición de equipos y materiales, debido al efecto atrasado del alto precio de la materia prima, cobre y aluminio, en la fabricación de conductores y equipos eléctricos. Los precios fijados por


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los proveedores de equipos y materiales se mantuvieron altos aún después del mes de julio 2008 hasta por el tiempo en que éstos agotaron su stock de materia prima adquirida a precio alto antes de julio 2008.

Por lo mencionado, no es adecuado confundir el precio instantáneo de los metales (materia prima) en la Bolsa de Londres, con el precio de venta que fijan los fabricantes y proveedores de conductores y equipos eléctricos; éstos establecen en sus precios un efecto atrasado (no instantáneo) del precio de la materia prima, en este caso, los precios altos de materiales estuvieron vigentes aún después de julio 2008.

En este sentido, las facturas y órdenes de compra presentadas en el Estudio VAD reflejan los precios que la empresa pagó por la adquisición de materiales después de julio 2008, de tal manera que los costos de inversión presentados están reflejando los costos de mercado a diciembre 2008. Además, las compras de la empresa se hacen durante todo el año y generalmente estas se concretan a mitad de año por lo que difícilmente se cuenta con facturas precisamente de diciembre 2008.

Cabe mencionar además que los costos unitarios adoptados para los diversos equipos se sustentan en facturas de equipamiento efectivamente comprado, que es el real costo que las empresas deben asumir.

Con referencia a la evolución de los Precio del Cobre vale lo señalado anteriormente en el sentido que los precios instantáneos de la materia prima de diciembre 2008 (London Metal Exchange) no deben ser tomados en cuenta como base para establecer un precio de mercado para los materiales y equipos eléctricos, sino más bien asumir como precio de mercado el precio de venta que fijan los proveedores de materiales. Al carecer de este sustento para establecer un precio de mercado de materiales y equipos eléctricos a diciembre 2008 es pertinente recurrir a la práctica estable que se hace para la actualización del VAD (ultima fijación Resolución OSINERG N° 370-2005-OS/CD) consistente en que la actualización del “índice del precio del cobre es calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos doce meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres”. Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con el tercer mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Para la obtención de este indicador se tomarán en cuenta la cotización de la libra de cobre Londres en Ctvs. US$ / lb, publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Perú – Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del período), es decir se aplica un promedio móvil del precio del cobre para la respectiva actualización del VAD.

La información del precio del cobre, instantáneo y actualización del VAD, en ctvs. US$ por libra es:


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Actualización VADcada 12 meses

Mes BCR - CU IPCU - VADEnero 08 320.28 323.26Febrero 357.78 325.73Marzo 382.80 328.19Abril 393.94 322.93Mayo 380.23 328.19Junio 374.69 336.55Julio 381.65 344.06Agosto 346.30 347.53Septiembre 317.10 350.18Octubre 223.43 353.14Noviembre 168.60 354.81Diciembre 08 139.34 355.26Enero 09 146.09 352.74Febrero 150.35 341.08Marzo 170.09 328.80Abril 199.88 315.51Mayo 09 207.23 301.00

Variación PRECIO COBRE Ctvs US$ por LibraBCR = Banco Central de Reserva del Perú

IPCu = Indice de precio del cobre para actualización en VAD

100

150

200

250

300

350

400

450

Enero

08

Febrer

oMarz

oAbri

lMay

oJu

nio Julio

Agosto

Septie

mbre

Octubre

Noviem

bre

Diciem

bre 08

Enero

09

Febrer

oMarz

oAbri

l

Mayo 0

9

mes

Ctv

s U

S$ p

or L

ibra

Data Ref.BCR - CUIPCU - VAD

Julio 08 Diciembre 08

De la información gráfica se nota que a partir de julio 2008 la actualización del precio del cobre-IPCU, para su aplicación al VAD, refleja el efecto atrasado del precio alto del material que se da de enero 2008 a julio 2008; este efecto permanece hasta enero 2009. Posteriormente, recién desde febrero 2009 la tendencia es a la baja en el IPCU por el efecto atrasado de los precios bajos de julio 2008 a diciembre 2008. En este sentido, se demuestra que el valor instantáneo (LME) no es válido como referencia para establecer un precio de mercado de materiales y equipos eléctricos, sino que es necesario tomar en cuenta el efecto atrasado de los precios de transacción tal como se consideran en la actualización tarifaria del VAD.


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Al asumir como precio de mercado de materiales el valor instantáneo a diciembre 2008 (ctvs. US$ 139.34 por libra) para realizar inversión en una empresa modelo, no se reconoce el precio de la transacción o de la orden de compra que se hizo con anterioridad a diciembre 2008 en los que los precios fueron altos. Además, si posteriormente el precio de diciembre 2008 se actualiza con un factor de actualización que contiene un período móvil de 12 meses se estará castigando doblemente a la baja el precio de conductores y equipos eléctricos, situación que perjudica y pone en riesgo la recuperación de la inversión y el equilibrio financiero de la empresa.

Por lo indicado, el empleo de los precios de julio 2008 de los materiales que usan como materia prima el cobre es adecuado.

Respecto el precio del aluminio el mecanismo de actualización del VAD que el “índice del precio del aluminio es calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerarán las últimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del tercer mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicada”. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platt’s Metals Week. Vale decir, se aplica un promedio móvil del precio del aluminio para la respectiva actualización del VAD.

La información del precio del aluminio, instantáneo y actualización del VAD, en US$ por tonelada es:

Actualización VAD

HG CASH - LME

Mes Week LME AL - VAD

Ene-08 2677,24

Feb-08 2643,01

Mar-08 2608,77

Abr-08 3000,60 2598,30

May-08 2897,06 2619,17

Jun-08 3050,90 2630,63

Jul-08 2963,50 2638,14

Ago-08 2701,50 2662,60

Sep-08 2463,60 2690,55

Oct-08 2002,15 2711,16

Nov-08 1733,40 2711,16

Dic-08 1492,83 2679,25


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Ene-09 1312,05 2647,34

Feb-09 1312,05 2579,32

Mar-09 1281,70 2504,96

Abr-09 1371,00 2368,72

May-09 1423,50 2240,72

Variación precio ALUMINIO US$ por toneladaWeekly Report London Metal Exchange

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09

US$

por

tone

lada

Week LMEAL - VAD

De la información gráfica se nota que a partir de julio 2008 la actualización del precio del aluminio-LWE, para su aplicación al VAD, refleja el efecto atrasado del precio alto del material que se da en los primeros meses de 2008, este efecto permanece hasta enero 2009. Posteriormente, desde febrero 2009 la tendencia es a la baja moderada en el LWE por el efecto atrasado de los precios bajos de julio 2008 a diciembre 2008. En este sentido, se demuestra que el valor instantáneo (LME) no es válido como referencia para establecer un precio de mercado de materiales y equipos eléctricos, sino que es necesario tomar en cuenta el efecto atrasado de los precios de transacción tal como lo consideran los VAD anteriores.

Al asumir como precio de mercado de materiales el valor instantáneo a diciembre 2008 (US$ 1492,83 por tonelada) para valorizar la inversión en una empresa modelo, no se reconoce el precio de la transacción o de la orden de compra que se hizo con anterioridad a diciembre 2008 en los que los precios fueron altos. Además, si posteriormente el precio de diciembre 2008 se actualiza con un factor de actualización que contiene un período móvil de 52 meses se estará castigando doblemente a la baja el precio de conductores y equipos eléctricos, situación que perjudica y pone en riesgo la recuperación de la inversión.

Por lo indicado, el empleo de los precios de julio 2008 de los materiales que usan como materia prima el aluminio es adecuado.


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Finalmente el OSINERGMIN también indica que: “El Consultor VAD debe presentar sustentos que reflejen los precios a diciembre del 2008 y/o ajustar los valores de los sustentos presentados a dicho mes, tomando factores de ajuste que resulten de la evolución de los precios de materiales como el cobre y aluminio. Además, deberá adecuar las fórmulas de actualización, en los términos pertinentes, de acuerdo al criterio señalado.”

Al respecto debemos señalar en principio que, la citada afirmación del Regulador no se sustenta en dispositivo legal alguno ni está así establecida en los “Términos de Referencia de los Estudios de Costos del Valor Agregados de Distribución (VAD)”; es más, no tiene antecedente en ninguna regulación tarifaria pues, en las fijaciones de tarifas de distribución anteriores, el mencionado ajuste de precios se ha realizado con el tipo de cambio del dólar de los Estados Unidos de América.

En efecto, el mismo Regulador en el literal 4.2.5.2 – Análisis, del numeral 4.5.2 – Costos de materiales vigentes al 31/12/2004 – del Informe OSINERG-GART/DDE N° 055-2005 – “Informe Técnico del Recurso de Reconsideración interpuesto por Luz del Sur contra la Resolución OSINERGMIN N° 370-2005-OS/CD” –, que sustentó la Resolución N° 017-2006-OS/CD, aclara que, en cumplimiento de los “Términos de Referencia de los Estudios de Costos del Valor Agregados de Distribución (VAD)”, la valorización de inversiones se expresa al mes de diciembre para que las tarifas se expresen en soles de ese mes, considerando su respectivo tipo de cambio, así como para poder aplicar las fórmulas de actualización tarifaria a partir de esa fecha; por lo tanto, lo observado por OSINERGMIN de ajustar los costos de los materiales al mes de diciembre 2008 con la variación de los precios del aluminio y el cobre contradice lo expresado por él mismo en su resolución de fijación de tarifas de distribución del año 2005. Lo anterior, se muestra en la trascripción que sigue:


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Absolución:

Los costos de adquisición de los vehículos son valores medios del mercado en Lima para las distintas categorías. En el Anexo B de este Informe se adjuntan como sustento algunas cotizaciones. Para el caso de los costos de las grúas, se debe considerar en el precio de adquisición de la grúa, el costo del camión en el que es instalado, así como los costos en los que se incurre por instalación del brazo y sistema hidráulico y adaptaciones del chasis del camión; los cuales son adicionales al precio del equipo, según consta en las cotizaciones adjuntas.

En el caso de la camioneta 4x4 su empleo es necesario debido a que en la zona de concesión de la empresa modelo existen muchas zonas que no cuentan con pistas asfaltadas y están en terrenos accidentados (pendientes) o de difícil acceso (arenales), por lo que se requiere de este tipo de vehículos para garantizar la seguridad de los trabajadores y terceros.

En la tabla siguiente se presenta el cálculo de los costos de combustible, repuestos, servicios y seguros considerados.


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Gasolina 3,48 US$ / galDiesel (Gas Oil) 3,10 US$ / galCosto anual Matrícula 1,0% valor vehículo nuevoCosto anual Seguro 4,0% valor vehículo nuevoCosto anual Repuestos 2,0% valor vehículo nuevoCosto anual Mantenimiento 3,0% valor vehículo nuevoTasa de amortización 10%Período de amortización 5 años

COSTO ADQUISICION COSTO NEUMATICOS UTILIZACION ANUAL RENDIMIENTO COMBUSTIBLE

RENDIMIENTO NEUMATICOS

Automóvil Sedan 39.000 US$ / unid 200 US$ / unid 20.800 km / año 40 km / gal 25.000 kmUtilitario liviano 13.000 US$ / unid 200 US$ / unid 40.000 km / año 45 km / gal 25.000 kmCamioneta Pick-Up 4x2 simple cabin 14.000 US$ / unid 170 US$ / unid 40.000 km / año 45 km / gal 25.000 km

Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina 30.000 US$ / unid 170 US$ / unid 40.000 km / año 30 km / gal 25.000 kmCamión 50.000 US$ / unid 600 US$ / unid 25.000 km / año 20 km / gal 25.000 kmCamión Canasta 4x2 127.500 US$ / unid 600 US$ / unid 10.400 km / año 20 km / gal 25.000 kmCamión Doble Canasta (aislado) 100.000 US$ / unid 600 US$ / unid 7.800 km / año 20 km / gal 25.000 km

Camión con Grúa 150.000 US$ / unid 600 US$ / unid 20.000 km / año 20 km / gal 25.000 kmGrúa pesada 150.000 US$ / unid 310 US$ / tren 800 h / año 0,3 h / gal 550 hExcavadora 175.000 US$ / unid 310 US$ / tren 500 h / año 0,3 h / gal 550 h

COSTO VEHICULOS - US$ / año

Combusti-ble

Neumá-ticos Repues-tos

TOTAL MATE-

RIALESMatrícula Seguro

Manteni-miento

TOTAL SERVI-CIOS

Amorti-zación

COSTO TOTAL

Automóvil Sedan 1.810 666 780 3.255 390 1.560 1.170 3.120 10.288 16.663Utilitario liviano 3.093 1.280 260 4.633 130 520 390 1.040 3.429 9.103Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabin 2.756 1.088 280 4.124 140 560 420 1.120 3.693 8.937Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina 4.133 1.088 600 5.821 300 1.200 900 2.400 7.914 16.135Camión 3.875 2.400 1.000 7.275 500 2.000 1.500 4.000 13.190 24.465Camión Canasta 4x2 1.612 998 2.550 5.160 1.275 5.100 3.825 10.200 33.634 48.995Camión Doble Canasta (aislado) 1.209 749 2.000 3.958 1.000 4.000 3.000 8.000 26.380 38.338Camión con Grúa 3.100 1.920 3.000 8.020 1.500 6.000 4.500 12.000 39.570 59.590Grúa pesada 8.267 451 3.000 11.718 1.500 6.000 4.500 12.000 39.570 63.287Excavadora 5.167 282 3.500 8.948 1.750 7.000 5.250 14.000 46.165 69.113

Los valores correspondientes a los seguros corresponden a la prima anual de seguro más el SOAT, mientras que los costos de mantenimiento incluyen los services y reparaciones menores requeridas. Los rendimientos de combustible, de neumáticos y los km recorridos anuales se presentan en la tabla.

Si se comparan los valores adoptados con los registrados realmente para una empresa que opera con estos vehículos veremos que los mismos son conservadores, según se indica en la tabla siguiente (en el Estudio de cálculo de costos del VAD no se han considerado los costos de choferes y equipamiento que resultan un valor elevado)

ESTUDIO VAD VALORES REGISTRADOSCostos anuales como porcentaje del

costo de adquisición del vehículoMatricula y

seguroManteni-miento TOTAL

Seguro y Revisión Técnica

Manteni-miento

Choferes y equipos TOTAL

Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina 5% 9% 14% 3% 19% 61% 79%Camión 5% 10% 15% 3% 21% 38% 59%Camión con Grúa 5% 6% 11% 5% 9% 18% 27%Grúa pesada 5% 5% 10% 4% 8% 15% 23%

Con respecto a considerar la amortización de los vehículos en un período de 10 años, son válidas las mismas consideraciones expuestas en la absolución de las observaciones efectuadas a los informes anteriores en el sentido que el período de amortización típico para los vehículos en distintos países de la región es del orden de los 5 años, que coincide con la vida útil que se corresponde con una utilización a tiempo completo de los mismos (se han considerado 40 000 km anuales para vehículos utilitarios y camionetas y 25 000 km anuales para camiones) durante ese período, y tomando en cuenta las exigencias de utilización para este tipo de tareas. Este periodo es consistente con criterios contables vigentes.

Finalmente para efectuar un análisis global de los recursos observados, en el cuadro siguiente presentamos los costos de recursos considerados por el supervisor VAD (SUP VAD) utilizados como referencia para la evaluación de los costos presentados en el


2-30

Edelnor 22/7/09

Informe Final VAD, así como, los costos aprobados por el regulador para los mismos conceptos en la regulación anterior del 2005(VAD 2005)

(1) costos de recursos reportados por el Consultor VAD en Informe Final VAD

(2) costos de recursos aprobados por OSINERGMIN en la regulación 2005

(3) costos deducidos en base a información proporcionada por BD y los totales por armado adjuntos en el “Anexo 4” de las Observaciones OSINERGMIN

De la comparación de los diferentes costos podemos observar una inconsistencia muy clara en los costos considerados por el Supervisor VAD, donde el costo para el recurso Grúa Chica 2.5 T bajó un 19% respecto al VAD 2005. Esto en una coyuntura de 4 años, donde los insumos principales han elevado sus precios, no es razonable.

Por lo tanto consideramos que los valores considerados en el Informe Final para los recursos de mano de obra y transporte y equipos son los adecuados para el desarrollo de la empresa modelo del VAD.

Absolución:

Para la consideración del costo de los ductos se ha considerado un promedio de 11 m de ducto por cada cruzada ya que la experiencia demuestra que se requiere al menos 0,5 m de mayor longitud por sobre el ancho promedio de la vía, para permitir las operaciones posteriores de mantenimiento sin afectar la circulación por las pistas.

Por el motivo indicado no se modificará el costo unitario de inversión de las redes subterráneas.

2.5 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS



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Edelnor 22/7/09

Absolución:

A continuación se da respuesta a cada uno de los puntos observados:

• El cálculo del tiempo equivalente de pérdidas se realizó mediante la utilización de la ecuación matemática indicada por el OSINERGMIN en los términos de referencia para el estudio de caracterización de la carga de los sistemas de distribución eléctrica:

acacpérdidas fff arg2

arg *3,0*7,0 +=

El factor de carga de las redes de BT y MT se determina a partir de los consumos facturados a los usuarios de la empresa durante en período base y los factores de carga y coincidencia obtenidos del estudio de caracterización de la carga presentado como anexo E del informe final.

A partir de la energía facturada para cada categoría de usuarios y los factores determinados en la campaña se calcula la potencia máxima simultánea de los diferentes grupos tarifarios.

Teniendo la Energía y la potencia máxima simultánea de cada etapa de red, se determinan los factores de carga de BT y MT y a partir de estos valores, aplicando las ecuaciones que se detallan a continuación, se calculan los factores de pérdidas.

aMTcaMTcpérdidasMT fff arg2

arg *3,0*7,0 +=

aBTcaBTcpérdidasBT fff arg2

arg *3,0*7,0 +=

Y finalmente se obtienen los tiempos equivalentes de pérdidas de BT y MT.

• Lo detallado responde a una determinación técnica de los tiempos equivalentes de pérdidas que fueron utilizados para el presente proceso tarifario, en un todo de acuerdo a lo previsto en las Bases para la realización de los estudios. La observación realizada por el OSINERGMIN no indica ninguna justificación, ni detalle de cálculo de los tiempos que solicita sean modificados. Por lo tanto


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Edelnor 22/7/09

concluimos que el proceso de cálculo utilizado es el adecuado y los tiempos que del mismo se obtienen son correctos para ser utilizados en el estudio.

• La necesidad de respaldo del troncal se justifica en la medida que no se cumple con las exigencias de calidad de servicio, sean en redes subterráneas o aéreas. En la evaluación realizada además se verifica la incorporación de equipamiento de protección adicional a fin de obtener la solución más económica entre todas las posibles. El efecto de utilizar % diferentes a los propuestos se ha verificado que no modifica las soluciones propuestas.

• El factor de utilización de los transformadores fijado en el Informe Final 70% para todas las zonas (que será corregido en el Informe Definitivo empleando un 75% para las zonas de MAD y AD1 y de un 70% para las zonas de AD2, MD y BD) resulta conservador y adecuado para realizar el modelado de este tipo de equipamiento, ya que proponer valores por encima presentan un desvío muy importante respecto a la realidad de cada empresa (40%-50%) que en ningún caso podrían ser factibles. Se considera que, aún en el caso de la empresa modelo, emplear valores teóricos que en la práctica se encuentran totalmente alejados de la realidad se aleja del espíritu de un cálculo tarifario. Los valores utilizados se corresponden con los empleados en el Estudio del VAD del 2005, los cuales no han sido observados por el OSINERGMIN.

Absolución:

El OSINERGMIN expresa en esta observación que los resultados obtenidos resultan inconsistentes, dado que presenta incoherencia con los metrados de la empresa real.

Los criterios empleados para el desarrollo de la empresa modelo se ajustan a lo establecido en los Términos de Referencia publicados por el OSINERGMIN, pero nada se sugiere respecto de cómo se debe tratar los resultados obtenidos a fin que pueden ser calificados como inconsistentes y/o incoherentes.


2-33

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En lo que respecta a los metrados de la red de MT se presenta a continuación una comparación de la empresa Modelo con empresa Real:

Sistema de Distribución Eléctrica LIMA NORTE

Metrados Empresa Modelo

Metrados Empresa

Real

Diferencias Modelo vs.

Real

Media TensiónRed Aérea km 1,164.0 1,105.2 58.8 5%Red Subterránea km 1,374.6 1,472.3 -97.7 -7%Total red MT km 2,538.6 2,577.5 -38.9 -2%

Unidad

Para analizar el primer aspecto es necesario ver el contexto general de toda la red de MT y no solo el comportamiento de la red aérea.

Del gráfico presentado puede observarse que los metrados totales tienen una reducción del 2% mientras que para la red aérea resulta un 5% por encima y para la red subterránea un 7% por debajo de la real. Por lo cual, no se entiende con que argumentación “sustentable” el OSINERGMIN puede calificar estos resultados como injustificados.

En lo que respecta a los kVA instalados en las subestaciones de MT/BT como se explicara en los puntos anteriores el factor de utilización empleado de un 75% para las zonas de MAD y AD1 y de un 70% para las zonas de AD2, MD y BD resulta conservador y adecuado para realizar el modelado de este tipo de equipamiento.

En lo que respecta a las redes subterráneas de BT resulta una mayor diferencia entre la empresa Real y la Modelo según se detalla en el siguiente cuadro:

Sistema de Distribución Eléctrica LIMA NORTE

Metrados Empresa Modelo

Metrados Empresa

Real

Diferencias Modelo vs.

Real

Baja TensiónRed Subterránea

Servicio Particular km 2,906.8 6,058.7 -3,151.9 -52%

Unidad

Como puede observarse los metrados subterráneos para el servicio particular de la empresa Modelo resultan 52% inferiores a los existentes en la empresa Real. Si para el OSINERGMIN el reconocer solamente el 48% de la red subterránea existente resulta un incremento injustificado de la red subterránea, cabría preguntar que se entiende por razonable.

Absolución:


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En la respuesta de las observaciones al Tercer Informe Parcial se ha desarrollado la justificación y/o aclaración respecto de este punto. El OSINERGMIN no ha incorporado observaciones adicionales a la respuesta presentada que hagan suponer que la misma carece de validez. Por lo cual mantenemos la misma respuesta la cual se copia a continuación.

Cabe mencionar sin embargo que la existencia de diferencias entre las instalaciones de la red optimizada y la real son propias de la misma metodología prevista en el Marco Regulatorio. La configuración actual de las redes responde a una evolución histórica de las instalaciones reales de las empresas, que arranca en momentos anteriores a la actual regulación.

La red modelo se corresponde a la aplicación de criterios uniformes para todas las áreas, aplicados en un mismo momento temporal, para atender al mercado actualmente existente.

Conceptualmente se trata de diseñar una red modelo para áreas con diversas densidades por lo que pueden existir diferencias en algunas de las instalaciones. Tal es el caso de las tecnologías utilizadas, en donde en el presente estudio ha resultado económicamente más conveniente el uso de conductores de aluminio en áreas donde las redes actuales se presentan mayoritariamente de cobre, o el caso de que las redes resultantes del modelado presentan una menor proporción de redes subterráneas que las realmente existentes.

2.6 OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS


Absolución:

El cálculo de los vehículos de transporte y carga de la distribuidora se realizó tomando en cuenta ratios típicos para empresas distribuidoras latinoamericanas. Sin embargo los mencionados ratios no toman en cuenta el nivel de tercerización existente en cada compañía por lo que se revisaron los mismos para considerar los elevados niveles de tercerización establecidos para la empresa modelo.

Sin embargo, aún considerando esos elevados niveles de tercerización, la empresa modelo debe mantener un parque mínimo de vehículos propios para posibilitar su utilización por parte de los empleados propios afectados al servicio y mantener la existencia de una reserva en caso de inconvenientes con los equipos de los contratistas.


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A los efectos de referencia se presenta la comparación de los vehículos propios realmente existentes en Edelnor y de los considerados en el dimensionamiento de la empresa modelo.

CantidadEmpresa

realEmpresa modelo

Automóviles 8 5Camiones 4 3Camionetas 3 5Motocicletas 2TOTAL TERRENOS 15 14

Con respecto a los equipos de medición y control, el driver de dimensionamiento utilizado como comparación entre diferentes empresas de la región es la cantidad de empleados de distribución, el que resulta más representativo que solamente los operarios y cuadrillas como se propone. Esto es así porque muchos de los equipos considerados son equipos de gabinete y laboratorio, que no están a cargo ni son operados directamente por los operarios ni las cuadrillas en el campo.

2.7 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO


Absolución:

En el Anexo A punto “A.1.7 Calidad de Servicio” se describe la metodología de cálculo utilizada para la definición de los estándares de calidad de servicio eléctrico y en el Anexo B se detallan las hipótesis de Tasas de Falla y Tiempos de Reposición utilizadas para la Optimización de la empresa Modelo. Esta información se la ha incluido en todas las versiones anteriores, por lo cual no se justifica la observación realizada por el OSINERGMIN.

Los valores utilizados de Tasas de Falla y Tiempos de Reposición se corresponden con valores de empresas eficientes empleados en otras revisiones tarifarias en Latinoamérica. Asimismo cabe recordar que estos mismos valores han sido utilizados en las revisiones tarifarias del 2005 y 2001 en Perú sin recibir observaciones de parte del OSINERGMIN al respecto.

A continuación se presenta a modo de ejemplo un resumen de valores utilizados en distintas empresas en Latinoamérica para los componentes más relevantes en una red de distribución:


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0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.500.550.60

EDES

UR

EDEL

AR

EDES

A

EDES

AL

EDEL

NO

R

LUZ

DEL

SU

R

CG

E

EM

EC

EDEE

STE

EDEN

OR

TE

EDES

UR

CAE

SS

CLE

SA

DEL

SUR

DEU

SEM

EEO

EMPRESAS

TASA

S D

E FA

LLA

[ FA

LLAS

/ KM

X A

ÑO

]

Nota: Estos valores se corresponden con valores posibles obtener en la medida que se cumplan adecuadamente las acciones de mantenimiento en las respectivas instalaciones. Este hecho es determinante por lo cual en muchos casos se observan diferencias con los valores obtenidos por la empresa Real.

A fin de complementar los valores indicados, correspondientes a diversas empresas de la región, se consideró conveniente presentar el resultado de un estudio efectuado sobre una empresa de la República Argentina con más de 3.000 km de Redes de MT, considerando las interrupciones ocurridas en un periodo de 10 años, vinculadas con las antigüedades y tipos de instalaciones de Media Tensión

LINEAS AEREAS DE MT

0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

Edad

TASA

S D

E FA

LLA

[ FA

LLAS

/ K

M X

AÑ

O ]

Protegido Desnudo sin arbol Desnudo con arbol

CABLES SUBTERRANEOS DE MT

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

Edad

TASA

S D

E FA

LLA

[ FA

LLA

S /

KM X

AÑ

O ]

XLPE API

Nota: Para el caso de Líneas existe normalmente una mayor dispersión de los valores como resultado de las diferentes características constructivas en los diferentes países, como es el caso de Argentina y Perú (red tipo Europea) frente al caso de los países de Centro América (red tipo Americana).

Para los centros de transformación los valores resultan muy similares entre sí, existiendo una dispersión baja entre las distintas empresas de Latinoamérica, consistente con el valor propuesto de 0.10 fallas / centro x Año.

Para los equipos de protección los valores utilizados al igual que para el caso anterior, resultan muy similares entre sí, existiendo una dispersión muy baja entre las distintas empresas de Latinoamérica. El valor propuesto fue de 0.03 fallas / equipo x Año.

Empresa Modelo Empresa Modelo


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Edelnor 22/7/09

2.8 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA


Absolución:

En el balance de Energía y Potencia de la empresa modelo, presentado en el Informe VAD 2009 ST1 – Informe Final – Parte 3 Resultados.doc, se incluye la relación entre el Factor de Carga y el Factor de coincidencia, ya que es partir de esta relación que se calcula la potencia máxima coincidente de cada categoría tarifaria.

En el anexo 3 del informe final, se adjuntó el estudio de caracterización de la carga, donde se presenta el balance de Energía y Potencia de la empresa modelo, en el cual se encuentra expresado el factor de coincidencia de las diferentes categorías tarifarias.

Asimismo, en el punto 7.1 del anexo 3, se detalla la metodología de cálculo del factor de coincidencia denominado como de simultaneidad y en el punto 8.2 del mencionado anexo, se indican los valores horarios de las curvas de carga de la totalidad de las categorías tarifarias en caso de tener que verificar los valores utilizados.

A partir de lo señalado, entendemos que el cálculo de los factores de coincidencia utilizados en el balance de Energía y Potencia se encuentra adecuadamente explicado y sustentado en los informes y/o anexos enviados.

Absolución:

De acuerdo a la revisión de ambos informes los Balance de Potencia y Energía presentado para la empresa Real son coincidentes. Esto puede observarse en punto 3.4.1.e “Compras y ventas de energía y potencia” del Tercer Informe Parcial y del Informe Final.


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Edelnor 22/7/09

2.9 PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA


Absolución:

La utilización de las mediciones concentradas ha sido evaluada en el diseño y dimensionamiento de la Empresa Modelo, teniendo en cuenta que Edelnor es la empresa pionera en el Perú en la implementación de esta tecnología ya implementada en otros países como Brasil por el grupo Endesa.

Al respecto las experiencias recogidas en el área de Lima Norte respecto a la utilización de mediciones concentradas para lograr la reducción de las pérdidas no técnicas o comerciales, se ha presentado en el punto F.3, Análisis del impacto de la medición concentrada en la reducción de pérdidas no técnicas, del Anexo F, Información de sustento de las pérdidas comerciales residuales, del Informe Final.

En este informe se presenta la experiencia recogida en la implementación este tipo de medición, asociado con un tipo especial de red de distribución denominado Distribución Aérea Mixta (DAM) que se basa en la disposición de los conductores de BT por encima de conductores de MT para dificultar su acceso por parte de potenciales hurtadores.

Las experiencias resultantes de la aplicación de estas instalaciones en dos zonas con valores de hurto y de peligrosidad particularmente elevados de la provincia del Callao, como “Puerto Nuevo” y “Los Barracones”, se pueden resumir en los siguientes puntos:

• Los dispositivos de medición concentrada deben instalarse conjuntamente con sistemas que dificulten el acceso a la red de BT por potenciales hurtadores, caso contrario son fácilmente “puenteados” o “evitados” (los consumidores clandestinos se conectan directamente a la red de BT)

• El sistema de “blindaje” o protección de la red de BT (para dificultar las conexiones clandestinas por parte de terceros) que ha demostrado ser más efectivo en varias jurisdicciones es la ya mencionada red DAM, donde conductores en MT funcionan como un “cerco eléctrico” para dificultar el acceso a los conductores de BT montados en los postes por encima de ellos

• Los resultados de la aplicación de este sistema de red DAM y concentradores permitió reducir en el momento de su implantación las pérdidas comerciales o no técnicas de un valor inicial del orden del 80% a un valor de alrededor del 25%. Sin embargo al poco tiempo, aparecieron “especialistas” que lograron evadir los conductores en MT y efectuar conexiones clandestinas en la red de BT superior, con lo que las pérdidas no técnicas o comerciales se estabilizaron en valores del orden del 40%


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• Desde el punto de vista regulatorio si bien el OSINERGMIN aprueba la utilización de la medición concentrada, observa la utilización de la red DAM instando al retiro del conductor de MT por razones de seguridad de la instalación. Como se ha comentado la utilización de los concentradores sin las medidas de protección de la red de BT no resulta efectiva ya que los mismos son “puenteados” mediante conexiones directas a la red BT

Como conclusión puede resumirse que el sistema de medición concentrada para que sea efectivo debe ser implementado con redes (tipo DAM) no autorizadas por el OSINERGMIN, y que su aplicación sólo se justificaría en áreas de elevada peligrosidad y pérdidas comerciales (del orden del 80%) permitiendo reducir el nivel de pérdidas en esas áreas a niveles de aproximadamente la mitad de los originales (40%).

Para estas áreas de alta peligrosidad, como así también para las restantes áreas con pérdidas comerciales importantes, el control de las pérdidas no técnicas o comerciales debe basarse principalmente en la recurrente ejecución de inspecciones y la consecuente eliminación y normalización de conexiones clandestinas y alteraciones o rotura de los medidores.

Este sistema tradicional, y generalizado en la mayoría de los países de la región, de control de pérdidas no técnicas o comerciales requiere de importantes costos de explotación (para la constante ejecución de inspecciones y normalización de las irregularidades y los medidores dañados) y convive con un nivel residual de pérdidas comerciales generadas por los clientes clandestinos y hurtadores (nuevos y reincidentes) que consumen durante los períodos entre detecciones y normalizaciones.

Este proceso es el que ha sido modelado en el Informe Final para determinar el nivel residual o permanente de pérdidas no técnicas o comerciales, y resulta complementario de la utilización del sistema de medición concentrada.

Como conclusión se indica que tanto el nivel de pérdidas no técnicas o comerciales residuales, como las acciones de control de pérdidas (inspecciones y normalizaciones de suministros clandestinos) que se han obtenido para la Empresa Modelo consideran la utilización de la medición concentrada como de otras alternativas tecnológicas para apoyar el control de las pérdidas no técnicas.

Absolución:

En la respuesta de las observaciones al Tercer Informe Parcial se ha desarrollado la justificación y/o aclaración respecto de este punto. El OSINERGMIN no ha incorporado observaciones adicionales a la respuesta presentada que hagan suponer que la misma carece de validez. Por lo cual mantenemos la misma respuesta la cual se copia a continuación.

Con referencia a las pérdidas en los transformadores y la red de BT las mismas surgen del cálculo a partir de los estados de carga de las distintas instalaciones y de los parámetros eléctricos considerados para los diferentes equipos y conductores.

Cabe aclarar que la selección de la alternativa óptima de red de MT, SED MT/BT y red BT se efectúa en forma conjunta y se identifica como aquella combinación que,


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respetando las condiciones de calidad de servicio vigentes (interrupciones y caída de tensión) minimiza el costo total que incluye: costo de instalaciones iniciales y futuras, costo de OyM y costo de pérdidas, en todos los casos capitalizados durante un período de 30 años. Esto implica que los elementos y equipos seleccionados en cada etapa de la red no necesariamente resultan los que minimizan las pérdidas en cada etapa de la red.

Los parámetros eléctricos considerados para los transformadores MT/BT (pérdidas en el hierro y en el cobre) se han obtenido a partir de los valores correspondientes a las compras efectuadas por Edelnor durante el año base de cálculo, indicadas en las hipótesis para el modelado de la red ideal.

Absolución:

Los factores de ajuste de pérdidas técnicas dependen en gran parte de las características de las cargas de los clientes, no teniendo la concesionaria el control del comportamiento de dichas cargas; estás consideraciones se han tenido en cuenta en los estudios presentados por el Consultor VAD y su eliminación o mitigación no resulta posible aún siendo esta una empresa modelo.

La observación efectuada por el OSINERGMIN califica a los valores propuestos como inadecuados y/o injustificados sin ofrecer un sustento técnico y/o económico a dicho comentario ni tampoco a los valores que solicitan modificar. Esta situación impide que se pueda analizar adecuadamente la propuesta efectuada, garantizando el desarrollar un estudio independiente establecido como eje central de esta revisión tarifaria en el marco jurídico que la reglamenta.

No obstante cabe mencionar que los valores propuestos son coincidentes con los utilizados en la revisión tarifaria en Perú para el 2005 sin haber sido observados por


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OSINERGMIN sobre su consideración y la metodología utilizada se desarrolla en los Anexo respectivos.

Absolución:

El valor de las pérdidas no técnicas o comerciales residuales se ha determinado tomando en cuenta las consideraciones y criterios expuestos en la absolución de la Observación N° 24 anterior.

La situación particular del área de servicio de Lima Norte no es directamente comparable con otras regiones del Perú, y presenta algunas diferencias con el área de Lima Sur. En efecto en esta región existe una importante cantidad de asentamientos de viviendas con elevados niveles de peligrosidad (delincuencia) que dificultan la prestación del servicio público de electricidad (reiterados hurtos de instalaciones y equipos u otros bienes a operarios y empleados de la empresa distribuidora). Esta situación es común a los suburbios de las grandes ciudades de Latinoamérica (Río de Janeiro, San Pablo, Buenos Aires, Santiago de Chile, Caracas, Lima, etc.) donde se reproducen de formas similares los elevados niveles de hurto de energía, además de conductores, transformadores, luminarias de Alumbrado Público y otras instalaciones.

Ante estas situaciones se han desarrollado en toda la región dos estrategias complementarias para controlar el hurto de energía:

• soluciones tecnológicas (redes de BT con postes de 11 m de altura con conductor preensamblado blindado y acometidas desde una caja de conexiones en la mitad del vano (Argentina), distribución en MT con transformadores de poca potencia y acometidas con cable concéntrico directas a los usuarios (Chile y Argentina), redes tipo DAM ya descriptas en la absolución de la Observación 24 (Brasil y Perú)

• acciones técnico-comerciales de inspección y normalización de suministros clandestinos y fraudes

Los resultados de la implementación de las soluciones tecnológicas han sido en general similares, en las distintas jurisdicciones, a los obtenidos en la región de Lima Norte con la implementación de las redes tipo DAM y los concentradores de medición. Esto es los resultados iniciales son muy importantes, pero con el tiempo se desarrollan nuevas formas para conectarse ilegalmente de las redes o invalidar las mediciones, con lo que su efecto se relativiza.


2-42

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Como resultados generalizados de las experiencias en todos estos países se puede concluir que las medidas más efectivas consisten en la combinación de soluciones tecnológicas adecuadas a los diferentes grados de “agresividad” de las distintas áreas con altos niveles de pérdidas, con las acciones técnico-comerciales diseccionadas y planificadas también tomando en cuenta la diferencia de comportamiento de los usuarios y consumidores en las distintas áreas.

En todos los países se observa que esta combinación de medidas es efectiva en la reducción de elevados niveles de pérdidas comerciales, pero en ningún caso logra eliminarlas totalmente porque se presentan constantemente casos de hurtadores reincidentes (consumidores ya normalizados previamente que vuelven a conectarse ilegalmente o adulterar la medición en reiteradas oportunidades) y nuevos casos de usuarios que comienzan a hurtar energía sin haberlo hecho con anterioridad. Este comportamiento se ve reforzado por no existir ninguna acción de parte del estado (policía, justicia) para prevenir o combatir el hurto de energía.

Por otra parte el pretender estandarizar un porcentaje de pérdidas no técnicas estándar en un valor del 2% sin ningún sustento y asumiendo que es el valor establecido para los sectores típicos 2, 3, 4 y 5 es de alguna forma considerar que todos los sectores tienen igual comportamiento con lo cual OSINERGMIN desconoce la realidad de cada sector y lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas, que en su artículo 67° establece que los componentes del VAD (entre ellos las pérdidas) deben calcularse “para cada Sector de Distribución Típico, mediante estudios de costos encargados por los concesionarios de distribución a empresas consultoras precalificadas”.

En el Informe Final y los Informes precedentes se han presentado reiteradamente los estudios antes indicados, determinando los niveles de pérdidas remanentes (pérdidas mínimas a ser alcanzadas). Estos estudios fueron presentados en el Anexo F del Tercer Informe y del Informe Final, estudios que no han recibido observaciones.

Además, cabe recordar que para el periodo 2005-2009 OSINERGMIN reconoció para las pérdidas no técnicas un valor de 2,85%, valor determinado por el Supervisor VAD y que sigue vigente a la fecha, dicho valor tuvo como base de sustento justamente las características propias de cada sector de distribución típico, consideración que se pretende desconocer sin sustento alguno.

Adicionalmente, cabe recordar que el valor de 2.85 % fijado por OSINERGMIN fue ligeramente superior al obtenido por el Consultor VAD en Luz del Sur (2,75 %) como resultado de un “benchmarking” con los indicadores de pérdidas no técnicas correspondientes a 37 empresas distribuidoras de 9 países sudamericanos, dentro de los cuales destacan Chile, Argentina, Brasil y Colombia, cuyos valores promedios de pérdidas no técnicas son del orden del 3 %. Como acertadamente reconoció OSINERGMIN en dicha ocasión, la peligrosidad de determinadas zonas justifica un reconocimiento mayor de pérdidas estándar:


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Al respecto, vale la pena citar lo señalado en el ANEXO B del Estudio Técnico–Económico sobre el Control de las Pérdidas Comerciales”, correspondiente al Estudio del VAD 2005-2009:

“(…) Las pérdidas de energía tienen estrecha correlación con el entorno socio-económico de un país, en el caso del Perú tenemos el problema de la pobreza extrema y el de la economía informal (…) La informalidad tiene estrecha correlación con las pérdidas de energía (…)”

Un segundo comentario es que sería contrario a ley fijar un porcentaje de pérdidas no técnicas a nivel nacional, desconociendo la realidad de cada sector. La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) obliga a que el estudio de costos considere criterios de eficiencia de las inversiones y gestión de un concesionario operando en el país, es decir, exige que se tome en cuenta la realidad nacional y, específicamente, las condiciones existentes en el área de concesión que sirve como empresa modelo para efectos del estudio de costos.

Al respecto, debemos señalar que la intención de la LCE -y de la regulación, desde una perspectiva doctrinaria- es incentivar la eficiencia, por lo que deben adaptarse todos aquellos aspectos que se encuentran dentro de la esfera de control de la concesionaria. Por el contrario, no puede desconocerse la realidad del medio en el cual se presta el servicio y que escapan a la decisión del distribuidor; por cuanto ello, en lugar de generar eficiencia, significaría una menor retribución que la establecida en la normativa vigente, al no compensársele por el íntegro de los costos de sus inversiones y gestión eficientes.

En cuanto a la existencia de un área de detección de pérdidas en la estructura organizacional de la empresa modelo, cabe señalar que el valor de pérdidas no técnicas ha considerado la relación costo/beneficio entre el nivel de pérdidas no técnicas y una gestión eficiente del Área de Control de Pérdidas, cuyos costos involucran conceptos como inspección, normalización, supervisión, costo policial, costo legal, documentos probatorios, entre otros.

Al respecto, debe tenerse presente que la experiencia internacional demuestra que cuanto más bajo es el nivel de pérdidas no técnicas de una empresa, más difícil y costosa es la reducción de esta clase de pérdidas. Ello se explica, particularmente, porque las pérdidas que quedan por reducir se encuentran en zonas de bajos recursos, altas morosidades, delincuencia, etc. Estas circunstancias en muchos casos hacen impenetrables ciertas zonas para poder efectuar el control, inspección, reparación y reemplazo de acometidas y medidores para reducir o eliminar los casos de Consumos No Registrado (CNR).


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En este orden de ideas, cabe señalar que en algunas zonas de Edelnor, las pérdidas de energía son superiores al 40 %, particularmente por consecuencia de hurtos. Muchos de los hurtadores de energía se conectan a la red eléctrica poniendo en riesgo su vida, a pesar de las adecuaciones disuasivas de las instalaciones y los operativos que efectúan las áreas de detección de pérdidas de la empresa concesionaria. Tal como se evidencia en el citado “Estudio técnico económico de las pérdidas remanentes de energía de Edelnor S.A.A.”, con frecuencia los operativos de detección en esas zonas obligan a un gran desembolso de recursos y reportan muy poco beneficio, ya que el nivel de reincidencia es del orden del 70 %.

No obstante ello, conforme a la LCE, la concesionaria se encuentra obligada a suministrar electricidad a quien se lo solicite dentro de su área de concesión, independientemente de si la zona de que se trate tiene un alto o bajo índice de morosidad o delincuencia. Es decir que el concesionario está obligado a incurrir en esas pérdidas no técnicas, por lo que corresponde que sean reconocidas en el VAD aquéllas que se produzcan por razones ajenas a su control a pesar de una gestión eficiente, sin más límite que el dispuesto en el artículo 143º del Reglamento de la LCE, conforme al cual las pérdidas no técnicas no pueden exceder el 50% de las pérdidas técnicas.

Finalmente, cabe mencionar que el porcentaje de pérdidas no técnicas se ha visto agravado por la existencia de un marco normativo que dificulta efectuar los “Recuperos” de energía a favor del concesionario en el caso de hurtos de electricidad.

Lo anterior ha sido considerado y analizado en el Informe Final:

“Para determinar los valores objetivo de pérdidas comerciales eficientes teniendo en cuenta las condiciones socieconómicas vigentes en el área de concesión (…) se ha considerado la existencia de niveles de reincidencia de consumidores clandestinos normalizados y de clientes que nunca han sido clandestinos y que deciden efectuar hurto de energía, denominadas nuevas irregularidades. (…)

Estos comportamientos se ven favorecidos por la poca rigurosidad de la normativa legal en vigencia en la materia, y por las experiencias obtenidas en la aplicación de soluciones técnicas específicas como la medición concentrada, según se detalla en los estudios presentados en el Anexo F del Informe Final.

Al respecto, queremos llamar la atención que conforme a la Norma “Reintegros y Recuperos de Energía Eléctrica”, aprobada por Resolución Ministerial 571-2006-MEM/DM, a pesar de la flagrancia en que pueda ser detectada una pérdida no técnica de energía relacionada con la manipulación del medidor o consumos no autorizados, para el recupero de éstas se requiere que el concesionario cumpla con una notificación o constatación policial previa a su intervención para efectuar desconexiones o apertura de precintos de seguridad del contador. Esto, evidentemente, elimina el factor sorpresa y protege conductas delictivas, incrementando el nivel de pérdidas comerciales como consecuencia de una decisión regulatoria, por lo tanto, estos incrementos deben ser reconocidos en la tarifa.

Por último, sólo cabe indicar que la gestión de las áreas de control de pérdidas es la que ha permitido reducciones de pérdidas del orden del 21% del año 1993 a 8% en el año 2008, reducciones importantes que demuestran su nivel de eficiencia, pero que como todos sabemos tienen un límite que justamente es el que se ha sustentado en los informes antes indicados.

A mayor abundamiento, de acuerdo a los informes presentados por OSINERGMIN (Boletín “El Informativo” a Octubre 2008) el promedio de las pérdidas reales a nivel de


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distribución están en el orden de 8% y las pérdidas estándar vigentes son de 6,79%, lo que significa que actualmente los valores de pérdidas estándares originan pérdidas económicas a las empresas distribuidoras, situación que se agravaría al tomar las recomendaciones planteadas en esta Observación.

Por los motivos precedentemente mencionados resulta evidente que el nivel de pérdidas no técnicas o comerciales remanentes o sea el nivel de equilibrio que puede alcanzarse con una adecuada combinación de tecnología y acciones técnico-comerciales depende de las características socio-económicas de las áreas de servicio de cada empresa, y la fijación de un valor de pérdidas estándar limitado al 2% para todos los sectores típicos es un criterio arbitrario y sin sustento técnico.

En función de las distintas observaciones recibidas al respecto de la determinación del nivel de pérdidas no técnicas residuales, si bien se mantendrá la metodología de cálculo y los criterios utilizados para su cálculo, se efectuará una revisión de algunos de los parámetros de comportamiento típicos (niveles de consumo de consumidores ilegales, niveles de reincidencia) a partir del análisis de información adicional disponible. Cabe recordar que el valor resultante se limitará al 50% del porcentaje de pérdidas técnicas en la etapa de BT de la red de distribución según lo establecido en la regulación vigente.

2.10 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO


Se han dividido las observaciones relacionadas con los costos de Operación y Mantenimiento en los siguientes grupos:

• Optimización de los costos de Operación y Mantenimiento Técnico

• Optimización de los costos de Operación y Mantenimiento Comercial

• Optimización de los costos de Gestión

2.10.1 Optimización de los costos de Operación y Mantenimiento Técnico


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Absolución:

El modelado realizado por PA respecto de la operación de la red BT, se basa en la utilización de una ecuación matemática – no lineal - aplicada sobra la cantidad de clientes a atender por región de operación. Esta ecuación está basada en la información relevada en más de 20 empresas de distribución de energía eléctrica en diversos países de Latinoamérica. El cálculo determina que para la atención de 933000 clientes se requiere un total de 91 operarios para la operación de la red de BT con un costo total horario por operario contratado (incluyendo equipos y transporte) de 15,5 US$/operario-hora. Esto resulta en un costo total anual de 2,24 millones de US$.

Sin embargo siguiendo el razonamiento planteado por el Supervisor del Estudio del VAD, y considerando los valores planteados en su análisis, resulta que para las 83.810 intervenciones anuales con una duración media de 30 minutos cada día, se requieren 41.905 horas de cuadrilla. Como las horas útiles anuales disponibles para trabajo en el campo son 1.590, se requiere un total de 26 cuadrillas de operación en BT. Como la composición promedio de las distintas cuadrillas de operación en BT es de 3,5 operarios/cuadrilla la cantidad total de operarios requeridos para la operación en BT es de 92, prácticamente el mismo número obtenido por PA.

Cabe mencionar además que en las intervenciones presentados por el Supervisor no se identifican aquellas correspondientes a reclamos de clientes por falta de servicio que resultan en problemas internos del cliente, o sea sin origen en las instalaciones de la distribuidora.

Si consideramos ahora la cantidad total de intervenciones y los tiempos promedio que resultan del análisis de las estadísticas operativas de la distribuidora Edelnor para el año 2008 resultan los siguientes valores:

Intervenciones año 2008

Fallas en la red aérea BT 2.508Fallas en la red subterránea BT 2.486Fallas en llaves BT 3.336Fallas en acometidas y otras 121.822Fallas Internas del cliente 32.300 162.452


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Por otra parte los tiempos promedios de intervención registrados fueron de 1 h 36 min para las atenciones de reclamos de clientes (fallas de acometidas y otras y fallas internas del cliente) y de 3 h 06 min para las reparaciones en la red (red aérea, red subterránea y llaves).

Esto implica que la conclusión a la que llega el OSINERGMIN relacionada a que los costos presentados por el Consultor VAD para la operación de la red de baja tensión permiten atender 255.600 intervenciones anuales en la red, resulta equivocada debido a que para obtener dicha cantidad, ha tomado en consideración para una cuadrilla de atención de reclamos un tiempo de 30 minutos, la cual no se puede mantener bajo ningún esquema operativo en la red óptima.

En efecto, operativamente se debe considerar que el tiempo de atención de reclamos consta de tres partes principales: el tiempo de espera o cola, el tiempo de desplazamiento de la unidad de atención desde el punto de atención del reclamo anterior hasta el punto de atención, y el tiempo de atención del reclamo propiamente dicho, que como se indicó resultó de 1 h 36 min para Edelnor durante 2008. Si consideramos el rendimiento óptimo de una cuadrilla, el tiempo efectivo de atención entre reclamos es de 55 minutos (una cuadrilla atiende 13 reclamos en un turno de 12 horas), siendo este un valor más aceptable e inferior al tiempo total debido al tiempo de espera y descargo en la atención de los reclamos.

Por otro lado, teniendo en cuenta que en la ciudad de Lima, los niveles de tráfico existentes y la configuración de las vías hacen que la velocidad promedio de desplazamiento de una unidad de atención de reclamos sea menor de 25 km/h (considerando paradas en cruces con semáforos), por lo que bajo este esquema tampoco es sustentable el tiempo de 30 minutos.

Si calculáramos la cantidad de cuadrillas requeridas para considerando los 55 minutos de tiempo medio por intervención resulta un total de 48 cuadrillas y de 169 personas, muy superior al obtenido en el Estudio del VAD.

Con estas consideraciones, no procede la observación de OSINERGMIN, siendo la cantidad de reclamos que se pueden atender con el monto calculado en el Informe Final el óptimo e inferior a la cantidad que se efectúa en la empresa real.


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Absolución:

Los costos de explotación asociados a las diferentes instalaciones de la red de distribución se han determinado a partir de las actividades de mantenimiento (predictivo, preventivo y correctivo) requeridas para mantener las tasas de fallas en los niveles establecidos en el estudio de optimización de las redes, los que resultan compatibles con los requerimientos de calidad de servicio vigentes.

Cada una de estas actividades tiene un requerimiento unitario de recursos humanos y materiales, los que relacionados con la frecuencia de actividades establecida definen los costos de personal propio y contratado (dependiendo del nivel de tercerización de las distintas actividades de mantenimiento) y de materiales.

El detalle de actividades consideradas, como así también su frecuencia y requerimiento unitario de recursos (horas-hombre y materiales), se ha presentado en el Tercer Informe Parcial (en las páginas 5-3, 5-4, 6-2, 6-3 y 6-4 de la Parte 2 – Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización), y a partir de ellas y tomando en cuenta los costos unitarios de personal propio, de servicios contratados y de materiales, se han determinado los costos directos de OyM correspondientes.

Como se indica, el cálculo no se ha desarrollado sobre la base de los valores aprobados en el Estudio VAD del 2005, y existen distintas situaciones por las cuales no se puede efectuar una comparación directa de los costos unitarios de OyM como son: diferentes instalaciones y exigencias de explotación, diferentes costos salariales y costos unitarios de materiales de explotación, diferentes tasas de cambio.

Asimismo, vale señalar que la proporción existente entre líneas aéreas y subterráneas de la empresa de referencia en la regulación del 2005, es diferente de la empresa de


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referencia del presente proceso, presentando la empresa Luz del Sur una mayor proporción de redes subterráneas que Edelnor. El costo de Operación y Mantenimiento de las redes aéreas de BT y MT es sustancialmente superior al de las redes subterráneas, particularmente porque en estas últimas se realiza una cantidad inferior de actividades.

Independientemente de lo señalado en los párrafos anteriores, el ratio determinado por el consultor del OSINERGMIN para los costos de Operación y Mantenimiento de la red de BT, no considera las longitudes de las redes de Alumbrado Público, las que son operadas y mantenidas conjuntamente con la red de BT, es por este motivo que se observa que los costos de OyM de AP por luminaria determinado en el 2005 son muy superiores a los costos determinados por esta consultora en el proceso tarifario actual.

Absolución:

Para el modelado de los costos asociados al mantenimiento preventivo y correctivo de la red de MT, se han adoptado niveles de tercerización que resulten coherentes con el criterio general planteado de adoptar elevados niveles de tercerización, para reducir costos de personal, pero manteniendo una dotación mínima de personal propio en aquellas actividades con mayor especialización o que requieren un control más directo por parte de la distribuidora, como es el caso de las actividades señaladas. La tercerización total de una actividad implica que la distribuidora pierde totalmente el know-how relacionado con esa actividad que forma parte del “core business” de la empresa como es la operación y el mantenimiento de las instalaciones dedicadas específicamente al servicio de distribución.

El costo de dejar a la empresa sin un mínimo de personal capacitado para realizar mantenimiento preventivo y correctivo de las redes de MT puede resultar mucho más elevado que el que implica realizar una parte de estas tareas con personal propio de la empresa.


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Por otra parte el personal contratado no dispone de los conocimientos ni la experiencia suficiente para ejecutar maniobras de operación en MT, ni otro tipo de trabajos especializados como los son: seteo de recloser´s, reguladores de tensión, relés digitales. Lo mismo ocurre en aquellas tareas de alto riesgo como lo son trabajos en caliente, donde se agrega el problema de la seguridad para las personas e instalaciones involucradas.

Por estos motivos es que consideramos que los niveles de tercerización utilizados por PA son los más adecuados.

En lo que respecta a los materiales utilizados para realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de la red de MT, el monto de 539 US$/km-año de materiales que indica OSINERGMIN no es correcto, ya que revisando el modelo se tiene montos de 280 US$/km-año y 40 US$/km-año para redes aéreas y subterráneas respectivamente, tal como se puede deducir a partir del siguiente cuadro:

RED DE DISTRIBUCIÓN EN MTRedes de Distribución MTLíneas Aéreas MT [ km ] 2.000Cables Subterráneos MT [ km ] 1.317

Costo de MaterialesPlanificación del Mantenimiento MT [ m US$ / año ]

Líneas Aéreas Distribución MT [ m US$ / año ] 569,2Cables Subterráneos Distribución MT [ m US$ / año ] 53,1Trabajos con Tensión Distribución MT [ m US$ / año ] 545,6Materiales en Red Distribución MT [ m US$ / año ] 1.168,0

Costo UnitarioCentros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) (US$/km-año) 285Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) (US$/km-año) 40Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) (US$/km-año) 273

Entendemos que el OSINERGMIN se refiere a condiciones teórica de funcionamiento, es decir al reemplazo de elementos debido al deterioro natural por efecto del paso del tiempo. Sin embargo las condiciones reales de operación de la empresa modelo en el área de Lima Norte implican la existencia de una elevada cantidad de acciones de terceros sobre las instalaciones ya sean involuntarias (choques de vehículos contra las instalaciones aéreas) o voluntarias (vandalismo y hurto de elementos –conductores, luminarias, etc.) que requiere un importante incremento de las actividades de operación y mantenimiento por sobre la situación teórica, especialmente en lo referente a los materiales de explotación.

Los costos de materiales considerados en el mantenimiento de la red MT, están relacionados principalmente a:

• El incremento de hurtos generados en las redes de distribución, es definitivamente incomparable con los años anteriores. Se han generado hurtos de conductores, hurtos de cables de comunicación en las subestaciones convencionales, retenidas, hurtos de transformadores, luminarias, entre otros componentes. Adjuntamos al presente las estadísticas de hurtos en Edelnor.


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Evolución del hurto de conductores

Evolución del hurto de luminarias y equipos de Alumbrado Público

Las zonas de mayor nivel de hurto en Lima son los distritos de Puente Piedra, Comas, Callao y Carabaillo.

• La instalación de mantas de seguridad indicadas en el reglamento de seguridad y salud en el trabajo de las actividades eléctricas - Res N° 161-2007, Art. 19° Previsiones Contra Contactos con Partes con Tensión …

b) Se recubrirá las partes activas con aislamiento apropiado, que, que conserve sus propiedades indefinidamente y que límite la corriente de contacto con un valor inocuo. …


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Tal y como se señala en el presente reglamento esto se debe dar, en cualquier tipo de red sobre todo las redes aéreas expuestas en la vía pública, como son las mantas aislantes, dicho material es avalado por el OSINERGMIN a manera de una solución preventiva.

Tanto en la Resolución 011-2004-OS/CD Fiscalización de Deficiencias en instalaciones de media tensión y subestaciones de distribución eléctrica, así como también en la Res. N° 735-2007 OS/CD, se señala como solución preventiva la instalación de cubiertas de conductores de seguridad; en esta última resolución se indica que así no se esté incumpliendo la distancia mínima de seguridad, las concesionarias deberán tomar las previsiones del caso en zonas en las cuales estarían potencialmente en incumplimiento o a punto de incumplir como es el caso de las construcciones de viviendas con aleros, entre otros relacionados, la empresa distribuidora debe tomar las acciones preventivas del caso tal y como se indica.

Todo ello se suma al crecimiento de las construcciones en nuestra zona de concesión, como edificaciones de segundo piso, edificios multifamiliares entre otros.

Por lo tanto, al aumentar las construcciones en la zona de concesión, aumentaría la probabilidad de incumplimientos por todos estos dispositivos señalados.

Los costos de transporte corresponden al personal propio no tercerizado, ya que como se indicó en lo referente al nivel de tercerización de las actividades, no se considera una tercerización del 100% de las actividades.

Por todo lo indicado el costo total requerido para el mantenimiento de las instalaciones de MT planteado por el Supervisor del VAD es muy inferior al efectivamente requerido por una Empresa Modelo operando en el área de Lima Norte y cumpliendo con las obligaciones de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente.

Absolución:

Para el modelado de los costos asociados al mantenimiento preventivo y correctivo de las subestaciones MT/BT, se han adoptado niveles de tercerización que resulten coherentes


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con el criterio general planteado de adoptar elevados niveles de tercerización, para reducir costos de personal, pero manteniendo una dotación mínima de personal propio en aquellas actividades con mayor especialización o que requieren un control más directo por parte de la distribuidora, como es el caso de las actividades señaladas. La tercerización total de una actividad implica que la distribuidora pierde totalmente el know-how relacionado con esa actividad que forma parte del “core business” de la empresa como es la operación y el mantenimiento de las instalaciones dedicadas específicamente al servicio de distribución.

El costo de dejar a la empresa sin un mínimo de personal capacitado para realizar mantenimiento preventivo y correctivo de las subestaciones MT/BT puede resultar mucho más elevado que el que implica realizar una parte de estas tareas con personal propio de la empresa.



El monto de 244,5 US$/SED-año de materiales que indica OSINERGMIN no es correcto, ya que revisando el modelo se tiene en promedio un monto de 114 US$/SED-año el mismo que incluye las SED Convencionales y Aéreas tal como se puede deducir a partir del siguiente cuadro:

CENTROS DE TRANSFORMACION MT/BT

Costo de MaterialesCentros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) [ m US$ / año ] 732,4Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) [ m US$ / año ] 48,0Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) [ m US$ / año ] 5,6Materiales en CT MT/BT [ m US$ / año ] 786,0

Centros de Transformación MT/BTCentros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) [ ud ] 3.414Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) [ ud ] 2.952Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) [ ud ] 519

TOTAL SED 6.885,0

Costo UnitarioCentros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) (US$/ud-año) 215Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) (US$/ud-año) 16Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) (US$/ud-año) 11

114,2

En lo que respecta a los materiales utilizados para realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de las subestaciones MT/BT, entendemos que el OSINERGMIN se refiere a condiciones teórica de funcionamiento, es decir al reemplazo de elementos debido al deterioro natural por efecto del paso del tiempo. Sin embargo las condiciones reales de operación de la empresa modelo en el área de Lima Norte implican la existencia de una elevada cantidad de acciones de terceros sobre las instalaciones ya sean involuntarias (choques de vehículos contra las instalaciones aéreas) o voluntarias (vandalismo y hurto


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de elementos –conductores, luminarias, etc.) que requiere un importante incremento de las actividades de operación y mantenimiento por sobre la situación teórica, especialmente en lo referente a los materiales de explotación. Los costos asociados a reparar las acciones de terceros deben ser considerados en el cálculo porque forman parte de la situación de contorno en la que presta el servicio la empresa modelo.


Por todo lo indicado el costo total requerido para el mantenimiento de las subestaciones MT/BT planteado por el Supervisor del VAD es muy inferior al efectivamente requerido por una Empresa Modelo operando en el área de Lima Norte y cumpliendo con las obligaciones de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente.

Absolución:

Para el modelado de los costos asociados al mantenimiento preventivo y correctivo de las líneas aéreas de BT, se han adoptado niveles de tercerización que resulten coherentes con el criterio general planteado de adoptar elevados niveles de tercerización, para reducir costos de personal, pero manteniendo una dotación mínima de personal propio en aquellas actividades con mayor especialización o que requieren un control más directo por parte de la distribuidora, como es el caso de las actividades señaladas. La tercerización total de una actividad implica que la distribuidora pierde totalmente el know-how relacionado con esa actividad que forma parte del “core business” de la empresa como es la operación y el mantenimiento de las instalaciones dedicadas específicamente al servicio de distribución.

El costo de dejar a la empresa sin un mínimo de personal capacitado para realizar mantenimiento preventivo y correctivo de las líneas aéreas de BT puede resultar mucho más elevado que el que implica realizar una parte de estas tareas con personal propio de la empresa.


En lo que respecta a los materiales utilizados para realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de las líneas aéreas de BT, entendemos que el OSINERGMIN se refiere a condiciones teórica de funcionamiento, es decir al reemplazo de elementos debido al deterioro natural por efecto del paso del tiempo. Sin embargo las condiciones reales de operación de la empresa modelo en el área de Lima Norte implican la existencia de una elevada cantidad de acciones de terceros sobre las instalaciones ya sean involuntarias (choques de vehículos contra las instalaciones aéreas) o voluntarias (vandalismo y hurto


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de elementos –conductores, luminarias, etc.) que requiere un importante incremento de las actividades de operación y mantenimiento por sobre la situación teórica, especialmente en lo referente a los materiales de explotación.


Por todo lo indicado el costo total requerido para el mantenimiento de las subestaciones MT/BT planteado por el Supervisor del VAD es muy inferior al efectivamente requerido por una Empresa Modelo operando en el área de Lima Norte y cumpliendo con las obligaciones de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente.

Absolución:

El costo adoptado en la empresa modelo como “Información para fiscalización técnica” objetado por el consultor del OSINERGMIN se corresponde con el personal que la empresa tiene que disponer para responder los requerimientos del regulador y para el cumplimiento de las exigencias de calidad establecidas por el OSINERGMIN.

Si bien este personal en el modelado está agrupado en una sola sección, la empresa los tiene distribuidos en las diferentes áreas según la actividad que realice.

Algunas de las actividades que realizan estas personas son:

• Atención y resolución de los reclamos de la Junta de Apelación de Reclamos de Usuarios

• Preparado de la información requerida por el Regulador para el control de la Calidad de Servicio técnico, del Producto Técnico y de Alumbrado Público.

• Envío de avisos de cortes programados

• Escaneo de los avisos de cortes programados de los grandes clientes para ser remitidos al Regulador

• Envío de suspensión de cortes programados

• Preparación mensual de un reporte con las actividades de MT y AT


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• Reportes semanales, mensuales, trimestrales y semestrales al Regulador

• Preparación de informes diversos para el regulador

• Etc.

El costo de servicios contratados de Calidad de Servicio y Producto observado por el consultor del OSINERGMIN se refiere en realidad a los siguientes ítems:

• Mediciones de Nivel de Tensión – 465 mediciones por mes, lo que equivale a 5.580 mediciones por año

• Mediciones de Flicker y Armónicas – 42 mediciones por mes, lo que equivale a 504 mediciones por año

• Mediciones de Alumbrado Público – 901 mediciones por mes, lo que equivale a 10.812 mediciones por año

Los costos unitarios de las mediciones indicadas son los siguientes:

• Mediciones de Nivel de Tensión = 34,00 US$ / med

• Mediciones de Flicker y Armónicas = 102,00 US$ / med

• Mediciones de Alumbrado Público = 72,86 US$ / med

Por lo tanto el costo anual para la realización de la totalidad de las mediciones es de 1,03 millones de US$.

Sin embargo a raíz de la observación del OSINERGMIN se han revisado las cantidades y costos unitarios de las distintas mediciones de calidad resultando los siguientes valores:

• Mediciones de Nivel de Tensión – 532 mediciones por mes, lo que equivale a 6.384 mediciones por año

• Mediciones de Flicker y Armónicas – 53 mediciones por mes, lo que equivale a 636 mediciones por año

• Mediciones de Alumbrado Público – 1.033 mediciones por mes, lo que equivale a 12.396 mediciones por año

Los costos unitarios corregidos para de las mediciones indicadas son los siguientes:

• Mediciones de Nivel de Tensión = 32,0 US$ / med

• Mediciones de Flicker y Armónicas = 110,0 US$ / med

• Mediciones de Alumbrado Público = 2,8 US$ / med

Por lo tanto el costo anual para la realización de la totalidad de las mediciones es de 0,31 millones de US$, valor que será corregido en el Informe Definitivo.


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Absolución:

La observación referida a que se deben retirar los gastos de Relaciones Públicas e Imagen y los Honorarios por Servicios y Estudios no tiene fundamento por lo que los mismos se mantendrán como parte de los costos de funcionamiento de la Empresa Modelo.

La actividad de de Relaciones Públicas es básica e inherente a una empresa de servicios públicos masivos, como es el caso de una distribuidora eléctrica, ya que su propia naturaleza le exige un un permanente contacto con las autoridades, los medios de comunicación y el público en general. Por este motivo se entiende que los costos asociados con esta actividad son ineludibles para este tipo de empresas. Se trata de una actividad de relaciones institucionales ineludible para una empresa prestataria de un servicio público.

Además existen diversos gastos directamente relacionados a la actividad técnica que son canalizados mediante el Área de Relaciones Públicas. Los más importantes son los siguientes:

• Avisos en medios de comunicación local para Cortes de Servicio Programados.

• Publicación en medios de tarifas (pliegos tarifarios, presupuesto de conexiones, costos de reposición y mantenimiento, costos de cortes y reconexiones, retiro y reinstalaciones)

• Avisos de intención y de convocatoria de licitaciones públicas.

• Avisos de cortes de servicio por causas de fuerza mayor.


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Con relación a los honorarios por servicios cabe aclarar que las actividades que debe desarrollar una empresa distribuidora incluyen tareas y estudios específicas y puntuales que o bien deben ser realizados obligatoriamente por terceros (informes de auditoría, estudios tarifarios y regulatorios en general, etc.) o por tratarse de análisis y estudios específicos y puntuales, sobre temas que no forman parte del “core business” de la compañía, resulta más económico desarrollarlos mediante empresas o profesionales externos con los conocimientos y la experiencia requeridos, que mantener esos mismos profesionales como empleados de la empresa a un costo final mucho más elevado.

La determinación de los costos informáticos que se consideran para la Empresa Modelo se presenta detallada en el punto 8.3.1 de la Parte 2 “Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización” del Informe Final, donde se indican los criterios utilizados para el cálculo de cada uno de los costos componentes de este rubro para cada una de las actividades principales (Técnica, Comercial y Administrativa), sin que se haya recibido ninguna observación referente a la metodología y criterios empleados en su determinación. El valor por empleado que presenta el Supervisor VAD surge como resultado de ese cálculo detallado y es comparado contra un valor de 3000 US$/año-empleado del que se desconoce su origen o sustento. Por los motivos mencionados no se tomará en cuenta la observación referente a estos costos.

Con referencia a los Costos de Alquiler de Edificios y Bodegas los mismos se consideran válidos tomando en cuenta las últimas tendencias de las empresas distribuidoras en la región de alquilar los edificios y bodegas, en lugar de mantenerlos como activos de la compañía. Sin embargo la observación del Supervisor es válida en el sentido que los edificios y bodegas deben retirarse del VNR no eléctrico de la Empresa Modelo al ser considerados como alquilados.

Con referencia a los costos considerados para los seguros se aclara que en la Empresa Real (Edelnor) están asegurados todos los activos de la compañía por un costo aproximado de 500 mil US$/año. En estos activos no se incluye redes de subtransmisión, distribución ni subestaciones ubicadas en la vía pública. El Estudio VAD ha considerado un total por seguro de 522,4 mil US$/año. El incluir un seguro para las instalaciones eléctricas ubicadas en vía pública representa aproximadamente 700 mil US$/año. Por lo significativo de este costo adicional la empresa ha optado por asumir el riesgo de cubrir el costo de cualquier siniestro de estas instalaciones externas. Sin embargo, es una decisión de gestión que implica riesgo asumido por la empresa, pero el costo debiera realizarse y debe ser considerado en el estudio VAD. Por lo tanto, estimamos un costo total por asegurar todas las instalaciones por 1200 mil US$, y si se emplea como criterio de asignación el VNR de distribución que representa aproximadamente el 80% del total, correspondería asignar a distribución (Lima y Norte) como 1 millón de US$ que duplica el monto considerado en el estudio VAD, por lo que la cantidad de 522.4 mil US$ se considera aceptable. Adicionalmente cabe aclarar que los costos de seguros, como los restantes gastos generales, son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen, además de distribución, transmisión, inversiones, conexiones y medidores, cortes y reconexiones, nuevos negocios e inversiones, por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad.

Los costos de impuestos considerados por un monto de 2,3 millones de US$/año corresponden a los efectivamente erogados por la empresa real durante el año base para todas sus actividades. Sin embargo los costos de los impuestos, como los restantes gastos generales, son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen, además de distribución, transmisión, inversiones, conexiones y medidores, cortes y reconexiones, nuevos negocios e inversiones, por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad.


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Absolución:

La observación referida a que se deben retirar los gastos de Relaciones Públicas e Imagen y los Honorarios por Servicios y Estudios no tiene fundamento por lo que los mismos se mantendrán como parte de los costos de funcionamiento de la Empresa Modelo.

La actividad de de Relaciones Públicas es básica e inherente a una empresa de servicios públicos masivos, como es el caso de una distribuidora eléctrica, ya que su propia naturaleza le exige una un permanente contacto con las autoridades, los medios de comunicación y el público en general. Por este motivo se entiende que los costos asociados con esta actividad son ineludibles para este tipo de empresas. Se trata de una actividad de relaciones institucionales ineludible para una empresa prestataria de un servicio público.


Con referencia a los Costos de Alquiler de Edificios y Bodegas los mismos se consideran válidos tomando en cuenta las últimas tendencias de las empresas distribuidoras en la región de alquilar los edificios y bodegas, en lugar de mantenerlos como activos de la compañía. Sin embargo la observación del Supervisor es válida en el sentido que los edificios y bodegas deben retirarse del VNR no eléctrico de la Empresa Modelo al ser considerados como alquilados.

Con referencia a los costos considerados para los seguros los mismos corresponden únicamente a las instalaciones de distribución ubicadas en la vía pública. En efecto el costo total de un seguro que cubra todas las instalaciones de la empresa real (tanto de distribución como de subtransmisión) es de 1,2 millones de US$ anuales. Tomando en


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cuenta que el VNR de las instalaciones de distribución en la vía pública representa el 80% del VNR de las instalaciones totales en la vía pública, y asumiendo que el costo del seguro se asigna en la misma proporción, el valor anual resultante para las instalaciones de distribución resulta en 0,7 millones de US$/año. Para la Empresa Modelo se ha adoptado un valor total más conservador de 0,52 millones de US$/año. Adicionalmente cabe aclarar que los costos de seguros, como los restantes gastos generales, son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen, además de distribución, transmisión, inversiones, conexiones y medidores, cortes y reconexiones, nuevos negocios e inversiones, por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad.

Los costos de impuestos considerados por un monto de 2,3 millones de US$/año corresponden a los efectivamente erogados por la empresa real durante el año base para todas sus actividades. Sin embargo los costos de los impuestos, como los restantes gastos generales, son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen, además de distribución, transmisión, inversiones, conexiones y medidores, cortes y reconexiones, nuevos negocios e inversiones, por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad.

Absolución:

En lo que respecta a la cantidad de acciones de operación y mantenimiento requeridas para la red de distribución técnica-económicamente adaptada, entendemos que el OSINERGMIN se refiere a condiciones teórica de funcionamiento, es decir al reemplazo de elementos debido al deterioro natural por efecto del paso del tiempo. Sin embargo las condiciones reales de operación de la Empresa Modelo en el área de Lima Norte implican la existencia de una elevada cantidad de acciones de terceros sobre las instalaciones ya sean involuntarias (choques de vehículos contra las instalaciones aéreas) o voluntarias (vandalismo y hurto de elementos –conductores, luminarias, etc.) que requiere un importante incremento de las actividades de operación y mantenimiento por sobre la situación teórica, y que han sido consideradas para el dimensionamiento de los recursos requeridos.

Al respecto, y de acuerdo a la estadística general de fallas registradas por Edelnor durante los últimos años 2007 y 2008, se observa que aquellas originadas por terceros


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han ocasionado una mayor intervención en las redes MT y BT, las causas principales son: hurtos de conductor, retenidas, transformadores, causas desconocidas o vandalismos, defectos internos en clientes que afectan las redes de la concesionaria y otros originados por terceros, como se puede ver en el cuadro general de interrupciones por causas


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Estas fallas originan una mayor asignación de recursos para su atención, los cuales incrementan los costos de las actividades por la reposición de materiales para la red económicamente adaptada, considerando que estos factores no son controlados por las actividades de mantenimiento. En el caso específico de los hurtos en MT y BT se han intervenido en 789 eventos en el año 2008 sólo en la zona de Lima; éstos han originado un incremento significativo en los costos operativos por la reposición del material robado y la operación de la red para la reposición del servicio. Como se puede ver en los cuadros siguientes de cantidad de red y costos de reposición antes hurtos, se vienen incrementando significativamente desde el año 2006.

Otras causas que se pueden mencionar son los hurtos en los ojales de las retenidas y el hurtos de los cables de comunicación de las SED Aéreas y otros componentes; los intentos de hurtos se constituyen en parte en causas no desconocidas por no haberse


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encontrado las evidencias del hecho. Por otro lado, se tiene los defectos internos en los clientes que originan la actuación de los sistemas de protección de falla a tierra y la intervención del personal de mantenimiento para verificar la falla, por la apertura de los equipos de protección en nuestras instalaciones. Esto hace que sea necesario que los clientes cuenten con equipos de protección contra fallas a tierra en sus celdas para una adecuada coordinación de la protección; estos equipos no están siendo reconocidos en los costos de conexión de los clientes.

La misma tendencia se observa para la redes de BT donde los robos representan aproximadamente el 10 % de las reparaciones en la redes aéreas BT (OA’s).

Los datos de rendimientos (tiempos unitarios de ejecución de las distintas actividades), los mismos se han adoptado a partir de valores estándar de referencia obtenidos del análisis de estas actividades en más de 20 distribuidoras de la región, ajustados en casos puntuales a las condiciones particulares del área de Lima Norte. Con respecto a los costos unitarios de materiales requeridos para cada actividad los mismos se han considerado, en el caso de elementos de repuesto, al mismo valor que los correspondientes a los costos de inversión utilizados para la determinación del VNR.

En la siguiente tabla se presenta una comparación de los costos de materiales y los requerimientos totales de horas-hombre de mantenimiento para distintos tipo de instalaciones, incurridos por la distribuidora Luz del Sur durante el período 2008-2009 y los considerados en el Informe Final del VAD.

Costo de Materiales [ US$ / 100 km ó 100 tr ]

Requerimiento Mano de Obra

[ HH / 100 km ó 100 tr ]LDS

promedio 2008-2009

Informe Final

Estudio VAD

DiferenciaLDS

promedio 2008-2009

Informe Final

Estudio VAD

Diferencia

Red aérea MT Mant. Correctivo 3.608 5.990 66% 225 170 -25%Red aérea MT Mant. Preventivo (incluye TCT) 30.452 28.391 -7% 23.305 4.855 -79%Red aérea MT Total mantenimiento 34.060 34.381 1% 23.530 5.024 -79%SED Mant. Correctivo 5.535 5.309 -4% 118 111 -5%SED Mant. Preventivo 15.838 12.891 -19% 474 325 -32%Red aérea MT Total mantenimiento 21.373 18.200 -15% 592 436 -26%SED Biposte Mant. Correctivo 1.972 182 -91% 193 6 -97%SED Biposte Mant. Preventivo 1.949 540 -72% 177 132 -26%Red aérea MT Total mantenimiento 3.921 722 -82% 370 137 -63%SED Monoposte Mant. Correctivo 2.353 350 -85% 189 17 -91%SED Monoposte Mant. Preventivo 2.081 345 -83% 237 114 -52%Red aérea MT Total mantenimiento 4.434 695 -84% 426 131 -69%Red aérea BT Mant. Correctivo 14.836 4.610 -69% 1.299 402 -69%Red aérea BT Mant. Preventivo 0,4 0,0 -100% 2 10 451%Red aérea MT Total mantenimiento 14.837 4.610 -69% 1.301 412 -68%

Según se observa el costo de materiales de explotación y el requerimiento de mano de obra es considerablemente inferior en el Estudio VAD en prácticamente todos los casos que los realmente incurridos por la distribuidora Luz del Sur.

Con referencia a los niveles de tercerización adoptados para las distintas actividades el criterio general fuel el de adoptar niveles elevados, por motivos económicos para reducir costos de personal, pero manteniendo una dotación mínima de personal propio en aquellas actividades con mayor especialización o que requieren un control más directo por parte de la distribuidora. La tercerización total de una actividad implica que la distribuidora pierde totalmente el know-how relacionado con esa actividad que forma parte del “core business” de la empresa como es la operación y el mantenimiento de las


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instalaciones dedicadas específicamente al servicio de distribución. El costo de dejar a la empresa sin un mínimo de personal capacitado para realizar mantenimiento preventivo y correctivo de las subestaciones MT/BT puede resultar mucho más elevado que el que implica realizar una parte de estas tareas con personal propio de la empresa.


Absolución:

Como ya se ha indicado en las absolución de la observación 33, la Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión, incluye el personal dedicado a diferentes tareas requeridas por la fiscalización de la actividad y que en la empresa real se distribuyen en las diferentes áreas técnicas y comerciales que ejecutan las diferentes tareas fiscalizadas y los requerimientos del regulador y para el cumplimiento de las exigencias de calidad establecidas por el OSINERGMIN.

Se debe tener presente que las funciones de control que realiza la empresa a sus operaciones no corresponden con las labores de control y atención a los numerosos procesos de supervisión establecidos por el OSINERGMIN. El tener estas tareas distribuidas, no implica que en conjunto signifiquen una cantidad considerable de horas hombres, las que sumadas equivaldrían a todo un staff de personal para la atención exclusiva del OSINERGMIN.

Una empresa del sector típico 1 debe preparar copias y muestras de recibos que superan los 1.200 recibos al año así como más de 3.000 expedientes de nuevos suministros, reclamos, recuperos y reintegros, contribuciones reembolsables, etc., para los cuales se solicita generalmente entregar en medio impreso información complementaria.


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También tenemos los procedimientos regulares de supervisión y de información de la NTCSE, que implican verificar y coordinar la publicación o remisión de información en línea, mensual, trimestral y semestral que involucra no sólo muestras si no el volumen total de solicitudes, incidentes y operaciones de varios meses, lo que implica monitorear y consolidar reportes de información con cientos de miles de registros.

A esto hay que sumar la atención de los oficios que requieren información extensa sobre temas diversos como el Alumbrado Público, el FOSE, la Electrificación Rural, Intereses, Compensaciones por Calidad de Producto, etc. y que abarcan por lo general más de un año de información histórica, los cuáles hay que consolidar en plazos establecidos y que implican poner a disposición exclusiva del regulador personal que no puede a su vez dedicarse a atender al público o coordinar la correcta operación de los sistemas de la empresa.

Algunas otras actividades que realizan estas personas son:

• Atención y resolución de los reclamos de la Junta de Apelación de Reclamos de Usuarios

• Preparado de la información requerida por el Regulador para el control de la Calidad de Servicio técnico, del Producto Técnico y de Alumbrado Público.

• Envío de avisos de cortes programados

• Escaneo de los avisos de cortes programados de los grandes clientes para ser remitidos al Regulador

• Envío de suspensión de cortes programados

• Preparación mensual de un reporte con las actividades de MT y AT

• Reportes semanales, mensuales, trimestrales y semestrales al Regulador

• Preparación de informes diversos para el regulador

• Etc.

En función de lo expuesto se considera adecuadamente sustentada en el informe la dotación de personal propuesta en las áreas cuestionadas. Cabe señalar que en la observación no se indica sustento alguno de los motivos por los cuales se considera inadecuada la propuesta realizada, por lo que no se considera que corresponda efectuar una adecuación.

Con referencia a las actividades correspondientes a la gestión de los saldos morosos, caben las siguientes aclaraciones:

• Los costos correspondientes a las actividades de suspensiones y rehabilitaciones del servicio, al ser recuperados mediante cargos específicos, no se han asignado al cálculo del VAD. Sin embargo reciben parte de los costos de supervisión y gestión que se determinan para la Empresa Modelo de manera de reflejar las economías de escala planteadas en los Términos de referencia del Estudio.

• Los costos de gestión incurridos para la gestión de los clientes morosos, como son el control de la cobranza, y el análisis de los saldos impagos de los clientes se han considerado como parte de la actividad de Operación Comercial, tal como se indica en el punto 6.1.9 “Optimización de los costos de operación comercial y pérdidas estándar comerciales” de los TDR, donde se indica que la


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comercialización contempla la ejecución de actividades comerciales relacionadas con la atención al cliente, acciones comerciales, gestión de morosidad, gestión de pérdidas y cálculo de tarifas.

Al indicar que los costos correspondientes a la “Sección de Seguimiento de Saldos (7 empleados) y Control Comercial (4 empleados) no resultan aplicables al VAD por ser cubiertos por las tasas de compensaciones y moras, el OSINERGMIN asume que los intereses compensatorios y moratorios (“tasas de compensaciones y moras”) tienen por finalidad retribuir y resarcir, respectivamente, a los concesionarios de distribución de electricidad por los gastos que se han visto obligados a realizar para la cobranza de sus acreencias morosas, como es la contratación de personal para dedicarse a esta labor.

Al respecto debemos señalar en principio que, la citada afirmación del OSINERGMIN no se sustenta en dispositivo legal alguno ni está establecida en los “Términos de Referencia de los Estudios de Costos del Valor Agregados de Distribución (VAD)”; es más, no tiene antecedente en ninguna regulación tarifaria.

En segundo lugar, debemos aclarar que los intereses compensatorios y moratorios tienen una finalidad distinta a la de cubrir los gastos de cobranza por el atraso y subsiguiente mora en la ejecución de una obligación. En efecto, tal como establece el artículo 1242° del Código Civil, “el interés es compensatorio cuando constituye la contraprestación por el uso del dinero o de cualquier otro bien”, mientras que es “moratorio cuando tiene por finalidad indemnizar la mora en el pago”, entendida la mora en toda obligación de dar suma de dinero como el incumplimiento del pago en la fecha previamente establecida por la ley o en el contrato.

Por consiguiente, ni el interés compensatorio ni el moratorio que los concesionarios de distribución de electricidad están facultados a cobrar a sus usuarios en virtud del artículo 176° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, tienen por finalidad cubrir gasto alguno por cobranza de pagos atrasados.

Como consecuencia de todo lo arriba expuesto se considera que la dotación y los costos asociados al Departamento de Fiscalización de la Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión; y a las secciones de Seguimiento de Saldos y Control Comercial de la Gerencia Comercial deben considerarse como parte de los Costos del VAD.

Absolución:

Como absolución de la presente observación, que fuera efectuada reiteradamente a los informes parciales y final ya presentados, se efectuó oportunamente el análisis de las diferentes actividades de apoyo agrupadas en las gerencias respectivas, y se concluyó que las actividades correspondientes de Relaciones Institucionales, Legales, Recursos Humanos, Regulación, Fiscalización y Control de Gestión y Administración y Finanzas adquieren una envergadura de tal importancia en una empresa de servicios públicos que atiende prácticamente un millón de clientes, que requieren que sean gestionadas de manera independiente.


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Aplicando el mismo criterio expuesto para el caso de la Gerencia de Planificación e Ingeniería, las actividades de apoyo asignadas a diferentes gerencias permiten que las mismas se desarrollen con el mismo nivel de gestión por parte del management de la compañía y que ninguna quede relegada o subordinada a otras actividades. Por estos motivos es que la estructura organizativa de empresas de servicios públicos en diferentes países de la región resultan, en general, similares a las planteadas para la empresa modelo.

Por lo tanto se considera que no corresponde efectuar adecuación alguna a la estructura de organización propuesta.

Absolución:

Al igual que para la absolución de la observación N° 36 vale señalar que los promedios anuales de intervenciones de operación y mantenimiento a partir de las que se ha realizado el modelado de la empresa, se corresponden con valores promedio requeridos para los distintos tipos de instalaciones consideradas, red MT aérea y subterránea, red BT aérea y subterránea, SED convencionales y compactas, aéreas monoposte y aérea biposte, para mantener las tasas de falla compatibles con los requerimientos de calidad de servicio vigentes, considerando instalaciones en buen estado de conservación, y no las instalaciones reales de la distribuidora.

Es por esto que entendemos que el criterio de determinación de las acciones de mantenimiento preventivo no es equivocado, sino que responde al accionar de una empresa eficiente. Por tal motivo no corresponde efectuar corrección alguna.

Absolución:

Las diferencias entre los costos de operación y mantenimiento correspondientes a la Empresa Real y los determinados para la Empresa Modelo surgen de múltiples factores relacionados con los criterios de diseño y dimensionamiento utilizados, a saber:

• Las instalaciones de la empresa modelo y la empresa real son diferentes, por criterios de diseño y restricciones consideradas, por lo que las actividades de operación y mantenimiento también de esas instalaciones serán diferentes.


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• Distintas cantidad de actividades técnicas para lograr tasas de falla compatibles con los requerimientos de calidad de servicio

• Acciones comerciales diferentes en las áreas de control de pérdidas (para lograr el nivel objetivo de pérdidas residuales) y atención de manera de cumplir con los objetivos de calidad

• De acuerdo a los TDR los costos de referencia de la empresa modelo (personal propio, contratista y materiales) corresponden a valores del mes de diciembre de 2008, mientras que los valores contabilizados para la empresa real son valores con precios correspondientes a todo el año 2008

• Diferente estructura organizativa

Se incluye a continuación una tabla comparativa de los costos de explotación resultantes para la Empresa Modelo para el Informe Definitivo y los correspondientes a la Empresa Real.

Comparación de Costos de Explotación entre la Empresa Modelo y la Empresa Real

Costos de Explotación Millones US$ / año

Empresa Modelo

Formato A III-1 (1) y (2)

Distribución MT (1) 10,5 10,0Distribución BT (2) 18,0 25,8Alumbrado Público 4,5 5,3Comercialización 19,4 15,1TOTAL DISTRIBUCION 52,3 56,3Costo del Capital de Trabajo 2,2 2,2TOTAL VAD 54,4 58,5Transmisión 4,1 4,7Conexiones y Medidores 4,8 9,5Cortes y Reconexiones 1,9 1,6Inversiones en Distribución 5,5 2,8Nuevos Negocios 1,6 14,7Otras Zonales 3,0 2,4Costo del Capital de Trabajo 0,1 0,1TOTAL OTRAS ACTIVIDADES 21,1 35,8TOTAL COSTOS 75,5 94,2(1) Incluye 3,1 millones de US$ de gastos contabilizados como inversión(2) Incluye 7,2 millones de US$ de gastos contabilizados como inversión

Los costos totales transferidos al VAD son menores para la Empresa Modelo que para la Empresa Real, según la información consignada en los Formatos A.

Los costos de Comercializaron resultan mayores para la Empresa Modelo debido a que dentro de ellos se consideran los gastos correspondientes al control de Pérdidas No Técnicas (PNT), los que resultan elevados tomando en cuenta el nivel residual que debe alcanzarse para estas pérdidas. En la Empresa Real algunos de estos costos de control y disminución de las PNT son asignados a la red de BT.

Con respecto a los valores de Distribución MT, se evidencia un valor muy similar entre la Empresa Modelo y la Empresa Real, ya que si bien se toma en cuenta un mayor nivel de


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eficiencia en la Empresa Modelo, se toman en cuenta un número mayor de actividades de mantenimiento preventivo.

Absolución:

Según se describe en el Informe Final se consideraron los valores salariales correspondientes al cuartil superior (percentil 75) de la encuesta de remuneraciones dadas las características de las empresas integrantes de la muestra dentro de las que tanto Edelnor como Luz del Sur son las compañías de mayor facturación y cantidad de empleados.

Asimismo vale señalar que en el informe de sustento de la fijación de los valores del VAD para el período 2005-2009 el Supervisor del Estudio de Costos del VAD adoptó el mismo criterio que el adoptado por esta consultora, según se observa a continuación:

(Texto extraído del informe final presentado por el consultor del OSINERGMIN en el proceso de revisión tarifario llevado a cabo durante el año 2005, denominado: “InformeVAD Anexo04-Parte 9 de 11.pdf”)

Por lo tanto, entendemos que resulta apropiado el nivel de remuneraciones adoptado por PA para el presente estudio.

2.10.2 Optimización de los costos de Operación y Mantenimiento Comercial


Absolución:


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Las diferencias entre los costos de operación y mantenimiento correspondientes a la Empresa Real y los determinados para la Empresa Modelo surgen de múltiples factores relacionados con los criterios de diseño y dimensionamiento utilizados, a saber:

• Las instalaciones de la empresa modelo y la empresa real son diferentes, por criterios de diseño y restricciones consideradas, por lo que las actividades de operación y mantenimiento también de esas instalaciones serán diferentes.

• Distintas cantidad de actividades técnicas para lograr tasas de falla compatibles con los requerimientos de calidad de servicio

• Acciones comerciales diferentes en las áreas de control de pérdidas (para lograr el nivel objetivo de pérdidas residuales) y atención de manera de cumplir con los objetivos de calidad

• De acuerdo a los TDR los costos de referencia de la empresa modelo (personal propio, contratista y materiales) corresponden a valores del mes de diciembre de 2008, mientras que los valores contabilizados para la empresa real son valores con precios correspondientes a todo el año 2008

• Diferente estructura organizativa

Absolución:

El análisis detallado del sustento del cálculo de las pérdidas no técnicas o comerciales se presenta en las respuestas a las observaciones 24 y 27 y en el Anexo F “Sustento de pérdidas comerciales” del Informe Final.

La cantidad de detecciones y reincidencias adoptadas para los distintos grupos de clientes surgen de la experiencia recogida por la empresa distribuidora sobre el comportamiento de los usuarios y consumidores en distintas regiones del área de servicio. Este comportamiento, como ya se ha indicado en la respuesta a las observaciones 24 y 27, es similar al registrado en la mayoría de las grandes ciudades de Latinoamérica, en especial en las zonas con habitantes con bajos ingresos y elevado nivel de inseguridad.

En el sustento presentado se está considerando que aproximadamente el 5,5% del total de clientes de Edelnor es reincidente o nuevo hurtador. Esta cantidad de usuarios que hurtan energía en forma crónica se compone de un 0,4% de los usuarios BT no residenciales, un 0,8% de los usuarios BT residenciales y un 16,5% de los usuarios BT residenciales ubicados en zonas de altas pérdidas.

Estos valores se sustentan en las características propias del mercado atendido por Edelnor, mercado donde el 85% de sus clientes pertenecen a los niveles


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socioeconómicos C,D y E concentrándose sus mayores pérdidas en los sectores D y E de alta peligrosidad, sectores tales como :

• El distrito del Callao, tiene gran cantidad de zonas con esa característica como: Puerto Nuevo, Barracones, Callao Centro, Boterín, Ramón Castilla, Sarita Colonia, Acapulco, Corongo, Centenario, Canadá, etc.

• Cercado de Lima; las zonas específicas de Barrios Altos, Manzanilla, Huerta Perdida, Cruce de 28 de Julio con Aviación, P.J. El Agustino, Santoyo, Ancieta Alta.

• San Juan de Lurigancho; Caja de Agua, Mariategui, Bayovar, San Hilarion, Nuevo Amanecer, Mariscal Caceres, Cruz de Motupe, etc.

• Rímac: A.H. Flor de Amancaes, Leticia (Cerro San Cristóbal), Vista Alegre, Todas las quintas del Rimac (Limoncillo, Pizarro, Cajamarca, Hualgayoc, Libertad, Tarapacá, etc.)

• Independencia: Independencia, El Ermitaño, Tahuantinsuyo

• Comas: A.H. Año Nuevo, Santa Rosa, El Carmen, La Libertad

• Ventanilla: AH. Mi Perú, Costa Azul, Angamos sector I,II y III, Hijos de Ventanilla, Hijos de Grau, Ventanilla Alta, A.H. Pachacútec (Héroes de Cenepa, Virgen de Guadalupe, Las Brisas, etc).

• Ancón: A.H. Las Esteras, Bahía Blanca.

• Zapallal: A.H. El Gramadal, Las Lomas,

• Carabayllo: AAHH Año Nuevo, AAHH Collique.

El nivel socioeconómico de dichas zonas provocan en los usuarios la imposibilidad del pago normal de las facturas (morosidad) lo que posteriormente deriva en apropiación ilícita de energía.

La estrategia para la reducción en dichas zonas son inspecciones masivas ya que por lo general el porcentaje de detecciones es superior al 50% y luego de que las cuadrillas se retira de la zona en pocas semanas el nivel de reincidencia es del orden del 70%.

En lo que respecta a la capacidad operativa de las áreas de control de pérdidas (Infraestructura y personal) cabe recordar que los resultados de pérdidas de la empresa Edelnor, 8,2% a nivel empresa están dentro de estándares eficientes internacionalmente y que justamente el disminuir las pérdidas desde niveles iniciales de 20% es parte de su estrategia operativa, estrategia que además de Infraestructura y recursos ha desarrollado a través de los años proyectos de innovación que le ha permitido crear barreras al hurto y lograr los resultados alcanzados.

Asimismo, no es correcta la afirmación de OSINERGMIN respecto a que existe un porcentaje de pérdidas no técnicas de 2%, “reconocido a nivel nacional”, ya que para el período 2005-2009, el valor de pérdidas reconocido para el Sector Típico 1 fue de 2.85 %.

A continuación describimos el procedimiento mediante el cuál se determinaron los porcentajes de reincidencias de hurto de energía.

Con la finalidad de medir el grado de reincidencia del hurto de energía se seleccionaron 276 subestaciones de distribución (SED) ubicadas en zonas críticas de la provincia


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constitucional del Callao, y de los distritos de Cercado de Lima, Rímac, El Agustino y San Juan de Lurigancho. Estas subestaciones fueron seleccionadas por ser representativas tanto en datos de irregularidades como de las condiciones socio-económicas de los clientes que abastece.

El análisis parte en calcular la cantidad de los Potenciales Hurtadores de Energía, la cual se obtiene mediante el cociente de la Energía de Perdida no Técnica entre el Consumo Promedio por Cliente asociados a cada SED. Una vez, obtenido este cociente, se cuantifican las detecciones efectuadas tanto a los clientes como a los no-clientes, midiendo en cada caso su cantidad de reincidencia. Cabe señalar que del total de los no-clientes detectados sólo el 15% es reinsertado mientras que el 85% son reincidentes.

Como resultado del análisis se obtiene un grado de reincidencia en promedio para las zonas de Altas Pérdidas del orden del 70%, porcentaje referido a la cantidad total estimada de clientes que hurtan energía.

Cabe señalar que mayoritariamente las zonas atendidas desde las subestaciones evaluadas son de alto índice delincuencial, en donde muchas veces al realizar los operativos de retiro de clandestinos, el personal está expuesto a agresión física aún en presencia de apoyo policial.

Asimismo, luego de realizado los operativos rápidamente los pobladores de la zona vuelven a reconectarse a la red aprovechando las horas nocturnas y la falta de vigilancia policial de la zona.

Se tiene también que los usuarios que logran reinsertarse como cliente, luego de un corto periodo dejan de pagar sus consumos, convirtiéndose en clientes morosos que finalmente vuelven nuevamente a convertirse en un no cliente.

Tomando en cuenta todo lo expuesto, la aseveración de que los porcentajes de detecciones y reincidencias no pueden ser tomados como válidos porque resultan en pérdidas no técnicas elevadas y por lo tanto inaceptables implica un criterio que no tiene sustento ni en la regulación vigente ni en los Términos de Referencia del Estudio donde no se indica ninguna limitación ni referencia a un nivel máximo de pérdidas no técnicas del 2%. Se entiende, por otra parte, que el mencionado porcentaje se refiere a la energía ingresada en la red de BT, ya que si consideramos el porcentaje referido a la energía ingresada a la red de MT el porcentaje adoptado en el Informe Final es de 1,83%.

Cabe aclarar que en el Informe del Supervisor del Estudio de Costos del VAD del año 2005, que sustenta las tarifas aprobadas para el período 2005-2009. se consideró un nivel de pérdidas no técnicas del 2,85% referidas a la energía ingresada en la red de BT.

La única restricción que se ha considerado para determinar el nivel de pérdidas no técnicas es la de adoptar un valor no superior al 50% de las pérdidas técnicas en la etapa de BT de la red.

2.10.3 Optimización de los costos de Gestión



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Absolución:

La cantidad de personal de gestión se ha determinado para las distintas áreas de apoyo en función del tamaño relativo de la empresa en comparación con otras distribuidoras de la gestión, ya que las actividades administrativas y de gestión involucradas en esas áreas no son del tipo repetitivo y estandarizadas como ocurre con la mayoría de las acciones comerciales y de operación y mantenimiento, sino que se trata de un conjunto de actividades diversas asociadas a la tarea general del área.

Por ese motivo se dimensionan los recursos, humanos, materiales y de servicios generales, requeridos por estas áreas de actividad en función de la dimensión relativa de la compañía y comparándola con otras empresas involucradas en el mismo negocio en otros países de la región.

Los valores resultantes de la cantidad de personal para estas áreas de apoyo son los que se han considerado para dimensionar el personal asignado a las mismas según pueden observarse en los organigramas presentados en las páginas 2-94 a 2-97 del Informe de Resultados correspondiente al Tercer Informe Parcial.

La comparación del personal y el costo salarial correspondiente para todas las áreas de apoyo entre la Empresa real en el año base (columnas Edelnor real), los resultados de la Revisión inicial de costos presentada en el punto 4.6.1 “Resultados de la Revisión Inicial considerando las remuneraciones de mercado” del Informe Empresa Real (Revisión y Validación Antecedentes) Revisión Inicial de Costos correspondiente al Informe Final (columnas Revisión Inicial) y los resultados correspondiente a la Empresa Modelo del Informe Final (columnas Informe Final) se presentan en la siguiente tabla.


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Edelnor real Revisión Inicial Informe FinalPersonal y costos por área - STD

1 - Empresa Modelo Empleados Costo anual[ mUS$ / año ] Empleados Costo anual

[ mUS$ / año ] Empleados Costo anual[ mUS$ / año ]

Gerencia General 3 289 3 260 3 272

Gerencia de Relaciones Institucionales 13 548 13 607 4 247

Gerencia de Legales 7 325 7 342 5 341

Gerencia de Recursos Humanos 31 1.017 31 1.256 16 848 Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión (Incluye Auditoría) (1) 29 1.437 29 1.499 57 2.357

Gerencia de Administración y Finanzas 54 1.942 54 2.174 41 1.835

Total tareas de Apoyo 137 5.560 137 6.138 126 5.900 (1) Para Edelnor real y Revisión Inicial, se incluyen 17 personas de las gerencias Técnica y Comercial que realizan tareas relacionadas con Fiscalización

Como puede observarse la cantidad de personal determinado para la Empresa Modelo en las distintas áreas de administración y apoyo es inferior al correspondiente a la Empresa Real con excepción de la Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión, la que como se indicó en la absolución de la observación 33 incluye el personal dedicado a diferentes tareas requeridas por la fiscalización de la actividad y que en la empresa real se distribuyen en las diferentes áreas técnicas y comerciales que ejecutan las diferentes tareas fiscalizadas.

De esta manera el dimensionamiento del personal correspondiente a las distintas áreas técnicas y comerciales de la Empresa Modelo está dedicado totalmente a la ejecución de las actividades propias de la empresa distribuidora.

Absolución:

La absolución de esta observación es la misma que la absolución de la observación 44 precedente.

Absolución:

La justificación de la pertinencia y eficiencia de los gastos generales surgen de la necesidad de las distintas actividades de apoyo modeladas y del proceso y criterios utilizados para el diseño de la Empresa Modelo, y descriptos en el Tercer Informe Parcial,


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por lo que entendemos que su correlación con los costos directos y de supervisión no arrojará mayor claridad al tema, más aún si no se indica el rango de validez que debería tener esa correlación para que se justifique la pertinencia y eficiencia del gasto.

Absolución:

La absolución de una observación efectuada a distintos informes parciales precedentes se ha presentado oportunamente en todos los casos en que fue efectuada, por lo que en este caso se transcriben los mismos conceptos planteados oportunamente.

La actividad de de Relaciones Públicas es básica e inherente a una empresa de servicios públicos masivos, como es el caso de una distribuidora eléctrica, ya que su propia naturaleza le exige una un permanente contacto con las autoridades, los medios de comunicación y el público en general. Por este motivo se entiende que los costos asociados con esta actividad son ineludibles para este tipo de empresas. Se trata de una actividad de relaciones institucionales ineludible para una empresa prestataria de un servicio público.

Además existen diversos gastos directamente relacionados a las actividades técnicas y comerciales que son canalizados mediante el Área de Relaciones Públicas. Los más importantes son los siguientes:

• Avisos en medios de comunicación local para Cortes de Servicio Programados.

• Publicación en medios de tarifas (pliegos tarifarios, presupuesto de conexiones, costos de reposición y mantenimiento, costos de cortes y reconexiones, retiro y reinstalaciones)

• Avisos de intención y de convocatoria de licitaciones públicas.

• Avisos de cortes de servicio por causas de fuerza mayor.


Absolución:


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La determinación del costo del capital de trabajo se ha efectuado tal como se indica en el acápite b) de la página 21 de los Términos de Referencia para el Estudio de Costos del VAD, es decir se ha simulado la operación típica de la empresa en sus primeros meses (se ha considerado el primer año completo de operación) y se ha tomado en consideración el período de facturación mensual de los usuarios (distribuido en un plan de facturación por cada día hábil pera optimizar el perfil financiero), y los plazos de pago correspondientes a las compras de energía a generadores (de acuerdo a las prácticas habituales en el mercado) y de las remuneraciones, servicios de terceros, impuestos, tributos y otros gastos de acuerdo a la práctica habitual de la empresa real (en realidad muchos de los plazos de pago están establecidos por las regulaciones vigentes –tributos, impuestos, etc.- y sólo es relativamente gestionable por la empresa dentro de ciertos límites el plazo de pago a los proveedores de bienes y servicios).

La diferencia diaria entre los ingresos acumulados y los egresos acumulados desde el inicio del año constituye, en caso de ser negativa (es decir mayores egresos que ingresos acumulados) el capital de trabajo o la necesidad de financiamiento diaria, a la que se aplica el interés diario considerando la tasa regulatoria del 12%.

La tasa del 12% es la tasa de referencia para todos los cálculos asociados con el VAD y es la que se ha adoptado en los estudios anteriores del VAD aprobados por el OSINERGMIN (año 2001 por el Consultor y año 2005 por el Supervisor) correspondientes al STD 1.

2.11 TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA


Absolución:

En el Informe Definitivo se presentarán los factores de economía de escala correspondientes a los 4 años del período tarifario.

Absolución:

En el Informe Definitivo se presentarán los cálculos del VAD, Cargos Fijos, fórmulas de actualización y factores de economía de escala corregidos en correspondencia con aquellas observaciones que hayan sido aceptadas por haberlas considerado debidamente fundadas .


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2.12 FORMATOS D


Absolución:

En el Informe Definitivo se presentarán los formatos D corregidos en correspondencia con aquellas observaciones que hayan sido aceptadas por haberlas considerado debidamente fundadas.

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3. OBSERVACIONES DE LA EMPRESA LUZ DEL SUR

A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas de la empresa distribuidora Luz del Sur con relación al Informe Final. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas.

3.1 UTILIZACIÓN DE CABLES DE ALUMINIO EN EL ESTUDIO DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN

El Consultor VAD ha utilizado cables con conductores de Aluminio para las redes de Media y Baja Tensión subterránea en el diseño de la empresa modelo, sin tener en cuenta que actualmente las empresas de distribución del SDT1 tienen instalada en su totalidad redes subterráneas con conductores de Cobre.

3.1.1 Solicitud:

El Consultor VAD debe considerar en el diseño de redes subterráneas de la empresa modelo cables con conductores de Cobre.

3.1.2 Sustento:

Los sustentos a la observación planteada se presentaron en las Cartas GIP.09.062 y GIP 09.100 GIP del 21 de abril y 05 de junio del 2009, respectivamente. Un análisis detallado sobre esta observación, desde el punto de vista regulatorio, se encuentra adjunto en el anexo N° 1, el cual agradeceremos se sirva tener en consideración.

3.1.3 Absolución

El análisis técnico-económico para determinar la tecnología óptima fue efectuado tomando en cuenta los precios vigentes en el mercado para el año base de cálculo del Estudio del VAD (2008), de acuerdo a lo indicado en los Términos de Referencia del citado estudio.

Los resultados del análisis, bajo esas condiciones, indicaron que las alternativas óptimas desde el punto de vista técnico-económico fueron: conductores de aluminio para los cables subterráneos de Media Tensión y para la red subterránea de Baja Tensión cables con conductores de cobre para secciones hasta 35 mm2 y conductores de aluminio para secciones superiores a 120 mm2.

Con respecto a la consideración de una estabilidad en las definiciones tecnológicas durante períodos que permitan una adecuada rentabilidad y recuperación de las inversiones efectuadas durante el período de vida útil de las mismas, entendemos que es un planteo válido y atendible en el contexto de la definición de la regulación de la actividad de distribución en el Perú, pero que excede el ámbito de este estudio que debe ser desarrollado en el marco establecido por la regulación vigente.

Entendemos que el OSINERGMIN es el organismo que podría habilitar la aplicación de tecnologías considerando periodos de vigencia más prolongados, sobre los cuales el Consultor debería tomarlo en la evaluación a realizar.

3.2 SISTEMAS DE MANIOBRA Y PROTECCIÓN PARA LA RED DE MT

Las redes consideradas por el Consultor VAD en el modelo de optimización no incluyen los equipos de maniobra y protección necesarios para realizar la debida coordinación y

3. Observaciones de la Empresa Luz del Sur

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protección ante eventuales fallas, lo cual no garantiza el cumplimiento de los estándares de calidad que debe tener la empresa modelo, tal como se indican en los Términos de Referencia (TDR).

3.2.1 Solicitud:

El Consultor VAD debe considerar en el diseño de redes de la empresa modelo los equipos de maniobra y protección necesarios, en cuanto a tipo y función, los cuales con la debida coordinación garanticen el cumplimiento de los estándares de calidad exigidos en la normativa actual y que sean coherentes con la realidad de las empresas de distribución.

3.2.2 Sustento:

En el informe presentado por el consultor VAD se observa que el equipamiento de protección considerado para la empresa modelo no es suficiente, ya que no se aprecian las protecciones contra corrientes homopolares, las cuales son necesarias ante fallas línea–tierra, sobretodo si el esquema de conexión de la red de media tensión para la empresa modelo es Delta con Neutro Aislado, tal como fue definido en el análisis de tecnologías. Además, se debe considerar la instalación de este tipo de protección en determinados puntos de los alimentadores troncales a fin de que sea selectiva.

Por último, cabe indicar que los indicadores de confiabilidad de una red de distribución para una empresa de distribución eléctrica sirven para la toma de decisiones sobre:

Propuestas alternativas de topología de la red.

Implementación de elementos de maniobra y protección (tipo y función).

Políticas de operación y mantenimiento.

Incorporación de elementos de maniobra automatizados, etc.

Por lo tanto, el diseño de redes de empresa modelo deben considerar los elementos adecuados acorde con la realidad de las empresas y las exigencias normativas vigentes.

3.2.3 Absolución

El equipamiento de maniobra y protección, como la configuración topológica, de las redes de MT de la Empresa Modelo resultan de la alternativa óptima que cumple con las exigencias de calidad de servicio vigentes, para las tasas de fallas consideradas en el diseño de la Empresa Modelo que no necesariamente son las tasas de falla reales de la empresa.

Los equipos de maniobra y configuraciones resultantes fueron los de mínimo costo total que permiten obtener índices de calidad dentro de los límites estipulados por la normativa vigente.

En lo que respecta en particular a las protecciones contra corrientes homopolares, las mismas se han considerado para todos los reconectadotes e interruptores instalados en la red de MT (para permitir su operación en caso de fallas línea-tierra) y en un 25% de los clientes de MT para permitir que eventuales fallas a tierra en las instalaciones de esos clientes no se propaguen a la red de MT de la Empresa Modelo, afectando la calidad de servicio resultante.


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3.3 TASAS DE FALLA EN EL DISEÑO DE REDES DE LA EMPRESA MODELO

El consultor considera valores de tasas de falla y tiempos de maniobra y reparación no acordes con la realidad de una empresa de distribución.

3.3.1 Solicitud:

El Consultor VAD debe considerar en el diseño de redes de la empresa modelo tasas de falla y tiempos de maniobra y reparación acordes con la realidad de la empresa, y que éstos últimos consideren todos los tiempos involucrados en el restablecimiento del servicio ante fallas que se presenten en la red de distribución.

3.3.2 Sustento:

El consultor VAD para el diseño de redes de la empresa modelo ha considerado tasas de falla y tiempos de reposición muy por debajo de las que realmente se presentan en la empresa distribuidora. Por ejemplo, considera 2 horas por interrupción como tiempo de reparación de una red aérea y no específica los diferentes tiempos que existen desde que se registra la falla hasta la reposición del servicio.

Cabe indicar que el tiempo total de interrupción del servicio eléctrico, es el periodo transcurrido desde la desconexión del circuito, hasta la energización del mismo, tal como se muestra en el siguiente esquema:

El tiempo que tarda el restablecimiento del servicio eléctrico depende del tipo de falla y de los equipos presentes en el sistema. En general, se tiene para una red de distribución cualquiera, la siguiente secuencia de tiempos:

Tiempo para el conocimiento de la falla (Tc): es el intervalo entre el instante en que ocurre la falla y el momento en que los operadores del sistema eléctrico toman conocimiento de ella.

Tiempo de preparación (Tp): corresponde al tiempo requerido para la obtención de los recursos necesarios para dar inicio a los trabajos de localización de la falla.

Tiempo de localización (Tl): es el tiempo que demanda el traslado del personal a cargo de los trabajos, hasta las proximidades de la falla, y la ejecución de pruebas con la finalidad de localizar en forma precisa el punto de falla.

Tiempo de maniobra para la transferencia (Tt): es el tiempo que toma realizar las maniobras de transferencia para restablecer el servicio a los tramos en donde ello sea posible.

Tiempo de reparación (Tr): es el intervalo que demora la ejecución de las labores de reparación y/o recambio de los equipos fallados.

Tiempo de maniobra para restablecer la configuración normal de operación (Tm): es el intervalo que tarda en recuperar la configuración normal de operación, una vez ejecutadas las tareas de reparación.

Ocurrencia de la falla

Ciclo de maniobras

Restablecimiento del servicio


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3.3.3 Absolución

Los valores considerados para las tasas de fallas y los tiempos de reposición no corresponden a los de la Empresa Real sino a los de una Empresa Modelo eficientemente dimensionada y operada.

Para obtener las mencionadas tasas de falla y tiempos de reposición la Empresa Modelo se ha dimensionados considerando las actividades de operación y mantenimiento y los recursos necesarios, los que tampoco son los mismos que la empresa real.

3.4 UTILIZACIÓN DE SUBESTACIONES COMPACTAS EN REDES TRONCALES DE MEDIA TENSIÓN EN LA CONFIGURACIÓN TIPO ANILLO

El consultor VAD utiliza subestaciones compactas como parte de las redes troncales de Media Tensión cuya configuración topológica es en anillo.

3.4.1 Solicitud:

El Consultor VAD debe demostrar que existe compatibilidad técnica en considerar subestaciones compactas para las redes troncales de media tensión de la empresa modelo, en especial donde se prevén conexiones con los cables subterráneos; de lo contrario, deberá corregir el Estudio considerando la tecnología compatible.

3.4.2 Sustento:

Como resultado de la aplicación del modelo de optimización de redes para la zona de Muy Alta Densidad (zonas 1 y 6), el Consultor considera 23 SED’s Compactas (zona 1) y 44 SED’s Compactas (zona 6), las mismas que estarían ubicadas a lo largo de la red troncal, ya que el Consultor para estas zonas de densidad considera la topología en anillo, la misma que no tiene derivaciones, tal como se muestra en el siguiente gráfico.

Cabe indicar que el uso de SED's compactas dentro de una red troncal no es adecuado, ya que estas subestaciones no tienen los elementos necesarios para la protección y aislación de fallas en la red.

Por otro lado, los conectores de llegada a estas subestaciones deben estar diseñados para secciones de cables de interconexión de gran tamaño y con la capacidad de corriente de carga y cortocircuito adecuados, por estar ubicados en enlaces troncales.


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Cabe indicar que el modelo considera secciones de 400mm2 y 240mm2 de aluminio en estos circuitos.

En caso se verifique y sustente la adecuada compatibilidad técnica de instalar subestaciones compactas en los circuitos troncales de MT, deberá adicionarse en cada una de ellas un dispositivo de maniobra (de cierre y apertura con carga y cortocircuito) y protección adecuado, en la salida de dicha subestación siguiendo el sentido de flujo de la corriente.

3.4.3 Absolución

La consideración de subestaciones de distribución (SED) compactas ha sido considerada como una alternativa de menor costo que las convencionales en aquellos casos en que exista disponibilidad de espacio para su instalación. Por ese motivo se ha considerado para cada subzona de densidad, para el caso de instalaciones subterráneas o a nivel, una relación entre las SED compactas y convencionales similar a la existente en la empresa real.

Sin embargo, y en el caso de la topología 1 en anillo, es válida la observación planteada ya que para que esta configuración de red pueda operarse adecuadamente debe disponer de equipos de maniobra en todas las SED del anillo, y esto solamente es posible en las SED convencionales.

Por lo tanto en el Informe Definitivo se efectuará la corrección correspondiente.

3.5 APLICACIÓN DE RESTRICCIONES A LA UTILIZACIÓN DE REDES AÉREAS DE BAJA Y MEDIA TENSIÓN

El Consultor VAD en el diseño de la empresa modelo ha aplicado el criterio de utilizar redes subterráneas para los casos en que se tengan restricciones basándose únicamente en el ancho de vía, tal como fue solicitado por OSINERGMIN.

3.5.1 Solicitud:

El Consultor VAD debe considerar en el diseño de las redes las restricciones existentes por el ancho de las veredas las cuales hacen técnicamente inviable la instalación de redes aéreas, tal como que fue sustentado por el propio consultor en su Tercer Informe Parcial.

3.5.2 Sustento:

En el artículo 64 de la Ley de Concesiones Eléctricas se establece que los estudios de costos deben considerar la gestión de un concesionario operando en el país, esto implica operando en las condiciones reales en que la concesionaria de distribución eléctrica efectivamente tiene que prestar el servicio.

Asimismo, en el numeral 6.1.2 de los Términos de Referencia, en lo que a la definición de la tecnología concierne, se indica que ésta se elegirá tomando en cuenta la factibilidad de su utilización y su adaptación a las condiciones locales.

Cabe indicar que las empresas concesionarias tienen que hacer frente a condiciones urbanísticas reales resultantes de un crecimiento no ordenado de la ciudad, lo que implica muchas veces presencia de veredas angostas y voladizos en las edificaciones invadiendo el espacio aéreo de dichas áreas de uso público.


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Por lo expuesto, consideramos improcedente ignorar las restricciones y condiciones reales del área de Concesión. En el anexo N° 2 se adjunta un sustento detallado sobre el particular, el cual agradeceremos se sirva tener en consideración.

3.5.3 Absolución

La consideración de las restricciones existentes a la instalación de redes aéreas de Media y Baja Tensión por el ancho de vereda, basadas en las distancias eléctricas de seguridad establecidas en el CNE y distancia de paso entre la edificación y los postes de la red aérea, se efectuó inicialmente tomando en cuenta el relevamiento de los anchos de veredas efectivamente existentes efectuado por la empresa Edelnor. Esta información fue suministrada al OSINERGMIN conjuntamente con el segundo informe parcial.

Sin embargo, y ante reiteradas observaciones efectuadas por el OSINERGMIN respecto a la validez del relevamiento y de los criterios propuestos y a la consideración por parte de este organismo que había que considerar la posibilidad de la ampliación futura de las veredas (lo que permitiría plantar postes en las bermas o en los bordes de las vías), se decidió adoptar el criterio sugerido por el OSINERGMIN. Este criterio se basa en considerar el máximo ancho posible de las veredas tomando en cuenta el ancho total de las vías y las distancias mínimas requeridas para las pistas y bermas obligatorias.

Este criterio es conservador y ha sido adoptado tomando en cuenta los datos del ancho total de las vías informado en la Base del VNR (información oficial intercambiada entre la empresa y el OSINERGMIN). Dado que se utilizó esta informacion, no resulta necesario validar la información adicional relevada por la empresa, ya que la misma, conforma los datos del VNR sobre los cuales el organismo establece criterios propios de validación.

Esto no implica que no se tomen en cuenta las condiciones reales de prestación del servicio, sino que su consideración se efectúe a partir de una estimación más conservadora.

3.6 FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA

El Consultor VAD propone Factores de Economía Escala (FEE) para el VADBT menores que los propuestos para los FEE del VADSED, en particular para el último periodo (0,9578 frente a 0,9753).

Período VADMT VADBT VADSED

Noviembre 2009 - Octubre 2010 1,0000 1,0000 1,0000




3.6.1 Solicitud:

Solicitamos que se revise el cálculo del FEE para todo el periodo, en lo que respecta al VADBT.


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3.6.2 Sustento:

Tomando en cuenta que la última Regulación vigente (Res. 021-2006-OS/CD) el FEE se comporta de la siguiente manera, donde el año 4 es 0,9735:

Período VADMT VADBT

Noviembre 2005 - Octubre 2006 1,0000 1,0000




Más aún, el mismo consultor PA en su Informe Definitivo para dicha regulación 2005 propuso lo siguiente:

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

FEE VAD MT 1,000 0,993 0,986 0,978

FEE VAD BT 1,000 0,992 0,983 0,975

No se entiende por qué el Consultor VAD en esta oportunidad obtiene como resultado 0,9578 y no 0,9753 equivalente al VADSED, habida cuenta que el crecimiento de la demanda en baja tensión afecta de igual forma tanto al VADBT como para el VADSED.

3.6.3 Absolución

Se toma en cuenta la observación planteada, y la efectuada en el mismo sentido por la distribuidora Edelnor, por lo que se revisará el cálculo de los factores de economía de escala de la red de Baja Tensión y los resultados de esa revisión serán los que se incorporen en el Informe Definitivo.

3.7 OBSERVACIONES A LOS COSTOS DE INVERSIÓN UTILIZADOS POR EL CONSULTOR EN EL ESTUDIO DEL VAD

3.7.1 Costos unitarios de materiales

El Consultor VAD considera en muchos casos costos unitarios de materiales por debajo del costo de mercado. Éstos se muestran en el anexo N° 3. Cabe indicar que los costos de mercado fueron debidamente sustentados por la empresa seleccionada como modelo.

a. SOLICITUD:

El Consultor VAD debe revisar los precios de los materiales que se listan en el anexo N° 3.


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b. ABSOLUCIÓN

Los precios de materiales consideran compras con economías de escala pues las cantidades son relevantes para cada tipo de material y se ha sustentado los precios con facturas.

3.7.2 Recursos

Las asignaciones de recursos considerados por el Consultor VAD (mano de obra, transporte y equipos) corresponden, en su mayoría, a los rendimientos reconocidos por OSINERGMIN para la regulación del Valor Nuevo de Reemplazo (que también han sido observados) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica; los cuales, no se ajustan la los rendimientos reales observados en el terreno.

A continuación se detallan los casos de asignación insuficiente de recursos para los armados más relevantes.

a. APERTURA Y CIERRE DE ZANJAS

El Consultor VAD presenta rendimientos elevados en los recursos de ejecución de trabajos de zanja, que no corresponden a la realidad. Cabe indicar que los trabajos de ejecución de zanjas en su mayoría se realizan en zonas urbanizadas y congestionadas.. Por otro lado, el consultor no se está considerado la aplicación del afirmado para el cierre de la zanja, lo cual es obligatorio según la Ordenanza Municipal N° 203.

i. Solicitud:

Se solicita que el Consultor VAD considere los costos que conllevan los obstáculos que se encuentran en la ejecución de la zanja y el cumplimiento de las disposiciones de la Ordenanza Municipal N° 203.

ii. Sustento:

En los anexos Nº 4 y N° 5, presentamos el sustento de nuestra solicitud.

iii. Absolución

Los rendimientos y recursos considerados para la determinación de los Costos Unitarios de Inversión empleados en el estudio VAD corresponden a los que se presentan en trabajos ejecutados por las empresas distribuidoras pertenecientes del Sector Típico 1, los que fueron revisados y validados o ajustados por PA a partir de la comparación con rendimientos y recursos empleados por otras empresas distribuidoras a nivel latinoamericano. Por lo expuesto entendemos que los rendimientos y recursos utilizados en el Estudio VAD pueden diferir, en algunos casos, con los de Luz del Sur pero los mismos corresponden a los valores de eficiencia requeridos por la Empresa Modelo.

b. ASIGNACIÓN DE RECURSOS EN ARMADOS DE LUMINARIAS

Consultor VAD presenta rendimientos que no corresponden a los que se presentan en la práctica.

Asimismo, la asignación de vehículos de transporte (Grúas) resulta insuficiente, toda vez que no se están tomando en cuenta los tiempos de desplazamiento de las unidades hasta la zona de trabajo, ni está reconociendo los tiempos reales observados en el terreno (en condiciones normales) para la ejecución de la tarea, como por ejemplo:


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i. Solicitud:

Solicitamos incrementar la asignación de los recursos en los armados de luminarias y pastorales tomando en cuenta los tiempos de desplazamiento de los vehículos, y los tiempos reales de la ejecución de las tareas.

ii. Sustento:

En el anexo Nº 5 se muestra el sustento de las asignaciones de recursos para dichos armados.

iii. Absolución


c. ASIGNACIÓN DE RECURSOS EN ALINEAMIENTO, CAMBIO DE DIRECCIÓN Y FIN DE LÍNEA CON POSTE DE CONCRETO

La asignación de recursos no cubre el tiempo requerido para la ejecución de la labor, y corresponde a tiempos ideales que no tienen correlación con lo observado en el terreno. Inclusive la asignación de recursos para esta tarea es menor que la considerada por el Consultor VAD para la instalación de un poste de 9m para alumbrado público, lo cual resulta inconsistente ya que las estructuras de alineamiento, cambio de dirección y fin de línea tienen componentes (ferretería) que no se tiene en el armado de instalación de un poste para alumbrado público.

Tarea Tiempo (min)

Preparación del área de trabajo 5

Preparación de la grúa 5

Preparación del pastoral (instalación de la luminaria) e instalación de abrazaderas 10

Instalación del pastoral 13

Conexión a luminaria 5

Recojo de herramientas, retiro de señalización 5

TOTAL 43


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Por lo tanto, la cantidad de recurso asignado a la instalación de las estructuras de alineamiento, cambio de dirección y fin de línea, deben ser revisadas, debiendo resultar necesariamente mayores a la instalación de poste de alumbrado público.

i. Solicitud:

Se solicita corregir la asignación de recursos de manera que se satisfaga los requisitos mínimos de tiempo para la ejecución de la actividad en condiciones normales, y tome en cuenta además el tiempo de desplazamiento de la grúa a la zona de trabajo.

ii. Absolución


d. OBRA CIVIL DE SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN CONVENCIONAL SUBTERRÁNEA

El Consultor VAD presenta una cantidad de horas de uso de camión muy bajo, que no corresponden a la realidad.

i. Solicitud:

El Consultor VAD debe rectificar su propuesta y considerar 164,7 horas máquina de uso de camión de 4 ton para el caso de la SED subterránea de 5mx6m y 247,1 horas máquina de camión de 4 ton para el caso de la SED subterránea de 9mx5m.

ii. Sustento:

Tomar en cuenta que para realizar la excavación para una subestación subterránea de 5m de ancho x 6m de largo x 6,3m de profundidad se debe extraer y eliminar un volumen de tierra de 264,60 m3 (considerando 0,5m adicionales por cada lado para encoframiento), lo que equivale a 439,24 toneladas. Para eliminar esta tierra removida se necesitan 109.81 viajes de camión de 4 ton. Si consideramos 0,5 horas para carga manual del camión y 1 hora de viaje de ida y retorno al centro de acopio autorizado, tenemos como resultado que se necesitan 164,71 horas máquina de camión de 4 toneladas, solamente para eliminación de tierra removida.

Se debe considerar que el tiempo de 0,5 horas para la carga del camión y el tiempo de viaje al centro autorizado son tiempos mínimos, debido a que la carga del camión se hace manualmente y los centros autorizados por DIGESA y por la Municipalidad se encuentran ubicados fuera de la ciudad. Adicionalmente existe un costo de alrededor S/. 37,5 por m3 de material que se deje en estos centros de acopio, el cual no ha sido considerado en la hoja de costeo del armado.

Para ver el detalle del cálculo, ver anexo N° 6.


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iii. Absolución


e. ASIGNACIÓN DE RECURSOS EN PUESTA A TIERRA CON VARILLA

La asignación de recursos propuesta por el Consultor VAD resulta insuficiente y no guarda relación con los requerimientos de esta actividad. Se debe considerar que la dimensión del pozo es de 2.5m de profundidad por 1m de diámetro. Asimismo, se debe tomar en cuenta que el camión transporta las herramientas y los materiales (sales gel, varilla, cable) requeridas para la tarea, por lo que se debe considerar los traslados de la unidad y un prorrateo del tiempo de eliminación del desmonte generado hacia los puntos de acopio autorizados por DIGESA y la Municipalidad.

i. Solicitud:

Se solicita que se incremente el tiempo de uso de camión, debido a que se debe considerar los tiempos de carga y descarga de herramientas, los desplazamientos de base a obra y viceversa y entre los puntos de trabajo. Además se debe considerar el tiempo de desplazamiento para eliminación de desmonte.

Adicionalmente, se debe aumentar la asignación de recurso de mano de obra.

ii. Sustento:

En el anexo Nº 7 se muestra el sustento de las asignaciones de recursos para dichos armados, así como el detalle de la asignación considerada por CAPECO en su boletín mensual.

iii. Absolución

Para la asignación de recursos se han aplicado los rendimientos reconocidos por OSINERGMIN para la regulación del año 2005 para el Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica, ya que éstos se consideraron aceptables para realización eficiente de las actividades descritas.

3.7.3 Armados

A continuación se presentan observaciones a la composición de los siguientes armados:

a. INTERRUPTOR TRIPOLAR DE POTENCIA

El Consultor VAD no ha considerado dentro de los equipamientos auxiliares los transformadores de tensión de 2 devanados (03 unidades), que toda instalación típica con interruptor de potencia debe tener.


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Edelnor 22/7/09

i. Solicitud:

Considerar los transformadores de tensión de 2 devanados.

ii. Sustento:

Dentro de la normativa legal vigente dada en el Código Nacional de Electricidad Suministro, es necesario el equipamiento auxiliar de los interruptores de potencia. Esta normativa señala la obligación del concesionario de efectuar medidas preventivas que den protección eléctrica a las personas y a las instalaciones afines. Para ello es necesario que el interruptor cuete con el equipamiento necesario, dentro de los cuales se incluyen los transformadores de tensión de 2 devanados, ya que el relé necesita las señales de tensión para poder operar.

En el anexo Nº 8 se muestra una instalación típica de un interruptor y su equipamiento auxiliar.

iii. Absolución

Se ha propuesto en este armado la misma estructura reconocida por el OSINERGMIN en el proceso de regulación del año 2005 para el Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica.

b. METRADO ADICIONAL DE CONDUCTORES Y/O CABLES POR KM DE RED

El Consultor VAD considera para redes aéreas y subterráneas en baja y media tensión un metrado adicional o recargo del 3.5%.

i. Solicitud:

La experiencia real de campo nos demuestra que el porcentaje de metrado adicional por km para redes aéreas en media y baja tensión, es en promedio del 4.2%.

Para el caso de las redes subterráneas en media y baja tensión es del 5.9%.

ii. Sustento:

En el anexo N° 9 se presenta el estudio de metrados adicionales por km de red para redes aéreas y subterráneas en Luz del Sur.

iii. Absolución

Se ha propuesto el valor de 3,5% de metrado adicional por kilómetro de red aérea y/o subterránea igual al valor reconocido por el OSINERGMIN en el proceso de regulación del año 2005 para el Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica.

c. USO DE CONECTOR PARA LA ACOMETIDA DE POSTES DE ALUMBRADO PÚBLICO EN REDES AÉREAS

El Consultor VAD no ha considerado el uso del conector entre el cable autoportante y el de derivación en los armados de alumbrado público de redes aéreas.


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Edelnor 22/7/09

i. Solicitud:

El Consultor VAD debe incluir el conector entre el cable autoportante y el cable de derivación en los armados de alumbrado público.

ii. Sustento:

Para el conexionado de los postes de alumbrado público es técnicamente necesario utilizar un conector.

iii. Absolución

Se ha propuesto en este armado la misma estructura reconocida por el OSINERGMIN en el proceso de regulación del año 2005 para el Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica.

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4. OBSERVACIONES DE LA EMPRESA EDELNOR

A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas de la empresa distribuidora Edelnor con relación al Informe Final. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas.

4.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT - ZONAS CON CARACTERÍSTICAS GEOGRÁFICAS Y AMBIENTALES ESPECIALES

Parte 2: Creación de la Empresa Modelo

Punto 3.1.1 b: Áreas con calles o veredas de ancho reducido

En el informe se señala que vías con anchos menores a 5,1 m y los tipos de vía calificados “PP” se los considera pasajes peatonales en donde no se aplican restricciones al tendido de redes aéreas. Para definir los 5.1 m se considera dos veredas de 1,2 m y una calzada de 2,7 m.

Pasajes peatonales con anchos menores a 3,9 m (1 vereda de 1,2 m y una calzada de 2,7 m) presentan restricciones al tendido de redes aéreas tomando en cuenta la distancia mínima de seguridad y también lo establecido en el Reglamento Nacional de Edificaciones para el paso de vehículos de emergencia.

Por lo señalado, consideramos que debería incluirse como restricción que en los pasajes peatonales con anchos menores a 3,9 m las redes de BT deberían ser subterráneas.

4.1.1 Absolución:

Efectivamente en el presente Estudio de Costos del VAD no se ha considerado restricción para la instalación de redes aéreas en vías con ancho menores a 5,1 m.

En la realidad pueden existir pasajes con anchos menores a 3,9 m que tienen redes aéreas y ameritaría un estudio de estos casos con más detalle a fin de constatar si es que no se cumple con las distancias mínimas de seguridad y si efectivamente las soluciones técnicas existentes no dan acceso a paso vehicular, a fin de proceder a dar paso a la restricción solicitada por Edelnor en futuros estudios.

4.2 PAGO DE PERMISOS MUNICIPALES

Parte 3 Resultados

Punto 2.3 Costo unitario de las instalaciones eléctricas para la valorización del VNR.

Punto 2.7 Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico

Un aspecto de vital importancia para las empresas que no ha sido considerado en el Estudio de Costos del VAD, es el referido al reconocimiento de los costos que se generan por el pago de los derechos municipales por autorización de ejecución de obras en la vía pública que cobran las Municipalidades.

Al respecto debemos señalar que las empresas de distribución eléctricas se encuentran bajo el ámbito de aplicación de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento. En tal sentido los artículos 97 y 109 de la LCE le otorgan a la empresa concesionaria el

4. Observaciones de la empresa Edelnor

4-2

Edelnor 22/7/09

derecho a utilizar gratuitamente el suelo, subsuelo, aires de caminos, calles, plazas, etc de propiedad del Estado o Municipal, dando previo aviso a las Instituciones respectivas. No obstante ello, en concordancia con la legislación municipal, tal derecho importa solicitar a la entidad respectiva una autorización para poder ejecutar obras en los bienes de dominio público.

En línea con lo anterior, en mayo del año 2008 se publicó el Decreto Legislativo 1014 mediante el cual se establecieron medidas para propiciar la inversión en infraestructura para la provisión de servicios públicos esenciales para el desarrollo humano, a través de la implementación de medidas que eliminen sobrecostos y logren una simplificación administrativa.

Este Decreto se aplica a las empresas privadas y entidades del sector público que presten uno o más servicios públicos esenciales: agua potable y alcantarillado, transmisión y distribución de electricidad así como alumbrado público, gas natural y telecomunicaciones.

Por lo tanto las empresas de distribución eléctrica, en su calidad de concesionarios de distribución, se encuentra obligado al pago de tasas municipales por la tramitación de la autorización requerida para la ejecución de obras en áreas de uso público. Esta obligación queda aclarada con la emisión del mencionado Decreto Legislativo No. 1014, por lo que en efecto corresponde que cada municipio se adecue a la norma. En caso alguna Municipalidad no lo haya hecho, ello no supone que no pueda modificar sus normas a fin de contemplarlo en el futuro.

Por lo expuesto, consideramos que las obligaciones de carácter pecuniario que las Municipalidades han fijado sobre la base del Decreto Legislativo 1014 y que recaen sobre las empresas prestadoras de servicios públicos deben ser reconocidas en el Estudio de Costos del VAD. Se adjunta como anexo 1 informe legal al respecto.

4.2.1 Absolución:

Entendemos que, de acuerdo a lo indicado en el Informe Legal adjunto en el Anexo 1, existe la obligatoriedad por parte de las distribuidoras al pago de tasas municipales por la tramitación de la autorización requerida para la ejecución de obras en áreas de uso público.

Estos pagos corresponderían tanto a la ejecución de obras de inversión, como de mantenimiento de las instalaciones ubicadas en las áreas de uso público, por lo que los costos asociados deberían formar parte tanto de los costos unitarios de inversión como de los costos de operación y mantenimiento que forman pare del cálculo de costos del VAD.

En el presente Estudio de Costos del VAD no han sido considerados explícitamente estos costos debido a que no se dispusieron, a la fecha de la elaboración del estudio, de los valores típicos de referencia a considerar para las distintas obras de inversión, como a las correspondientes actividades de operación y mantenimiento.

4.3 CÁLCULO DE FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA

Parte 3 Resultados

Punto 3.6 Factores de Economía de Escala.

4. Observaciones de la empresa Edelnor

4-3

Edelnor 22/7/09

Con referencia al cálculo de los Factores de Economía de Escala, para el caso del VAD BT, se ha considerado un valor muy bajo para la proporción variable, que no toma en cuenta la alta tasa de crecimiento horizontal que se presenta en el área de concesión de EDELNOR por la electrificación de asentamientos humanos y que adicionalmente presentan consumos unitarios de energía muy por debajo del promedio de la empresa. Está característica se va a acentuar en los próximos 2 años, tomando en cuenta los decretos publicados por el Gobierno que hacen prever una electrificación masiva de asentamientos humanos.

También se nota que se ha considerado para el VAD BT un crecimiento anual de la demanda del 2,6%, tasa que consideramos alta tomando en cuenta los efectos de la crisis económica.

Por lo expuesto, consideramos que se debe recalcular los factores de economía de escala para el VAD BT tomando en cuenta lo señalado.

4.3.1 Absolución:

Se toma en cuenta la observación planteada, y la efectuada en el mismo sentido por la distribuidora Luz del Sur, por lo que se revisará la tasa de crecimiento horizontal del área servida y la tasa de crecimiento anual de la demanda en BT, y el cálculo consiguientes de los factores de economía de escala de la red de Baja Tensión y los resultados de esa revisión serán los que se incorporen en el Informe Definitivo.

A-1

Edelnor 22/7/09

ANEXO A: DETALLE DE LAS EVIDENCIAS FOTOGRÁFICAS PRESENTADAS

A continuación se presenta el resultado del análisis al detalle fotográfico presentado por el Supervisor VAD.

Lámina N°1:

Respuesta:

En la inspección se ha realizado las mediciones del corte de vía correspondiente a esta vía el cuál se muestra en la parte inferior de dicha lámina.

De acuerdo a este corte vía se observa anchos de vereda menores a los establecidos en el nuevo RNE y las dimensiones de las veredas son irregulares estando en la misma vía, con esto queda demostrado que en la “realidad” existen calles con anchos de vereda menores a los establecidos en el RNE y que constituyen parte del perfil urbano consolidado de oficio.

También se puede observar que las redes instaladas en la zona son del tipo subterráneo.

No obstante lo antes señalado, estas vías han sido consideradas en el VAD como pasajes de anchos menores a 5,10 metros, por tanto el criterio ha sido el modelado con una Red Aérea.

También se observa que el espacio libre peatonal es de 0,82 m, por tanto, no tiene sustento lo mencionado por el Supervisor VAD cuando se refiere a paso de vereda “restringido”.

Por otra parte, debido a la construcción de voladizos en las viviendas que invaden la vía pública en estos casos no ha sido posible cumplir las distancias entre poste y borde acera.

v1 c v2

voVoladizo de vivienda, invade vía pública

Poste

LEYENDA: v1: Vereda 1 = 0,92m c: Calzada = 3,00 m v2: vereda 2 = 1,04 m d: distancia libre peatonal = 0,82 m vo: Voladizo = 0,64 m A: ancho total de calle = 4,96 m

A

d

A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas

A-2

Edelnor 22/7/09

Lámina N°2:

Respuesta:

Tal como se menciona en el último informe del Consultor VAD, estas calles han sido consideradas sin restricciones, por tanto, el modelado de la red BT ha sido Red Aérea.

En el corte de vía se puede observar que los anchos de vereda también son irregulares y difieren del RNE

v1 c

v2

voPoste

LEYENDA: v1: Vereda 1 = 1,20m e: estacionamiento = 1,80 m c: Calzada = 6,00 m v2: vereda 2 = 1,10 m vo: Voladizo = 0,65 m A: ancho total de calle = 11,90 m

A

d

e e

Voladizo de vivienda, invade vía pública


A-3

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Lámina N°3:

Respuesta:

Esta calle es de corte similar a la Lámina N° 2, por tanto, tal como se menciona en el último informe del Consultor VAD, estas vias han sido consideradas sin restricciones, por tanto, el modelado de la red BT ha sido Red Aérea.


A-4

Edelnor 22/7/09

Lámina N°4:

Respuesta:

No obstante se observa que la red MT es del tipo subterráneo, tal como se menciona en el último informe del Consultor VAD, estas vías no han sido consideradas con restricciones, por tanto, la selección de la red MT ha sido aérea.


A-5

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Lámina N°5 y 6:

Respuesta:

Las láminas 5 y 6 también muestran postes instalados en la berma, los cuáles han sido considerados sin restricciones, por tanto, el modelado de la red ha sido con red Aérea.


A-6

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Lámina N°7:

La calle mostrada en la Respuesta:

No se ha podido ubicar ya que no muestran referencias de ubicación exactas. Sin embargo, no obstante que el Supervisor VAD no indica el corte de vía, la restricción de la vía peatonal mostrada con una persona parada al lado del poste, corresponde a un poste de otro servicio distinto al de suministro eléctrico.

Al respecto podemos comentar que esta muestra es otra evidencia mas de que el perfil urbanístico de las calles no corresponden en su totalidad a lo establecido en el RNE, por tanto, la red debe ser modelada en base a estas situaciones reales y no en base a los cortes de vías del nuevo RNE.

Asimismo, en estos casos debe considerarse en el modelo una red subterránea con postes metálicos de menor sección, con rigidéz mecánica suficiente para soportar el pastoral y luminaria de modo que se minimice la obstrucción peatonal.


A-7

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Lámina N°8 y 9:

Respuesta:

En ambos casos tienen anchos de veredas de 1,20 m los cuáles han sido considerados sin restricciones, por tanto, la red BT modelada es del tipo aéreo.


A-8

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Lámina N°10:

Respuesta:

No se ha podido ubicar ya que no muestran referencias de ubicación exactas.

B-1

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ANEXO B: COTIZACIONES DE VEHÍCULOS

B.1 CAMIONETA 4X4

B: Cotizaciones de Vehículos

B-2

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B-3

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B.2 CAMIÓN DE 4 TONELADAS


B-4

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B-5

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B.3 CAMIÓN DE 10 TONELADAS


B-6

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B-7

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B-8

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B-9

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B.4 GRÚA DE 2,5 TONELADAS (PARA MONTAR EN CAMIÓN)


B-10

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B.5 GRÚA DE 9,5 TONELADAS (PARA MONTAR EN CAMIÓN)

EDELNOR Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Resumen Ejecutivo Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Julio 2009

EDELNOR 21/7/09

EDELNOR Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Resumen Ejecutivo Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Julio 2009


Prepared by:

Consorcio PA Consulting Services SAC-PA Consulting Services SA

Calle Bolívar Nº 472 Of. 603 Lima 18

Perú

Tel: +511-447 7784Fax: +511-241 1016


Versión: 1.0

i EDELNOR.21/7/09

INDICE

1. Introducción

2. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo

3. Balance de Energía y Potencia

4. Valor Nuevo de Reemplazo 4.1 Costos estándar de inversión de las instalaciones de

distribución 4.2 Proceso de Optimización técnica y económica de las

instalaciones de distribución eléctrica 4.3 Proceso de determinación del VNR de las Inversiones No

Eléctricas

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial 5.1 Costos Estándar de Operación y mantenimiento Técnico 5.2 Costos de gestión Comercial 5.3 Pérdidas Estándares No Técnicas o Comerciales 5.4 Costos de administración o apoyo 5.5 Otros costos de explotación 5.6 Costos de operación y mantenimiento, comerciales y de

administración o apoyo de la empresa modelo

6. Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

7. Calidad de Servicio Eléctrico

8. Resultados 8.1 Costo Fijo ( CF ) 8.2 Valores Agregados de Distribución ( VADMT, VADBT y

VADSED ) 8.3 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía 8.4 Factores de economía de escala 8.5 Fórmula de reajuste

1-1

EDELNOR 21/7/09

1. INTRODUCCIÓN

La LCE y el RLCE del Perú establecen que el Valor Agregado de Distribución (VAD), componente de las tarifas eléctricas a usuarios finales, debe ser establecido cada cuatro años por el OSINERG.

A tal efecto las empresas concesionarias cuyos sistemas eléctricos hayan sido seleccionados como representativos de cada Sector de Distribución Típico (SDT) deben encargar los estudios de Costos del VAD a empresas consultoras precalificadas por el OSINERG, entidad que también publica los Bases para la ejecución de los estudios, supervisa su avance y comunica las observaciones correspondientes a las concesionarias.

Los valores del VAD actualmente vigentes para cada SDT tienen vigencia durante el período 1 de noviembre de 2009 a 31 de octubre de 2013, por lo que los nuevos valores del VAD deben ser establecidos por el OSINERG a partir del 1 de noviembre de 2009.

Como representativo del SDT 1 el OSINERG ha establecido el sistema eléctrico modelo de Lima Norte, perteneciente a la distribuidora Edelnor, la que ha contratado a PA Consulting Services para el desarrollo del Estudio de Costos del VAD correspondiente al SDT 1.

Los TDR establecen que se deben presentar, durante el desarrollo del estudio, tres informes parciales y un informe final.

La Ley de Concesiones Eléctricas señala que el Valor Agregado de Distribución (VAD) se basará en una empresa modelo eficiente, de la cual se determinarán los siguientes valores:

1. Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía.

2. Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía.

3. Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento asociados a la distribución por unidad de potencia suministrada.

Para la determinación de esos valores se ha efectuado la Estructuración de la Empresa Modelo tomando en cuenta lo establecido en los Términos de Referencia publicados por el OSINERGMIN al efecto, siendo importante destacar los siguientes aspectos:

• Le empresa Edelnor presta servicio mayoritariamente en el Sector de Distribución Típico 1 (SDT1) y en menor medida en el Sector de Distribución Típico 2 (SDT2) , 3 (SDT3) , y 5 (SDT5) por lo que se ha efectuado una asignación de costos en instalaciones a los distintos SDT.

• La empresa modelo se ha diseñado considerando que efectúa actividades adicionales cuyos costos se excluyen del cálculo del VAD como son la atención de nuevos suministros (conexiones), los cortes y reconexiones y la transmisión. También se han identificado los costos asociados al diseño y construcción de las obras de distribución, de modo de evitar la duplicidad en su inclusión en el VNR adaptado. En todos los casos se han considerado los costos directos como los directos correspondientes.

• Se ha diseñado la Empresa Modelo para atender con la misma infraestructura y recursos a tanto a los clientes del servicio público de electricidad como a los

1. Introducción

1-2

EDELNOR 21/7/09

clientes del mercado no regulado (libres), ya que la inversión y los costos de operación y mantenimiento atienden a ambas categorías y el VAD y las condiciones de prestación del servicio son las mismas.

• Se ha considerado que la empresa modelo presta el servicio de distribución eléctrica en el mismo área geográfica que la empresa de referencia (Lima Norte), con las mismas restricciones ambientales, geográficas y urbanísticas existentes y tomando en cuenta las condiciones socioeconómicas existentes en el mercado atendido.

• El diseño de las instalaciones se ha efectuado a partir de la distribución de la demanda existente en el área de servicio en el año de referencia del estudio (2008), y tomando en cuenta las restricciones mencionadas. Para ello se han analizado distintas opciones tecnológicas, topológicas y de capacidad de los elementos de manera de minimizar los costos conjuntos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas durante el período de análisis.

• Todos los costos considerados en el estudio están expresados en moneda del 31 de diciembre de 2008 y no incluyen el IGV. Los mismos corresponden a valores del mercado en la zona de operación de la empresa distribuidora. Los valores en dólares se ha determinado utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de diciembre de 2008 de 3,1408 nuevos soles por dólar.

• La empresa modelo se ha diseñado de manera de cumplir con los requerimientos señalados en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTSCE), Código Nacional de Electricidad, y Resoluciones Directoriales del MEM entre otras normas vigentes.

El presente Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD Sector Típico 1 se ha estructurado según lo solicitado en los Términos de Referencia del Estudio en las siguientes partes:

• Resumen Ejecutivo

• Informe de Resultados Relevantes

• Parte 1 : Validación y Revisión de Antecedentes y Revisión Inicial de Costos de la Empresa real

• Parte 2 : Proceso de Optimización de la Empresa Modelo

• Parte 3 : Resultados del Estudio de Costos del VAD

En este Resumen Ejecutivo se efectúa una breve descripción del proceso de estructuración de la Empresa Modelo, y se presentan los resultados de los costos del VAD obtenidos para el Sector de Distribución Típico 1 y el cálculo y resultados de las Tarifas de Distribución (Cargo Fijo, VAD BT, VAD MT, pérdidas estándar, factores de economía de escala y fórmulas de reajuste).

Los valores resultantes para los costos del VAD, expresados en dólares a fecha 31 de diciembre de 2008 se presentan en las tablas siguientes.

1. Introducción

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CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFECOCosto Anual miles US$ / año 8.363 64 5 360 377 264

Clientes # 929.123 4.110 272 5.548 30.000 5.500CF US$ / cli-año 0,750 1,292 1,535 5,406 1,046 4,002

VAD MT VAD BT VAD SEDVNR millones US$ 231,2 558,2 118,2

VNR-NOEL millones US$ 3,1 7,5 1,6TOTAL VNR millones US$ 234,4 565,7 119,8

AVNR millones US$ / año 29,1 70,2 14,9COyM millones US$ / año 15,2 30,8 7,8

AVNR + COyM millones US$ / año 44,3 101,0 22,7MW MW 824,1 518,4 518,4

VAD US$ / kW-mes 4,325 15,666 3,526

Factores de expansión de pérdidas de energía

PEMT 1,0118PEBT 1,1030

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2. CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

El proceso de diseño de las instalaciones de la empresa modelo se inició mediante la caracterización del mercado efectuada para el área de cobertura de la misma, y la subzonificación resultante. Se efectuó además el diseño preliminar del tipo de red correspondiente a cada subzona.

Para efectuar la zonificación del mercado se partió del siguiente balance de energía y potencia de la empresa real.

Energía Anual

Factor de carga o Potencia

MWh de pérdidas kW

Ingreso MT 5.363.948 0,70 870.274Pérdidas estándar MT 70.268 0,57 13.975

Técnicas 70.268 0,57 13.975No Técnicas

Ventas MT 2.198.608 1,01 246.796MT1 996.472 1,15 99.058TD1 80.802 1,25 7.358MT2 641.568 0,90 81.470MT3P 183.174 1,05 19.861MT3FP 243.926 0,83 33.398MT4P 52.666 1,06 5.651MT4FP 0 0,00 0

Ingreso BT 3.095.072 0,58 609.503Pérdidas estándar BT 308.525 0,48 73.905

Técnicas 190.347 0,41 49.364No Técnicas 118.178 0,55 24.541

Ventas BT 2.786.547 0,60 530.946BT1 0 0BT2 17.647 0,94 2.127BT3P 76.812 0,78 11.242BT3FP 65.991 0,96 7.790BT4P 94.071 0,74 14.552BT4FP 65.764 0,91 8.199BT5C 170.509 0,50 38.823BT5 2.286.443 0,58 447.297BT5A (<= 20 kW) 4.037 0,98 467BT5A (> 20 kW) 5.274 1,34 449

La demanda simultánea en el nivel del ingreso a la red de MT para cada usuario se determinó considerando su consumo anual de energía, los factores de carga y simultaneidad definidos para cada categoría tarifaria, y las pérdidas correspondientes (incluyendo las comerciales) hasta llegar al nivel de MT.

Teniendo en cuenta que se dispone de la coordenadas x-y que permiten la georeferenciación de cada usuario tanto en Baja como en Media Tensión, se distribuyó toda la demanda sobre el área de concesión de la empresa, usuario por usuario.

Para efectuar la subzonificación del mercado por rangos de densidad de carga se han considerado los límites aceptados por la GART en la revisión tarifaria del año 2005 y 2001 para el Sector Típico 1.


2-2

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Los mencionados límites son los siguientes:

Estos límites de rangos de densidad resultan razonables de acuerdo con nuestra experiencia, ya que las áreas típicas generadas a partir de la aplicación de estos rangos de densidad de carga pueden ser atendidas con estructuras de red homogéneas. Aún así, y tomando en cuenta las observaciones al respecto producidas en oportunidad de la revisión tarifaria anterior por la GART del OSINERG y por el Supervisor del Estudio, se efectuó una subzonificación adicional dentro del área Urbana de Alta Densidad, considerando un límite intermedio de 2,5 MW/km2. De esta manera resulta la siguiente subdivisión:

Zona Rango de Densidad[ MW / km2 ]

Urbana Alta Densidad - 1 4,0 >= δ > 2,5Urbana Alta Densidad - 2 2,5 >= δ >= 1,5

Para determinar la densidad de carga sobre el área en estudio se requirió determinar un área unitaria de cálculo (que denominamos bloque), para lo cual se efectuó un procesamiento consistente en subdividir cada área típica en áreas unitarias. Las mismas posibilitaron realizar un estudio en detalle con el objeto de definir la densidad de carga.

Se adoptó un tamaño variable de las áreas unitarias que componen cada zona, para lograr que la cobertura de redes eléctricas sea lo más ajustada posible al área efectivamente con mercado, y que los límites de las zonas resultaran lo más homogéneos posible.

Como resultado de la aplicación de los criterios de Subzonificación descriptos se obtuvieron superficies e indicadores para las zonas determinadas. En el siguiente gráfico se muestran las superficies cubiertas por la demanda de EDELNOR según las diferentes áreas definidas, identificadas con los colores que se indican.


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Además de la densidad de carga y con contaminación existen otras características del mercado, que inciden directamente en la definición de las tecnologías y el tipo de red a utilizar. Las mismas son las siguientes:

• Áreas de protección del patrimonio histórico

• Áreas con restricciones a la utilización de redes aéreas

Áreas de protección del patrimonio histórico

Se trata de zonas dentro del área de cobertura de la Empresa Modelo donde se ubican monumentos históricos que requieren una protección especial, tanto desde el punto de vista visual como en lo que respecta a la reparación y mantenimiento de las instalaciones, con el objeto de preservar el patrimonio cultural.


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Áreas con restricciones a la utilización de redes aéreas

La instalación de redes aéreas desnudas, autosoportadas o redes subterráneas dependerán directamente, entre otras variables, del ancho de la calle (AC) existente y el cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad al límite de propiedad y a los cables de comunicaciones indicados en el CNE 2001.

En este Informe Final se ha considerado el mismo criterio respecto a las distancias de seguridad entre el conductor y la línea de edificación, y a la distancia de paso entre el poste plantado en la vereda y la línea de edificación que el definido en el Tercer Informe Parcial.

A partir de las observaciones del OSINERGMIN referidas a la información relevada por EDELNOR respecto de los anchos de veredas realmente existentes y a su posibilidad de ampliación en caso de existir espacio disponible en las vías, este criterio se ha aplicado de una manera conservadora, considerando solamente las restricciones en los casos en que, debido al ancho total de las vías, resultara imposible la ampliación de las veredas, existentes o no, para permitir la implantación de los postes de la red BT y/o MT.

Como resultado de aplicar los criterios para las restricciones en el tendido de la red de MT por anchos de las calles resultan:

ANCHO DE VEREDA RED DE MT

AC ≥ 12,2 m CONVENCIONAL

12,2 m > AC ≥ 10,0 m CONVENCIONAL EN BANDERA

10,0 m > AC ≥ 9,0 m AUTOSOPORTADA AL POSTE

9,0 m > AC ≥ 8,0 m AUTOSOPORTADA EN BANDERA

AC < 8,0 m SUBTERRÁNEA

De la misma manera que lo detallado en el caso de las redes aéreas de MT, el análisis de las distancias de seguridad para las redes aéreas de BT es el mismo pero tomando en cuanta la distancia a la línea de la edificación correspondiente al nivel de Baja Tensión, es decir DMS = 1 metro. En este caso se consideran también las distancias mínimas de paso entre el poste y la línea de edificación.

Tomando en cuenta estos criterios, el ancho mínimo de las calles para poder instalar redes aéreas de BT resulta a lo descrito en la tabla siguiente:

ANCHO DE LA CALLE RED DE BT

AC ≥ 7,8 m OR AC ≤ 5,1 m AUTOSOPORTADA

5,1 m < AC < 7,8 m SUBTERRÁNEA


2-5

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La siguiente tabla presenta las superficies totales y con restricciones, determinadas por el proceso de zonificación:

DETALLE UNIDADMAD

scAD 1

scAD 2

sc MD sc BD scMAD

ccAD 1

ccAD 2

cc MD cc BD cc

SUPERFICE km2 25.8 21.6 50.0 56.4 10.3 47.7 27.7 26.9 48.9 7.8

ZONAS HISTÓRICAS km2 1.92 0.64 0.48 0.00 0.00 3.04 0.76 0.24 0.40 0.05

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE BT AEREA VS SUBTERRANEA(5,1 m < AC < 7,8 m)

% 7% 7% 10% 12% 6% 7% 9% 8%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE BT POR AMBAS VEREDAS (AC > 12)

% 44% 36% 31% 44% 44% 38% 32% 48%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS SUBTERRANEA ( AC < 8,0 m )

% 10% 13% 15% 10% 8% 11%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS AUTOPORTANTE CON MENSULA( 8,0 m < AC < 9,0 m )

% 11% 12% 9% 8% 10% 10%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS AUTOSOPORTADA( 9,0 m < AC < 10,0 m )

% 11% 11% 8% 7% 10% 9%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS CONVENCIONAL EN BANDERA( 10,0 m < AC < 12,2 m )

% 20% 19% 20% 23% 21% 21%

TENDIDO DE RED DE MT AEREA CONVENCIONAL( AC > 12,2 m )

% 48% 45% 48% 53% 50% 49%

Nota: En las SubZonas de MAD el tipo de Red es subterránea en BT y MT mientras que en la subzona de AD 1 la red de MT es subterránea.

Para determinar el diseño preliminar del tipo de red a considerar en cada zona se analizaron y evaluaron las tecnologías y tipos constructivos disponibles.

Sobre la base del análisis efectuado se han identificado las tecnologías indicadas a continuación como aquellas que resultan óptimas para el desarrollo de la red de Edelnor:

• Sistema de Operación y Protecciones: operación de la red de distribución con neutro aislado, utilizando protecciones con relevadores de corrientes de tierra direccionales.

• Redes subterráneas de MT: cables de aluminio con aislación seca.

• Redes aéreas de MT: postes de concreto, aisladores poliméricos, conductor de cobre desnudo en las zonas de alta contaminación salina, y conductor de aluminio desnudo para el resto de las zonas.

• Redes Subterráneas de BT: cables de aluminio con aislación seca para secciones mayores a 70 mm2, para secciones menores cables de cobre.

• Redes aéreas de BT: líneas aéreas de BT autosoportadas (o preensambladas) de aluminio montadas en postes de concreto.


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• Subestaciones de Distribución: todas las opciones tecnológicas habitualmente utilizadas (plataformas aéreas monoposte o biposte, subestaciones compactas a nivel o subterráneas y subestaciones convencionales a nivel o subterráneas), dependiendo su selección de las características del área a servir y de la disponibilidad de espacio en cada caso.

• Alumbrado Público: postes de concreto, aprovechando los apoyos de la red aérea de BT, con pastorales metálicos y luminarias con lámparas de vapor de sodio.

Por su parte se presenta el siguiente diseño preliminar del tipo de red para las zonas con restricciones constructivas a la red MT.

• Vías con ancho menor a 8 m: redes subterráneas de MT

• Vías con ancho menor a 9 m pero mayor o igual a 8 m: redes aéreas de MT autosoportadas con ménsula en poste de acero

• Vías con ancho menor a 10 m pero mayor o igual a 9 m: redes aéreas de MT autosoportadas en poste de concreto.

• Vías con ancho menor a 12,2 m pero mayor o igual a 10 m: redes aéreas de MT convencionales en disposición en bandera con poste de concreto

• Vías con ancho mayor o igual a 12,3 m: redes aéreas de MT convencionales con poste de concreto

Para el caso de las restricciones a las redes aéreas de BT se consideró:

• Vías con ancho menor a 5,1 m (pasajes peatonales): redes aéreas de BT

• Vías con ancho menor a 7,8 m pero mayor o igual a 5,1 m: redes subterráneas de BT

• Vías con ancho mayor o igual a 7,8 m: redes aéreas de BT convencionales con poste de concreto

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3. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

Para la determinación del Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo se han considerado las ventas de energía y potencia por categoría tarifaria determinadas para el año base de cálculo ( 2008 ), informadas en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Real con excepción de las ventas por Alumbrado Público las que se han calculado a partir de las instalaciones optimizadas de la empresa modelo.

Se han considerado además las pérdidas técnicas estándar calculadas para la Empresa Modelo al momento de realizar la optimización de las redes y un valor correspondiente a las pérdidas comerciales de eficiencia.

El balance de potencia y energía resultante para la empresa modelo es el siguiente.

Energía Anual

Factor carga / FS ó

Potencia coincidente

MWhfactor de pérdidas kW

Ingreso MT 5.273.177 0,72 836.633Pérdidas estándar MT 61.722 0,56 12.487

Técnicas 61.722 0,56 12.487No Técnicas

Ventas MT 2.198.608 1,01 246.796MT1 996.472 1,15 99.058MT2 80.802 1,25 7.358MT3P 641.568 0,90 81.470MT3FP 183.174 1,05 19.861MT4P 243.926 0,83 33.398MT4FP 52.666 1,06 5.651

Ingreso BT 3.012.846 0,59 577.349Pérdidas estándar BT 281.406 0,54 58.950

Técnicas 195.418 0,53 42.129No Técnicas 85.988 0,58 16.822

Ventas BT 2.731.440 0,60 518.399BT1 0 0,00 0BT2 17.647 0,94 2.127BT3P 76.812 0,78 11.242BT3FP 65.991 0,96 7.790BT4P 94.071 0,74 14.552BT4FP 65.764 0,91 8.199BT5C 115.402 0,50 26.276BT5 2.286.443 0,58 447.297BT5A (<= 20 kW) 4.037 0,98 467BT5A (> 20 kW) 5.274 1,34 449

El cálculo de las Potencias máximas demandadas en los niveles de MT y de BT se presenta a continuación, a partir de la información contenida en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo:


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Determinación de las Potencias Máximasdemandadas en BT y MT

Potencia ingresada a la red de MT 836,6Pérdias estándar en MT 12,5

Potencia máxima demandada en MT - MWMT 824,1Potencia ingresada a la red de BT 577,3Pérdias estándar en BT 59,0

Potencia máxima demandada en BT - MWBT 518,4

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4. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

Los resultados del modelado y su valorización resultan en un VNR total de 826 millones de dólares de acuerdo a lo indicado en la tabla siguiente.

Metrados Millones US$

Red de MT y Equipos km 2.539 231,2Subestaciones MT/BT ud 5.548 118,2Red de BT y AP km 15.762 440,0VNR no eléctrico 10,6TOTAL VNR 800,1

El VNR determinado ha sido el resultado de los siguientes procesos:

• Definición de costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución

• Optimización técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica

• Determinación del VNR de las inversiones no eléctricas

• Determinación de las instalaciones de Alumbrado Público

4.1 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Los Costos Estándar de Inversión de las instalaciones eléctricas se han determinado sobre la base de los rendimientos y armados típicos aprobados por el OSINERGMIN en el anterior proceso VAD y considerando los costos de materiales resultantes de las últimas compras realizadas por la empresa.

Para la determinación de los valores se han considerado los siguientes componentes básicos de los costos de inversión:

• Costos de materiales y equipos

• Costos de mano de obra

• Costos de equipos de transporte y grúas

• Costos indirectos y margen del contratista

• Costos de stock (almacenamiento de materiales), intereses intercalarios, ingeniería y recepción y gastos generales.

El valor de los costos de los materiales y equipos fue determinado a partir de la información de los costos de adquisición de Edelnor.

Los costos de mano de obra fueron determinados la información de costos de salarios publicada por CAPECO, incrementados en un 25% por los gastos de administración y margen de ganancia correspondiente al contratista.

4. Valor Nuevo de Reemplazo

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Los costos unitarios de equipos de transporte fueron obtenidos a partir de la información recopilada de Edelnor y a los mismos se les adicionó el mismo porcentaje de gastos de administración y de margen de ganancia correspondiente al contratista que para la mano de obra.

Como valor del costo del stock y de almacenamiento se adoptó el mismo porcentaje sobre los costos de materiales que el aprobado en el Estudio de Costos del VAD del año 2005, es decir 6.81%, de la misma manera que para los gastos de ingeniería, los gastos generales y los intereses intercalarios para los que se adoptó el 20,79% sobre el costos de obra (materiales, stock y almacén, mano de obre, transporte y equipos).

Definidos los costos básicos de materiales, equipos y recursos, se determinaron una determinada cantidad de armados relevantes para cada tipo de instalación analizada (red de BT, red de MT, SED MT/BT y red de AP), teniéndose en cuenta las tecnologías seleccionadas.

Cada armado contiene la cantidad de materiales y equipos básicos requeridos por el mismo, y la mano de obra directa y los requerimientos de transporte y grúas para el montaje de esos materiales.

Finalmente los costos de inversión para cada tipo de instalación se definen a partir de la combinación de distintas cantidades de armados básicos. Los valores resultantes para las distintas instalaciones se presentan a continuación.


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4.1.1 Red MT

Costos de Inversión en US$Descripción de la Instalación típica Unidad Mate- Stock Mano de Transp. Costo de Gastos Costo

riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTALRed Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x50 mm2 US$ / km 10.864 740 2.926 2.290 16.820 3.497 20.317Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x70 mm2 US$ / km 11.827 805 2.926 2.290 17.849 3.711 21.559Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x120 mm2 US$ / km 14.125 962 2.926 2.290 20.303 4.221 24.524Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x185 mm2 US$ / km 17.540 1.194 2.926 2.290 23.951 4.979 28.930Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x240 mm2 US$ / km 19.776 1.347 2.926 2.290 26.339 5.476 31.814Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x50 mm2 - vertical US$ / km 21.481 1.463 2.926 2.290 28.161 5.855 34.015Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x70 mm2 - vertical US$ / km 22.444 1.528 2.926 2.290 29.189 6.068 35.257Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x120 mm2 - vertical US$ / km 24.742 1.685 2.926 2.290 31.643 6.579 38.221Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x185 mm2 - vertical US$ / km 28.157 1.918 2.926 2.290 35.291 7.337 42.628Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x240 mm2 - vertical US$ / km 30.393 2.070 2.926 2.290 37.679 7.833 45.512Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x25 mm2 US$ / km 16.488 1.123 2.767 2.026 22.404 4.658 27.062Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x35 mm2 US$ / km 18.941 1.290 2.767 2.026 25.024 5.203 30.227Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x50 mm2 US$ / km 22.822 1.554 2.926 2.290 29.593 6.152 35.745Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x70 mm2 US$ / km 28.039 1.909 2.926 2.290 35.164 7.311 42.475Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x120 mm2 US$ / km 41.049 2.795 2.926 2.290 49.060 10.200 59.260Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x25 mm2 - vertical US$ / km 26.763 1.823 2.767 2.026 33.379 6.940 40.319Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x35 mm2 - vertical US$ / km 29.216 1.990 2.767 2.026 35.999 7.484 43.484Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x50 mm2 - vertical US$ / km 33.098 2.254 2.926 2.290 40.568 8.434 49.002Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x70 mm2 - vertical US$ / km 38.314 2.609 2.926 2.290 46.139 9.592 55.732Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x120 mm2 - vertical US$ / km 51.324 3.495 2.926 2.290 60.035 12.481 72.517Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante US$ / km 19.209 1.308 3.007 1.997 25.522 5.306 30.828Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante US$ / km 20.523 1.398 3.219 2.232 27.372 5.691 33.063Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante US$ / km 22.283 1.517 3.219 2.232 29.252 6.081 35.333Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante US$ / km 27.154 1.849 3.302 2.282 34.586 7.191 41.777Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 37.580 2.559 3.839 2.623 46.600 9.688 56.289Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 38.894 2.649 4.050 2.858 48.451 10.073 58.524Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 40.654 2.769 4.050 2.858 50.330 10.464 60.794Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 45.685 3.111 4.161 2.924 55.881 11.618 67.499Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x25 mm2 US$ / km 25.003 1.703 31.087 15.451 73.244 15.227 88.471Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x35 mm2 US$ / km 32.842 2.237 31.087 15.451 81.616 16.968 98.584Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x50 mm2 US$ / km 35.967 2.449 31.836 15.815 86.068 17.894 103.962Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x70 mm2 US$ / km 43.078 2.934 31.836 15.815 93.663 19.472 113.135Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x120 mm2 US$ / km 57.586 3.922 31.836 15.815 109.159 22.694 131.853Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x240 mm2 US$ / km 95.235 6.486 31.836 15.815 149.372 31.055 180.427Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x70 mm2 US$ / km 31.130 2.120 31.836 15.815 80.901 16.819 97.721Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x150 mm2 US$ / km 34.652 2.360 31.836 15.815 84.664 17.602 102.265Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x240 mm2 US$ / km 39.819 2.712 31.836 15.815 90.182 18.749 108.931Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x400 mm2 US$ / km 48.175 3.281 31.836 15.815 99.107 20.604 119.711

4.1.2 Equipos de Protección y Maniobra MT


riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTALInterruptor de vacío, tripolar, autónomo, In=400/630 A, 10 kV interior US$ / ud. 13.996 953 457 133 15.539 3.230 18.769Seccionador Fusible Bajo Carga Tripolar, 10KV, 630A - interior US$ / ud. 6.628 451 384 105 7.568 1.573 9.142Seccionador S/Fusible Bajo Carga tripolar, 10Kv, 630A - interior US$ / ud. 4.743 323 384 105 5.555 1.155 6.709Seccionador unipolar x 3, In = 350 A - interior US$ / ud. 1.822 124 314 63 2.323 483 2.806Seccionador Bajo Carga tripolar, 10KV, 630A - exterior US$ / ud. 4.335 295 106 84 4.821 1.002 5.823Seccionador (sin carga) Unipolar x 3, In = 350 A - exterior US$ / ud. 967 66 26 28 1.087 226 1.313Seccionador Fusible (CUT-OUT), Unipolar x 3, 15/26 kV, 200 A US$ / ud. 501 34 39 35 609 127 736Reconectador tripolar en vacío - 600 A - control electrónco US$ / ud. 10.475 713 49 42 11.280 2.345 13.625Pararrayos x 3, Incl. Acces. De Instal. US$ / ud. 1.080 74 10 14 1.178 245 1.423Banco de reg. De tension x 3, monofásico, 15 kV, In = 200 A, Control electronico US$ / ud. 48.616 3.311 753 280 52.960 11.010 63.970BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 300 KVAR, 10-15 KV, EXTERIOR

US$ / ud. 4.321 294 257 136 5.009 1.041 6.050BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 300 KVAR, 10-15 KV, INTERIOR US$ / ud. 4.628 315 509 136 5.588 1.162 6.750


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4.1.3 Subestaciones MTBT


riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTALSED Monoposte 15 kVA US$ / ud. 3.899 266 227 230 4.621 961 5.582SED Monoposte 25 kVA US$ / ud. 4.599 313 227 230 5.369 1.116 6.485SED Monoposte 37 kVA US$ / ud. 5.199 354 227 230 6.010 1.249 7.259SED Monoposte 50 kVA US$ / ud. 5.165 352 227 230 5.974 1.242 7.216SED Monoposte 75 kVA US$ / ud. 5.949 405 227 230 6.811 1.416 8.227SED Biposte 50 kVA US$ / ud. 5.362 365 272 315 6.314 1.313 7.627SED Biposte 100 kVA US$ / ud. 6.901 470 287 334 7.992 1.662 9.654SED Biposte 160 kVA US$ / ud. 9.773 666 287 334 11.060 2.299 13.359SED Biposte 250 kVA US$ / ud. 13.122 894 287 334 14.636 3.043 17.679SED Biposte 400 kVA US$ / ud. 14.118 961 287 334 15.701 3.264 18.965SED Biposte 630 kVA US$ / ud. 19.838 1.351 287 334 21.811 4.534 26.345SED Compacta - Pedestal - 100 kVA US$ / ud. 12.373 843 1.082 333 14.631 3.042 17.673SED Compacta - Pedestal - 160 kVA US$ / ud. 13.522 921 1.082 333 15.858 3.297 19.155SED Compacta - Pedestal - 250 kVA US$ / ud. 14.808 1.008 1.082 333 17.232 3.582 20.814SED Compacta - Pedestal - 315 kVA US$ / ud. 16.771 1.142 1.082 333 19.328 4.018 23.347SED Compacta - Pedestal - 400 kVA US$ / ud. 18.834 1.283 1.082 333 21.532 4.477 26.009SED Compacta - Pedestal - 630 kVA US$ / ud. 22.847 1.556 1.082 333 25.819 5.368 31.186SED Compacta - Bóveda - 50 kVA US$ / ud. 9.288 633 1.682 792 12.395 2.577 14.972SED Compacta - Bóveda - 100 kVA US$ / ud. 10.724 730 1.682 792 13.929 2.896 16.825SED Compacta - Bóveda - 160 kVA US$ / ud. 12.531 853 1.682 792 15.859 3.297 19.156SED Compacta - Bóveda - 250 kVA US$ / ud. 14.989 1.021 1.682 792 18.485 3.843 22.328SED Compacta - Bóveda - 400 kVA US$ / ud. 22.795 1.552 1.682 792 26.821 5.576 32.398SED Compacta - Bóveda - 630 kVA US$ / ud. 30.951 2.108 1.682 792 35.533 7.387 42.920SED Convencional a Nivel 50 kVA US$ / ud. 18.637 1.269 3.890 1.058 24.854 5.167 30.021SED Convencional a Nivel 100 kVA US$ / ud. 20.176 1.374 3.905 1.076 26.531 5.516 32.047SED Convencional a Nivel 160 kVA US$ / ud. 22.504 1.533 3.905 1.076 29.018 6.033 35.051SED Convencional a Nivel 250 kVA US$ / ud. 25.313 1.724 3.905 1.076 32.018 6.656 38.674SED Convencional a Nivel 400 kVA US$ / ud. 26.399 1.798 3.905 1.076 33.178 6.898 40.075SED Convencional a Nivel 630 kVA US$ / ud. 32.119 2.187 3.905 1.076 39.288 8.168 47.456SED Convencional a Nivel 2 x 400 kVA (800 kVA) US$ / ud. 47.720 3.250 6.630 1.573 59.172 12.302 71.474SED Convencional a Nivel 2 x 630 kVA (1260 kVA) US$ / ud. 59.161 4.029 6.630 1.573 71.393 14.843 86.235SED Convencional Subterránea 50 kVA US$ / ud. 22.880 1.558 8.107 1.618 34.163 7.103 41.266SED Convencional Subterránea 100 kVA US$ / ud. 24.419 1.663 8.122 1.637 35.841 7.451 43.292SED Convencional Subterránea 160 kVA US$ / ud. 26.747 1.821 8.122 1.637 38.328 7.968 46.296SED Convencional Subterránea 250 kVA US$ / ud. 29.556 2.013 8.122 1.637 41.327 8.592 49.919SED Convencional Subterránea 400 kVA US$ / ud. 30.642 2.087 8.122 1.637 42.487 8.833 51.320SED Convencional Subterránea 630 kVA US$ / ud. 36.362 2.476 8.122 1.637 48.597 10.103 58.701


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4.1.4 Red de BT


riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTALRed Aérea BT - autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante US$ / km 8.044 548 1.936 1.301 11.829 2.459 14.289Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante US$ / km 9.058 617 1.936 1.301 12.913 2.685 15.597Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x50 mm2 + portante US$ / km 9.700 661 2.040 1.466 13.867 2.883 16.750Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x70 mm2 + portante US$ / km 12.277 836 2.040 1.466 16.619 3.455 20.074Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x95 mm2 + portante US$ / km 12.908 879 2.040 1.466 17.294 3.595 20.889Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante US$ / km 15.227 1.037 2.040 1.466 19.770 4.110 23.880Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante(ESPECIAL - POSTES FE)

US$ / km 23.985 1.633 2.625 1.632 29.876 6.211 36.087Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE)




US$ / km 28.850 1.965 2.730 1.796 35.340 7.347 42.687Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 31.168 2.123 2.730 1.796 37.816 7.862 45.678

Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 12.509 852 28.670 13.635 55.665 11.573 67.238Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x25 mm2 US$ / km 16.235 1.106 28.670 13.635 59.645 12.400 72.045Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 18.270 1.244 28.670 13.635 61.818 12.852 74.670Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x50 mm2 US$ / km 24.806 1.689 29.344 13.810 69.649 14.480 84.129Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 28.026 1.909 29.344 13.810 73.089 15.195 88.284Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x120 mm2 US$ / km 43.020 2.930 29.344 13.810 89.104 18.525 107.629Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x150 mm2 US$ / km 51.518 3.508 29.344 13.810 98.180 20.412 118.592Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x185 mm2 US$ / km 60.615 4.128 29.344 13.810 107.897 22.432 130.329Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x240 mm2 US$ / km 77.720 5.293 29.344 13.810 126.166 26.230 152.396Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x300 mm2 US$ / km 95.040 6.472 29.344 13.810 144.666 30.076 174.742Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x70 mm2 US$ / km 17.351 1.182 29.344 13.810 61.686 12.825 74.511Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x120 mm2 US$ / km 18.170 1.237 29.344 13.810 62.562 13.007 75.568Red Subterránea BT - Cable AL 3x1x240 mm2 US$ / km 20.644 1.406 29.344 13.810 65.203 13.556 78.759Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x400 mm2 US$ / km 28.088 1.913 29.344 13.810 73.155 15.209 88.364


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4.1.5 Instalaciones de AP

Costos de Inversión en US$

Descripción de la Instalación típica UnidadMate- Stock Mano de Transp.

Costo de Gastos Costo

riales Obra y Equip. ObraInd. y Gen. TOTAL

Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.871 127 617 377 2.993 622 3.616Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 2.180 148 617 377 3.323 691 4.014Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 3.190 217 617 377 4.401 915 5.316Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 6.393 435 721 541 8.090 1.682 9.772Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.511 103 617 377 2.608 542 3.150Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.748 119 617 377 2.861 595 3.456Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 US$ / km 2.760 188 3.481 682 7.111 1.478 8.589Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 US$ / km 3.921 267 3.481 682 8.351 1.736 10.087Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 5.534 377 3.481 682 10.073 2.094 12.168Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 11.294 769 3.481 682 16.227 3.374 19.600Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 21.132 1.439 4.156 857 27.583 5.735 33.318Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x10 mm2 US$ / km 1.480 101 3.481 682 5.743 1.194 6.938Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x16 mm2 US$ / km 2.209 150 3.481 682 6.523 1.356 7.879Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x70 mm2 US$ / km 4.924 335 4.156 857 10.272 2.135 12.407Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.822 465 1.936 1.301 10.524 2.188 12.712Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 7.133 486 1.936 1.301 10.856 2.257 13.113Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 8.147 555 1.936 1.301 11.939 2.482 14.421Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 11.366 774 2.040 1.466 15.646 3.253 18.899Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.460 440 1.936 1.301 10.137 2.108 12.245Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.698 456 1.936 1.301 10.392 2.160 12.552Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE)

US$ / km 23.378 1.592 2.625 1.632 29.227 6.076 35.303Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE)




US$ / km 23.016 1.567 2.625 1.632 28.840 5.996 34.836Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 23.254 1.584 2.625 1.632 29.094 6.049 35.143Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 US$ / km 9.698 660 29.004 13.421 52.783 10.974 63.757Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 US$ / km 10.859 740 29.004 13.421 54.023 11.231 65.255Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 12.472 849 29.004 13.421 55.746 11.590 67.335Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 18.233 1.242 29.004 13.421 61.899 12.869 74.768Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 28.070 1.912 29.678 13.596 73.256 15.230 88.486Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x10 mm2 US$ / km 8.418 573 29.004 13.421 51.416 10.689 62.105Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x16 mm2 US$ / km 9.148 623 29.004 13.421 52.195 10.851 63.046Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x70 mm2 US$ / km 11.862 808 29.678 13.596 55.944 11.631 67.575Control de encendido de red AP US$ / km 156 11 10 0 177 37 214Pastorales acero: 1,5-1,9 m vap.Na 400 W US$ / km 237 16 5 7 265 55 320Pastorales acero: 3,3-3,4 m vap.Na 400 W US$ / km 277 19 5 7 308 64 372Pastorales acero: 1-3 m vap.Na 400 W US$ / km 252 17 5 7 282 59 340Pastorales acero: 1,5-1,9 m vap.Na 250 W US$ / km 126 9 5 7 147 31 178Pastorales acero: 3,3-3,4 m vap.Na 250 W US$ / km 166 11 5 7 189 39 229Pastorales acero: 0,55 m vap.Na 150 W US$ / km 86 6 5 7 104 22 126Pastorales acero: 0,55 m vap.Na 70 W US$ / km 72 5 5 7 89 18 107Pastorales acero: 1,5 m vap.Na 150 W US$ / km 105 7 5 7 124 26 150Pastorales acero: 1,5 m vap.Na 70 W US$ / km 90 6 5 7 109 23 131Pastorales concreto: 0,5 m vap.Na 70 W US$ / km 63 4 5 7 79 17 96Corona metálica de 10 reflectores con 2 x 400 W vap.Na US$ / km 9.277 632 126 353 10.387 2.160 12.547Corona metálica de 8 reflectores con 2 x 400 W vap.Na US$ / km 7.288 496 126 353 8.262 1.718 9.980Corona metálica de 6 reflectores con 2 x 400 W vap.Na US$ / km 5.628 383 126 353 6.490 1.349 7.839Corona metálica de 8 reflectores con 2 x 250 W vap.Na US$ / km 5.610 382 126 353 6.471 1.345 7.816Luminaria con Lámpara vap. Na 50 W US$ / km 47 3 5 7 63 13 76Luminaria con Lámpara vap. Na 70 W US$ / km 51 3 5 7 66 14 80Luminaria con Lámpara vap. Na 150 W US$ / km 65 4 5 7 82 17 98Luminaria con Lámpara vap. Na 250 W US$ / km 87 6 5 7 104 22 126Luminaria con Lámpara vap. Na 400 W US$ / km 197 13 5 7 223 46 269Refelctor con Lámpara vap. Na 400 W US$ / km 481 33 5 7 526 109 635Poste de concreto 7 m US$ / km 90 6 25 65 186 39 224Poste de concreto 9 m US$ / km 146 10 25 65 246 51 297Poste de concreto 13 m US$ / km 304 21 25 85 435 90 525Poste de concreto 15 m US$ / km 346 24 25 85 480 100 579Poste metálico 7 m US$ / km 361 25 25 22 433 90 523Poste metálico 11 m US$ / km 593 40 25 22 681 141 822Poste metálico 13 m US$ / km 972 66 25 22 1.086 226 1.311Poste metálico 15 m US$ / km 1.314 89 25 22 1.451 302 1.753Poste metálico 22 m US$ / km 6.108 416 50 45 6.619 1.376 7.995Poste metálico 25 m US$ / km 8.254 562 50 45 8.911 1.853 10.764Poste metálico 28 m US$ / km 10.308 702 50 45 11.106 2.309 13.415


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4.2 PROCESO DE OPTIMIZACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Para la optimización técnico económica de las instalaciones del sistema eléctrico modelo, se consideró la siguiente información de base:

• Resultados de la zonificación del mercado, incluyendo las áreas con características geográficas y ambientales especiales

• Resultados de la determinación de las tecnologías adaptadas

• Costos unitarios de inversión en las instalaciones

Sobre la base de esta información se procedió al dimensionamiento de las Instalaciones de distribución y de Alumbrado Público.

4.2.1 Dimensionamiento de las instalaciones de distribución

La optimización de las instalaciones de distribución se efectuó mediante un modelo matemático que permite obtener la solución de mínimo costo para la red integrada de media y baja tensión, incluyendo además la definición del módulo de las Subestaciones de Distribución. El costo total evaluado comprende el costo de inversión, el de operación y mantenimiento, el de pérdidas, y se verifica en todas las alternativas evaluadas el cumplimiento de la calidad de servicio acorde con las exigencias regulatorias.

Para efectuar la optimización del sistema de distribución se ha requerido también diseñar el sistema óptimo de Alumbrado Público, ya que los resultados obtenidos (demanda de las luminarias y su distribución) sirven como dato para el diseño óptimo de la red de distribución.

El modelo optimiza el diseña y la configuración las redes de BT, las SED MT/BT y las redes de MT en forma conjunta para cada zona típica establecida en la zonificación del mercado, seleccionando la alternativa de mínimo costo que cumpla con las condiciones de calidad de servicio y de producto establecidas por la formativa vigente.

Para ello considerando la siguiente información: − Características del mercado a atender − Características geográficas y restricciones constructivas − Parámetros de diseño de las instalaciones − Parámetros de confiabilidad

Las distintas alternativas a evaluar se configuran con las diferentes combinaciones de determinados parámetros que se consideran como variables de diseño, que se varían en forma discreta, dentro de rangos de razonabilidad, para que el modelo calcule todos los costos y las calidades de servicio resultantes y seleccione la óptima.

Los parámetros de diseño típicos que se evalúan son: − Módulo de las SED MT/BT − Cantidad de salidas BT por SED (aéreos y a nivel o subterráneos) − Topología de la red MT (en anillo, radial con derivaciones) − Topología de la red BT (en anillo, radial con derivaciones) − Cantidad de cierres en la red de MT


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− Cantidad de derivaciones en la red MT − Inclusión de reconectadores en la red MT

Para cada alternativa evaluada el modelo efectúa una optimización del tipo y sección de los conductores a utilizar en cada tramo de las redes MT y BT (salidas, troncales, derivaciones) evaluando todas las posibilidades disponibles (aéreas de distintos tipos y subterráneas) que cumplan con las restricciones existentes en esa zona de análisis.

El modelo arroja como resultados la cantidad de instalaciones optimizadas para cada área típica (red BT de SP y AP, SED MT/BT, instalaciones de AP), las pérdidas correspondientes a cada etapa de la red y los índices de calidad de servicio resultantes.

4.2.2 Dimensionamiento de las instalaciones de Alumbrado Público

La optimización de las instalaciones de Alumbrado Público, es decir la determinación de la cantidad, la potencia y la disposición de las luminarias de mínimo costo que permiten satisfacer los requisitos de la norma de alumbrado vigente, se ha efectuado para todos los perfiles de vías y parques típicos informados por Edelnor.

La determinación del sistema óptimo considera las condiciones de una instalación real evaluada de acuerdo al tipo de Iluminación de la Vía, la selección adecuada de la luminarias de Alumbrado público que se comercializan en el mercado Nacional evaluando los componentes de la unidad de alumbrado como son conjunto poste – pastoral.

El procedimiento para determinar la distribución de las unidades de Alumbrado Público para los diferentes casos ha considerado lo siguiente:

• Información Disponible: tipos de alumbrado según la clasificación vía, longitudes de vías por tipo de alumbrado, perfiles típicos de las vías, intersecciones de vías importantes, áreas destinadas a parques plazas y plazuelas y equipos e instalaciones seleccionados en el estudio de tecnologías.

• Consideraciones geométricas de la instalación en las vías de alumbrado Público, plazas parques y plazuelas.

• Consideraciones Técnicas, como son los factores que afectan la emisión luminosa a través de tiempo y que causan la disminución de los valores de los parámetros de la iluminación en las vías.

4.2.3 Resultados obtenidos

Los resultados obtenidos de la aplicación del modelo a las distintas zonas típicas establecidas se presentan en la siguiente tabla.


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Sistema de Distribución Eléctrica - Lima Norte Unidad Metrado VNR miles

US$

Costos unitario promedi

Media TensiónRed aérea km 1.164 39.580 34.002Red subterránea km 1.375 144.018 104.773Equipos de protección y seccionamiento (P& unidad 4.877 47.635 9.767Total MT 231.233 Subestaciones de DistribuciónMonoposte unidad 91 661 7.259Biposte unidad 2.302 27.011 11.734Convencional unidad 1.015 47.915 47.207Compacta pedestal unidad 1.493 28.864 19.333Compacta bóveda unidad 647 13.715 21.198Seccionamiento unidad - - Total SE 118.166 Baja tensiónRed aéreaServicio particular km 5.422 87.006 16.047Alumbrado público km 5.549 21.509 3.877Luminarias unidad 179.122 22.701 127Equipos de control AP unidad 4.255 911 214Total red aérea 132.127 Red subterráneaServicio particular km 2.907 230.182 79.188Alumbrado público km 1.885 23.678 12.559Luminarias unidad 82.527 11.795 143Equipos de control AP unidad 1.111 238 214Postes AP unidad 90.780 41.996 463Total red subterránea 307.890 Total BT 440.017 Inversiones No EléctricasINE asignadas a MT 3.119 INE asignadas a BT 7.530 Total INE 10.650 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 800.065

4.3 PROCESO DE DETERMINACIÓN DEL VNR DE LAS INVERSIONES NO ELÉCTRICAS

El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas estuvo directamente vinculado con los criterios adoptados en el diseño de la organización y los recursos correspondientes a la Empresa Modelo.

Esta empresa se ha considerado con parte de los vehículos necesarios para su funcionamiento propios, y arrendando el resto de los vehículos requeridos.

Además se han considerado como activos propiedad de la empresa las herramientas, los equipos e instrumentos requeridos para la ejecución de las tareas de campo y laboratorio y los equipos de radio del personal de campo.

Para el dimensionamiento y la valorización de todos los elementos mencionados se han tomado en cuenta ratios típicos globales que vinculan los distintos item con cost drivers característicos de las empresas distribuidoras como son la cantidad de empleados, la cantidad de clientes, etc.


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Los precios unitarios se han adoptado a partir de los característicos de estos bienes en el mercado considerado distintas empresas de distribución latinoamericanas.

Los item considerados son los siguientes:

• Vehículos de transporte y carga

• Equipos de almacén, maestranza, medición y control

• Equipos e instalaciones de comunicación

• Equipos y muebles de oficina

El valor resultante se presenta en la siguiente tabla.

Empresa Modelo

CantidadCosto

unitario US$ / ud

Costo total US$

Vehículos de transporte y carga 14 483.750Automóviles 5 39.000 185.250

Camiones 3 50.000 150.000

Camionetas 5 30.000 142.500

Motocicletas 2 4.000 6.000

Equipos de almacén, maestranza,medición y control 4.482 3.884.400Equipos de medición y laboratorio 2.988 1.000 2.988.000

Herramientas 1.494 600 896.400

Equipos e instalaciones de comunicación 4.893.575Enlaces, equipos y estructuras 933.505 5 4.667.525

Equipos móviles 249 600 149.400

Télefonos, modem y fax 511 150 76.650

Equipos y muebles de oficina 11.570 1.387.900Oficinas 4.955 200 991.000

Bodegas 6.615 60 396.900

TOTAL 10.649.625

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5. COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO TÉCNICO Y GESTIÓN COMERCIAL

La optimización de los Costos de Explotación, técnicos, comerciales y administrativos, de la empresa modelo se efectuó mediante el diseño de una Empresa Modelo Teórica operando en el país con instalaciones, y costos unitarios optimizados, y cumpliendo con las normas técnicas, de calidad de servicio y regulatorias vigentes.

Este diseño se desarrolla mediante un modelo único donde se dimensionan todas las actividades, y la estructura correspondiente, pertenecientes a una empresa distribuidora operando en forma eficiente. Es decir que del modelo se obtienen como resultado los valores optimizados de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico, los Costos de Operación Comercial (o de Gestión Comercial de los Clientes), y los Costos Indirectos (o Gastos de Administración, o de la Estructura de Apoyo).

El modelo se desarrolla a partir de la definición de los procesos en torno a los cuales se desarrolla el negocio de distribución eléctrica. A partir de estos procesos, y cuidando de mantener las cadenas de valor agregado, se estructuran las unidades con las que se conformará la organización ideal.

La organización propuesta para se dividió en 10 niveles salariales, que representan adecuadamente las bandas de remuneraciones de una empresa de estas características, los que se valorizaron según una encuesta de remuneraciones efectuada entre empresas del sector de servicios públicos en el Perú.

La organización de la empresa modelo ha sido diseñada para efectuar las mismas actividades y funciones que la distribuidora, considerando los aspectos comerciales, técnicos y de apoyo como así también toda la infraestructura necesaria (terrenos, edificios, vehículos, equipamiento, etc.), de manera de lograr la validación final de los costos a transferir.

La empresa modelo resultó en una dotación de 511 personas con un costo total de explotación de 75,468 millones de dólares, de los cuales 54,41 resultarían trasladables al VAD de acuerdo a lo indicado en la siguiente tabla:

Costos Explotación Empresa Modelo

miles de US$ / añoPersonal Materiales Servicios

Aportes Organis.

Regulador

Costo Capital de Trabajo

TOTAL

Distribución 5.416 6.980 11.623 4.889 2.154 31.062Comercial 4.609 1.529 10.450 16.588Administración actividades VAD 2.659 380 3.722 6.761Total costos actividades VAD 12.683 8.889 25.795 4.889 2.154 54.411Transmisión 1.087 534 1.885 3.506Otras Zonales 529 625 1.222 237 133 2.746Conexiones y Medidores 200 2.809 1.099 4.108Cortes y Reconexiones 185 98 1.372 1.655Nuevos Negocios 550 79 769 1.398Inversiones 2.321 143 2.224 4.688Administración otras actividdades 1.161 166 1.625 2.952Total costos otras actividades 6.033 4.454 10.196 237 133 21.054Total costos Empresa Modelo 18.716 13.343 35.992 5.126 2.287 75.464

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial

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5.1 COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO TÉCNICO

La determinación los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de la empresa modelo parte del análisis de las actividades básicas de operación y mantenimiento requeridas para operar y mantener en un adecuado estado de funcionamiento a los distintos tipos de instalaciones correspondientes a la red optimizada de la empresa modelo.

Para cada una de las actividades identificadas, se ha determinado el promedio anual de intervenciones (para una cantidad estándar de instalaciones que se ha adoptado en 100 km para las redes 100 unidades para las SED y 1000 unidades para las luminarias de Alumbrado Público) asociadas a un correcto estado de conservación de las instalaciones y a una tasa de fallas correspondiente a ese estado de conservación y mantenimiento y las condiciones geográficas y ambientales imperantes en el área de servicio (contaminación ambiental, acciones de terceros, etc.).

Cada una de las intervenciones tiene asociado un empleo de recursos expresado como un consumo de materiales de explotación (fungibles y elementos de reposición) y una cantidad determinada de horas-hombre totales requeridas para efectuar las intervenciones basadas en las mejores prácticas de diferentes empresas latinoamericanas.

A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinaron los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada unidad de operación y mantenimiento definida.

Una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones de OyM de las instalaciones se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades técnicas de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de las instalaciones (con el objeto de establecer una estructura organizativa centralizada o descentralizada) y la asignación de tareas a las áreas técnica o comercial para lo que se tuvo en cuenta el criterio de mantener, en lo posible, las cadenas de valor agregado.

El personal de supervisión y control se estableció considerando los rangos de relaciones típicas de “span” de control para los distintos niveles de una organización.

Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas técnicas, siendo una de sus funciones principales la de efectuar la operación y el mantenimiento de las instalaciones.

La definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades técnicas se ha efectuado tomando en cuenta una serie de criterios algunos de los cuales son económicos y otros estratégicos empresarios (analizados para la empresa modelo).

El costo de los recursos se ha considerado según distintas fuentes con el criterio de que representen los correspondientes al mercado en la zona de operación de la empresa. Las fuentes utilizadas fueron las siguientes:

• Materiales de explotación: costos de mercado de los materiales, de manera similar a los costos unitarios de inversión

• Servicios contratados: se consideró el costo teórico de un contratista calculado de forma similar al de los costos unitarios de inversión: − Costos horarios unitarios de CAPECO


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− Costos de equipos y herramientas − Costos de movilidad − Costo correspondiente a los gastos generales y beneficio del contratista

• Personal propio: los costos del personal propio se obtuvieron de una encuesta preparada por la consultora PWC durante el mes de diciembre de 2008, para una muestra de empresas grandes de servicios. Teniendo en cuenta que Edelnor y Luz del Sur son las empresas de mayor tamaño en lo referente a su dotación de personal de la muestra de empresas encuestadas, se ha seleccionado el valor de salarios correspondiente al quartil superior (25% superior) de los resultados de la encuesta.

Los valores resultantes para los costos de las distintas actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones son los siguientes. Se han desagregado los valores correspondientes a la operación y mantenimiento de las Subestaciones de Distribución, necesarios para el cálculo del VAD SED.

GESTION TECNICA - STD 1 - Empresa Modelo Remuner. Directas

Remun. Sup.

DirectaMateriales

Servicios y gastos TOTAL

Operación Red de AT [ m US$ / año ] 144,3 76,0 11,4 226,9 458,5Operación Red de MT [ m US$ / año ] 298,7 224,9 26,3 841,3 1.391,2Operación Red de BT [ m US$ / año ] 670,5 868,4 283,0 3.410,1 5.232,0Mantenimiento SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 348,7 518,3 523,0 1.657,7 3.047,7Mantenimiento Red de MT [ m US$ / año ] 801,3 547,1 1.182,0 2.431,7 4.962,2Mantenimiento CT MT/BT y Red BT [ m US$ / año ] 186,2 190,3 1.967,7 1.611,6 3.955,9Mantenimiento AP [ m US$ / año ] 55,9 248,4 2.340,6 842,5 3.487,4Ingeniería y Construcción SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 142,0 75,0 10,9 379,8 607,7Ingeniería y Construcción Red de MT [ m US$ / año ] 35,5 18,7 2,7 65,6 122,6Ingeniería y Construcción CT MT/BT y Red de BT [ m US$ / año ] 225,7 256,4 24,3 466,7 973,0Ingeniería y Construcción AP [ m US$ / año ] 142,0 108,9 12,6 179,1 442,7Inspección de Obras [ m US$ / año ] 177,5 93,7 13,7 193,5 478,5Calidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 580,8 142,7 36,4 825,1 1.585,0Fiscalización técnica [ m US$ / año ] 166,1 129,5 122,2 230,0 647,7Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] 59,6 82,0 7,1 101,0 249,7Normalización y Planificación del Sistema [ m US$ / año ] 485,7 278,3 38,4 545,1 1.347,5Total Distribución [ m US$ / año ] 4.520,5 3.858,5 6.602,4 14.007,7 28.989,2

Operación SED [ m US$ / año ] 268,2 347,3 113,2 1.364,1 2.092,8Mantenimiento SED [ m US$ / año ] 111,7 114,2 751,4 673,3 1.650,6Calidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 580,8 142,7 36,4 825,1 1.585,0Fiscalización técnica [ m US$ / año ] 166,1 129,5 122,2 230,0 647,7Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] 59,6 82,0 7,1 101,0 249,7

5.2 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL

En el caso de los costos comerciales de la Empresa Modelo, el análisis de partida para el dimensionamiento de los costos correspondientes se efectuó de la misma manera que en el caso de los costos de OyM, es decir se partió de la identificación de todas las actividades comerciales necesarias para el funcionamiento de una empresa distribuidora de energía eléctrica, y se definieron requerimientos típicos de recursos (básicamente personal) para la ejecución de las mencionadas tareas.

Estos requerimientos se basaron en ratios obtenidos de procesos de optimización efectuados en diferentes empresas distribuidoras eléctricas de Latinoamérica, ajustados


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en los casos en que resultó necesario, a las características propias del mercado y de la regulación vigente en Lima.

Una vez establecidos estos ratios se identificó la cantidad de acciones comerciales anuales requeridas para el funcionamiento de la empresa modelo de acuerdo a diferentes criterios según el tipo de actividad considerada, de acuerdo a lo que se señala a continuación:

• Actividades comerciales básicas (lectura de medidores, facturación y reparto de facturas y cobranza): en función del número de usuarios servidos y la frecuencia de facturación establecida en la reglamentación vigente

• Atención a usuarios en oficinas y call center: de acuerdo a la cantidad de usuarios atendidos y a las estadísticas de consultas y llamadas telefónicas registradas en el mercado atendido

• Gestión de saldos morosos: en función del número de facturas emitidas y del comportamiento histórico de pago de los usuarios, considerando las distintas etapas de la gestión de cobranza (intimaciones, suspensiones, rehabilitaciones, etc.)

• Control de pérdidas comerciales (recuperación de energía): a partir del análisis de las pérdidas comerciales y las experiencias sobre el comportamiento de los consumidores, y tomando como objetivo el nivel de pérdidas comerciales estándar según se describe en el capítulo 3 de este informe.

Como se indicó cada una de las actividades definidas tiene asociado un empleo de recursos expresado como un consumo de materiales de explotación (fungibles) y un requerimiento de personas en función de los ratios adoptados.

A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinan los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada actividad comercial definida.

Al igual que en el caso de las actividades de OyM, una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones comerciales de la Empresa Modelo se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de los clientes (con el objeto de establecer una estructura centralizada o descentralizada) y la agrupación de tareas en unidades funcionales que permitieran, en lo posible, las cadenas de valor agregado.


Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (calidad de servicio comercial, compras de energía y tarifas, atención de grandes clientes, etc.) se han considerado diferentes cost-driver como por ejemplo la cantidad total de clientes, el número de reclamos anuales, y otros, que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades. Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas comerciales.

De la misma manera que en el caso de las actividades de OyM, la definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades comerciales se ha efectuado tomando en cuenta los mismos criterios económicos y estratégicos empresarios definidos en el capítulo correspondiente.


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Los valores resultantes para los costos de las distintas actividades gestión comercial son los siguientes.

GESTION COMERCIAL - STD 1 - Empresa Modelo Remuner. Directas

Remun. Sup.

DirectaMateriales


Atención Clientes en Oficinas [ m US$ / año ] 384,8 755,2 159,0 964,8 2.263,8Call Center [ m US$ / año ] 0,0 134,8 18,8 207,6 361,1Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ] 439,9 108,0 76,4 441,5 1.065,7Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 96,2 167,0 36,7 214,1 513,9Conexiones [ m US$ / año ] 0,0 209,9 2.945,0 1.152,0 4.306,8Lectura PD [ m US$ / año ] 0,0 117,8 16,4 1.992,6 2.126,7Lectura MD [ m US$ / año ] 0,0 1,9 0,3 20,2 22,3Lectura GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0 1,9 1,9Normativa comercial [ m US$ / año ] 130,6 85,3 30,1 173,9 419,9Análisis y recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 179,8 358,2 75,0 904,7 1.517,8Facturación y notificación PD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 863,3 1.464,1 2.327,4Facturación y notificación MD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 4,9 20,7 25,5Facturación y notificación GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,5 2,0 2,5Recaudación y control [ m US$ / año ] 59,6 32,7 12,9 1.449,3 1.554,5Análisis, notificación, gestión y verificación morosos [ m US$ / año ] 300,1 238,8 75,1 880,2 1.494,2Suspensiones, reconexiones y extrajudicial PD [ m US$ / año ] 0,0 96,8 85,1 1.234,9 1.416,8Suspensiones, reconexiones y extrajudicial MD [ m US$ / año ] 0,0 48,4 11,2 161,7 221,3Suspensiones, reconexiones y extrajudicial GD [ m US$ / año ] 0,0 48,4 6,7 42,4 97,5Detección, planificación y apoyo a recup. de ventas [ m US$ / año ] 248,6 104,1 49,2 1.447,1 1.849,0Información para fiscalización comercial [ m US$ / año ] 59,6 57,7 74,4 94,5 286,1Inspecciones, normalizaciones y medidores PD [ m US$ / año ] 0,0 267,2 1.332,7 1.809,1 3.409,0Inspecciones, normalizaciones y medidores MD [ m US$ / año ] 0,0 125,2 48,8 122,3 296,3Inspecciones, normalizaciones y medidores GD [ m US$ / año ] 0,0 125,2 55,4 103,5 284,1Compras de Energía [ m US$ / año ] 130,6 155,5 39,9 230,5 556,5Tarifas y regulación [ m US$ / año ] 190,1 228,3 58,3 337,0 813,8Total Comercial [ m $ / año ] 2.219,8 3.466,3 6.076,1 15.472,4 27.234,7

5.3 PÉRDIDAS ESTÁNDARES NO TÉCNICAS O COMERCIALES

La determinación de los valores objetivo de pérdidas comerciales eficientes se ha realizado teniendo en cuenta las condiciones socieconómicas vigentes en el área de concesión, y la cantidad de acciones de inspección, control, reparación y reemplazo de acometidas y medidores, y de las inversiones correspondientes para reducir o eliminar los casos de Consumos No Registrado (CNR), y la existencia de ciertos niveles de reincidencia y de nuevas irregularidades

A partir de estos criterios resulta un nivel permanente de “equilibrio” de consumidores con irregularidades, para un nivel determinado de acciones de control de pérdidas similar al establecido en el cálculo de los costos de explotación de la empresa modelo.

Este valor de pérdidas comerciales “eficientes” representa un 2,85 % de la energía ingresada en la etapa de BT para el año base.

Teniendo en cuenta que las pérdidas técnicas en BT, según el balance elaborado con los valores de pérdidas técnicas calculados en este informe, representan un 6,49% de la energía ingresada a la red de BT de la distribuidora, y que los máximos valores de referencia regulatorios para las pérdidas comerciales son del 50% de las pérdidas técnicas para la etapa, en este caso el 3,24% de la energía ingresada en BT, según se muestra en la siguiente tabla.


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Valor residual permanente

Pérdidas comerciales residuales calculadas [ MWh ] 85.988

Energía anual ingresada en BT [ MWh ] 3.012.846

% de pérdidas comerciales sobre el ingreso a BT 2,85%

% de pérdidas técnicas en BT sobre el ingreso a BT 6,49%

50% de las pérdidas técnicas sobre el ingreso a BT 3,24%

50% de Pérdidas técnicas sobre el ingreso a BT [ MWh ] 97.709

% de pérdidas comerciales sobre el ingreso a BT adoptadas 2,85%

Pérdidas comerciales residuales adoptadas [ MWh ] 85.988

5.4 COSTOS DE ADMINISTRACIÓN O APOYO

Si bien las actividades directas de la empresa distribuidora corresponden a la operación y mantenimiento de las instalaciones necesarias para prestar el servicio eléctrico y la atención comercial a los usuarios, la facturación y la cobranza del servicio prestado (actividades comerciales), para poder realizar las mismas se requieren actividades de administración y apoyo que permiten que la empresa cumpla con los requerimientos financieros, legales y de resguardo para operar con continuidad en el marco jurídico impuesto por la normativa legal del país.

Las actividades correspondientes son las clásicas que hacen a la existencia jurídica de una empresa, y son similares a las que existen en cualquier tipo de compañía para permitirle desenvolverse en el medio sociocultural, relacionarse con las autoridades gubernamentales, y finalmente, le dan viabilidad económica y financiera.

Proceso Actividades

Finanzas Registros de Custodia Manejo del Dinero Cancelación de Obligaciones

Recursos Humanos Selección y Capcitación de Personal Administración de Personal Seguridad de Bienes y Personas

Abastecimiento y logística

Especificación Adquisición Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro

Logística Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro

Legales Prevención Jurídica Representación Legal Defensa en litigios

Relaciones Públicas Relaciones con la Comunidad Relaciones con las Autoridades Imagen


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Tomando en cuenta que no pueden identificarse ratios específicos de eficiencia como en el caso de las actividades directas, por tratarse de actividades cuya naturaleza no facilita una correlación fuerte con una referencia específica, la dotación ha sido determinada por comparación con otras distribuidoras del país y de Latinoamérica. Ya que, si bien, no se puede correlacionar éste tipo de funciones con algún parámetro de la distribuidora en forma directa, se puede proponer una vinculación con el tamaño de la misma por medio de un algoritmo. Los algoritmos desarrollados consideran como referencia el número de clientes de la distribuidora, o algún otro parámetro similar cuando el mismo es más relevante para un caso específico.

El personal así determinado fue incluido dentro del organigrama establecido paras las áreas de apoyo, cubriendo los diferentes puestos operativos, de jefatura y gerencial.

En el siguiente organigrama general de la empresa modelo se presenta la cantidad de personas y los costos salariales en miles de US$ anuales para cada área principal de la organización.

Total

Gerente General 1 212 Asistente 1 36 Secretaria 1 24

Total Total

Total Total

Total

Total Total Total

STD 1 - Empresa Modelo511 18.716

Gerencia Comercial

1.169

Gerencia de Distribución

221 6.583

Gerencia de Planificación e

Ingeniería136 285.064

57 2.357

Gerencia de Legales

5 341

Gerencia de Regulación,

Fiscalización y Control de Gestión

41 1.835

Gerencia de Administración y

Finanzas

Gerencia de Relaciones

Institucionales

Gerencia de Recursos Humanos

16 848

4 247

Para el caso de los gastos generales, la determinación de los montos correspondientes se ha efectuado mediante la misma metodología aplicada para los recursos humanos de las áreas de apoyo. En este caso se efectúa la estimación de los montos generales de gastos en las áreas técnica, comercial y administrativa de la Empresa Modelo, y se


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adoptan las participaciones entre los distintos tipos de gastos típicas de las empresas en la región. La distribución de los gastos generales en los diferentes rubros se efectuó también tomando como referencia la desagregación promedio en las empresas de referencia utilizadas.

5.4.1 Gastos en sistemas informáticos

Los gastos generales correspondientes a Informática se han determinado considerando las observaciones efectuadas por el OSINERGMIN y Edelnor al Segundo Informe Parcial, en el sentido que la tendencia actual de las distribuidoras, y las empresas de servicios en general, es de no adquirir equipos y sistemas informáticos.

Por los motivos mencionados se han eliminado todos los equipos y sistemas informáticos de las instalaciones no eléctricas de la Empresa Modelo y se ha considerado el “leasing” de equipos y sistemas, además de los costos ya considerados anteriormente de mantenimiento y actualización de los mismos.

Los costos de operación y mantenimiento del sistema corporativo comercial se han asignado a las distintas actividades comerciales en forma proporcional a la cantidad anual de transacciones que gestiona cada una.

En lo referente a los gastos de alquiler, mantenimiento, limpieza y seguridad de los diferentes edificios y oficinas, se han considerado costos típicos por superficie de oficina o edificio.

Finalmente se han considerado costos típicos de seguros e impuestos sobre la base de lo erogado por las distribuidoras de Lima (Edenor y Luz del Sur).

Los resultados obtenidos para las distintas actividades de administración o apoyo se presentan e continuación.

ADMINISTRACION - STD 1 - Empresa Modelo Remuner. Directas

Remun. Sup.

DirectaMateriales


Gerencia General [ m US$ / año ] 271,6 0,0 38,8 380,3 690,7Relaciones Institucionales [ m US$ / año ] 247,2 0,0 35,3 346,1 628,6Asuntos Legales [ m US$ / año ] 207,4 0,0 29,6 290,3 527,4Contrato de Concesión [ m US$ / año ] 134,0 0,0 19,1 187,6 340,8Relaciones Laborales [ m US$ / año ] 171,5 0,0 24,5 240,1 436,1Administración de Personal [ m US$ / año ] 304,9 0,0 43,6 426,8 775,2Seguridad [ m US$ / año ] 371,5 0,0 53,1 520,1 944,7Planificación Económica [ m US$ / año ] 188,6 0,0 27,0 264,1 479,7Control de Gestión [ m US$ / año ] 98,6 0,0 14,1 138,0 250,7Auditoría [ m US$ / año ] 271,3 0,0 38,8 379,9 690,0Nuevos Negocios [ m US$ / año ] 549,6 0,0 78,5 769,5 1.397,6Contabilidad [ m US$ / año ] 575,2 0,0 82,2 805,3 1.462,7Finanzas [ m US$ / año ] 391,5 0,0 55,9 548,1 995,5Sistemas [ m US$ / año ] 515,8 0,0 73,7 722,1 1.311,6Abastecimiento [ m US$ / año ] 71,0 281,2 50,3 493,1 895,6Total Administración [ m US$ / año ] 4.369,9 281,2 664,5 6.511,4 11.827,0

5.5 OTROS COSTOS DE EXPLOTACIÓN

Los costos adicionales de explotación que no se determinaron mediante el modelo, son los aportes de la distribuidora a los organismos reguladores, y el costo financiero del capital de trabajo requerido para la operación de la empresa.


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Los valores considerados se presentan en la tabla siguiente.

Concepto Miles US$Costo AportesMT 1.554BT 2.671AP 664Otras Zonales 237Total 5.126Costo del Capital de TrabajoMT 685BT 1.177AP 293Otras Zonales 133Total 2.287

5.6 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO, COMERCIALES Y DE ADMINISTRACIÓN O APOYO DE LA EMPRESA MODELO

Los resultados de obtenidos para los costos de Operación y Mantenimiento, se presentan a continuación en el formato indicado en los Términos de Referencia del estudio.


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Distribución MT

Distribución BT

Alumbrado Público

Total GestiónComercial

OperaciónComercial

Costo asociado al

UsuarioTotal Genera-

ción PropiaTransmi-

siónOtras

Zonales

Conexio-nes y

medidores

Cortes y reconexio-

nes

Nuevos Negocios

Terceros y otros

Inversio-nes

Costos Directos1 Materiales 12.797.330 1.261.178 3.528.310 2.190.399 6.979.888 251.928 349.078 928.189 1.529.195 534.389 625.450 2.808.701 98.286 78.530 142.891 4.288.2472 Supervisión Directa 7.549.790 1.047.656 1.496.489 232.496 2.776.641 630.947 1.338.737 486.932 2.456.616 594.262 281.490 200.176 184.619 1.055.987 2.316.5333 Personal Propio 7.346.764 1.494.527 1.092.137 52.288 2.638.953 759.443 1.164.503 228.313 2.152.259 492.968 247.668 549.625 1.265.291 2.555.5524 Servicio de Terceros 30.644.047 3.831.142 7.003.358 788.388 11.622.888 2.282.974 2.582.827 5.584.452 10.450.253 1.884.592 1.221.506 1.098.663 1.372.455 769.458 2.224.232 8.570.9065 Cargas Diversas y Otros - 6 Total 58.337.931 7.634.504 13.120.295 3.263.571 24.018.370 3.925.292 5.435.145 7.227.886 16.588.323 3.506.210 2.376.114 4.107.540 1.655.359 1.397.613 4.688.401 17.731.238

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)1 Personal 3.819.697 499.872 859.056 213.683 1.572.611 257.010 355.868 473.248 1.086.126 229.570 155.577 268.943 108.385 91.509 306.975 1.160.9592 Materiales 545.755 71.421 122.741 30.531 224.694 36.721 50.846 67.617 155.185 32.801 22.229 38.426 15.486 13.075 43.860 165.8773 Servicio de Terceros 5.347.461 699.806 1.202.653 299.150 2.201.609 359.806 498.205 662.534 1.520.544 321.392 217.803 376.512 151.736 128.110 429.755 1.625.3084 Aporte Organismo Regulador 5.126.366 1.554.068 2.670.747 664.327 4.889.143 237.223 237.2235 Costo Capital de Trabajo 2.286.942 684.681 1.176.660 292.685 2.154.025 132.917 132.9176 Total 17.126.222 3.509.848 6.031.857 1.500.377 11.042.082 653.537 904.919 1.203.399 2.761.856 583.763 765.749 683.881 275.607 232.694 780.590 3.322.284

Asignación de Costo de Gestión Comercial1 Materiales 106.320 146.011 36.319 288.6502 Supervisión Directa 233.794 321.073 79.864 634.7313 Personal Propio 373.001 512.250 127.418 1.012.6694 Servicio de Terceros 973.428 1.336.827 332.525 2.642.7805 Cargas Diversas y Otros6 Total 1.686.542 2.316.160 576.127 4.578.829

Asignación de Costo de Operación Comercial1 Materiales 147.306 202.298 50.320 399.9242 Supervisión Directa 495.033 679.838 169.104 1.343.9763 Personal Propio 558.076 766.416 190.640 1.515.1324 Servicio de Terceros 1.134.851 1.558.513 387.668 3.081.0325 Cargas Diversas y Otros6 Total 2.335.267 3.207.065 797.732 6.340.064

Costos Totales de OyM 15.166.161 24.675.377 6.137.807 45.979.345 8.431.286 4.089.973 3.141.863 4.791.421 1.930.967 1.630.308 5.468.991 21.053.522

TOTAL

Costos Totales Asociado al Usuario

CONCEPTO TOTALCostos de OyM Técnicos Comercialización Otros

6-1

EDELNOR 21/7/09

6. PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA

Las pérdidas estándar del sistema de distribución de la empresa modelo se obtuvieron a partir del modelo de optimización de las redes, para la topología, módulos de transformación y secciones establecidas como óptimas, agregando adicionalmente el cálculo de las pérdidas en las acometidas y los medidores de los clientes y las pérdidas comerciales eficientes.

Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema de distribución, y las pérdidas de energía a partir de los tiempos equivalentes de pérdidas determinados para cada tipo de instalación.

Los valores resultantes para las pérdidas estándar en MT y BT, expresados en valores porcentuales se presentan en la siguiente tabla.

Pérdidas estándar en MT y BT

Referido a su Etapa Referido al Ingreso MTEnergía Potencia Energía Potencia

Pérdidas estándar en MT 1,17% 1,49% 1,17% 1,49%Pérdidas técnicas estándar en BT 6,49% 7,30% 3,71% 5,04%Pérdidas en las SED MT/BT 2,76% 2,49% 1,58% 1,72%Pérdidas en las Redes de BT 3,13% 4,30% 1,79% 2,97%Pérdidas en Acom. y Medidores 0,07% 0,07% 0,04% 0,05%Pérdidas comerciales estándar en BT 2,85% 2,91% 1,63% 2,01%Pérdidas estándar en BT 9,34% 10,21% 5,34% 7,05%Total de Pérdidas 6,51% 8,54%

Un detalles de los valores físicos de pérdidas de Energía y Potencia se indican en la tabla siguiente.

..

Cálculo de las Pérdidas Técnicas en MT y BT

Pérdidas de Energía

Factores de carga de las

Pérdidas de Potencia

MWh pérdidas kWPERDIDAS TECNICAS EN MT 61.722 0,56 12.487Pérdidas en las SED MT/BT y otras 83.107 0,66 14.355Pérdidas en las redes de BT 94.238 0,43 24.845Pérdidas en Acometidas 2.113 0,60 399Pérdidas en Medidiores 15.960 0,72 2.530TOTAL PERDIDAS TECNICAS en BT 195.418 0,53 42.129TOTAL PERDIDAS TECNICAS 257.141 0,54 54.616

7-1

EDELNOR 21/7/09

7. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

Se indica en este capítulo el análisis respecto al cumplimiento de los Estándares de Calidad de Servicio de acuerdo a los lineamientos descriptos en los Términos de Referencia Publicados

El modelado de la calidad de servicio en el Modelo de Optimización y consiguientemente los valores esperados de Calidad de Servicio se obtuvieron a partir de:

a) La Topología de MT seleccionada b) El tipo de Red de MT resultante, c) El tipo de equipamiento considerado, d) El Nivel de Respaldo establecido, y e) Las Hipótesis de Falla consideradas

El modelo de optimización, determina los indicadores de Calidad de Servicio establecido en la NTCSE (N y D) en el punto de la Red que resulta con el peor Nivel de Calidad de Servicio y el Nivel de Calidad promedio, de acuerdo con la topología seleccionada.

Los valores resultantes para cada zona se indican en las tablas siguientes:

Instalaciones de Media Tensión Zonas sin contaminación Zonas con contaminación

Zona 1 MAD

Zona 2 AD1

Zona 3 AD2

Zona 4 MD

Zona 5 BD

Zona 6 MAD

Zona 7 AD1

Zona 8 AD2

Zona 9 MD

Zona 10 BD

RED DE MT (Medio)SAIFI [ Int. / sem-us ] 1,30 1,24 1,79 2,73 2,12 1,29 1,19 1,75 2,86 2,10SAIDI [ hs / sem-us ] 1,76 1,86 4,16 7,97 5,95 1,70 1,75 4,08 8,42 5,85

RESUMEN DE DETALLE

Instalaciones de Baja Tensión Zonas sin contaminación Zonas con contaminación

Zona 1 MAD

Zona 2 AD1

Zona 3 AD2

Zona 4 MD

Zona 5 BD

Zona 6 MAD

Zona 7 AD1

Zona 8 AD2

Zona 9 MD

Zona 10 BD

RED DE MT (Máximo)SAIFI [ Int. / sem-us ] 1,04 0,90 0,94 1,22 1,00 1,04 0,88 0,94 1,26 0,98SAIDI [ hs / sem-us ] 0,75 0,96 1,61 2,71 1,99 0,76 0,93 1,60 2,83 1,95

RESUMEN DE DETALLE

8-1

EDELNOR 21/7/09

8. RESULTADOS

A continuación se presentan los resultados obtenidos para el Cargo Fijo (CF), y los Valores Agregados de Distribución en Media Tensión (VAD MT), en Baja Tensión (VAD BT), y SED.

Se presentan además los resultados de las pérdidas estándar de distribución en potencia y energía, y la determinación de los factores de economía de escala y de la fórmula de reajuste.

8.1 COSTO FIJO ( CF )

El Costo Fijo de operación comercial se determina a partir del Costo Comercial de atención al Cliente (CCCL) determinado en la optimización de los costos de explotación comercial, y del número de clientes a diciembre del año 2004.

Los costos comerciales de atención al cliente para cada segmento de clientes de acuerdo al tipo de medición ( medición simple de energía – CFE -, medición de energía y simple de potencia – CFS – y medición de energía y potencia horaria – CFH -) se determinaron a partir de los costos comerciales anuales asociados a cada segmento, la cantidad de clientes en cada uno.

Costo Anual US$

Número de Clientes

CF US$/cli-año

CF US$/cli-mes

CFE 8.362.551 929.123 9,00 0,750CFS 63.725 4.110 15,50 1,292CFH 5.010 272 18,42 1,535

Los cargos fijos correspondientes a las opciones tarifarias Alumbrado Público (CFEAP), Servicio Prepago (CCSP) y Sistema de Medición Centralizado (CFECO) se presentan a continuación.

Costo Anual US$

Número de Clientes

CF US$/cli-año

CF US$/cli-mes

CFEAP 359.906 5.548 64,87 5,406CCSP 376.716 30.000 12,56 1,046

CFECO 264.161 5.500 48,03 4,002

8.2 VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIÓN ( VADMT, VADBT Y VADSED )

Para el cálculo de los VAD se deben consideraron los siguientes parámetros:

8 Resultados

8-2

EDELNOR 21/7/09

Valor Nuevo de Reposición correspondiente a cada etapa de red

Costos operación y mantenimiento correspondientes a cada etapa de red

Valor Nuevo de Reposición de los bienes no eléctricas asignado cada etapa de red

Potencia máxima simultánea para las horas de punta demandada en cada etapa de red

El cálculo de las Potencias máximas demandadas en los niveles de MT y de BT se presenta a continuación, a partir de la información contenida en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo:

Determinación de las Potencias Máximasdemandadas en BT y MT

Potencia ingresada a la red de MT 836,6Pérdias estándar en MT 12,5

Potencia máxima demandada en MT - MWMT 824,1Potencia ingresada a la red de BT 577,3Pérdias estándar en BT 59,0

Potencia máxima demandada en BT - MWBT 518,4

La asignación del VNR no eléctrico a las dos etapas de la red (MT y BT) en forma proporcional a los VNR eléctricos respectivos, se muestra a continuación (valores expresados en miles de US$):

miles US$ VNR eléctrico

VNR no eléctrico VNR TOTAL

BT 558.183 7.530 565.713MT 231.233 3.119 234.352

TOTAL 789.416 10.650 800.065SED 118.166 1.594 119.760

A partir de esta asignación y considerando los costos de OyM determinados durante el proceso de optimización de los costos de explotación de la Empresa Modelo, se obtienen los siguientes valores de VAD por etapa de red.

VAD MT VAD BT VAD SEDVNR millones US$ 231,2 558,2 118,2

VNR-NOEL millones US$ 3,1 7,5 1,6TOTAL VNR millones US$ 234,4 565,7 119,8

AVNR millones US$ / año 29,1 70,2 14,9COyM millones US$ / año 15,2 30,8 7,8

AVNR + COyM millones US$ / año 44,3 101,0 22,7MW MW 824,1 518,4 518,4

VAD US$ / kW-mes 4,325 15,666 3,526

8 Resultados

8-3

EDELNOR 21/7/09

8.3 PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE DISTRIBUCIÓN EN POTENCIA Y ENERGÍA

Teniendo en cuenta el balance de energía y potencia definido para la Empresa Modelo, las pérdidas estándar de distribución en energía y potencia resultan, referidas porcentualmente al ingreso a cada etapa:

Pérdidas estándar en MT y BT

Referido a su Etapa Referido al Ingreso MTEnergía Potencia Energía Potencia

Pérdidas estándar en MT 1,17% 1,49% 1,17% 1,49%Pérdidas técnicas estándar en BT 6,49% 7,30% 3,71% 5,04%Pérdidas comerciales estándar en BT 2,85% 2,91% 1,63% 2,01%Pérdidas estándar en BT 9,34% 10,21% 5,34% 7,05%Total de Pérdidas 6,51% 8,54%


Los Factores de Economía de Escala o FEE se calcularon efectuando una simulación del crecimiento de los clientes y las ventas de energía que permitió analizar la evolución de los costos fijos y variables asociados tanto a las actividades de explotación como al VNR de las instalaciones tanto eléctricas como no eléctricas.

La fórmula establecida en los TDR para efectuar el cálculo de los factores de economía de escala, tanto para el cargo fijo como para el VAD en MT y BT, es la siguiente:

( )( )c

vccfc

tPtP

FEE+

×++=

11

Donde :

Pfc = proporción fija del costo

Pvc = proporción variable del costo

tc = tasa de crecimiento anual de clientes y/o demanda

Considerando que el Costo Total de cada componente del VAD en el año 4 (CT4) se pude expresar en función del Costos Total del mismo componente en el año 1 (CT1) según la siguiente expresión.

CT4 = CT1 x Pfc + CT1 x Pvc x (1+tc)3

y como Pfc = 1 - Pvc

8 Resultados

8-4

EDELNOR 21/7/09

Se puede determinar el valor de Pvc según la siguiente expresión.

( )( )( )( )11 3

1

14

−+×−

=c

vc tCTCTCTP

Tomando en cuenta los Costos Totales determinados para cada componentes del VAD para el año base y para el año 4, se calculan los valores del Pvc del Pfc y los correspondientes FEE.

CT1 CT4 tc Pvc Pfc FEEmiles US$ / año miles US$ / año %

VAD MT 44.260 46.306 2,0% 0,7553 0,2447 0,9952VAD BT 101.043 104.886 2,0% 0,6150 0,3850 0,9924

VAD SED 22.692 23.932 2,0% 0,8834 0,1166 0,9977CF 8.431 9.215 3,2% 0,9379 0,0621 0,9981

Los Factores de Economía de Escala correspondientes a los 4 años de vigencia de los Costos del VAD son los siguientes:

Año 1 Nov 2009 - Oct 2010

Año 2 Nov 2010 - Oct 2011

Año 3 Nov 2011 - Oct 2012

Año 4 Nov 2012 - Oct 2013

FEE VAD MT 1,0000 0,9952 0,9904 0,9857FEE VAD BT 1,0000 0,9924 0,9848 0,9773

FEE VAD SED 1,0000 0,9977 0,9954 0,9931FEE CF 1,0000 0,9981 0,9962 0,9942

8.5 FÓRMULA DE REAJUSTE

Las formulas de actualización se establecen con el fin de mantener el valor real del Valor Agregado de Distribución ante variaciones en indicadores macroeconómicos exógenos a la empresa distribuidora.

De acuerdo a lo establecido en el punto 7.7 de los TDR para el Estudio de Costos del VAD, las fórmulas de reajuste o actualización del VAD (comprendiendo el VADMT, al VADSED, al VADBT y los CF) deben tomar en cuenta la incidencia de los siguientes parámetros

• Mano de Obra

• Productos Nacionales

• Productos Importados clasificados por partida arancelaria

• Precio del cobre

• Precio del aluminio

8 Resultados

8-5

EDELNOR 21/7/09

8.5.1 Fórmula de reajuste considerada para el Cargo Fijo

En el caso del Cargo Fijo se considera que todos los componentes del mismo son bienes y productos nacionales, por lo que la fórmula de actualización resulta:

0IPMIPM

FACF m=

Donde:

• FACF: Fórmula de actualización del CF

• IPM: Indice de precio mayoristas

8.5.2 Fórmula de reajuste considerada para el Valor Agregado de Distribución en MT, BT y SED

Se presentan a continuación las fórmulas de actualización consideradas para el Valor Agregado de Distribución tanto en MT como en BT y en SED

+++

×+×=)00

/0

// 1()1(%%

TaTCTaTCB

IPMIPMAFAVAD mm

BTMTm

BTMTBTMT

)000/

)000/ 1(

)1(%1(

)1(%TaTCTaTC

IPAlIPAlD

TaTCTaTC

IPCuIPCuC mmn

BTMTmmn

BTMT ++

××+++

××+

Donde:

• FAVADMT/BT: Fórmula de actualización del VAD de MT o BT

• %AMT/BT: Coeficiente de Participación de la mano de obra y los productos nacionales en el VAD de MT o BT respectivamente

• %BMT/BT: Coeficiente de Participación de los productos importados en el VAD de MT o BT respectivamente

• %CMT/BT: Coeficiente de Participación del conductor de Cobre en el VAD de MT o BT respectivamente

• %DMT/BT: Coeficiente de Participación del conductor de Aluminio en el VAD de MT o BT respectivamente

• IPM: Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática

• TC: Valor referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú,

8 Resultados

8-6

EDELNOR 21/7/09

cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace

• Ta: Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico

• IPCu: Índice del precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres

• IPAl: Índice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres

Calculando los valores del VNR y de los COyM considerando la apertura indicada se obtuvo la siguiente composición de componentes de costos del VAD respecto de las diferentes términos considerados en las formulas de actualización, expresadas por las constantes A, B, C y D para cada nivel de tensión.

VAD MT VAD BT VAD SEDA 0,8605 0,8613 0,6795B 0,0935 0,0693 0,2159C 0,0031 0,0305 0,1046D 0,0429 0,0389 0,0000

EDELNOR Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Informe de Resultados Relevantes Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Junio 2009

EDELNOR

EDELNOR Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Informe de Resultados Relevantes Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Junio 2009


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INDICE


2. Caracterización del Sector Típico 2-1

3. Balance de Energía y Potencia 3-1

4. Valor Nuevo de Reemplazo 4-1 4.1 Proceso de Optimización técnica y económica de las

instalaciones de distribución eléctrica 4-1 4.2 Proceso de determinación del VNR de las Inversiones No

Eléctricas 4-2 4.3 Tecnologías utilizadas para las instalaciones de distribución

eléctrica 4-2 4.4 Costos estándar de inversión de las instalaciones de

distribución y VNR resultante 4-3 4.5 Resumen de los Módulos de Iluminación Adaptados por Tipo

de Vía 4-8 4.6 Resultados del VNR 4-9

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento 5-1 5.1 Técnica 5-1 5.2 Comercial 5-3

6. Pérdidas Estándar de Energía y Potencia 6-1

7. Calidad del Servicio Eléctrico 7-1

8. Resultados 8-1 8.1 VAD y Cargos Fijos 8-1 8.2 Factores de economía de escala 8-2 8.3 Fórmulas de Actualización 8-2

1-1

EDELNOR 21/7/09

1. INTRODUCCIÓN

Este Informe de Resultados Relevantes, que forma parte del Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del SDT1, se ha desarrollado de acuerdo a lo indicado en el Anexo 4 “Informe de los Resultados Relevantes del Estudio de Costos del VAD” de los Términos de Referencia del Estudio de Costos del VAD.

En los distintos capítulos se efectúa una descripción del proceso de estructuración de la Empresa Modelo, y se presentan los resultados relevantes los costos del VAD obtenidos para el Sector de Distribución Típico 1 y el cálculo y resultados de las Tarifas de Distribución (Cargo Fijo, VAD BT, VAD MT, pérdidas estándar, factores de economía de escala y fórmulas de reajuste), de acuerdo a las tablas y cuadros solicitados por el OSINERGMIN.

El proceso de diseño de las instalaciones de la empresa modelo se inició mediante la caracterización del mercado efectuada para el área de cobertura de la misma, y la subzonificación resultante. Se efectuó además el diseño preliminar del tipo de red correspondiente a cada subzona.

A continuación se evaluaron y convalidaron las alternativas tecnológicas más convenientes a utilizar en el diseño de la Red de Distribución Adaptada, y posteriormente se determinaron los costos unitarios de inversión correspondientes a esas tecnologías convalidadas.

Una vez caracterizado el mercado, obtenido el diseño preliminar del tipo red para cada zona, identificado las tecnologías adaptadas y definidos los costos unitarios, se procedió a efectuar la optimización de las instalaciones de la empresa modelo. Previamente se desarrolló el proceso de diseño de las instalaciones de Alumbrado Público. Durante el proceso de optimización se tomó en cuenta del cumplimiento de la normativa vigente respecto a la Calidad de Servicio y Producto del servicio eléctrico y a la Calidad exigida para el Alumbrado Público.

La determinación de las pérdidas estándar de potencia y energía en las distintas etapas de la red se obtuvieron de los modelos de optimización de redes, con el agregado de las correspondientes a acometidas y medidores. Se efectuó un análisis particular para determinar las pérdidas comerciales de la empresa modelo, tomando en consideración las condiciones socioeconómicas de los consumidores en el área de servicio.

Tomando en cuenta el mercado real de la distribuidora, con excepción de la demanda del Alumbrado Público que se tomó a partir de las instalaciones optimizadas, y las pérdidas estándar obtenidas para la empresa modelo se confeccionó el Balance de Energía y Potencia resultante para la Empresa Modelo.

Paralelamente se efectuó el cálculo de los costos de explotación técnicos, comerciales y administrativos optimizados para la empresa modelo, para lo que se utilizó un modelo de cálculo que parte del análisis de las actividades básicas de operación y mantenimiento, comerciales y las tareas administrativas, determina los recursos directos de mano de obra, materiales y servicios requeridos, desarrolla la estructura orgánica requerida para utilizar y dirigir esos recursos y los valoriza con precios representativos del mercado donde opera la empresa modelo y a la fecha de referencia del estudio.

Una vez determinados el VNR de las instalaciones eléctricas y no eléctricas de la Empresa Modelo, tanto para Media como Baja Tensión, y calculados los costos de

1. Introducción

1-2

EDELNOR 21/7/09

Operación y Mantenimiento y los Costos Asociados al Usuario correspondientes, se efectuó el cálculo de las Tarifas de Distribución que comprenden los Cargos Fijos y el VAD de Media y Baja Tensión, y las Pérdidas Estándar correspondientes a la empresa modelo.

Finalmente se determinaron los factores de economía de escala y las fórmulas de reajuste, tanto para el cargo fijo como para el VAD MT y BT.

2-1

EDELNOR 21/7/09

2. CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR TÍPICO

Información técnica y comercial del sistema eléctrico modelo (empresa real). − Área de influencia: 323 km2 − Número de clientes y ventas de energía

Opción Tarifaria

Número de Clientes

Ventas de Energía 2008

MWh

MT1 (1) 80 996.472 MT2 95 80.802 MT3 660 824.742 MT4 296 296.592

Total MT 1.131 2.198.608 BT2 177 17.647 BT3 1.332 142.803 BT4 1.508 159.835

BT5C - 170.509 BT5A 228 9.311 BT5B 929.123 2.286.443 BT6 - - BT7 - -

Total BT 932.368 2.786.547 Total 933.499 4.985.156

(1) Incluyen 8 usuarios de peaje

− Demanda máxima a nivel de MT y BT (kW) · Demanda al ingreso de MT = 870 274 kW · Demanda al ingreso de BT = 609 503 kW

− Número y potencia instalada de los centros de transformación AT/MT

Número 21Potencia (MVA) 1.154

− Información de las instalaciones de distribución eléctrica

Media Tensión

2. Caracterización del Sector Típico

2-2

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Tensión (kV) 10Red Aérea (km) 1.105,2 Red Subterránea (km) 1.472,3 Total Red MT (km) 2.577,5 Equipo de P&S (unidad) 7.099

Subestaciones de Distribución MT/BT y Seccionamiento Relación de transformación: 10 / 0,22 kV

Tipo NúmeroPotencia

Instalada kVAMonoposte 878 30.082Biposte 3.721 521.841Convencional 724 326.756Compacta Pedestal 588 145.365Compacta Bóveda 662 103.198Seccionamiento 782Total 7.355 1.127.241

Baja Tensión

Tensión (V) 220Servicio Particular (SP)Rea Aérea (km) 2.547,000 Red 6.058,700 Total Red BT 8.605,700 Alumbrado PúblicoRea Aérea (km) 2.865,700 Red 4.364,900 Total Red BT 7.230,600

Número de Luminarias (Conectadas en la red aérea)

105.504

Número de Luminarias (Conectadas en la red subt.)

155.955

− Información de las pérdidas de energía y potencia

2. Caracterización del Sector Típico

2-3

EDELNOR 21/7/09

Nivel de Tipo Porcentaje (*)

Tensión Energía Potencia

MT Técnica 1,31% 1,61%No Técnica

SED Técnica N/A N/ABT Técnica 6,15% 8,10%

No Técnica 3,82% 4,79%Acometida Técnica N/A N/A

Medidor Técnica N/A N/A(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

− Información de la calidad del servicio eléctrico y tasas de averías de las instalaciones

Descripción Unidad ValorNúmero de interrupciones interrupciones / semestre 2,78

Duración de las interrupciones Horas / semestre 6,75

Caída de tensión en MT % de la tensión nominal N/A

Caída de tensión en BT % de la tensión nominal N/A

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3. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

Para la elaboración del balance de Energía y Potencia correspondiente a la Empresa Modelo se consideraron las ventas de energía y potencia, tanto en baja como en media tensión, correspondientes a la empresa real para el año base del estudio, con excepción de las ventas para el Alumbrado Público, las que surgen de la demanda de las instalaciones optimizadas.

Se mantuvieron los factores de carga establecidos en el balance correspondiente a la empresa real (Edelnor) para el año base (2008).

A partir de las ventas en cada categoría tarifaria y nivel de tensión y de las pérdidas técnicas estándar de potencia y energía determinadas para la empresa modelo, se elaboró el balance de potencia y energía correspondiente a la empresa modelo de acuerdo a los siguientes criterios:

• A las ventas de potencia en Baja Tensión se les agregaron las pérdidas técnicas estándard determinadas para a red ideal adaptada y las pérdidas comerciales de la empresa modelo y se obtuvo la potencia ingresada a BT

• La potencia ingresada a MT se calculó sumando a la potencia ingresada en BT calculada anteriormente, las ventas de potencia en MT y las pérdidas técnicas estándar de la red ideal adaptada en MT


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Energía anual MWh

Factor de carga o factor de pérdidas

(*)

Potencia kW

Ingreso MT 5.273.177 836.633 Pérdidas estándar MT 61.722 12.487 Técnicas 61.722 0,56 12.487 No técnicasVentas MT 2.198.608 246.796 MT1 996.472 1,15 99.058 MT2 80.802 1,25 7.358 MT3P 641.568 0,90 81.470 MT3FP 183.174 1,05 19.861 MT4P 243.926 0,83 33.398 MT4FP 52.666 1,06 5.651 Otros (*)Ingreso BT 3.012.846 577.349 Pérdidas estándar BT 281.406 58.950 Técnicas 195.418 0,53 42.129 Subestaciones MT/BTRedes BT - SPAcometidasMedidoresNo Técnicas 85.988 0,58 16.822 Ventas BT 2.731.440 518.399 BT2 17.647 0,94 2.127 BT3P 76.812 0,78 11.242 BT3FP 65.991 0,96 7.790 BT4P 94.071 0,74 14.552 BT4FP 65.764 0,91 8.199 BT5C 115.402 0,50 26.276 BT5A 9.311 0,98 916 BT5B 2.286.443 0,58 447.297 BT6BT7Otros (*)(*) relación entre el factor de cargo y el factor de simultaneidad

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4. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

4.1 PROCESO DE OPTIMIZACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Para la optimización técnico-económica de las instalaciones del sistema eléctrico modelo, se adoptó la siguiente información de base:

• Resultados de la zonificación del mercado, incluyendo las áreas con características geográficas y ambientales especiales

• Resultados de la determinación de las tecnologías adaptadas

• Costos unitarios de inversión en las instalaciones

A partir de la información mencionada se aplicaron distintos criterios y modelos para el dimensionamiento de las instalaciones en áreas urbanas, en áreas rurales y para el dimensionamiento del Alumbrado Público.

4.1.1 Dimensionamiento de las instalaciones

Para el dimensionamiento de las instalaciones en las zonas urbanas del área de servicio, se utilizó un modelo de diseño y cálculo de la red MT, las Subestaciones de Distribución (SED) MT/BT y la red BT optimizada que se corrió para cada zona típica establecida.

El modelo calculó la solución de mínimo costo para la red integrada de media y baja tensión, incluyendo además la definición del módulo óptimo para las SED. La solución de mínimo costo no solo considera los costos involucrados en la prestación del servicio, tanto de inversión, operación y pérdidas, sino también el cumplimiento de la calidad y de producto requeridos por las exigencias regulatorias.

Las características que definieron cada alternativa de configuración de la red a analizar para cada área típica son las siguientes:

• Número de Transformadores en cada Estación Transformadora AT/MT

• Número de salidas de Media Tensión por Cada Transformador de AT/MT

• Tipo de Topología de la red de MT

• Número de salidas de Baja Tensión por cada Subestación de Distribución de MT/BT

• Modulo de Potencia del Transformador de la Subestación de Distribución MT/BT

• Tipo de Topología de la red de BT

4.1.2 Dimensionamiento de las instalaciones de Alumbrado Público

La optimización de las instalaciones de Alumbrado Público, es decir la determinación de la cantidad, la potencia y la disposición de las luminarias de mínimo costo que permiten satisfacer los requisitos de la norma de alumbrado vigente, se ha efectuado para todos los perfiles de vías informados por Edelnor y para tres parques típicos, que se han determinado por tamaño.


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La determinación del sistema óptimo considera las condiciones de una instalación real evaluada de acuerdo al tipo de Iluminación de la Vía, la selección adecuada de la luminarias de Alumbrado público que se comercializan en el mercado Nacional evaluando los componentes de la unidad de alumbrado como son conjunto poste – pastoral.

El procedimiento para determinar la distribución de las unidades de Alumbrado Público para los diferentes casos ha considerado lo siguiente:

• Información Disponible: tipos de alumbrado según la clasificación vía, longitudes de vías por tipo de alumbrado, perfiles típicos de las vías, intersecciones de vías importantes, áreas destinadas a parques plazas y plazuelas y equipos e instalaciones seleccionados en el estudio de tecnologías.

• Consideraciones geométricas de la instalación en las vías de alumbrado Público, plazas parques y plazuelas.

• Consideraciones Técnicas, como son los factores que afectan la emisión luminosa a través de tiempo y que causan la disminución de los valores de los parámetros de la iluminación en las vías.

4.2 PROCESO DE DETERMINACIÓN DEL VNR DE LAS INVERSIONES NO ELÉCTRICAS

El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas estuvo directamente vinculado con los criterios adoptados en el diseño de la organización y los recursos correspondientes a la Empresa Modelo.

Esta empresa se ha considerado con terrenos, edificios (con sus correspondientes instalaciones y mobiliario) y parte de los vehículos necesarios para su funcionamiento propios, y arrendando parte de los vehículos requeridos.

Además se han considerado como activos propiedad de la empresa las herramientas, los equipos e instrumentos requeridos para la ejecución de las tareas de campo y laboratorio y los equipos de radio del personal de campo.

4.3 TECNOLOGÍAS UTILIZADAS PARA LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

• Redes de Media Tensión − Topología: redes subterráneas radiales o anilladas según requerimientos de

calidad. Redes aéreas radiales − Tipo de red: subterránea en zonas de muy alta y alta densidad de carga y

zonas de restricciones constructivas a redes aéreas de MT. Aéreas en el resto del área de servicio

− Tipo de conductores y cables: redes subterráneas con cables unipolares de cobre. Redes aéreas autosoportadas en zonas con veredas angostas. Redes aéreas con conductor desnudo de cobre en zonas de alta contaminación salina e industrial. Redes aéreas con conductor desnudo de aluminio en el resto del área de servicio

− Nivel de tensión: 10 kV

• Subestaciones de distribución MT/BT


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− Relación de transformación: 10 / 0,22 kV − Tipos y tecnologías:

· Monoposte: en zonas sin restricción a las instalaciones aéreas de MT y para potencias de transformación inferiores a 100 kVA

· Biposte: en zonas sin restricción a las instalaciones aéreas de MT y para potencias de transformación iguales o superiores a 100 kVA

· Convencional: a nivel o subterráneas para zonas con restricciones a las instalaciones aéreas de MT o con red subterránea de MT

· Compacta pedestal: en zonas con restricciones a las instalaciones aéreas de MT y con red subterránea de MT

· Compacta bóveda: en zonas con restricciones a las instalaciones aéreas de MT y con red subterránea de MT

· Seccionamiento: se han considerado los equipos de maniobra en MT en forma individual con su correspondiente montaje y proporción de obra civil en caso de instalación interior. Los equipos considerados fueron reconectadotes, seccionadores bajo carga, seccionadores y cut-out aéreos e interruptores, seccionadores bajo carga y seccionadores aéreos

• Redes de Baja Tensión − Servicio Particular

· Tipo de red: subterránea en zonas de muy alta de carga y zonas de restricciones constructivas a redes aéreas de BT. Aéreas en el resto del área de servicio

· Tipo de conductores y cables: redes subterráneas con cables unipolares de cobre. Redes aéreas autosoportadas con conductor de aluminio en el resto del área de servicio

· Nivel de tensión: 0,22 kV − Alumbrado Publico

· Tipo de red: subterránea en zonas de muy alta de carga y zonas de restricciones constructivas a redes aéreas de BT. Aéreas en el resto del área de servicio. Las redes subterráneas se consideraron trifásicas y las redes aéreas trifásicas en los troncales y monobásicas en las derivaciones.

· Tipo de conductores y cables: redes subterráneas con cables unipolares de cobre. Redes aéreas autosoportadas con conductor de aluminio en el resto del área de servicio. Se considera la utilización de la misma zanja o de los mismos postes de apoyo que la red de servicio particular

· Nivel de tensión: 0,22 kV · Tipo y potencia de luminarias: luminarias de vapor de sodio de 400, 250,

150 y 70 W de potencia · Tipo de control AP: con fotocélula y contactor incluyendo el equipo de

medición y de integración correspondiente a la salida de AP

4.4 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN Y VNR RESULTANTE

La determinación de los costos unitarios de inversión se basó en los criterios adoptados para la determinación del VNR.


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Estos costos unitarios fueron utilizados para el diseño de la red ideal, adaptada al mercado a atender por la distribuidora, por lo que se consideraron distintas variantes de capacidad para cada tipo de instalación, de manera que en la aplicación del modelo de diseño de la red ideal se pueda evaluar las distintas combinaciones de alternativas posibles hasta obtener la combinación de mínimo costo global.

Los componentes básicos de los costos de inversión que se consideraran son los siguientes:

• Costos de materiales y equipos

• Costos de mano de obra

• Costos de equipos de transporte y grúas

• Costos indirectos y margen del contratista

• Costos de stock ( almacenamiento de materiales), intereses intercalarios, ingeniería y recepción y gastos generales

El valor de los costos de los materiales y equipos fue determinado a partir de la información de los costos de adquisición Edelnor durante el año base de cálculo y, para los materiales de mayor relevancia, se efectuó una comparación con costos obtenidos de mercados latinoamericanos para determinar su validez.

Los costos de mano de obra fueron determinados la información de costos de salarios publicada por CAPECO, a los que se le adicionó un porcentaje correspondiente a los gastos de administración y de margen de ganancia correspondiente al contratista.

Los costos unitarios de equipos de transporte fueron obtenidos a partir de la información recopilada de Edelnorr y a los mismos se les adicionó el mismo porcentaje de gastos de administración y de margen de ganancia correspondiente al contratista que para la mano de obra.

Como valor del costo del stock y de almacenamiento se adoptó el mismo porcentaje sobre los costos de materiales que el aprobado en el Estudio de Costos del VAD del año 2001.

Finalmente se consideraron los gastos de ingeniería, los gastos generales y los intereses intercalarios de las obras como un porcentaje total a aplicar sobre el costos de obra (materiales, stock y almacén, mano de obre, transporte y equipos). El porcentaje adoptado es el aprobado en el Estudio de Costos del VAD del año 2005.

Definidos los costos básicos de materiales, equipos y recursos, se determinaron una determinada cantidad de armados relevantes para cada tipo de instalación analizada (red de BT, red de MT, SED MT/BT y red de AP), teniéndose en cuenta las tecnologías seleccionadas. La base de estos armados es la correspondiente a los utilizados por Luz del Sur en el cálculo del VNR, con las adecuaciones necesarias en función de las tecnologías adoptadas.

Cada armado contiene la cantidad de materiales y equipos básicos requeridos por el mismo, y la mano de obra directa y los requerimientos de transporte y grúas para el montaje de esos materiales.


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Finalmente los costos de inversión para cada tipo de instalación se definen a partir de la combinación de distintas cantidades de armados básicos.

Detalle de instalaciones, costos unitarios y VNR resultantes

Costo Unitario Valor Nuevo de Reemplazo

Descripción Cantidad US$/km ó US$/unidad

Materiales US$

Recursos US$

Indirectos US$

Total US$

RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 - Disposic. Triangular 320 km 20.317 3.473.932 1.667.889 1.354.743 6.496.563RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 - Disposic. Triangular km 21.559RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 - Disposic. Triangular 3 km 24.524 39.303 14.514 14.422 68.239RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 - Disposic. Triangular 54 km 28.930 951.873 283.072 335.044 1.569.989RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 - Disposic. Triangular km 31.814RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 - Disposic. Vertical 110 km 34.015 2.368.375 575.094 806.765 3.750.235RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 - Disposic. Vertical km 35.257RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 - Disposic. Vertical 1 km 38.221 23.738 5.005 7.928 36.671RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 - Disposic. Vertical 19 km 42.628 526.874 97.604 173.169 797.647RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 - Disposic. Vertical km 45.512RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 - Disposic. Triangular 248 km 27.062 4.092.476 1.189.727 1.434.809 6.717.012RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 - Disposic. Triangular km 30.227RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 - Disposic. Triangular km 35.745RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 - Disposic. Triangular 40 km 42.475 1.135.514 211.245 373.396 1.720.155RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 - Disposic. Triangular km 59.260RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 - Disposic. Vertical 86 km 40.319 2.290.497 410.222 749.891 3.450.611RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 - Disposic. Vertical km 43.484RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 - Disposic. Vertical km 49.002RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 - Disposic. Vertical 14 km 55.732 535.013 72.838 170.381 778.233RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 - Disposic. Vertical km 72.517RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante - Convencional 46 km 30.828 889.918 231.858 306.420 1.428.197RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portante - Convencional km 33.063RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante - Convencional 0 km 35.333 7.904 1.934 2.695 12.533RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante - Convencional 8 km 41.777 210.637 43.314 70.123 324.073RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante - Con Ménsula 183 km 56.289 6.863.443 1.180.109 2.236.828 10.280.380RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portante - Con Ménsula km 58.524RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante - Con Ménsula 1 km 60.794 56.846 9.660 18.503 85.009RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante - Con Ménsula 31 km 67.499 1.397.087 216.652 450.418 2.064.157RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 576 km 97.721 17.937.607 27.457.710 10.913.198 56.308.515RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 21 km 102.265 711.239 978.046 409.707 2.098.992RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 696 km 108.931 27.720.671 33.173.070 14.940.056 75.833.798RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 82 km 119.711 3.934.541 3.891.788 1.950.741 9.777.070Interruptores en SE subterránea 215 Ud 18.769 3.009.065 126.832 899.473 4.035.370Seccionadores Bajo Carga en SE subterránea 2.854 Ud 9.142 18.915.905 1.396.145 5.778.860 26.090.910Seccionadores en SE subterránea 428 Ud 2.806 779.831 161.376 259.824 1.201.031Reconectadores 93 Ud 13.625 974.194 8.497 284.437 1.267.127Seccionadores Bajo Carga Aéreos Ud 5.823Seccionadores Aéreos 29 Ud 1.313 28.050 1.566 8.464 38.080Seccionadores Fusible Aéreos (Cut Out) 379 Ud 736 190.000 28.037 60.959 278.996Descargadores de Sobretensión 66 Ud 1.423 71.280 1.610 21.017 93.907Seccionalizadores Ud

Bando de Compensación Estándar - 300 kVAr - Subterráneo 100 Ud 6.750 462.804 64.466 147.689 674.958Bando de Compensación Estándar - 300 kVAr - Aéreo 126 Ud 6.050 544.486 49.515 168.281 762.282Protección Homopolar Cliente MT - Seccionador Tripolar Exterior Ud 9.613Protección Homopolar Cliente MT - Reconectador Exterior 137 Ud 15.208 2.075.933 2.075.933Protección Homopolar Cliente MT - Seccionador de Potencia Interior Ud 5.210Protección Homopolar Cliente MT - Interruptor en Celda Modular 451 Ud 24.675 11.116.272 11.116.272TOTAL MT 113.335.307 73.549.397 44.348.241 231.232.945

MT


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Materiales US$

Recursos US$

Indirectos US$

Total US$

SED Compacta - Bóveda - 50 kVA 4 Ud 14.972 37.154 9.897 12.838 59.889SED Compacta - Bóveda - 100 kVA 30 Ud 16.825 321.731 74.229 108.785 504.745SED Compacta - Bóveda - 160 kVA 169 Ud 19.156 2.117.759 418.156 701.419 3.237.335SED Compacta - Bóveda - 250 kVA 444 Ud 22.328 6.655.336 1.098.588 2.159.495 9.913.419SED Compacta - Pedestal - 100 kVA 490 Ud 17.673 6.062.625 693.601 1.903.319 8.659.544SED Compacta - Pedestal - 160 kVA 405 Ud 19.155 5.476.211 573.283 1.708.152 7.757.645SED Compacta - Pedestal - 250 kVA 598 Ud 20.814 8.855.113 846.476 2.745.364 12.446.954SED Compacta - Pedestal - 400 kVA Ud 26.009SED Compacta - Pedestal - 630 kVA Ud 31.186SED Convencional a Nivel 50 kVA 2 Ud 30.021 37.274 9.894 12.873 60.041SED Convencional a Nivel 100 kVA 11 Ud 32.047 221.938 54.793 75.789 352.519SED Convencional a Nivel 160 kVA 123 Ud 35.051 2.768.052 612.683 930.549 4.311.285SED Convencional a Nivel 250 kVA 72 Ud 38.674 1.822.516 358.644 603.380 2.784.540SED Convencional a Nivel 400 kVA Ud 40.075SED Convencional a Nivel 630 kVA 580 Ud 47.456 18.629.186 2.889.076 6.006.046 27.524.308SED Convencional Subterránea 50 kVA Ud 41.266SED Convencional Subterránea 100 kVA 1 Ud 43.292 24.419 9.759 9.114 43.292SED Convencional Subterránea 160 kVA 33 Ud 46.296 882.660 322.046 323.064 1.527.770SED Convencional Subterránea 250 kVA 2 Ud 49.919 59.111 19.518 21.209 99.838SED Convencional Subterránea 400 kVA Ud 51.320SED Convencional Subterránea 630 kVA 191 Ud 58.701 6.945.157 1.863.962 2.402.710 11.211.830SED Aérea Monoposte 15 kVA Ud 5.582SED Aérea Monoposte 25 kVA Ud 6.485SED Aérea Monoposte 37,5 kVA 91 Ud 7.259 473.124 41.558 145.921 660.603SED Aérea Monoposte 50 kVA Ud 7.216SED Aérea Biposte 100 kVA 1.010 Ud 9.654 6.969.839 627.586 2.152.830 9.750.254SED Aérea Biposte 160 kVA 1.292 Ud 13.359 12.626.897 802.813 3.830.700 17.260.411SED Aérea Biposte 250 kVA Ud 17.679SED Aérea Biposte 400 kVA Ud 18.965SED Aérea Biposte 630 kVA Ud 26.345TOTAL SE 80.986.103 11.326.563 25.853.557 118.166.223

SE



Materiales US$

Recursos US$

Indirectos US$

Total US$

RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante - Poste Concreto 2.980 km 14.289 23.973.879 9.649.258 8.962.293 42.585.431RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante - Poste Concreto 281 km 15.597 2.544.058 909.302 927.223 4.380.583RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante - Poste Concreto 1.248 km 16.750 12.107.378 4.376.255 4.422.876 20.906.509RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante - Poste Concreto 219 km 20.074 2.683.109 766.240 937.827 4.387.175RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante - Poste Concreto 610 km 20.889 7.873.691 2.138.587 2.729.227 12.741.504RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante - Poste Concre 84 km 23.880 1.278.130 294.298 432.044 2.004.473RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante - Poste Acero km 36.087RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante - Poste Acero km 37.396RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante - Poste Acero km 38.548RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante - Poste Acero km 41.873RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante - Poste Acero km 42.687RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante - Poste Acero km 45.678RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 1.545 km 72.045 25.081.622 65.357.783 20.865.516 111.304.921RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 74.670RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x120 mm2 69 km 75.568 1.250.084 2.968.911 979.959 5.198.955RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x240 mm2 60 km 78.759 1.247.099 2.606.978 903.847 4.757.925RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x400 mm2 1.233 km 88.364 34.622.548 53.193.176 21.104.870 108.920.594TOTAL BT SP 112.661.600 142.260.789 62.265.681 317.188.071

BT SP


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EDELNOR 21/7/09



Materiales US$

Recursos US$

Indirectos US$

Total US$

Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP 3.416 km 3.616 6.393.635 3.397.195 2.561.441 12.352.272Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste SP km 4.014Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste SP km 5.316Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste SP km 9.772Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP 165 km 12.712 1.122.393 532.668 436.413 2.091.474Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP km 13.113Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste AP km 14.421Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste AP km 18.899Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP 1.872 km 3.150 2.828.906 1.861.744 1.207.886 5.898.536Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste SP km 3.456Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP 95 km 12.245 615.483 308.477 242.720 1.166.680Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP km 12.552Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 Ud 126Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 9.445 Ud 150 989.647 114.193 310.895 1.414.735Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 62.701 Ud 107 4.508.829 758.077 1.465.877 6.732.783Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 100.391 Ud 131 9.063.299 1.213.762 2.882.130 13.159.192Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 26 Ud 320 6.161 314 1.853 8.329Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 812 Ud 372 224.680 9.817 67.234 301.732Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1 / 3 / 1,5 70 Ud 340 17.672 846 5.303 23.821Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 4.644 Ud 178 586.491 56.148 181.848 824.486Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 1.033 Ud 229 171.488 12.489 52.355 236.333Equipos de Control de AP - Fotocélula y contactor (incluye medición) 4.255 Ud 214 665.437 43.294 202.083 910.813Poste de AP de concreto de 9 m Ud 525Poste de AP de concreto de 8 m Ud 297Poste de AP de concreto de 7 m 10.817 Ud 224 970.105 972.846 483.739 2.426.690Poste de AP de acero de 11 m 4.091 Ud 822 2.424.313 194.781 743.929 3.363.023Poste de AP de acero de 13 m 3.056 Ud 1.311 2.969.811 145.502 891.964 4.007.277Poste de AP de acero de 15 m 113 Ud 1.753 148.499 5.380 44.207 198.085RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 72 km 63.757 698.203 3.054.268 837.571 4.590.042RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 46 km 65.255 494.476 1.931.777 545.092 2.971.345RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x16 mm2 km 67.335RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 km 74.768RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x70 mm2 km 88.486Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 1.145 km 8.589 3.160.519 4.767.723 1.908.260 9.836.502Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 623 km 10.087 2.441.074 2.591.870 1.247.147 6.280.092Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 km 12.168Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 km 19.600Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 km 33.318Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 Ud 126Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 9.586 Ud 150 1.004.421 115.898 315.536 1.435.855Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 13.806 Ud 107 992.789 166.919 322.768 1.482.477Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 52.394 Ud 131 4.730.130 633.462 1.504.182 6.867.774Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 79 Ud 320 18.721 955 5.631 25.307Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 797 Ud 372 220.530 9.636 65.992 296.158Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1 / 3 / 1,5 207 Ud 340 52.257 2.503 15.683 70.443Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 4.484 Ud 178 566.284 54.213 175.583 796.080Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 996 Ud 229 165.346 12.042 50.480 227.868Equipos de Control AP - Fotocélula y contactor (incluye medición) 1.111 Ud 214 173.749 11.304 52.765 237.817Poste de AP de concreto de 9 m 20.951 Ud 525 6.362.471 2.313.391 2.327.076 11.002.937Poste de AP de concreto de 8 m 36.993 Ud 297 5.409.242 3.327.032 2.261.225 10.997.499Poste de AP de concreto de 7 m 7.472 Ud 224 670.114 672.008 334.149 1.676.272Poste de AP de acero de 11 m 3.946 Ud 822 2.338.387 187.877 717.561 3.243.825Poste de AP de acero de 13 m 2.948 Ud 1.311 2.864.857 140.360 860.442 3.865.659Poste de AP de acero de 15 m 334 Ud 1.753 438.925 15.902 130.664 585.491Corona Metálica de 10 reflectores con 20 lámparas de 400 W 3 Ud 12.547 27.831 1.436 8.374 37.641Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 400 W 49 Ud 9.980 357.092 23.452 108.489 489.033Corona Metálica de 6 reflectores con 12 lámparas de 400 W 5 Ud 7.839 28.141 2.393 8.663 39.197Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 250 W 2 Ud 7.816 11.220 957 3.455 15.632Luminarias 50 W 8 Ud 76 378 97 130 604Luminarias 70 W 4 Ud 80 202 48 69 319Luminarias 150 W 95 Ud 98 6.175 1.149 2.031 9.355Luminarias 250 W 12 Ud 126 1.038 145 331 1.515Poste de AP de concreto de 15 m Ud 579Poste de AP de acero de 22 m 2 Ud 7.995 12.215 190 3.584 15.990Poste de AP de acero de 25 m 57 Ud 10.764 470.483 5.428 137.643 613.554TOTAL BT AP 67.424.123 29.671.970 25.732.451 122.828.544TOTAL VNR ELECTRICO ######### ######### ######### 789.415.783

BT AP


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4.5 RESUMEN DE LOS MÓDULOS DE ILUMINACIÓN ADAPTADOS POR TIPO DE VÍA

Concepto Tipo de Unidad Actual Empresa ModeloVías/parques Cantidad US$ Cantidad US$

Pastorales, luminarias y lámparas Red Aérea unidad 105.678 14.872.424 179.122 22.701.411 400 W Aéreas unidad 563 180.355 908 333.882 250 W Aéreas unidad 10.452 1.855.627 5.677 1.060.819 150 W Aéreas unidad 23.036 3.450.368 9.445 1.414.735 70 W Aéreas unidad 71.627 9.386.075 163.092 19.891.975

Pastorales, luminarias y lámparas Red Subterránea unidad 155.958 21.993.555 82.349 11.201.963 400 W Subterráneas unidad 976 312.657 1.083 391.908 250 W Subterráneas unidad 16.461 2.922.453 5.480 1.023.948 150 W Subterráneas unidad 35.270 5.282.100 9.586 1.435.855 70 W Subterráneas unidad 103.251 13.476.345 66.200 8.350.251

Torres de iluminación Todos unidad 59 581.502 59 581.502 10 reflectores de 2 x 400 W Todos unidad 3 37.641 3 37.641 8 reflectores de 2 x 400 W Todos unidad 49 489.033 49 489.033 6 reflectores de 2 x 400 W Todos unidad 5 39.197 5 39.197 8 reflectores de 2 x 250 W Todos unidad 2 15.632 2 15.632

Equipos de control de AP Todos unidad 5.229 1.119.305 5.366 1.148.630 Red aérea AP Todos unidad 2.935 628.258 4.255 910.813 Red subterránea AP Todos unidad 2.294 491.047 1.111 237.817

Longitud de red de alumbrado público Todos km 6.828 72.774.739 7.433,9 45.186.943 Red de AP aérea Todos km 2.850 16.190.170 5.548,5 21.508.962 Red exclusiva Todos km 766 9.620.572 259,8 3.258.154 Red compartida con red de SP Todos km 2.085 6.569.597 5.288,7 18.250.808 Red de AP subterránea Todos km 3.977 56.584.569 1.885,4 23.677.981 Red en zanja exclusiva Todos km 282 19.215.059 117,5 7.561.387 Red en zabja compartida con red de SP Todos km 3.695 37.369.510 1.767,8 16.116.594

Número de postes exclusivos para AP Todos unidad N/A N/A 90.721 41.366.758

Número de postes compartidos con la red de servicio particular Todos unidad N/A N/A 170.750 N/A


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4.6 RESULTADOS DEL VNR

Sistema de Distribución Eléctrica - Lima Norte Unidad Metrado VNR

miles US$

Costos unitario

promedio Media TensiónRed aérea km 1.164 39.580 34.002Red subterránea km 1.375 144.018 104.773Equipos de protección y seccionamiento (P&S) unidad 4.877 47.635 9.767Total MT 231.233 Subestaciones de DistribuciónMonoposte unidad 91 661 7.259Biposte unidad 2.302 27.011 11.734Convencional unidad 1.015 47.915 47.207Compacta pedestal unidad 1.493 28.864 19.333Compacta bóveda unidad 647 13.715 21.198Seccionamiento unidad - - Total SE 118.166 Baja tensiónRed aéreaServicio particular km 5.422 87.006 16.047Alumbrado público km 5.549 21.509 3.877Luminarias unidad 179.122 22.701 127Equipos de control AP unidad 4.255 911 214Total red aérea 132.127 Red subterráneaServicio particular km 2.907 230.182 79.188Alumbrado público km 1.885 23.678 12.559Luminarias unidad 82.527 11.795 143Equipos de control AP unidad 1.111 238 214Postes AP unidad 90.780 41.996 463Total red subterránea 307.890 Total BT 440.017 Inversiones No EléctricasINE asignadas a MT 3.119 INE asignadas a BT 7.530 Total INE 10.650 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 800.065

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5. COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Se presentan en el presente capítulo, los costos de Operación y Mantenimiento, tanto técnicos como comerciales.

5.1 TÉCNICA

El punto de partida para la determinación de los costos de operación y mantenimiento de la empresa modelo es el análisis de las actividades básicas de operación y mantenimiento requeridas para operar y mantener en un adecuado estado de funcionamiento a los distintos tipos de instalaciones correspondientes a la red optimizada de la empresa modelo.

Para cada una de las actividades identificadas, se ha determinado el promedio anual de intervenciones (para una cantidad estándar de instalaciones que se ha adoptado en 100 km para las redes 100 unidades para las SED y 1000 unidades para las luminarias de Alumbrado Público) asociadas a un correcto estado de conservación de las instalaciones y a una tasa de fallas correspondiente a ese estado de conservación y mantenimiento y las condiciones geográficas y ambientales imperantes en el área de servicio (contaminación ambiental, acciones de terceros, etc.).

Cada una de las intervenciones tiene asociado un empleo de recursos expresado como un consumo de materiales de explotación (fungibles y elementos de reposición) y una cantidad determinada de horas-hombre totales requeridas para efectuar la intervención basadas en las mejores prácticas de diferentes empresas latinoamericanas.

A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinan los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada unidad de operación y mantenimiento definida.

Una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones de OyM de las instalaciones se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades técnicas de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de las instalaciones (con el objeto de establecer una estructura organizativa centralizada o descentralizada) y la asignación de tareas a las áreas técnica o comercial para lo que se tuvo en cuenta el criterio de mantener, en lo posible, las cadenas de valor agregado.


Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (planificación, ingeniería, obras, calidad de servicio, etc.) se han considerado como cost-driver de los requerimientos de personal la cantidad de clientes, el número de proyectos anuales, y otros que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades.

Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas técnicas, siendo una de sus funciones principales la de efectuar la operación y el mantenimiento de las instalaciones.

5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento

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La definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades técnicas se ha efectuado tomando en cuenta una serie de criterios algunos de los cuales son económicos y otros estratégicos empresarios (analizados para la empresa modelo).

Como primer paso se han identificado las actividades que son factibles de tercerizar, que son en general las mismas que en otras empresas distribuidoras de la región. Las mismas son las actividades de campo y repetitivas que son factibles de definir y cuantificar para su contratación y ejecución.

Se trata de las actividades de Operación y Mantenimiento de los distintos tipos de instalaciones, la resolución de los reclamos técnicos de los clientes y las inspecciones y acciones destinadas a controlar el consumo clandestino de energía.

Desde un punto de vista puramente económico el costo de los servicios tercerizados es, en la gran mayoría de los casos y los países, bastantes inferior al del personal propio equivalente con la ventaja adicional de una mayor flexibilidad para el ajuste de las dotaciones a cargas de trabajo variables.

Sin embargo, como contrapartida, el nivel de especialización, de capacitación y de experiencia del personal contratado es, también en general, bastante inferior al del personal propio equivalente. Por estos motivos la tendencia a la tercerización es mayor en aquellas actividades que representan un gran volumen pero relativamente baja especialización, o en aquellas actividades en que la pérdida relativa de control sobre las mismas no resulta un riesgo para la empresa.

Por los motivos expuestos se ha considerado el mayor nivel de contratación en actividades como las mediciones de calidad (repetitivas y simples) y valores algo más reducidos (aunque elevados) en otras como la Operación y Mantenimiento de las instalaciones (donde se requiere mantener un nivel de know how interno a la empresa).

El costo de los recursos se ha considerado según distintas fuentes con el criterio de que representen los correspondientes al mercado en la zona de operación de la empresa. Las fuentes utilizadas fueron las siguientes:

• Materiales de explotación: costos de mercado de los materiales, de manera similar a los costos unitarios de inversión

• Servicios contratados: se consultaron los costos pagados por la distribuidora para la ejecución de distintos servicios y se compararon con el costo teórico de un contratista calculado de forma similar al de los costos unitarios de inversión: − Costos horarios unitarios de CAPECO − Costos de equipos y herramientas − Costos de movilidad − Costo correspondiente a los gastos generales y beneficio del contratista

De esta comparación surgió que los valores informados por Luz del Sur resultaron inferiores a los calculados por lo que se adoptaron los primeros.

• Personal propio: los costos del personal propio se obtuvieron de una encuesta preparada por la consultora PWC durante el mes de febrero de 2009, para una muestra de 13 empresas del sector eléctrico del Perú. Tomando en cuenta el tamaño relativo de las empresas Edelnor y Luz del Sur dentro de la muestra (son


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las de mayor nivel de ventas y de personal) se han considerado los costos salariales correspondientes al tercer cuartil (25% superior).

Los resultados obtenidos se presentan en la siguiente tabla.

Identifi- Actividad Costo Directo Supervición DirectaCostos Indirectos Totalcación % S/. % S/. % S/. % S/.

A4 Dictribución MT 19% 20.687.972 20% 3.290.479 25% 11.023.729 20% 35.002.180A5 Distribución BT 33% 36.508.050 29% 4.700.173 44% 18.944.856 35% 60.153.079A6 Alumbrado Público 9% 9.520.000 4% 730.223 11% 4.712.385 9% 14.962.608A7 Comercialización 40% 44.384.868 47% 7.715.739 20% 8.674.437 36% 60.775.043

Total 100% 111.100.890 100% 16.436.613 100% 43.355.407 100% 170.892.910Nota: % = Porcentaje de asignación

5.2 COMERCIAL

En el caso de los costos comerciales de la Empresa Modelo, el análisis de partida para el dimensionamiento de los costos correspondientes se efectuó de la misma manera que en el caso de los costos de OyM, es decir se partió de la identificación de todas las actividades comerciales necesarias para el funcionamiento de una empresa distribuidora de energía eléctrica, y se definieron requerimientos típicos de recursos (básicamente personal) para la ejecución de las mencionadas tareas.

Estos requerimientos se basaron en ratios obtenidos de procesos de optimización efectuados en diferentes empresas distribuidoras eléctricas de Latinoamérica, ajustados en los casos en que resultó necesario, a las características propias del mercado y de la regulación vigentes en Lima.

Una vez establecidos estos ratios se identificó la cantidad de acciones comerciales anuales requeridas para el funcionamiento de la empresa modelo de acuerdo a diferentes criterios según el tipo de actividad considerada, de acuerdo a lo que se señala a continuación:

• Actividades comerciales básicas (lectura de medidores, facturación y reparto de facturas y cobranza): en función del número de usuarios servidos y la frecuencia de facturación establecida en la reglamentación vigente

• Atención a usuarios en oficinas y call center: de acuerdo a la cantidad de usuarios atendidos y a las estadísticas de consultas y llamadas telefónicas registradas en el mercado atendido

• Gestión de saldos morosos: en función del número de facturas emitidas y del comportamiento histórico de pago de los usuarios, considerando las distintas etapas de la gestión de cobranza (intimaciones, suspensiones, rehabilitaciones, etc.)

• Control de pérdidas comerciales (recuperación de energía): a partir del análisis de las pérdidas comerciales y las experiencias sobre el comportamiento de los consumidores, y tomando como objetivo el nivel de pérdidas comerciales estándar según se describe en el capítulo 3 de este informe.


5-4

EDELNOR 21/7/09

Como se indicó cada una de las actividades definidas tiene asociado un empleo de recursos expresado como un consumo de materiales de explotación (fungibles) y un requerimiento de personas en función de los ratios adoptados.

A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinan los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada actividad comercial definida.

Al igual que en el caso de las actividades de OyM, una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones comerciales de la Empresa Modelo se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de los clientes (con el objeto de establecer una estructura centralizada o descentralizada) y la agrupación de tareas en unidades funcionales que permitieran, en lo posible, las cadenas de valor agregado.


Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (calidad de servicio comercial, compras de energía y tarifas, atención de grandes clientes, etc.) se han considerado diferentes cost-driver como por ejemplo la cantidad total de clientes, el número de reclamos anuales, y otros, que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades. Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas comerciales.

De la misma manera que en el caso de las actividades de OyM, la definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades comerciales se ha efectuado tomando en cuenta los mismos criterios económicos y estratégicos empresarios definidos en el capítulo correspondiente.

Las actividades consideradas para tecerizar fueron la mayoría de las comerciales, excluyendo aquellas consideradas más sensibles y de mayor efecto sobre la economía de la empresa como son la atención de los grandes clientes, los análisis y cálculos tarifarios, las compras de energía, la atención de reclamos regulatorios y la atención de clientes en oficinas comerciales.

También en este caso, y desde un punto de vista puramente económico, la conveniencia es la de efectuar la tercerización total de las tareas ya que los costos de los servicios contratados son inferiores a los costos de efectuarlos mediante personal propio.

Sin embargo se ha considerado que las actividades de atención a clientes y especialmente análisis de lecturas para facturación requieren un mayor grado de control por parte de la empresa por lo que se han adoptado niveles de tercerización relativamente bajos. Para el resto de las actividades se ha adoptado un nivel total de tercerización (100%).

Al igual que en el caso de los costos de explotación técnica el costo de los recursos se ha considerado según distintas fuentes con el criterio de que representen los correspondientes al mercado en la zona de operación de la empresa. Las fuentes utilizadas fueron las mismas que en el caso de los costos de OyM.


5-5

EDELNOR 21/7/09

Los valores de costos comerciales resultantes para las distintas opciones tarifarias son los siguientes.

Opción TarifariaNúmero

de Clientes

Costo Anual

miles US$

Costo UnitarioUS$/ clientes-

mes

MT2 y BT2 272 5 1,53MT3, MT4, BT3 y BT4 4.110 64 1,29BT5C 5.548 360 5,41BT5A, BT5B y BT6 929.123 8.363 0,75BT7 30.000 377 1,05

Total 969.053 9.168 0,79

Los resultados totales obtenidos para los costos de explotación de la empresa modelo se presentan en la tabla de la página siguiente.


5-6

EDELNOR 21/7/09

Distribución MT

Distribución BT

Alumbrado Público

Total GestiónComercial

OperaciónComercial

Costo asociado al

UsuarioTotal

Genera-ción

Propia

Transmi-sión

Otras Zonales

Conexio-nes y

medidores

Cortes y reconexio-

nes

Nuevos Negocios

Terceros y otros

Inversio-nes

Costos Directos1 Materiales 12.797.330 1.261.178 3.528.310 2.190.399 6.979.888 251.928 349.078 928.189 1.529.195 534.389 625.450 2.808.701 98.286 78.530 142.891 4.288.2472 Supervisión Directa 7.549.790 1.047.656 1.496.489 232.496 2.776.641 630.947 1.338.737 486.932 2.456.616 594.262 281.490 200.176 184.619 1.055.987 2.316.5333 Personal Propio 7.346.764 1.494.527 1.092.137 52.288 2.638.953 759.443 1.164.503 228.313 2.152.259 492.968 247.668 549.625 1.265.291 2.555.5524 Servicio de Terceros 30.644.047 3.831.142 7.003.358 788.388 11.622.888 2.282.974 2.582.827 5.584.452 10.450.253 1.884.592 1.221.506 1.098.663 1.372.455 769.458 2.224.232 8.570.9065 Cargas Diversas y Otros - 6 Total 58.337.931 7.634.504 13.120.295 3.263.571 24.018.370 3.925.292 5.435.145 7.227.886 16.588.323 3.506.210 2.376.114 4.107.540 1.655.359 1.397.613 4.688.401 17.731.238

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)1 Personal 3.819.697 499.872 859.056 213.683 1.572.611 257.010 355.868 473.248 1.086.126 229.570 155.577 268.943 108.385 91.509 306.975 1.160.9592 Materiales 545.755 71.421 122.741 30.531 224.694 36.721 50.846 67.617 155.185 32.801 22.229 38.426 15.486 13.075 43.860 165.8773 Servicio de Terceros 5.347.461 699.806 1.202.653 299.150 2.201.609 359.806 498.205 662.534 1.520.544 321.392 217.803 376.512 151.736 128.110 429.755 1.625.3084 Aporte Organismo Regulador 5.126.366 1.554.068 2.670.747 664.327 4.889.143 237.223 237.2235 Costo Capital de Trabajo 2.286.942 684.681 1.176.660 292.685 2.154.025 132.917 132.9176 Total 17.126.222 3.509.848 6.031.857 1.500.377 11.042.082 653.537 904.919 1.203.399 2.761.856 583.763 765.749 683.881 275.607 232.694 780.590 3.322.284

Asignación de Costo de Gestión Comercial1 Materiales 106.320 146.011 36.319 288.6502 Supervisión Directa 233.794 321.073 79.864 634.7313 Personal Propio 373.001 512.250 127.418 1.012.6694 Servicio de Terceros 973.428 1.336.827 332.525 2.642.7805 Cargas Diversas y Otros6 Total 1.686.542 2.316.160 576.127 4.578.829

Asignación de Costo de Operación Comercial1 Materiales 147.306 202.298 50.320 399.9242 Supervisión Directa 495.033 679.838 169.104 1.343.9763 Personal Propio 558.076 766.416 190.640 1.515.1324 Servicio de Terceros 1.134.851 1.558.513 387.668 3.081.0325 Cargas Diversas y Otros6 Total 2.335.267 3.207.065 797.732 6.340.064

Costos Totales de OyM 15.166.161 24.675.377 6.137.807 45.979.345 8.431.286 4.089.973 3.141.863 4.791.421 1.930.967 1.630.308 5.468.991 21.053.522

TOTAL

Costos Totales Asociado al Usuario

CONCEPTO TOTALCostos de OyM Técnicos Comercialización Otros

5-7

EDELNOR 21/7/09

La apertura de los costos de OyM en BT entre los correspondientes a la red BT y los correspondientes a las SED MTBT se presentan en la siguiente tabla.

Costos de OyM en BTSED MTBT Red de BT TOTAL

Costos Directos1 Materiales 895.937 2.632.373 3.528.3102 Supervisión Directa 525.213 971.276 1.496.4893 Personal Propio 512.187 579.950 1.092.1374 Servicio de Terceros 2.227.331 4.776.027 7.003.3585 Cargas Diversas y Otros6 Total 4.160.669 8.959.626 13.120.295

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)1 Personal 272.421 586.635 859.0562 Materiales 38.923 83.818 122.7413 Servicio de Terceros 381.382 821.271 1.202.6534 Aporte Organismo Regulador 846.939 1.823.808 2.670.7475 Costo Capital de Trabajo 373.139 803.521 1.176.6606 Total 1.912.804 4.119.052 6.031.857

Asignación de Costo de Gestión Comercial1 Materiales 46.303 99.708 146.0112 Supervisión Directa 101.818 219.255 321.0733 Personal Propio 162.443 349.806 512.2504 Servicio de Terceros 423.931 912.896 1.336.8275 Cargas Diversas y Otros6 Total 734.494 1.581.666 2.316.160

Asignación de Costo de Operación Comercial1 Materiales 64.152 138.146 202.2982 Supervisión Directa 215.588 464.250 679.8383 Personal Propio 243.044 523.373 766.4164 Servicio de Terceros 494.231 1.064.282 1.558.5135 Cargas Diversas y Otros6 Total 1.017.015 2.190.050 3.207.065

Costos Totales de OyM 7.824.982 16.850.395 24.675.377

CONCEPTO

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6. PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA

La información sobre las pérdidas de energía y potencia obtenidas en el proceso de optimización técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica se presenta a continuación.

Nivel de Tipo Porcentaje (*)Tensión Energía Potencia

MT Técnica 1,17% 1,49%No Técnica

SED Técnica 2,76% 2,49%BT Técnica 3,13% 4,30%

No Técnica 2,85% 2,91%Acometida Técnica 0,07% 0,07%

Medidor Técnica 0,53% 0,44%(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

7-1

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7. CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO

La información sobre la calidad del servicio eléctrico obtenible de las instalaciones de distribución eléctrica de la Empresa Modelo se presenta a continuación.

Descripción Unidad Valor

Número de interrupciones en BT interrupciones / semestre 1,723

Número de interrupciones en MT interrupciones / semestre 1,024

Duración de las interrupciones en BT Horas / semestre 3,767

Duración de las interrupciones en MT Horas / semestre 1,952

Caída de tensión en MT % de la tensión nominal < 5%

Caída de tensión en BT % de la tensión nominal < 5%

8-1

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8. RESULTADOS

8.1 VAD Y CARGOS FIJOS

Descripción Unidad Media tensión

Baja tensión

Baja tensión

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 234.352 119.760 565.713Anualidad del VNR (Inversión) miles US$ 29.093 14.867 70.230Costo Anual de Operación y Mantenimiento miles US$ 15.166 7.825 30.813Total Costo Anual miles US$ 44.260 22.692 101.043Demanda kW 824.146 518.399 518.399Valor Agregado de DistribuciónInversión US$ / kW - mes 2,791 2,268 10,712Operación y Mantenimiento US$ / kW - mes 1,534 1,258 4,953Total US$ / kW - mes 4,325 3,526 15,666

Descripción Unidad ClienteTotal CFE CFS CFH CFEAP CFECO CCSP

Total Costo Anual miles US$ 9.432 8.363 64 5 360 264 377

Número de Clientes Unidad 974.553 929.123 4.110 272 5.548 5.500 30.000Cargo Fijo US$ / Cliente - mes 0,807 0,750 1,292 1,535 5,406 4,002 1,046

Tipo de cambio ( S/. / US$ ) : 3,1408

Descripción Unidad Media tensión

Baja tensión SED

Baja tensión SED + Redes

Valor Nuevo de Reemplazo miles S./ 736.054 376.143 1.776.791Anualidad del VNR (Inversión) miles S./ 91.376 46.696 220.577Costo Anual de Operación y Mantenimiento miles S./ 47.634 24.577 96.778Total Costo Anual miles S./ 139.010 71.273 317.355Demanda kW 824.146 518.399 518.399Valor Agregado de Distribución

Inversión S./ / kW - mes 2,791 2,268 10,712Operación y Mantenimiento S./ / kW - mes 1,534 1,258 4,953Total S./ / kW - mes 4,325 3,526 15,666

8. Resultados

8-2

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Descripción Unidad ClienteTotal CFE CFS CFH CFEAP CFECO CCSP

Total Costo Anual miles S./ 29.624 26.265 200 16 1.130 830 1.183

Número de Clientes Unidad 974.553 929.123 4.110 272 5.548 5.500 30.000Cargo Fijo S./ / Cliente - mes 2,53 2,36 4,06 4,82 16,98 12,57 3,29


Período VADMT VADBT VADSED Cargo FijoNoviembre 2009 - Octubre 2010 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000Noviembre 2010 - Octubre 2011 0,9952 0,9924 0,9977 0,9981Noviembre 2011 - Octubre 2012 0,9904 0,9848 0,9954 0,9962Noviembre 2012 - Octubre 2013 0,9857 0,9773 0,9931 0,9942

8.3 FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

8.3.1 VAD MT

Parámetro Valor Parámetro

Indicador Asociado

A 0,861 IPM

B 0,094 TC

C 0,003 IPAl

D 0,043 IPCu

8.3.2 VAD BT


Indicador Asociado

A 0,861 IPM

B 0,069 TC

C 0,031 IPAl

D 0,039 IPCu

8. Resultados

8-3

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8.3.3 VAD SED


Indicador Asociado

A 0,680 IPM

B 0,216 TC

C 0,105 IPCu

D IPAl

8.3.4 Cargo Fijo


Indicador Asociado

A 1,000 IPM

B TC, TA

C IPCu

D IPAl

8.3.5 Valores Base de los Indicadores Asociados

Indicador asociado Código Valor Indicador - Didiembre 2008

Referencia

Indice de Precios al por Mayor IPM0 200,15 INEI

Precio del Aluminio IPAl0 2.706,94 Platt's Metal Week

Precio del Cobre IPCu0 341,08 Nota Semanal del BCR del Perú

Tipo de Cambio TC0 3,144 SBS

Tasa Arancelaria TA0 9% MEF

Indice de Productos Importados D0 3,427 SBS, MEF

EDELNOR Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica - Período: Noviembre 2009 - Octubre 2013. Informe Definitivo del estudio de Costos del VAD del ST 1 - Parte 1 de 3 Julio 2009

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EDELNOR Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica - Período: Noviembre 2009 - Octubre 2013. Informe Definitivo del estudio de Costos del VAD del ST 1 - Parte 1 de 3 Julio 2009


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INDICE


2. Antecedentes de la Empresa Real 2-1 2.1 Antecedentes Contables 2-1 2.2 Antecedentes de la organización 2-1 2.3 Antecedentes de las Instalaciones Electricas y No

Electricas 2-2 2.4 Antecedentes Comerciales 2-3 2.5 Antecedentes de Operacion y Mantenimiento 2-3 2.6 Antecedentes de la Calidad de Servicio Electrico 2-4 2.7 Otros Antecedentes 2-4 2.8 Criterios de Asignacion de Costos 2-5 2.9 Formatos A 2-5

3. Validación y Revisión de Antecedentes 3-1 3.1 Antecedentes Contables 3-1 3.2 Antecedentes de la Organización 3-2 3.3 Antecedentes de las Instalaciones Eléctricas y No

Eléctricas 3-2 3.4 Antecedentes Comerciales 3-22 3.5 Antecedentes de Operacion y Mantenimiento 3-28 3.6 Antecedentes de la Calidad de Servicio Electrico 3-30 3.7 Otros Antecedentes 3-30 3.8 Criterios de Asignacion de Costos 3-42 3.9 Formatos B 3-49

4. Revisión Inicial de Costos 4-1 4.1 Analisis de los Costos de Operacion y Mantenimiento 4-1 4.2 Definicion y Descripcion de la organización 4-2 4.3 Analisis y Determinacion del Nivel de Remuneraciones 4-26 4.4 Analisis de los Servicios de Terceros 4-27 4.5 Asignacion de Actividades y Dedicacion del Personal 4-27 4.6 Optimización Inicial considerando la Encuesta de

Remuneraciones del Mercado 4-31 4.7 Evaluación del valor contable del activo fijo de Edelnor

S.A.A. 4-38 4.8 Formatos C 4-45

1-1

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1. INTRODUCCIÓN

El Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD Sector Típico 1 comprende las siguientes partes:

• Resumen Ejecutivo

• Resultados Relevantes

• Parte 1 : Validación y Revisión de Antecedentes y Revisión Inicial de Costos de la Empresa real

• Parte 2 : Proceso de Optimización de la Empresa Modelo

• Parte 3 : Resultados del Estudio de Costos del VAD

En esta Primera Parte del Informe Final del Estudio del VAD del Sector de Distribución Típico 1 se presenta la Validación y Revisión de Antecedentes y Revisión Inicial de costos de la Empresa Real con información comercial y económica financiera al 31 de diciembre de 2008 e incorporando la absolución de las observaciones de OSINERG a los Informes Parciales presentados.

Los Términos de Referencia (TDR) emitidos por el OSINERG para el desarrollo del Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente a la Regulación de Tarifas de Distribución Eléctrica 2009 indican que el mismo debe ser desarrollado en las siguientes etapas:

1. Recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento del sistema eléctrico seleccionado como modelo para el sector típico. La misma se presenta en los Formatos A del Anexo 1 de los TDR.

2. Validación y revisión de los datos, antecedentes y las características básicas de la Empresa Real y del Sistema Eléctrico Modelo (correspondiente al Sector Típico en estudio). También llamada revisión 1, cuyos resultados se presentan en los Formatos B del Anexo 1 de los TDR.

3. Revisión y Ajuste Inicial de los Costos de Explotación, análisis de la estructura de personal y de remuneraciones, servicios de terceros y demás costos de explotación de la empresa concesionaria y de la empresa modelo. También llamada revisión 2, cuyos resultados se presentan en los Formatos C del Anexo 1 de los TDR.

4. Estructuración de la empresa modelo y determinación de instalaciones y costos óptimos. Corresponde a la Revisión 3, cuyos resultados se presentan en los Formatos D del Anexo 1 de los TDR.

5. Cálculo de las Tarifas de Distribución, que comprenden los Costos Fijos, los Valores Agregados de Distribución MT y BT, las pérdidas estándar de distribución en potencia y energía, los Factores de Economía de Escala y la fórmula de reajuste.

De acuerdo a lo indicado en los mencionados TDR, en este Informe se presentan los resultados de las Etapas 1, 2 y 3 del estudio, descritas precedentemente.

En el Capítulo 2 se detalla la información técnica, comercial y económico-financiera recopilada por la distribuidora, y entregada por el OSINERG.

1. Introducción

1-2

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A continuación en el Capítulo 3 se describe el resultado de la validación y revisión de los datos, antecedentes y características básicas de la Empresa Real correspondiente con el Sistema Eléctrico Modelo de Lima Norte. Se detallan los estudios, inspecciones y análisis efectuados para cumplir lo indicado en los TDR, y se concluye con la elaboración de los Formatos B descritos en el Anexo 1 de los TDR, conteniendo la información correspondiente a la empresa Concesionaria y al Sistema Eléctrico Modelo debidamente revisada y validada. Estos formatos se presentan en el Anexo K del presente Informe.

Durante este proceso de validación, se han analizado y revisado además de la información básica, los criterios utilizados por la empresa para la asignación de ingresos, de costos y del VNR a las distintas actividades de negocios de la distribuidora, y a la empresa modelo.

En el Capítulo 4 se describe el proceso efectuado para realizar la Revisión Inicial de los Costos de Explotación, que corresponde a la Etapa 3 del Estudio. El mismo consistió en realizar un análisis de la estructura de personal de la distribuidora en cada sector de la organización, considerando las funciones y actividades a ejecutar, para determinar una reestructuración que optimiza la estructura.

Se ha aplicado a la estructura optimizada los resultados de una encuesta de remuneraciones de mercado para determinar los costos de personal correspondientes.

Los resultados de este Ajuste Inicial de Costos se presentan en los Formatos C que se adjuntan en el Anexo L del presente Informe.

2-1

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2. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA REAL

En este capítulo se describen los antecedentes contables, técnicos, comerciales y económicos sobre la Distribuidora, recopilada para su revisión y validación, y su posterior utilización en el desarrollo del estudio.

2.1 ANTECEDENTES CONTABLES

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1,EDELNOR proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes contables:

• Antecedentes contables de la Empresa de Distribución Eléctrica, según los Formatos para la Presentación de la Información Económica y Financiera de las Empresas de Servicio Público de Electricidad, establecidos por el OSINERGMIN – GART en el Sistema de Análisis Económico y Financiero, que se indica en el Anexo Nº 1 para los Formatos del I al V para cada una de las actividades definidas.

Adicionalmente, y con el objeto de revisar y validar el 20% de los costos de distribución, se solicitó la base de dato en medio magnético de las transacciones contables correspondiente a los años 2007 – 2008.

Con el objeto de revisar y validar el 20% de los costos de distribución se solicitó la base de datos en medios magnéticos de las transacciones contables correspondientes a los años 2007 y 2008.

Con relación a la revisión de la información contable se recabó la siguiente documentación:

• Documentación (factura o recibo, nota contable con indicación de la orden de trabajo) que acredita la adquisición del bien y/o servicio.

• Costos asociados a las actividades vinculadas a la prestación de otros servicios

• Información de los estados financieros remitidos al OSINERGMIN - GART por los años 2007 y 2008

• Estados Financieros auditados por el ejercicio 2007, impresos

• Memoria de la Empresa por el ejercicio 2007

• Contratos suscritos con las firmas: Apoyo Consultoría SAC, COBRA PERU S.A. Electricidad, Transporte y Agua, INGEDISA, AVANZIT, CAM, SYNAPSIS por servicio de diseño de software

• Política contable respecto a la preparación de los estados financieros, reconocimiento de ingresos, costos y gastos, provisiones, pasivos y activos contingentes, inversiones, existencias, uso de estimaciones, ajuste moneda constante. Política contable respecto a la provisión de la cuenta incobrable, asimismo respecto a la baja de bienes de activo fijo y de materiales de almacén

• Planilla de haberes

2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la organización:

2. Antecedentes de la Empresa Real

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• Antecedentes de la organización, personal, funciones, costos de personal por cargo y tipo desagregando remuneraciones, beneficios, regalías, sobretiempos y otros.

• Antecedentes de los costos de personal propio y de terceros, los que se efectuarán tomando como referencia la tabla indicada en los TDR.

2.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y NO ELECTRICAS

2.3.1 Metrados y Valorización

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a las instalaciones eléctricas y no eléctricas:

• Antecedentes de las instalaciones del sistema eléctrico modelo: − Información que se señala en el Anexo N°1 Formatos I y II de los TDR; − Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la

Empresa Modelo; − Información de los costos estándar de distribución para la fijación del VNR.

Los costos unitarios fueron reportados utilizando el SICODI; e − Información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica.

Edelnor entregó la información al 30 de junio de 2008 utilizando el Sistema de Información VNR GIS.

La información proporcionada comprende a las instalaciones eléctricas y no eléctricas según los siguientes detalles:

• Instalaciones eléctricas: − Media Tensión (MT): redes aéreas y subterráneas de media tensión con los

correspondientes equipos de protección, seccionamiento y compensación. − Subestaciones: subestaciones de distribución MT/BT y las subestaciones de

seccionamiento y protección − Baja Tensión: redes aéreas y subterráneas de baja tensión de servicio

particular y las instalaciones de alumbrado público (redes aéreas y subterráneas, equipos de alumbrado y equipos de control)

• Instalaciones no eléctricas: inversiones en infraestructura y equipamiento que se requiere para la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica. Detalle: − Terrenos − Edificios y construcciones − Equipos y vehículos de Transporte y Carga − Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control − Equipos de Comunicación − Equipos de Oficina − Equipos de Computación; y − Otros equipos


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2.4 ANTECEDENTES COMERCIALES

2.4.1 Compras y ventas de energía y potencia

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a las compras y ventas de energía y potencia:

• Información técnico-comercial del total de la Empresa y del sistema eléctrico modelo para el período enero 2007 – diciembre 2008 suministrada mediante los Formatos VI-1, VI-2 y VI-3 del Anexo N°1. La información magnética fue entregada en formato Excel y la información sustentatoria se recibió en medio magnético según los formatos descritos en la Resolución Directorial N° 011-95 EM/DGE.

• Para el mercado no regulado (libre) la información del período junio – diciembre 2008 fue entregada según lo establecido en la Resolución OSINERGMIN N° 079-2004 OS/CD. La información del período enero 2007 – mayo 2008 se entregó según los formatos vigentes en dicho período.

2.4.2 Balance de energía y potencia

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes al balance de energía y potencia.

• Información del Balance de Energía y Potencia que suministrada utilizando el Formato II indicado en el Anexo N°1 de los TDR. La información magnética se entregó en formato Excel.

2.5 ANTECEDENTES DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

2.5.1 Antecedentes de Explotación Técnica

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la operación y mantenimiento.

• Información de costos típicos de operación y mantenimiento del total Empresa y sistema eléctrico modelo para el período enero 2007 – diciembre 2008: − Programa para la atención del servicio; − Rol de turnos para la atención por emergencias; − Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución; − Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas conteniendo:

· N° de Orden de Trabajo; · Descripción; · Fecha; · Responsable del área; y · Tipo de Instalaciones que comprende

− Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento; − Programa anual de repuestos adquiridos en el año;


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− Recursos utilizados para la atención del servicio; − Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros; y − Otros costos de operación y mantenimiento.

2.5.2 Antecedentes de Explotación Comercial

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la explotación comercial:

• Información de otros costos comerciales relacionados con la atención de nuevos suministros, reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica, cortes y reconexiones, control de pérdidas y gestión de morosidad.

• Información de los ratios comerciales para las actividades que se presentan en el cuadro indicado en los TDR.

• Información de la modalidad de cobranza, número de centros de atención (de la Empresa, Centros Autorizados de Recaudación, Bancos, etc.), número de ventanillas de atención, tiempo promedio de atención, costos unitarios por transacción, etc.

2.5.3 Antecedentes de Gestión

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la gestión de la Empresa:

• Presupuesto operativo detallado y ejecución de los períodos 2007 y 2008.

2.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la calidad del servicio eléctrico prestado:

• Información sobre la calidad de servicio a nivel de Egresa y sistema eléctrico modelo.

2.7 OTROS ANTECEDENTES

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes diversos:

• Información sobre las características técnicas de las SET AT/MT, alimentadores, subestaciones y demandas máximas

• Otros servicios prestados por la Empresa Distribuidora

• Información sobre vías, tipos de vías, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la zona

• Información de zonas históricas o monumentales. Se consideran zonas históricas o monumentales aquellos sectores de la ciudad que poseen un número apreciable de ambientes urbanos monumentales con valor histórico y urbanístico de conjunto, que requieren de un tratamiento especial en lo que respecta a la instalación, operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica con el fin de preservar el patrimonio cultural


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2.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS

2.8.1 A Nivel de Actividades

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, EDELNOR proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a los criterios de asignación de costos:

• Información sobre los criterios de asignación de los costos de supervisión y costos indirectos de gerencia y administración.

• Información sobre los criterios de asignación e inductores de costos.

2.8.2 A Nivel de Empresa

Con referencia a los distintos criterios utilizados por la distribuidora para asignar los costos y el VNR a las distintas actividades, y a la empresa modelo, se ha recopilado la siguiente información:

• Criterios de asignación de los Costos Indirectos y de Supervisión a las distintas actividades de la empresa.

• Criterios de asignación del VNR a las distintas actividades.

• Criterios para la asignación de los ingresos y para la determinación del margen de las distintas actividades.

2.9 FORMATOS A

Los Formatos indicados conteniendo la información presentada por la Empresa, también llamados Formatos A, fueron presentado para los años 2007 y 2008, y se incluyen en el Anexo J de este informe.

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3. VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

En el presente capítulo se describe el proceso y los resultados de las revisiones y validaciones efectuados sobre los antecedentes de la empresa distribuidora.

3.1 ANTECEDENTES CONTABLES

3.1.1 Reestructuración de los Estados Financieros años 2008 y 2007

La información económica que EDELNOR remite trimestralmente a OSINERGMIN, no presenta una separación de los costos y gastos pertenecientes a la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica de aquellos que corresponden a otras actividades que la empresa realiza paralelamente a la activad principal que es el negocio de distribución de energía eléctrica.

Con la finalidad de mostrar esta separación de costos y gastos e identificarlos a nivel de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, fue necesario reestructurar los estados financieros en lo que respecta al Estado de Costos y Gastos, correspondiente a los años 2007 y 2008, cuyo resultado se muestra en el siguiente cuadro:

Empresa Adecuación Reestructurado Empresa Adecuación Reestructurado ( a ) ( b ) ( a+b ) ( a ) ( b ) ( a+b )

1. Generación 1.2 1.2 0.8 0.1 0.92 Transmisión 9.5 0.4 9.9 9.0 0.9 9.93. Distribución 0.0 * Compra energia 803.0 803.0 755.0 0.0 755.0 * Distribuciòn 124.1 -64.3 59.8 130.5 -66.4 64.14. Comercialización 37.6 -2.2 35.4 33.4 -1.9 31.55. Administración 70.4 -11.0 59.4 66.9 -12.6 54.36. Otras actividades 75.8 75.8 78.8 78.8

SUB TOTAL 1,045.8 -1.3 1,044.5 995.6 -1.1 994.57. Depreciación 116.9 116.9 125.9 125.98. Donaciones 1.3 1.1

TOTAL 1,162.7 0.0 1,161.4 1,121.5 0.0 1,120.4

COSTOS S/. M.M

AÑO 2008 AÑO 2007ESTADOS FINANCIEROS (EF) ESTADOS FINANCIEROS (EF)

En la reestructuración no se considera gastos por donaciones no deducibles del impuesto a la renta, por S/. 3.1 y 1.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente.

Sobre la base de los estados financieros reestructurados se formularon los Formatos “B” que comparado con los Formatos “A” a nivel de los costos de explotación por actividades de generación, transmisión, distribución, comercialización y administración, muestran diferencias, tal como explica en el siguiente cuadro:

3. Validación y Revisión de Antecedentes

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VAD "B" VAD "A" VAD "B" VAD "A"

( a ) ( b ) Adiciones Metodologia ( a ) ( b ) Adiciones Metodologia1. Generación 1.2 1.3 -0.1 0.9 1.0 -0.12 Transmisión 9.9 9.6 0.3 9.9 9.1 0.83. Distribución * Compra energia 803.0 803.0 755.0 755.0 * Distribuciòn 59.8 87.9 -31.8 3.7 64.1 81.5 -18.9 1.54. Comercialización 35.4 34.5 0.9 31.5 30.0 1.55. Administraciòn 59.4 60.7 -1.3 54.3 55.4 -1.16. Otros Servicios 75.8 80.6 -4.8 78.8 82.5 -3.7

TOTAL 1,044.5 1,077.6 -33.1 0.0 994.5 1,014.5 -20.0 0.0

COSTOS S/. M.M

AÑO 2008 AÑO 2007

Diferencias (a - b) Diferencias (a - b)

Los mayores importes que muestran los Formatos “A” respecto a los “B” se refieren a lo siguiente:

• Importes por S/. 31.8 y 18.9 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente, deducidos de inversiones por ser considerado gastos.

• Gastos, por S/. 1.3 y 1.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente, por corresponder a donaciones no deducibles del impuesto a la renta.

Los importes que se anotan en la columna “metodología”, son el resultado de aplicar, lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME de fecha 11.04.94 y los que fija los TDR del Estudio VAD 2009, en el proceso de distribución de los costos de supervisión directa y de los costos indirectos (Formatos “B”).

3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN

Como parte del desarrollo de la Revisión y Ajuste inicial de los Costos de Operación y Mantenimiento se efectuó una análisis detallado y validación de la organización existente comprendiendo tanto la estructura organizacional como las funciones correspondientes a cada área y el personal correspondiente (cantidades y costos).

Este análisis detallado se presenta en el punto 4.2 de este Informe.

3.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y NO ELÉCTRICAS

Con referencia a las instalaciones eléctricas y no eléctricas, y de acuerdo a lo indicado en los TDR, se ha efectuado a partir de la verificación in situ de muestras de instalaciones.

3.3.1 Metrados y Valorización del VNR Eléctrico

La revisión y validación del VNR eléctrico presentados por la distribuidora en los Formatos I-1 y I-2I se realizó efectuando los siguientes procedimientos:

• Inspecciones de campo para validar la información de metrados de las instalaciones eléctricas y no eléctricas recopilada de los antecedentes de la empresa real

• Comparación de la información extraída de los resúmenes elaborados con el VNR Info contra la presentada en los Formatos I

• Valorización de las instalaciones extraídas de la información contenida en el VNR Info, utilizando los costos unitarios de inversión correspondientes al mes de diciembre de 2008


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Al respecto se detallan a continuación los resultados de cada una de las actividades mencionadas.

a. INSPECCIONES DE CAMPO DE LA MUESTRA DE INSTALACIONES

La revisión y validación del VNR presentados por la distribuidora en el Formato I, se realizó por una parte comparando los valores incluidos en este formato con los resúmenes de la información contenida en el Sistema VNR Info, y presentada al OSINERG en ocasión del estudio del VNR.

Al respecto se han registrado diferencias menores entre los metrados y los valores correspondientes al VNR eléctrico contenidos en el Formato I y los extraídos de los resúmenes elaborados con el VNR Info.

Tal como lo indican los TDR del Estudio del VAD en el punto 5.2, se efectuaron trabajos de inspección en campo para validar la información de metrados de las instalaciones eléctricas y no eléctricas recopilada de los antecedentes de la empresa real.

Al respecto se detallan a continuación los resultados de las inspecciones de campo realizadas.

i. Revisión y Validación del VNR Eléctrico

Para la verificación de campo de las instalaciones eléctricas se coordinó con EDELNOR y el Supervisor del OSINERG GART las visitas de campo para verificar las instalaciones correspondientes a la muestra de 45 subestaciones y 15 alimentadores, determinados por el Consultor y aprobados por el OSINERG GART.

La inspección de campo consistió en la verificación de los 15 alimentadores de Media Tensión incluyendo las subestaciones de seccionamiento y de terceros, y de las 45 Subestaciones de distribución, incluyendo sus redes de servicio particular y de alumbrado público.

Para ejecutar y registrar los resultados de la inspección se elaboró un modelo de acta, en la cual se levantó la información recopilada en el campo, utilizando los códigos de OSINERG. Se adjunta en el Anexo H copia de las actas de inspección de los alimentadores y de las subestaciones, las cuales están suscritas por la Supervisión, el Consultor y Edelnor. De las mismas se ha proporcionado copia al Supervisor y a Edelnor.

En el siguiente cuadro se muestra la comparación resumida de las cantidades verificadas en campo para los alimentadores de media tensión y los valores obtenidos del VNR Info. Las variaciones encontradas reflejan un porcentaje menor al 3% en todos los casos.

ALIMENTADORES MT

Componente Unidad Total Presentado total Verificado Diferencia (%)

A.- RED AEREA Km 64.498 65.154 -1.007%B.- RED SUBTERRANEA Km 75.178 76.863 -2.193%C.- SECCIONAMIENTOS Y ENLACE Unidad 302 316 -4.430%D.- ESTRUCTURAS Unidad 1493 1460 2.260%


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En el cuadro siguiente se presenta la comparación resumida de las cantidades verificadas en campo para las subestaciones y aquella obtenida del VNR Info con las modificaciones antes anotadas.

Subestaciones de distribucion y Red de BT

Tipo de red SUBCOMPONENTE Unidad Total

presentado Total

verificado Diferencia

(%)

Red Aerea

A1 - SERVICIO PARTICULAR Km 19.267 18.715 2.95%A2.- ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA AP Km 5.626 5.183 8.54%A3.- ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA SP Km 15.082 15.568 -3.12%A4.- EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 750 778 -3.60%A5.- EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 16 20 -20.00%A6.- ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR Unidad 781 796 -1.88%A7.- ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 231 167 38.32%

Red Subterranea

B1.- SERVICIO PARTICULAR Km 59.500 60.632 -1.87%B2.- ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA AP Km 5.581 6.490 -14.01%B3.- ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA SP Km 36.292 35.620 1.88%B4.- EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 1466 1393 5.24%B5.- EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 22 21 4.76%B6.- ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 1356 1320 2.73%

Los porcentajes se refieren a : ((Presentado/Verificado)-1)*100

Se aprecia que las diferencias en las redes de servicio particular están dentro del rango de +/- 5%. En las redes de Alumbrado Público en el item A2 y B3 supera el rango de +/- 5%, sin embargo la suma de los items A2 y A3, así como B2 y B3 se encuentran dentro del rango.

En lo que se refiere a los equipos de control de Alumbrado Público los Items A5 y B5 sumados (redes aéreas mas subterráneas) están dentro del mencionado rango.

A continuación se muestra el cuadro con las variaciones antes indicadas.

SUBCOMPONENTE Unidad Total presentado

Total verificado

Diferencia (%)

A2 ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA AP Km 5.626 5.183 8.54%A3 ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA SP Km 15.082 15.568 -3.12%A2+A3 TOTAL RED AEREA Km 20.708 20.751 -0.21%B2 ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA AP Km 5.581 6.490 -14.01%B3 ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA SP Km 36.292 35.620 1.88%B2+B3 TOTAL RED AEREA Km 41.873 42.111 -0.57%A5 EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 16 20 -20.00%B5 EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 22 21 4.76%A5 + B5 TOTAL EQUIPOS DE CONTROL Unidad 38 41 -7.32%Los porcentajes se refieren a : ((Presentado/Verificado)-1)*100

En el caso de las luminarias se observa que el total de los equipos de redes aéreas y subterráneas están dentro del rango de +/-3%.


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METRADO EQUIPOS DE ALUMBRADO PUBLICO

COMPONENTE UnidadEQUIPOS DE AP

Total Presentado Total Verificado Diferencia (%)

RED AEREA Jgo 750 778 -3.60% RED SUBTERRANEA Jgo 1,466 1,393 5.24% TOTAL EQUIPOS AP Jgo 2,216 2,171 2.07%

ii. Comparación de la Información del VNR informada contra los Fomatos I para el Sistema Eléctrico Modelo

La información del VNR Info se obtuvo agrupando los códigos de los distintos elementos pertenecientes al Sistema Eléctrico Modelo, según se presenta en las tablas siguientes:

Red de MT:

TipoRED

OrigenRED

CodigoRED Longitud (m)

TipoRED

OrigenRED


TipoRED

OrigenRED


A SP AA02503 127 A SP CU01602 419 S SP N212003 68.652 A SP AA03503 3.243 A SP CU01603 56.280 S SP N224003 234.653 A SP AA05003 78 A SP CU02502 11.504 S SP NK01603 265.708 A SP AA07002 171 A SP CU02503 321.584 S SP NK02503 7.510 A SP AA07003 219.223 A SP CU03503 54.403 S SP NK03503 175.653 A SP AA12003 116.661 A SP CU05003 2.570 S SP NK07003 192.796 A SP AA12503 72.163 A SP CU07003 13.304 S SP NK09503 2.918 A SP AA18503 16.529 A SP CU12003 284 S SP NK12003 196.068 A SP AA24003 160.517 S SP N201603 650 S SP NK24002 114 A SP AS07003 46.422 S SP N202503 66.620 S SP NK24003 40.531 A SP AS12003 6.944 S SP N203503 16.481 A SP CP05003 2.796 S SP N207003 204.037

Equipos MT:

CodInstalacion CodNorma Numero

I AA3241 66 I AA3249 39 I AB3249 131 I AC3249 781 I AU3247 90 E BG3241 6 E CJ1232 3 E CJ1233 834 I CJ1233 826 E EL1232 26 E EL1233 521 E EPS0902 2.141 I EPS1601 35 I EPS1602 17 I EPS1701 9 I FK3111 1.539 E GO3251 36


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Red de BT:

TipoRED

OrigenRED CodigoRED

Longitud (m)

TipoRED

OrigenRED CodigoRED

Longitud (m)

TipoRED

OrigenRED CodigoRED

Longitud (m)

TipoRED

OrigenRED CodigoRED

Longitud (m)

A AP AS01632 508.068 A AP CS00622 310 S AP NK05023 1.124 A SP CU02523 21.471 A AP AS02533 22.913 A AP CS010206 130 S AP NK07023 13.608 A SP CU03522 136 A AP AS03533 70.579 A AP CS01022 6.745 S AP NY00622 356.221 A SP CU03523 15.264 A AP AS05033 647 A AP CS016206 207 S AP NY00623 815.445 A SP CU05023 872 A AP AS07033 2.787 A AP CS016210 1.177 S AP NY01022 8.044 A SP CU07023 1.600 A AP CC00432 45.769 A AP CS01623 1 S AP NY01023 205.401 S SP NK00612 968 A AP CC00632 21.288 A AP CS02523 172 S AP NY01622 4.188 S SP NK00613 258.049 A AP CC00633 580 A AP CS035210 1.343 S AP NY01623 82.294 S SP NK01012 141 A AP CC01032 2.374 A AP CS03523 236 S AP NY03522 126 S SP NK01013 1.199.890 A AP CC01033 4.629 A AP CS050210 54 S AP NY03523 33.744 S SP NK01613 79.164 A AP CC01632 1.770 A AP CS05023 40 S AP NY07023 9.123 S SP NK02013 25.912 A AP CC01633 1.000 A AP CU00642 8.645 A SP AS01612 3.444 S SP NK02513 247 A AP CS00632 728 A AP CU01042 42.852 A SP AS02513 27.016 S SP NK03513 765.689 A AP CS01032 1.308 A AP CU01043 3.936 A SP AS025216SP 337.666 S SP NK05013 7.021 A AP CS01633 267 A AP CU01642 3.505 A SP AS03513 87.888 S SP NK07013 337.389 A AP CS02533 2.119 A AP CU01643 1.645 A SP AS035210SP 7.188 S SP NK09513 14.079 A AP CS03533 2.531 A AP CU02543 111 A SP AS035216SP 670.073 S SP NK12013 261.037 A AP CS05033 302 S AP NK00632 109.117 A SP AS05013 22.497 S SP NK15013 185.550 A AP CU00662 17.697 S AP NK00633 73.233 A SP AS050216SP 284.001 S SP NK18513 42.060 A AP CU00663 60 S AP NK01032 2.861 A SP AS07013 76.929 S SP NK20013 33.316 A AP CU01062 25.801 S AP NK01033 185.261 A SP AS070216SP 697.044 S SP NK24013 47.286 A AP CU01063 20.803 S AP NK01633 1.751 A SP CC00612 52.866 S SP NK30013 56.597 A AP CU01662 2.670 S AP NK02033 74 A SP CC00613 5.116 S SP NK50013 6.717 A AP CU01663 7.530 S AP NK02533 75 A SP CC01012 2.304 S SP NY00612 2.289 A AP CU02563 1.473 S AP NK03533 29.166 A SP CC01013 139.144 S SP NY00613 436.500 A AP CU03363 28 S AP NK05033 329 A SP CC01612 773 S SP NY01012 834 A AP AS01622 47.600 S AP NK07033 4.451 A SP CC01613 2.943 S SP NY01013 560.538 A AP AS025216 330.519 S AP NY00632 118.684 A SP CS00613 1.201 S SP NY01612 130 A AP AS02523 1.978 S AP NY00633 86.317 A SP CS01012 34 S SP NY01613 312.376 A AP AS035210 6.694 S AP NY01032 3.626 A SP CS01013 3.250 S SP NY02513 2.668 A AP AS035216 628.309 S AP NY01033 34.747 A SP CS010206SP 163 S SP NY03513 445.201 A AP AS03523 5.241 S AP NY01632 1.206 A SP CS01613 8.370 S SP NY05013 223 A AP AS050216 275.713 S AP NY01633 8.478 A SP CS016206SP 206 S SP NY07013 468.875 A AP AS05023 183 S AP NY03533 9.115 A SP CS016210SP 1.120 S SP NY12013 198.053 A AP AS070216 658.517 S AP NY07033 982 A SP CS035210SP 1.174 S SP NY18513 50.359 A AP AS07023 503 S AP NK00622 470.825 A SP CS07013 211 S SP NY24013 241.107 A AP CC00422 44.985 S AP NK00623 419.896 A SP CU00622 622 S SP NY30013 18.286 A AP CC00622 19.336 S AP NK01022 13.724 A SP CU00623 941 S SP NY50013 192 A AP CC00623 180 S AP NK01023 1.029.018 A SP CU01022 5.545 A AP CC01022 6.131 S AP NK01623 11.449 A SP CU01023 28.378 A AP CC01023 1.119 S AP NK02023 3.629 A SP CU01622 936 A AP CC01622 1.881 S AP NK02523 7.516 A SP CU01623 35.269 A AP CC01623 1 S AP NK03523 209.982 A SP CU02522 10


3-7

EDELNOR 21/7/09

SED MTBT:

CodigoRED PotInstalada Numero CodigoRED PotInst

alada Numero CodigoRED PotInstalada Numero CodigoRED PotInst

alada Numero CodigoRED PotInstalada Numero CodigoRED PotInst

alada Numero

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3-8

EDELNOR 21/7/09

Instalaciones AP:

CodNormaCodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero

FC001 -A 2.935 LU12501 -A B 1.134 LU25002 -A I 140 FA15002 -S F 3 LU15002 -S H 541 LU25003 -S I 2 FC001 -S 2.294 LU12501 -A C 23 LU25002 -A C 4.069 FA25001 -S L 3 LU15002 -S O 1.220 LU25003 -S B 87

CR40008 -A D 1 LU12501 -A E 28 LU25002 -A L 668 LU05002 -S F 3 LU15002 -S N 853 LU25003 -S J 1 CR40008 -A Q 2 LU12501 -A J 21 LU25002 -A Q 15 LU05002 -S L 2 LU15002 -S A 408 LU25003 -S K 2 FA07002 -A B 8 LU12501 -A K 1.473 LU25002 -A M 40 LU05002 -S Q 14 LU15002 -S J 1.295 LU25003 -S E 3 FA07002 -A C 1 LU12501 -A H 2.249 LU25003 -A B 1 LU05002 -S M 324 LU15002 -S B ##### LU25003 -S O 3 FA07002 -A A 1 LU12501 -A D 9 LU40001 -A O 3 LU05002 -S C 44 LU15002 -S I 561 LU25003 -S A 1 FA07002 -A K 5 LU12501 -A A 119 LU40001 -A H 1 LU05002 -S B 232 LU15002 -S K ##### LU25003 -S N 10 FA07002 -A H 4 LU12501 -A N 31 LU40001 -A E 4 LU05002 -S E 2 LU15002 -S E 443 LU25003 -S H 1 FA07002 -A M 2 LU12501 -A F 4 LU40001 -A B 3 LU05002 -S I 7 LU15002 -S M 199 LU25003 -S Q 58 FA07002 -A Q 41 LU12501 -A O 48 LU40001 -A L 3 LU05002 -S O 4 LU15002 -S C 4.014 LU25003 -S L 3 FA12501 -A Q 41 LU15002 -A K 5.620 LU40002 -A C 457 LU05002 -S K 178 LU15002 -S Q 233 LU40001 -S J 2 FA12501 -A B 1 LU15002 -A I 708 LU40002 -A M 1 LU05002 -S A 544 LU15002 -S L 1.485 LU40001 -S N 11 FA12501 -A M 1 LU15002 -A E 227 LU40002 -A B 18 LU05002 -S H 3 LU15002 -S F 326 LU40001 -S O 8 FA12501 -A H 10 LU15002 -A B 8.162 LU40002 -A I 8 LU07002 -S I 626 LU15002 -S P 90 LU40001 -S K 12 FA12501 -A A 1 LU15002 -A N 177 LU40002 -A Q 2 LU07002 -S C 1.367 LU25001 -S P 9 LU40001 -S F 2 FA15002 -A B 4 LU15002 -A A 509 LU40002 -A L 8 LU07002 -S B ##### LU25001 -S L 81 LU40001 -S L 14 FA15002 -A K 1 LU15002 -A O 354 LU40002 -A H 1 LU07002 -S M 4.354 LU25001 -S Q 18 LU40001 -S Q 20 LU05002 -A F 15 LU15002 -A D 149 LU40002 -A D 44 LU07002 -S K ##### LU25001 -S B 67 LU40001 -S B 1 LU05002 -A H 35 LU15002 -A H 1.774 LU40002 -A F 3 LU07002 -S A 5.909 LU25001 -S M 9 LU40001 -S C 1 LU05002 -A K 7 LU15002 -A J 981 LU40002 -A K 17 LU07002 -S N 343 LU25001 -S I 8 LU40001 -S I 28 LU05002 -A A 395 LU15002 -A L 1.010 LU40002 -A E 4 LU07002 -S H 1.884 LU25001 -S C 7 LU40002 -S B 142 LU05002 -A B 25 LU15002 -A Q 28 RF15002 -A F 1 LU07002 -S J 161 LU25001 -S E 8 LU40002 -S C 504 LU05002 -A C 7 LU15002 -A F 130 RF25002 -A F 159 LU07002 -S E 246 LU25001 -S J 55 LU40002 -S I 24 LU05002 -A M 124 LU15002 -A P 28 RF25002 -A L 16 LU07002 -S F 75 LU25001 -S K 128 LU40002 -S J 5 LU05002 -A Q 3 LU15002 -A M 206 RF25002 -A C 11 LU07002 -S O 220 LU25001 -S H 4 LU40002 -S E 15 LU07002 -A L 171 LU15002 -A C 2.919 CR40008 -S Q 21 LU07002 -S D 206 LU25001 -S F 6 LU40002 -S K 24 LU07002 -A P 19 LU25001 -A L 7 FA07002 -S C 1 LU07002 -S L 375 LU25001 -S N 102 LU40002 -S D 33 LU07002 -A Q 249 LU25001 -A H 1 FA07002 -S B 33 LU07002 -S Q 2.411 LU25001 -S O 71 LU40002 -S N 3 LU07002 -A I 658 LU25001 -A J 8 FA07002 -S K 46 LU07002 -S P 12 LU25001 -S D 4 LU40002 -S O 10 LU07002 -A B ##### LU25001 -A N 2 FA07002 -S N 2 LU12501 -S C 115 LU25001 -S A 4 LU40002 -S F 108 LU07002 -A M 7.511 LU25001 -A B 11 FA07002 -S A 42 LU12501 -S B 2.208 LU25002 -S Q 43 LU40002 -S A 35 LU07002 -A C 481 LU25001 -A K 12 FA07002 -S H 1 LU12501 -S M 1.543 LU25002 -S F 585 LU40002 -S Q 13 LU07002 -A E 151 LU25001 -A I 2 FA07002 -S Q 1.060 LU12501 -S I 83 LU25002 -S L 1.355 LU40002 -S P 5 LU07002 -A H ##### LU25001 -A M 1 FA07002 -S L 2 LU12501 -S P 5 LU25002 -S P 122 LU40002 -S L 55 LU07002 -A J 144 LU25001 -A C 4 FA07002 -S M 7 LU12501 -S L 209 LU25002 -S M 37 RF15002 -S C 6 LU07002 -A K ##### LU25002 -A F 390 FA12501 -S Q 1.194 LU12501 -S Q 4.289 LU25002 -S C 4.284 RF25002 -S F 11 LU07002 -A N 134 LU25002 -A P 10 FA12501 -S I 4 LU12501 -S J 159 LU25002 -S I 197 RF25002 -S B 1 LU07002 -A D 74 LU25002 -A K 1.752 FA12501 -S B 7 LU12501 -S H 340 LU25002 -S K 4.711 RF25002 -S C 41 LU07002 -A F 152 LU25002 -A A 51 FA12501 -S H 1 LU12501 -S D 54 LU25002 -S E 481 RF25002 -S L 12 LU07002 -A O 123 LU25002 -A O 66 FA12501 -S K 7 LU12501 -S A 177 LU25002 -S B 2.589 LU07002 -A A 5.511 LU25002 -A H 120 FA12501 -S N 5 LU12501 -S F 28 LU25002 -S D 591 LU12501 -A L 27 LU25002 -A N 17 FA12501 -S A 23 LU12501 -S O 186 LU25002 -S H 132 LU12501 -A P 7 LU25002 -A E 235 FA12501 -S D 1 LU12501 -S N 202 LU25002 -S N 206 LU12501 -A Q 340 LU25002 -A J 45 FA15002 -S B 6 LU12501 -S K 7.356 LU25002 -S O 266 LU12501 -A I 49 LU25002 -A D 132 FA15002 -S L 1 LU12501 -S E 128 LU25002 -S A 113 LU12501 -A M 2.289 LU25002 -A B 2.501 FA15002 -S Q 24 LU15002 -S D 496 LU25002 -S J 414


3-9

EDELNOR 21/7/09

Se agruparon los metrados por tipo de instalación y se compararon con los metrados informados en el Formato I-1, según se indica en la tabla siguiente.

Metrados Sistema Eléctrcico Modelo

Unidad 1- Formato I-1 2- VNR Info Diferencia ( 2 - 1 )

Media Tensión Red Aérea km 1.105,2 1.105,2 0,0 Red Subterránea km 1.472,3 1.472,4 0,1 Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 7.099 7.100 1 Sub Total Red Media Tensión Subestaciones Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte unidad 878 878 0 Biposte unidad 3.720 3.721 1 Convencional unidad 724 724 0 Compacta Pedestal unidad 588 588 0 Compacta Bóveda unidad 662 662 0

Otras Subestaciones Elevadora/Reductora unidad De Seccionamiento unidad

Baja Tensión Red Aérea Servicio Particular km 254,7 2.543,7 2.289,0 Alumbrado Público km 2.865,7 2.865,7 0,0 Luminarias unidad 105.504 105.678 174 Equipos de Control unidad 2.935 2.935 0 Red Subterránea Servicio Particular km 6.058,7 6.058,7 0,0 Alumbrado Público km 4.364,9 4.364,8 -0,1 Luminarias unidad 155.955 155.982 27 Equipos de Control unidad 2.294 2.294 0 Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular km 6.313,4 8.602,4 2.289,0 Alumbrado Público km 7.230,6 7.230,5 -0,1 Luminarias unidad 261.459 261.660 201,0 Equipos de Control unidad 5.229 5.229 0,0Instalaciones No EléctricasTOTAL

Según se observa se registraron diferencias mínimas en la cantidad de luminarias (un 0,1%), en algunas longitudes de red MT y BT AP (del orden de 0,1 km), en equipos de protección y seccionamiento MT (1 equipo) y en SED aéreas biposte (1 SED).

Existe una diferencia importante en los metrados de la red aérea de BT SP, pero se entiende que esa diferencia obedece a un error en la incorporación de los datos en el Formato I-1 ya que se trata del mismo número pero con una cifra menos.

iii. Valorización de las instalaciones eléctricas y comparación contra los Formatos I

Una vez establecidas las cantidades por tipo de instalación y código de VNR Info, se efectuó la equivalencia entre los códigos de instalación informados en el VNR Info, y los costos unitarios de inversión de las instalaciones típicas, correspondientes al mes de diciembre de 2008.

Tomando en cuenta esa equivalencia se efectuó la valorización de las distintas instalaciones, según se muestra en las tablas siguientes.


3-10

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Descripción de la Instalación Costo Unitario Cantidad total VNR

[ miles US$ ] Redes de Media TensiónRED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 22.652 US$ / km 411,7 km 9.324,9 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 23.888 US$ / km 177,0 km 4.229,2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 26.838 US$ / km 378,2 km 10.149,1 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 31.223 US$ / km 56,3 km 1.757,2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 39.196 US$ / km 11,5 km 450,9 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 30.896 US$ / km 0,3 km 8,8 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 34.045 US$ / km - km - RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 39.537 US$ / km - km - RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 46.234 US$ / km - km - RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 62.938 US$ / km - km - RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante 23.046 US$ / km 54,4 km 1.253,8 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portante 23.870 US$ / km 2,6 km 61,3 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante 40.295 US$ / km - km - RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante 46.634 US$ / km 13,3 km 620,4 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 98.432 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 103.076 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 109.774 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 120.604 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x25 mm2 88.397 US$ / km 340,5 km 30.098,1 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x35 mm2 93.915 US$ / km 192,1 km 18.044,4 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x50 mm2 103.104 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x70 mm2 112.322 US$ / km 396,8 km 44.573,2 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x120 mm2 131.086 US$ / km 267,6 km 35.083,6 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x240 mm2 181.179 US$ / km 275,3 km 49.878,2 Interruptores en SE subterránea 21.062 US$ / unid. 1.116 Ud 23.505,3 Seccionadores Bajo Carga en SE subterránea 9.548 US$ / unid. 2.417 Ud 23.078,4 Seccionadores en SE subterránea 3.457 US$ / unid. - Ud - Reconectadores 13.822 US$ / unid. 36 Ud 497,6 Seccionadores Bajo Carga Aéreos 6.599 US$ / unid. 843 Ud 5.563,1 Seccionadores Aéreos 1.510 US$ / unid. 2.141 Ud 3.233,8 Seccionadores Fusible Aéreos (Cut Out) 940 US$ / unid. 547 Ud 514,2 Descargadores de Sobretensión 1.620 US$ / unid. - Ud -


[ miles US$ ] Subestaciones de DistribuciónSED Compacta - Bóveda - 50 kVA 15.940 US$ / unid. 114 Ud 1.817,2 SED Compacta - Bóveda - 100 kVA 17.853 US$ / unid. 198 Ud 3.534,9 SED Compacta - Bóveda - 160 kVA 19.478 US$ / unid. 199 Ud 3.876,0 SED Compacta - Bóveda - 250 kVA 23.685 US$ / unid. 151 Ud 3.576,4 SED Compacta - Pedestal - 100 kVA 20.327 US$ / unid. 84 Ud 1.707,4 SED Compacta - Pedestal - 160 kVA 26.870 US$ / unid. 174 Ud 4.675,4 SED Compacta - Pedestal - 250 kVA 28.539 US$ / unid. 204 Ud 5.822,0 SED Compacta - Pedestal - 400 kVA 30.279 US$ / unid. 95 Ud 2.876,5 SED Compacta - Pedestal - 630 kVA 40.602 US$ / unid. 31 Ud 1.258,7 SED Convencional a Nivel 50 kVA 26.624 US$ / unid. 25 Ud 665,6 SED Convencional a Nivel 100 kVA 27.809 US$ / unid. 32 Ud 889,9 SED Convencional a Nivel 160 kVA 30.787 US$ / unid. 67 Ud 2.062,7 SED Convencional a Nivel 250 kVA 35.589 US$ / unid. 132 Ud 4.697,7 SED Convencional a Nivel 400 kVA 37.481 US$ / unid. 193 Ud 7.233,9 SED Convencional a Nivel 630 kVA 49.086 US$ / unid. 205 Ud 10.062,7 SED Convencional Subterránea 50 kVA 37.853 US$ / unid. - Ud - SED Convencional Subterránea 100 kVA 39.039 US$ / unid. 1 Ud 39,0 SED Convencional Subterránea 160 kVA 42.016 US$ / unid. 1 Ud 42,0 SED Convencional Subterránea 250 kVA 46.818 US$ / unid. 4 Ud 187,3 SED Convencional Subterránea 400 kVA 48.711 US$ / unid. 6 Ud 292,3 SED Convencional Subterránea 630 kVA 60.316 US$ / unid. 58 Ud 3.498,3 SED Aérea Monoposte 15 kVA 5.899 US$ / unid. 415 Ud 2.448,3 SED Aérea Monoposte 25 kVA 6.803 US$ / unid. 369 Ud 2.510,2 SED Aérea Monoposte 37,5 kVA 7.577 US$ / unid. 19 Ud 144,0 SED Aérea Monoposte 50 kVA 8.393 US$ / unid. 75 Ud 629,5 SED Aérea Biposte 100 kVA 10.891 US$ / unid. 2.156 Ud 23.481,1 SED Aérea Biposte 160 kVA 14.570 US$ / unid. 847 Ud 12.340,8 SED Aérea Biposte 250 kVA 19.366 US$ / unid. 595 Ud 11.523,0 SED Aérea Biposte 400 kVA 22.559 US$ / unid. 111 Ud 2.504,0 SED Aérea Biposte 630 kVA 34.164 US$ / unid. 12 Ud 410,0


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EDELNOR 21/7/09


[ miles US$ ] Redes de Baja Tensión y APRED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 14.392 US$ / km 2.316,8 km 33.343,3 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 15.694 US$ / km 109,4 km 1.716,5 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 16.841 US$ / km 37,9 km 638,2 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante 20.150 US$ / km 77,8 km 1.567,7 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante 20.960 US$ / km 1,8 km 38,0 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante 23.937 US$ / km - km - Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP 3.529 US$ / km 5,2 km 18,5 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste SP 3.927 US$ / km 3,6 km 14,2 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste SP 5.230 US$ / km 5,5 km 28,9 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste SP 9.685 US$ / km 1,0 km 9,3 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP 9.821 US$ / km 26,1 km 256,0 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP 10.219 US$ / km 31,7 km 324,0 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste AP 11.522 US$ / km 74,2 km 854,6 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste AP 15.977 US$ / km 6,3 km 100,6 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP 3.064 US$ / km 2.078,1 km 6.366,4 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste SP 3.369 US$ / km 6,6 km 22,1 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP 9.356 US$ / km 623,0 km 5.828,8 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP 9.661 US$ / km 4,4 km 42,9 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 140 US$ / unid. 5 Ud 0,7 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 150 US$ / unid. 23.031 Ud 3.449,7 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 126 US$ / unid. 116 Ud 14,6 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 136 US$ / unid. 71.511 Ud 9.705,8 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 416 US$ / unid. 563 Ud 234,0 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 468 US$ / unid. - Ud - Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1 / 3 / 1,5 437 US$ / unid. - Ud - Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 200 US$ / unid. 10.452 Ud 2.094,2 Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 253 US$ / unid. - Ud - Equipos de Control de AP - Fotocélula y contactor (incluye medición) - Red Aérea 311 US$ / unid. 2.935 Ud 912,3


[ miles US$ ] Redes de Baja Tensión y APRED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 71.652 US$ / km 2.879,7 km 206.335,6 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 74.290 US$ / km 1.210,9 89.956,5 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x120 mm2 76.049 US$ / km 827,6 km 62.937,2 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x240 mm2 83.529 US$ / km 770,4 km 64.348,9 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x400 mm2 93.324 US$ / km 370,2 km 34.547,3 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 62.071 US$ / km 387,4 km 24.043,1 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 63.569 US$ / km 226,5 km 14.398,0 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x16 mm2 65.649 US$ / km 11,4 km 750,7 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 73.082 US$ / km 38,4 km 2.808,5 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x70 mm2 87.139 US$ / km 5,8 km 502,1 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 8.589 US$ / km 2.062,4 km 17.713,9 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 10.087 US$ / km 1.256,2 km 12.671,3 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 12.168 US$ / km 97,9 km 1.191,6 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 19.600 US$ / km 255,0 km 4.998,0 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 33.657 US$ / km 23,9 km 802,9 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 - Poste AP 8 m 437 US$ / unid. 37 Ud 16,2 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 - Poste AP 8 m 447 US$ / unid. 35.233 Ud 15.751,7 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 - Poste AP 7 m 350 US$ / unid. 2.436 Ud 852,3 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 - Poste AP 7 m 360 US$ / unid. 100.815 Ud 36.299,9 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 - Poste AP 9 m 1.001 US$ / unid. 976 Ud 976,8 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 - Poste AP 9 m 1.053 US$ / unid. - Ud - Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1 / 3 / 1,5 - Poste AP 9 m 1.022 US$ / unid. - Ud - Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 - Poste AP 8 m 498 US$ / unid. 16.461 Ud 8.191,8 Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 - Poste AP 8 m 550 US$ / unid. - Ud - Equipos de Control AP - Fotocélula y contactor (incluye medición) - Red Subterrán 311 US$ / unid. 2.294 Ud 713,0 Corona Metálica de 10 reflectores con 20 lámparas de 400 W 15.023 US$ / unid. - Ud - Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 400 W 11.961 US$ / unid. 24 Ud 287,1

Tomando en cuenta esta valorización en el cuadro siguiente se presenta la comparación entre el valor del VNR resultantes y el presentado en el Formato I-1


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VNR Sistema Eléctrcico Modelo ( miles US$ )

1- Formato I-1 2- VNR Info valorizado

Diferencia ( 2 - 1 )

Media Tensión 231.404 261.925 30.522 Red Aérea 27.250 27.856 606 Red Subterránea 175.356 177.677 2.322 Equipos de Protección y Seccionamiento 28.798 56.392 27.594Subestaciones 109.219 114.807 5.587 Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte 3.821 5.732 1.911 Biposte 39.719 50.259 10.540 Convencional 36.105 29.671 -6.434 Compacta Pedestal 12.477 16.340 3.863 Compacta Bóveda 17.097 12.805 -4.292

Otras Subestaciones Elevadora/Reductora De Seccionamiento

Baja Tensión 703.092 668.675 -34.416 Red Aérea Servicio Particular 36.074 37.304 1.229 Alumbrado Público 12.017 13.866 1.849 Luminarias 15.737 15.499 -238 Equipos de Control 383 912 529 Red Subterránea Servicio Particular 490.611 458.126 -32.485 Alumbrado Público 93.717 79.880 -13.837 Luminarias 54.109 62.376 8.267 Equipos de Control 444 713 269 Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular 526.685 495.429 -31.256 Alumbrado Público 105.734 93.746 -11.987 Luminarias 69.846 77.875 8.029 Equipos de Control 827 1.625 798TOTAL INSTALACIONES ELECTRICAS 1.043.715 1.045.408 1.693

3.3.2 Revisión y Validación del VNR No Eléctrico

El VNR No Eléctrico de la Empresa real al 31.12.2008 correspondiente al Sector Típico 1, que reporta la empresa, asciende a US $ 34.2 millones. Este VNR comparado con el reportado el año 2005, con ocasión del Estudio del Valor Nuevo de Reemplazo, que fue de US$ 33.9 millones representa un incremento del 0.09 %, tal como se muestra en el cuadro siguiente.

Diferencia

Area (m2 MUS$

(1) Area (m2 US$ (2) (1- 2)

A Terrenos 17,857 6,119 45,991 6,269 -150 B Edificios y Construcciones 18,799 9,410 37,854 9,648 -238

Equipos y Vehiculos de - C Transporte y Carga 814 989 -175

Equipo de Almacen, Maesyranza - D Medición y Control 1939 1877 62 E Equipos de Comunicación 2336 2595 -259 F Equipos de Oficina 2307 1749 558 G Equipos de Computación. 11295 10808 487

TOTAL 34,220 33,935 285

Año 2008 Año 2005 Inversión No Electrica Reportada


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A efecto de la revisión y validación del VNR No Eléctrico, se seleccionó una muestra representativa de ítems más relevantes (económicamente) de las categorías de bienes establecidos a ser inspeccionados, tomando como base de información el Formato C2, debidamente depurado y corregido presentado en el mes de Abril último por EDELNOR.

La verificación física de los bienes, también estuvo dirigido a poder definir un dimensionamiento razonable y adecuado del equipamiento requerido por el cabal cumplimiento de las funciones que desarrolla la empresa de distribución eléctrica, para lo cual se tomo en cuenta el numero de clientes que atiende el sistema eléctrico, la cantidad de energía (MWh) anual facturados y el numero de trabajadores permanentes que cuenta la empresa y así mismo en la extensión del área de concesión en que se presta el servicio eléctrico. El Acta de la Verificación física se muestra en el Anexo I.

En coordinación con personal de la Supervisión VAD, se procedió a la inspección en campo de la muestra seleccionada, cuyos resultados se muestran a continuación:

a. TERRENOS Y CONSTRUCCIONES

Reportado (1) Validado (2) Diferencia

(1 - 2)Reportado

(1)Validado

(2)Diferencia

(1 - 2)

1 Luis Banchero Rossi 120 yCesar Lòpez Rojas 3,269.25 3,269.25 0.00 5,702.55 5,702.55 0.00 AC - RH 147

2 Cèsar Lòpez Rojas 201 yCarlos Gonzalez -San Miguel 1,773.28 1,773.28 0.00 6,150.41 6,150.41 0.00 AV 351

3 Luis Banchero Rossi 120 yCèsar Lòpez Rojas - 682.75 682.75 0.00 682.75 682.75 0.00 AC 5

4 Av. Saenz Peña Nº 140 Callao1,176.89 1,176.89 0.00 699.72 699.72 0.00 AC 4

5 Jr Rufino Torrico Nº 160 Lima 1561.70 561.70 0.00 986.27 986.27 0.00 AC 12

7,463.87 7,463.87 14,221.70 14,221.70 519

AC = Areá Comercial RH = Recursos Humanos AV = Areás Varias T/P = Trabajadores Permanentes

Sub Total

Item Ubicación

Area (m2 )

TERRENOS EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES

Uso Nº T/ P

Area (m2 )

La validación no considera aquel terreno y/o construcción o parte de él, que:

• No viene siendo utilizado, aunque en un futuro si.

• Áreas destinadas a la recreación y deporte de los trabajadores, destinados a comedores, cocina.

• Áreas destinadas exclusivamente a depósito de bienes sin valor comercial.

• Áreas de estacionamiento de vehículos que no son propiedad de la empresa ni de clientes,

• Áreas libres sin uso

• Locales inhabilitados.

• Áreas en uso por otras empresas.

• Aquel terreno o parte de él, donde existe un proceso de constricción que concluirá en un futuro.


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EDELNOR 21/7/09

En cuanto al área destinada a estacionamiento de vehículos se tomo en cuenta normas especiales establecidas por la Municipalidad respectiva, que fija el espacio mínimo requerido por área construida para uso de oficina

La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de US$ 6.1 millones como cifra validada para terrenos y de US$ 9.4 millones para edificios y construcciones, tal como se muestra en el Cuadro siguiente:

Terrenos y Construcciones –Valorización. VNR

ITEM TERRENOS Cantidad US $ Cantidad US $A3 PARA OFICINAS 12,823.53 4,575,695 12,823.53 4,575,695

A4 PARA CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO 5,033.06 1,543,399 5,033.06 1,543,399TOTAL TERRENOS 17,856.59 6,119,094 17,856.59 6,119,094

ITEM EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONESB3 OFICINAS 14,366.96 7,535,148 14,366.96 7,535,148

B4 CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO 4,432.40 1,875,285 4,432.40 1,875,285TOTAL EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES 18,799.36 9,410,433 18,799.36 9,410,433

REPORTADO V ALIDADO

En la fijación del precio por metro cuadrado de los terrenos urbanos se calculo sobre la base de los precios estándares de mercado, teniendo en cuenta su ubicación..

En cuanto a edificios y construcciones, se tomo en cuenta, además del tipo de construcción, su utilización (para oficinas, almacenes, atención a clientes). A cada tipo de construcción se asigno precios unitarios por metro cuadrado, eficientes y estándares. La metodología de cálculo de los precios, tomo en cuenta lo establecido por Resolución Ministerial Nº 685-2008, de fecha 30 de octubre de 2008, del Ministerio de Vivienda.

b. EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga

%Marca Modelo ((1 - 2)/2)*100 Uso

C6 Automóvil Placa BIY - 775 Volvo S80/2002 1 1 0 0 GG7 Automóvil Placa CIS-533 Volkswagen Assat 2.0 1 1 0 0 ACC8 Automóvil Placa CN - 730 Honda Accord 1 1 0 0 RH9 Automóvil Placa CIH-735 Volswagen Assat 2.0 1 1 0 0 AC10 Automóvil Placa CIH-734 Volswagen Assat 2.0 1 1 0 0 AL11 Automóvil Placa CIH-753 Volswagen Assat 2.0 1 1 0 0 AT12 Camioneta Placa RQX-158 SSANGYONG Rextom 2.9 1 1 0 0 AA13 Camión Grua Placa XG-1998 VOLVO N1055 1 1 0 0 AT

Sub Total 8 8 0 0GG = Gerencia General ACC =Area de Comunicaciones AL =Asesoria Legal AT = Area Técnica AA= Area Administración

Diferencia (1 - 2)

EQUIPOS Y VEHICULOS DE TRANSPORTE Y CARGA

ActivosItem Reportado (1)

Validado (2)

En la validación de la cantidad de vehículos, se tomo en cuenta el número de personal gerencial, su nivel ocupacional y funciones que cumplen. En cuanto a equipos y vehículos de transporte de carga para las áreas de distribución, la empresa solo cuenta con cuatro unidades, habiendo optado por la contratación de servicios de terceros, en las oportunidades de requerir un mayor numero de transporte de carga.


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No se considero aquel vehiculo:

• Declarado fuera de servicio

• Utilizado en un fin distinto al negocio eléctrico

• En proceso de venta o transferencia a otra empresa o persona natural

La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de, US$ 853.5 miles como cifra validada, tal como muestra el Cuadro siguiente:

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga. VNR

ITEM VEHICULOS Cantidad US $ US $C1 PARA USO DE LA ADMINISTRACIÓN 11 413,536 413,536C3 EQUIPOS Y VEHICULOS DE CARGA 4 400,000 400,000

TOTAL 15 813,536 813,536

REPORTADO V ALIDADO

En la asignación del valor nuevo de reemplazo, los equipos y vehículos son clasificados por tipo, sin considerar marca o modelo, así tenemos por ejemplo: automóvil, camioneta, camión, grúa, cargador (pato), monta carga, escalera telescópica, fijándoles valores promedios de mercado.

c. EQUIPO DE ALMACÉN, MAESTRANZA, MEDICIÓN Y CONTROL

Equipo de Almacén, Maestranza, Medición y Control

%((1 - 2)/2)*100 Uso

D EQUIPOS DE ALMACEN, MAESTRANZA, MEDICIÓN Y CONTROL

14 Unidad de Laboratorio MINV, VOLSWAGEN 1 1 0 0 AT

15 GG. EE. 15 KVA N 15-Perkins 15.5 KW y 19 KVA Mod.MM16 1 1 0 0 AT

16 Grupo Electrógeno 288KW MITSUI Mod.C400A6-4 2 2 0 0 AT

17 Grupo Electrógeno 400KW MITSUI 1 1 0 0 AT

18 Grupo Electrógeno 170KW MITSUI 1 1 0 0 AT

19 Amplificador de Corriente FREJA CA3 2 2 0 0 AT

20 Analizador de Redes RPM Mod. 1650 serie 1650-10577 1 1 0 0 AT

21 Analizador de Redes SIEMOS II 1 1 0 0 AT

22 Analizador de RedesRPM Mod.1650 serie 1650 -10578 1 1 0 0 AT

23 Maleta Monofásica de Pruebas SVERKER 750 1 1 0 0 AT

24 Maleta Trifásica de Pruebas FREJA 300 2 2 0 0 AT

25 Probador de redes AVO 1 1 0 0 AT

26 Probador de redes marca PROGRAM 1 1 0 0 AT

Sub Total 16 16 0 0

Diferencia (1 - 2)Item Activos Reportado

(1)Validado

(2)

En la validación de los equipos de Almacén, Maestranza y Medición, no se considera aquel equipo:


• Utilizado en un fin distinto al del negocio eléctrico

• En proceso de venta o transferencia a otra empresa o persona natural.


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• Con un valor unitario igual o menor a US $ 250.00 (D. S. 122-94-EF Art. 23 establece que la inversión en bienes de uso que no sobrepase ¼ de la UIT podrá considerarse como gasto)

En cuanto a equipos para el control de calidad del servicio eléctrico, su validación tomo en cuenta lo que establece las Normas Técnicas de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE) respecto a la realización de los controles, para definir la cantidad adecuada y razonable de registradores de tensión (nivel de baja y media tensión) y de perturbaciones, que requiere contar. .

La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de US$ 1.9 millones como cifra validada, tal como muestra el Cuadro siguiente

Equipo de Almacén, Maestranza, Medición y Control - VNR

REPORTADO VALIDADOITEM EQUIPOS ALMACEN, MAEST. MEDIC Y CONTROL US $ US $D1 EQUIPOS DE ALMACEN 103,154 101,904D2 EQUIPOS DE MAESTRANZA 402,290 365,090D3 EQUIPOS DE MEDICION 989,758 989,758D4 EQUIPOS DE CONTROL 444,285 443,285

TOTAL 1,939,488 1,900,038

En consideración a las características de los equipos y al uso casi exclusivo por parte de la industria eléctrica, su valor nuevo de reemplazo, de los bienes que conforman este grupo, esta dado sobre la base de Ordenes de Compra o cotizaciones de proveedores.

d. EQUIPO DE COMUNICACIÓN

Equipo de Comunicación

%((1 - 2)/2)*100

E EQUIPO DE COMUNICACION27 Conf. 1+ 1 high PW, corrector FEC marca DMC-01 Modem a Cerro Verd 1 1 0 0 AT

28 Conf. 1+ 1 high PW, corrector FEC marca DMC-02 Modem a Cerro Verd 1 1 0 0 AT

29 Conf. 1+ 0, standard Pw marca DMC-03 Modem a Cerro Verde 1 1 0 0 AT

30 Conf. 1+ 0, standard Pw marca DMC-04 Modem a Pershing 1 1 0 0 AT

31 Conf. 1+ 0, standard Pw Marca DMC-05 1 1 0 0 AT

Sub Total 5 5 0 0

UsoDiferencia (1 - 2)Item Activos Reportado

(1)Validado

(2)

La validación tomo en cuenta que, su dimensionamiento esta en función al número de clientes y a la extensión del área de concesión en que se presta el servicio.

En la validación no se considera aquel equipo:





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La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de US$ 2.3 millones como cifra validada, tal como muestra el Cuadro siguiente

Equipo de Comunicación. VNR REPORTADO VALIDADO

ITEM EQUIPOS DE COMUNICACIÓN US $ US $E1 EQUIPOS DE TELEFONIA FIJA 284,755 284,755E3 ESTACIONES DE RADIO Y ANTENAS 1,823,409 1,823,409E5 OTROS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 227,437 227,437

TOTAL 2,335,601 2,335,601

El VNR de cada uno de los equipos que conforman este grupo, esta dado sobre la base de Órdenes de Compra o cotizaciones de proveedores nacionales y/o extranjeros.

e. EQUIPO DE OFICINA Y EQUIPO DE COMPUTO

Equipo de Oficina

%((1 - 2)/2)*100

F EQUIPO DE OFICINA32

1 1 0 0AV

331 1 0 0

AC

Sub Total 2 2 0 0

Item Activos Reportado (1)

Validado (2)

Aire acondicionado marca YORK serie ROBTM021851 Equipo 460V-3ø 60Hz refrigerante 134C (Edificio Principal)

Aire acondicionado marca YORK serie ROBTM021851 Equipo 460V-3ø 60Hz refrigerante 134C (Edificio Comercial)

Diferencia (1 - 2) Uso

Equipo de Cómputo y Software Activos %

((1 - 2)/2)*100

G 4 EQUIPO DE COMPUTO ( SERVIDORES)34 2 Proc 1.5 Ghz 8 Gb Ram400 Gb marca HP 1 1 0 0 AC

35 2 Proc 1.5 Ghz 8 Gb Ram400 Gb marca HP 1 1 0 0 AC

36 Servidor UNIX EDELNOR B 1 1 0 0 AV

37 Servidor UNIX EDELNOR 2 Mod.A3663 B Serie 3906 A69627 1 1 0 0 AV

38 Servidor UNIX EDELNOR 1 Mod. A3666 B Serie 3906 A69626 1 1 0 0 AV

39 Servidor UNIX EDELNOR P Mod. A3579 A Serie 3832 A44573 1 1 0 0 AV

40 Integrity rx4640, 4xltaniun 21.5 Ghz 16 Gb Ram 2x36GB R1, H marca HP 1 1 0 0 AC


42 Integrity rx7620, 3xltaniun 21. nGhz 8 Gb Ram 2x36GB R1, H marca HP 1 1 0 0 AC



Sub Total 11 11 0 0

Diferencia (1 - 2)Item Validado

(2) UsoReportado (1)

Activos %((1 - 2)/2)*100

G 5 OTOS EQUIPOS DE COMPUTO45 Arreglo de Discos HP 128 Disk ARRAY XP 128 1 1 0 0 AC

46 Lap Top Intel Pentium 4/256 Mb/ 40 Gb N B marca Compag 1 1 0 0 AC

Sub Total 2 2 0 0

UsoItem Reportado (1) Validado (2)

Diferencia (1 - 2)


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Activos %

((1 - 2)/2)*100

G 6/7 SOFTWARES TECNICOS Y DE GESTION47 GEO RED, TECNOLOGY, GEOESPACIAL SIG, SISTEMA AM/FM/GIS 1 1 0 0 AT

48 INFOMANTE, Sistema Cliente Servidor y Otros 1 1 0 0 AT

49 ISIE 200A, Sistema Administrativo y Financiero 1 1 0 0 AA

50 META 4, Sistema de Nòmina y Recursos Humanos 1 1 0 0 RH

51 SDE Gestión Sistema que cubre las funciones de los sistemas 1 1 0 0 AA

52 Nuevo Software Comercial SC4J 1 1 0 0 AC

Sub Total 6 6 0 0

Item Reportado (1) Validado (2)

Diferencia (1 - 2) Uso

En su validación no se considera aquel equipo




• O software que tiene un valor unitario igual o menor a US $ 250.00 (D. S. 122-94-EF Art. 23 establece que la inversión en bienes de uso que no sobrepase ¼ de la UIT podrá considerarse como gasto)

En lo que respecta a los equipos de oficina y de cómputo, la validación tomo en cuenta el número de personal fijado en su estructura orgánica.

En cuanto a la verificación de los sistemas informáticos se ha tenido en cuenta:

• Características generales y descripción de cada uno de los sistemas en operación.

• Número de usuarios.

• Plataforma y manejador de datos.

• Número de licencia

La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de US$ 2.3 millones como cifra validada para equipos de oficina y US$ 10.3 millones para equipos de cómputo y software, tal como muestran los Cuadros siguientes

Equipo de Oficina. VNR

REPORTADO VALIDADOITEM EQUIPOS PARA OFICINAS US $ US $

F1 EQUIPOS PARA OFICINAS 2,306,892 2,305,057TOTAL 2,306,892 2,305,057


3-19

EDELNOR 21/7/09

Equipo de Cómputo y Software. VNR REPORTADO VALIDADO

ITEM EQUIPOS DE COMPUTO Y SOFTWAR US $ US $G2 ESTACIONES DE TRABAJO 639,550 639,150G3 IMPRESORAS 80,290 74,600G4 SERVIDORES 1,743,842 1,743,842G5 OTROS EQUIPOS DE COMPUTO 282,434 99,267G6 SOFTWARES TECNICOS 2,000,000 2,000,000G7 SOFTWARES DE GESTION 6,356,500 6,356,500G8 OTROS SOFTWARES 192,868 120,618

11,295,484 11,033,976A cargo de Otros Negocios -777,895

TOTAL 11,295,484 10,256,081

El valor nuevo de reemplazo de cada uno de los equipos de oficina y de cómputo, esta dado sobre la base de valores promedio de mercado.

En consideración a las características de los software, que han sido desarrollados para cubrir necesidades propias de EDELNOR, su valor nuevo de reemplazo esta dado sobre la base de los Contratos suscritos con proveedores.

f. CUADRO RESUMEN E INDICADORES

En resumen el VNR No eléctrico validado alcanza la suma de US$ 33.1 millones, cuya distribución por Actividad se muestra en el Cuadro siguiente:

VNR Inversión No Eléctrica al 31.12.2008

MM US$ % MM US$ %

A Terrenos 6.1 18 6.1 18

B Edificios y Construcciones 9.4 27 9.4 28

C Equipos y vehículos de transporte y carga 0.8 2 0.8 2

D Equipos de Almacén, Medición y Control 1.9 6 1.9 6

E Equipos Comunicación 2.3 7 2.3 7

F Equipos de Oficina 2.3 7 2.3 7

G Equipos Computación 11.3 33 10.3 31

TOTAL 34.2 100 33.1 100

Cód ActivosReportado Validado

0

2

4

6

8

10

12

MM

US

$

A B C D E F GActivos

ReportadoValidado

A continuación se muestra algunos indicadores de la Inversión No Eléctrica, en relación al número de Clientes, MWh facturación anualizada y al número de trabajadores permanentes.


3-20

EDELNOR 21/7/09

Sector Típico 1 Lima Norte

Datos REPORTADO VALIDADONº de Clientes 933,419 933,419Mwh Facturados 4,457,402 4,457,402Nº de Trabajadores 552 552

ConceptosUS $ 6,119,094.0 6,119,094.0US $ / Cliente 6,555.6 6,555.6US $ / Mwh Facturado 1,372.8 1,372.8US $ Trabajador 11,085.3 11,085.3US $ 9,410,432.8 9,410,432.8US $ / Cliente 10,081.7 10,081.7US $ / Mwh Facturado 2,111.2 2,111.2US $ Trabajador 17,047.9 17,047.9US $ 813,535.5 813,535.5US $ / Cliente 871.6 871.6US $ / Mwh Facturado 182.5 182.5US $ Trabajador 1,473.8 1,473.8US $ 1,939,487.6 1,900,037.6US $ / Cliente 2,077.8 2,035.6US $ / Mwh Facturado 435.1 426.3US $ Trabajador 3,513.6 3,442.1US $ 2,335,601.1 2,335,601.1US $ / Cliente 2,502.2 2,502.2US $ / Mwh Facturado 524.0 524.0US $ Trabajador 4,231.2 4,231.2US $ 2,306,892.4 2,305,057.4US $ / Cliente 2,471.4 2,469.5US $ / Mwh Facturado 517.5 517.1US $ Trabajador 4,179.2 4,175.8US $ 11,295,483.5 10,256,081.1US $ / Cliente 12,101.2 10,987.6US $ / Mwh Facturado 2,534.1 2,300.9US $ Trabajador 20,462.8 18,579.9US $ 34,220,526.9 33,139,839.5US $ / Cliente 36,661.5 35,503.7US $ / Mwh Facturado 7,677.2 7,434.8US $ Trabajador 61,993.7 60,035.9

A

B

C

D

Tipo de activo

VNR No EléctricoSector Típico 1

Lima Norte

Edificios yconstrucciones

Terrenos

Equipos y vehiculosde transporte y carga

Equipos dealmacén,

maestranza,medición y control

Equipos decomunicación

Equipos deoficina

Equipo decomputación

TOTAL

E

F

G

El siguiente Cuadro Resumen muestra el VNR de la Inversión No Eléctrica a nivel de Empresa, vale decir del Sector Típico 1 Lima Norte, del Sector Típico 2 Huaral – Chancay y del Sector Típico 2 Huacho.


3-21

EDELNOR 21/7/09

IItem Clasif Descripción 2 Cantidad US $ Cantidad US $ Cantidad US $ Cantidad US $A1 TERRENOS PARA ALMACEN DE EQUIPOSA3 TERRENOS PARA OFICINAS 12,823.5 4,575,695.0 706.8 84,816.0 13,530.3 4,660,511.0A4 TERRENOS PARA CENTROS ATENCION AL PUB 5,033.1 1,543,399.0 342.0 51,300.0 1,254.2 158,632.5 6,629.2 1,753,331.5A5 OTROS TERRENOS 0.0 0.0 0.0 0.0

Total TERRENOS 17,856.6 6,119,094.0 342.0 51,300.0 1,961.0 243,448.5 20,159.5 6,413,842.5 18.40B1 ALMACEN DE EQUIPOS 0.0 0.0B2 ALMACEN DE VEHICULOS 0.0 0.0B3 OFICINAS 14,367.0 7,535,147.8 1,179.0 426,798.0 15,546.0 7,961,945.8B4 CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO 4,432.4 1,875,284.9 362.0 123,804.0 1,333.0 482,297.2 6,127.4 2,481,386.2

Total EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES 18,799.4 9,410,432.8 362.0 123,804.0 2,512.0 909,095.2 21,673.4 10,443,332.0 29.97C1 VEHICULOS ADMINISTRATIVOS 11 413,535.5 11 413,535.5C3 EQUIPOS Y VEHICULOS DE CARGA 4 400,000.0 4 400,000.0

Total EQUIPOS Y VEHICULOS DE TRANSPORTE Y CARGA 15 813,535.5 15 813,535.5 2.33D1 EQUIPOS DE ALMACEN 22 101,904.3 22 101,904.3D2 EQUIPOS DE MAESTRANZA 9 365,090.0 6 3,385.8 29 21,552.6 44 390,028.4D3 EQUIPOS DE MEEDICION 533 989,758.3 9 19,865.7 12 21,803.3 554 1,031,427.2D4 EQUIPOS DE CONTROL 28 443,285.1 3 3,611.0 11 10,110.0 42 457,006.1

Total EQUIPOS DE ALMACEN, MAESTRANZA, MEDICION Y 592 1,900,037.6 18 26,862.5 52 53,465.9 662 1,980,365.9 5.68E1 EQUIPO DE TELEFONIA FIJA 613 284,755.2 22 10,746.7 635 295,501.9E2 EQUIPOS DE TELEFONIA MOVIL 0 0.0E3 ESTACIONES DE RADIO Y ANTENAS 48 1,823,408.8 2 6,648.0 7 83,863.2 57 1,913,920.1E4 RADIOS PORTATILES 0 0.0E5 OTROS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 221 227,437.1 45 6,535.0 13 21,972.0 279 255,944.1

Total EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 882 2,335,601.1 47 13,183.0 42 116,581.9 971 2,465,366.0 7.07F1 EQUIPOS PARA OFICINAS 1,463 2,305,057.4 12 8,393.5 96 68,535.5 1,571 2,381,986.4F2 EQUIPOS PARA ATENCION AL PUBLICO 0 0.0F3 OTROS EQUIPOS DE OFICINA 0 0.0

Total EQUIPOS DE OFICINA 1,463 2,305,057.4 12 8,393.5 96 68,535.5 1,571 2,381,986.4 6.83G1 EQUIPOS DE RED DE COMPUTO 0 0.0G2 ESTACIONES DE TRABAJO 668 639,150.0 8 8,150.0 47 39,700.0 723 687,000.0G3 IMPRESORAS 111 74,600.0 4 3,100.0 8 9,000.0 123 86,700.0G4 SERVIDORES 103 1,743,842.1 2 11,440.3 4 24,086.3 109 1,779,368.7G5 OTROS EQUIPOS DE COMPUTO 29 99,266.6 29 99,266.6G6 SOFTWARES TECNICOS 2 2,000,000.0 2 2,000,000.0G7 SOFTWARES DE GESTION 4 6,356,500.0 4 6,356,500.0G8 OTROS SOFTWARES 92 120,617.7 0 0.0 0 0.0 92 120,617.7

Total EQUIPOS DE COMPUTACION 1,009 11,033,976.4 14 22,690.3 59 72,786.3 1,082 11,129,453.0-777,895.3 0 -777,895.3

Total EQUIPOS DE COMPUTACION 10,256,081.1 22,690.3 72,786.3 0 10,351,557.7 29.7033,139,839.5 246,233.2 1,463,913.3 0 34,849,986.0 100.0TOTAL GENERAL

D

E

F

G

%

A

B

C

EDELNOR VAD 2009 - 2013VNR NO ELECTRICO

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008

SECTOR 1Lima Norte

SECTOR 2Huaral Chancay

SECTOR 2Huacho TOTAL


3-22

EDELNOR 21/7/09

3.4 ANTECEDENTES COMERCIALES

En lo referente a los antecedentes comerciales presentados por Edelnor se ha efectuado la revisión y validación de la información referente a las compras y ventas de energía correspondientes al año 2008, y del balance de potencia y energía para el mismo año.

3.4.1 Compras y ventas de energía y potencia

Se revisó y validó la información comercial de la EDELNOR correspondiente al año 2008 de los formatos A con la información proporcionada por la CTE.

a. VALIDACIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

Se consolidó la base comercial entregada por EDELNOR para cada uno de los meses del año base y se determinaron las energías facturas anuales, el resultado obtenido es el que se presenta a continuación,

TarifaEnergía Anual

[MWh]Tarifa

Energía Anual [MWh]

MT2 80,802 AT1 ‐ PEAJE 231,904 MT3P 641,568 MT1 ‐ PEAJE 213,484 MT3FP 183,174 TOTAL ‐ PEAJE 445,388 MT4P 243,459 MT4FP 52,666 BT2 17,647 BT3P 76,812 BT3FP 65,991 BT4P 94,073 BT4FP 65,850 BT4AP 13,322 BT5B‐R 1,965,473 BT5B‐NR 315,617

BT6 5,455 AT1 89,901 MT1 786,159 BT5A 9,311 AP 157,187

TOTAL 4,864,466

La energía facturada presentada en el balance de la empresa para el 2008, se presenta en el siguiente cuadro:


3-23

EDELNOR 21/7/09

TarifaEnergía [MWh]

AT1 321,204 MT1 996,472 MT2 80,802 MT3P 641,568 MT3FP 183,174 MT4P 243,926 MT4FP 52,666 BT2 17,647 BT3P 76,812 BT3FP 65,991 BT4P 94,071 BT4FP 65,764 BT5C 170,509 BT5A 9,311 BT5B 2,280,986 BT6 5,456 Total 5,306,360

Agrupando por Tarifa y comparando, nos queda la siguiente tabla:

Base Comercial Balance

AT1 89,901 AT1‐PEAJE 231,904

MT1 786,159 MT1‐PEAJE 213,484

MT2 80,802 80,802 MT3 824,742 824,742 MT4 296,125 296,592 BT4AP 170,509 170,509 BT2 17,647 17,647 BT3 142,803 142,803 BT4 159,923 159,835 BT5 2,281,090 2,280,986 BT5A 9,311 9,311 BT6 5,455 5,456

TOTAL 5,309,854 5,306,360

996,472

Energía [MWh]Tarifa

321,204

Como puede observarse, las diferencias resultantes entre los valores informados en el balance y los detallados en las Bases enviadas al OSINERG en forma mensual despreciables.


3-24

EDELNOR 21/7/09

b. VALIDACIÓN DE LAS COMPRAS DE ENERGÍA

Se han revisado y validado los montos de compra de energía presentados por EDELNOR para los nodos de vinculación con el sistema.

La energía Comprada por EDELNOR en el 2008 (valor obtenido de las curvas de compra del 2008) es de 5,759 GWh. El valor informado en el balance entregado resulta de 5,746 GWh.

A continuación se presentan los valores de energía comprada, por mes.

MESENERGIA

[MWh]ENE 469,904FEB 469,744MAR 496,060ABR 478,438MAY 470,787JUN 469,904JUL 481,283AGO 482,201SEP 477,149OCT 494,968NOV 477,621DIC 490,528

ANUAL 5,758,589

En la siguiente figura se presenta la curva monótona horaria de la potencia comprada durante el 2008, en MW.

‐

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

1 8784

POTENCIA COMPR

ADA [MW]

HORAS DEL AÑO

POTENCIA MAXIMA = 898,9 MW


3-25

EDELNOR 21/7/09

Las diferencias resultantes entre los valores de compra informada para el periodo 2008 y el detalle de las curvas de compra son despreciables.

3.4.2 Balance de energía y potencia

Se detallan a continuación la metodología utilizada y los resultados de la validación del Balance de Potencia y Energía del mercado atendido por la empresa distribuidora.

a. INFORMACIÓN DISPONIBLE

Para realizar dicha validación se ha utilizado la siguiente información:

• Base Comercial con los clientes existentes durante el año 2008.

• Resultados preliminares del Estudio de Caracterización del Consumo de los Clientes solicitado por EDELNOR a PA Consulting Group.

b. PROCESO REALIZADO

Para el procesamiento de la información se consideraron las siguientes etapas:

• Importación de la Base Comercial informada con una discriminación mensual.

• Se totalizó para cada tarifa, la energía facturada en el año 2008.

• Se verificaron los volúmenes de Potencia y Energía registrada en el Año 2008 en los puntos de compra de la Distribuidora.

Se identificaron los Factores de Carga y Simultaneidad preliminares de las tarifas vigentes de acuerdo a la caracterización del mercado realizada por PA Consulting Group.

c. DETERMINACIÓN DEL BALANCE ENERGÍA

Se verificó la validez, como se indicó, de los valores de potencia y energía ingresados a la empresa Distribuidora desde la Alta Tensión.

Los valores correspondientes a los niveles de Alta Tensión, hasta el ingreso a la red de Media Tensión, se han validado a través de la existencia de mediciones de energía y potencia que permiten discriminar los flujos.

Para determinar el Balance de Energía a partir del ingreso a la red, se incorporan en el cálculo los valores de energía facturada para todos los usuarios vigentes durante el año 2008 para cada opción tarifaria de acuerdo con los criterios establecidos anteriormente.

Las pérdidas de energía asignadas a cada Etapa se determinaron a partir de lo informado por EDELNOR en los Balances presentados

d. DETERMINACIÓN DEL BALANCE DE POTENCIA

El Balance de Potencia también se ha determinado a partir del ingreso a la red de AT, y considera como punto de partida la potencia Máxima registrada por la Empresa Distribuidora (11/12/2008 19:45).


3-26

EDELNOR 21/7/09

A partir de las características de consumo de las distintas opciones tarifarias se determinó la demanda máxima simultánea de cada una considerando los Factores de Carga y de Coincidencia.

La potencia Máxima Simultanea para cada opción Tarifaria se determinó a partir de la siguiente expresión:

8784*TARIFA

TARIFA

TARIFA

FCOFC

FACTTARIFAEDS =

Donde:

TARIFADS : Demanda Simultánea de la opción Tarifaria.

TARIFAFACTE : Energía annual Facturada a los Usuarios en Baja Tensión.

TARIFA

TARIFA

FCOFC

: Factor de Carga sobre el Factor de Coincidencia de la opción

Tarifaria.

Los Factores de Carga y Coincidencia para cada opción tarifaria se presenta en la siguiente tabla:

Opción Factor de Factor deTarifaria Carga Coincidencia

MT1 0.90 0.78TD1 0.90 0.78MT2 0.60 0.48MT3P 0.84 0.94MT3FP 0.61 0.59MT4P 0.82 0.98MT4FP 0.67 0.63BT1 1.00 1.00BT2 0.61 0.65BT3P 0.76 0.98BT3FP 0.56 0.58BT4P 0.72 0.98BT4FP 0.57 0.62BT5C 0.50 1.00BT5 0.58 1.00BT5A 0.56 0.57BT5B 0.59 0.44

Las perdidas de potencia se calculan a través de la determinación de los Factores de Carga de las Pérdidas en las redes de AT, MT y de BT.


3-27

EDELNOR 21/7/09

Para la red de AT se adoptó un valor de para el FCpérdidas de 0,63, para la MT se adoptó un valor de para el FCpérdidas de 0,60, mientras que en el caso de la red de BT se determinó un FCpérdidas de 0,48. Estos valores fueron determinados a partir de aplicar las fórmulas de “Buller Woodrow”.

Teniendo en cuenta estos Factores de Carga de las pérdidas, y las pérdidas de energía ya determinadas, se obtuvo el valor de pérdidas de potencia para cada una de las etapas de la red. Los valores obtenidos referidos a cada etapa fueron los siguientes: Red de AT: 1,11 %, Red de MT: 1,61 % y Red de BT: 12,89 %

e. RESULTADOS DEL BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA

En la siguiente tabla se muestra el Balance de Potencia y Energía para las etapas MT y BT, revisado:

ENERGIA [MWh]

FC [%]

FCO [%]

POTENCIA [MW]

5,746,988 900.7

PERDIDAS AT 52,872 10.0

RESUMEN FACTURADA 330,167 20.5

AT1 330,167 91.4% 59.3% 20.5

5,363,949 870.272

PERDIDAS MT 70,268 13.975

RESUMEN FACTURADA 2,198,608 246.796

MT1 996,472 90% 78% 99.1

MT2 80,802 60% 48% 7.4

MT3FP 183,174 61% 59% 19.9

MT3P 641,568 84% 94% 81.5

MT4FP 52,666 67% 63% 5.7

MT4P 243,926 82% 98% 33.4

3,095,073 609.501

PERDIDAS BT 308,525 78.555

RESUMEN FACTURADA 2,786,548 530.946

BT5 2,286,443 58% 100% 447.3

BT2 17,647 61% 65% 2.1

BT3FP 65,991 56% 58% 7.8

BT3P 76,812 76% 98% 11.2

BT5C 170,509 50% 100% 38.8

BT4FP 65,764 57% 62% 8.2

BT4P 94,071 72% 98% 14.6

BT5A-A 4,037 56% 57% 0.5

BT5A-B 5,274 59% 44% 0.4

DETALLE

ENTRADA RED DE AT

ENTRADA RED DE MT

ENTRADA RED DE BT


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EDELNOR 21/7/09

3.5 ANTECEDENTES DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

La revisión y validación de los Antecedentes de Operación y Mantenimiento se presenta en el punto 3.5.4 siguiente, en el que se ha efectuado la revisión y validación de los costos correspondientes a las siguientes actividades definidas en los TDR:

• A4: Distribución Media Tensión

• A5: Distribución Baja Tensión

• A6: Alumbrado Público

• A7: Comercialización

Estas 4 actividades son las únicas que intervienen en el Estudio de Costos del VAD y comprenden los siguientes antecedentes de costos:

• Antecedentes de Explotación Técnica

• Antecedentes de Explotación Comercial

• Antecedentes de Gestión

3.5.1 Antecedentes de Explotación Técnica

La revisión y validación de estos antecedentes se desarrolla en conjunto con los otros antecedentes de operación y mantenimiento en el punto 3.5.4.

3.5.2 Antecedentes de Explotación Comercial


3.5.3 Antecedentes de Gestión


3.5.4 Revisión y validación de los Costos de Distribución.

Esta validación consistió en lo siguiente:

• Revisión de los Estados Financieros trimestrales y anuales presentados por EDELNOR a OSINERMIN correspondientes a los años 2007 y 2008, verificando que los Estados de Costos Combinados mantengan la debida correspondencia con las cifras que muestran los Estados de Resultados (Estados de Pérdidas y Ganancias).

• Revisión de los vouchers contables (facturas o recibos, nota contable etc.) referidos al costo del servicio eléctrico, verificando si el costo efectivamente se efectuó, si corresponde asignarle al rubro del negocio eléctrico y si se trata de costos que dan lugar a inversión o gasto. La suma de los importes consignados en la documentación revisada alcanzo la cifra de MS/. 44.5 y MS/. 34.8 por los ejercicios económicos 2007 y 2008 respectivamente. Constancia de esta revisión se presenta en el Anexo H.

• El resultado de la revisión obligo a una reestructuración de los Estados de Costos y Gastos de los años 2007 y 2008, con la finalidad de mostrar una


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separación de los costos y gastos pertenecientes al negocio eléctrico, de aquellos que corresponden a otras actividades que EDELNOR realiza paralelamente a la actividad principal.

• Revisión de los Contratos suscritos con las firmas: COBRA PERU S.A. prestación de Servicios de Mantenimiento de Alumbrando Público, CAM PERU SRL por Servicios de Mediciones, AVANZIT PERU SAC. por Servicio de Lectura de Medidores y reparto de Factura de Suministros, SYNAPSIS por Servicio de Soporte y Mantenimiento de los sistemas de Telecomunicaciones. Copia de los Contratos revisados se muestra el Anexo H

• Revisión de los criterios de asignación de los costos indirectos de inversión, costos de supervisión directa y costos de administración.

• Revisión de la política contable respecto a: reconocimiento de ingresos, costos y gastos, provisiones, pasivos y activos contingentes, inversiones, existencias, uso de estimaciones, ajuste moneda constante, provisión de la cuenta incobrable.

• Revisión de la planilla de haberes.

En distribución, el porcentaje de revisión de los costos correspondiente a los ejercicios económicos del 2008 y 2007 han alcanzado el 31.06 % y 42.50 % respectivamente, tal como se muestra en el cuadro siguiente:

DiferenciaS/. Miles % S/. Miles % B-A (*) N1 N2

A4 Distribución Media Tensión 30,319 17.68 17,913 13.46 -12,406 -9,537 -2,869A5 Distribución Baja Tensión 78,592 45.82 65,784 49.43 -12,808 -22,277 9,469A6 Alumbrado Público 16,211 9.45 14,030 10.54 -2,181 -2,181 A7 Comercialización 46,407 27.05 35,364 26.57 -11,043 -11,043 Total Costo de Distribucion 171,529 100.00 133,091 100.00 -38,438 -31,814 -6,624 Verificación 34,857 31.06

A4 Distribución Media Tensión 25,316 16.34 18,088 14.37 -7,228 -4,538 -2,690A5 Distribución Baja Tensión 71,166 45.94 66,730 53.01 -4,436 -14,380 9,944A6 Alumbrado Público 15,927 10.28 11,601 9.21 -4,326 -4,326A7 Comercialización 42,499 27.43 29,474 23.41 -13,025 -13,025Total Costo de Distribucion 154,908 100.00 125,893 100.00 -29,015 -18,918 -10,097 Verificación 44,515 42.50

N1= Corresponde a la aplicación de gastos cargados a inversionesN2= Importes resultantes por cambio de metodologia en la aplicación de costos de supervisión directa y costos indirectos

AÑO 2008

Año 2007

Explicación Diferencia COSTOS DISTRIBUCION VAD "A" VAD "B"(Actividades)

Los mayores importes que muestra el VAD “A” con respecto al “B” se refieren a los conceptos que señaláramos en el numeral 3.1.1 es decir

• Importes por S/. 31.8 y 18.9 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente, deducidos de inversiones por ser considerado gastos.

• Gastos, por S/. 1.3 y 1.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente, por corresponder a donaciones no deducibles del impuesto a la renta.

Los importes que se anotan en la columna N2, son el resultado de aplicar, en el proceso de distribución de los costos de supervisión directa y de los costos indirectos (Formatos “B”), lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME de fecha 11.04.94 y los que fija los TDR del Estudio VAD 2009,


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3.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO

Uno de los aspectos que introducen modificaciones a las condiciones vigentes al establecer la anterior fijación del VAD esta asociado con las niveles de calidad de servicio técnico (Interrupciones) que deben garantizar a los usuarios las empresas Distribuidoras.

La calidad del servicio técnico se caracteriza por el número y duración de las interrupciones del abastecimiento eléctrico a los clientes finales. Está ampliamente aceptado que no resulta ni técnica ni económicamente posible asegurar que el abastecimiento de energía eléctrica esté continuamente disponible para la demanda.

Mas bien la función esperada es la provisión de un abastecimiento que satisfaga las necesidades de energía y potencia de los usuarios económicamente, y con un nivel aceptable de calidad y continuidad.

Actualmente se encuentra en vigencia una aplicación a la normativa de calidad de servicio en donde se establecen controles adicionales a los indicadores SAIFI y SAIDI de tipo global, que imponen una revisión de los sistemas de inversión, operación y gestión actuales por parte de las empresas Distribuidoras.

Se establecen además atenuantes en la determinación de las compensaciones entre los periodos 2009 al 2012 en fracciones del 25%, llegando al valor pleno una vez superado los 4 años previstos en la normativa. La determinación de las multas se ha previsto efectuarlas por la aplicación de un costo de falla variable dependiendo del sector típico al cual corresponde las redes involucradas, En particular para el Sector Típico I se ha previsto un Costo Unitario por MW igual a 12 [UITs].

A título general se observa que los niveles para el desempeño esperado (DE) resultan exigentes para el normal desempeño de las empresas correspondientes en el Sector Típico I al fijar una valor de SAIFI de 3 [Interrupciones Usuario / Año] y un SAIDI entre 7,5 y 6,5 de [Horas Interrumpidas Usuario / Año].

Si bien la Empresa Modelo debe ser diseñada con el objeto de poder cumplir con estos límites al igual que los individuales por usuarios, es necesario asegurar adecuados niveles de respaldo de las instalaciones como así también de los recursos para la Operación del personal involucrado en el negocio.

3.7 OTROS ANTECEDENTES

3.7.1 Asignación de Instalaciones al Sistema Eléctrico Modelo

El área de concesión de la empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. - EDELNOR S.A.A., comprende el norte de Lima capital, la Provincia Constitucional del Callao, y provincias del Norte Chico: Huacho, Huaral, Chancay, Supe, Barranca, Pativilca.

Las redes eléctricas de la distribuidora se encuentran segmentadas en 4 Sectores Eléctricos tal como se detalla en el siguiente cuadro:


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SECTOR ELECTRICO SISTEMA ELECTRICO

I LIMA NORTE

II HUACHO-SUPE-BARRANCA HUARAL-CHANCAY HUACHO SUPE-BARRANCA

III SAYÁN-HUMAYA PATIVILCA CANTA CHURÍN

V RAVIRA-PACARAOS HOYOS-ACOS YASO

A continuación se presenta el diagrama unifilar esquemático del Sector Eléctrico I, detallando las SET que alimentan la demanda en MT.

La tensión del sistema de Alta Tensión es de 60 kV, excepto en los casos en que se indica una tensión diferente, y la tensión en la red de MT, o del secundario de las SET, es en todos los casos de 10 kV.

Existe una separación entre las Sectores Eléctricos, por lo que las instalaciones a asignar al Sistema Eléctrico Modelo, o sea el Sector Eléctrico I, son las redes de MT y BT asociadas a las SET perteneciente al Sistema Eléctrico de Lima Norte.

La vinculación con los Sistemas de Transmisión y Generación se realiza en las SET BARSI, CHAVARRIA, SANTA ROSA Y CHILLON de 60 kV.

A continuación se presenta la distribución geográfica de cada una de las SET en la cual se representa la potencia instalada a partir de la altura de los bloques y una distribución topológica con la conformación eléctrica del sistema.


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A estas SET corresponden 313 alimentadores de Media Tensión los que se listan a continuación indicando el nombre de la SET a la que pertenecen y la Identificación del alimentador.

ID SET AlimMT ID SET AlimMT ID SET AlimMT1 ANCON N‐01 59 CTO GRANDE CG‐01 117 MARANGA MA‐162 ANCON N‐02 60 CTO GRANDE CG‐02 118 MIRONES M‐013 ANCON N‐04 61 CTO GRANDE CG‐03 119 MIRONES M‐024 ANCON N‐05 62 CTO GRANDE CG‐04 120 MIRONES M‐035 ANCON N‐06 63 CTO GRANDE CG‐05 121 MIRONES M‐046 BARSI K‐01 64 CTO GRANDE CG‐06 122 MIRONES M‐057 BARSI K‐02 65 CTO GRANDE CG‐07 123 MIRONES M‐068 BARSI K‐03 66 CTO GRANDE CG‐08 124 MIRONES M‐079 BARSI K‐05 67 CTO GRANDE CG‐09 125 MIRONES M‐0810 BARSI K‐07 68 CTO GRANDE CG‐10 126 MIRONES M‐0911 BARSI K‐08 69 CTO GRANDE CG‐11 127 MIRONES M‐1012 BARSI K‐09 70 CTO GRANDE CG‐12 128 MIRONES M‐1113 BARSI K‐10 71 INDUSTRIAL ID‐01 129 MIRONES M‐1214 BARSI K‐11 72 INDUSTRIAL ID‐02 130 MIRONES M‐1315 BARSI K‐12 73 INDUSTRIAL ID‐03 131 MIRONES M‐1416 BARSI K‐13 74 INDUSTRIAL ID‐04 132 MIRONES M‐1517 BARSI K‐14 75 INDUSTRIAL ID‐05 133 MIRONES M‐1618 BARSI K‐15 76 INDUSTRIAL ID‐07 134 MIRONES M‐1719 BARSI K‐16 77 INDUSTRIAL ID‐08 135 MIRONES M‐1820 BARSI K‐17 78 INDUSTRIAL ID‐09 136 MIRONES M‐1921 BARSI K‐19 79 INDUSTRIAL ID‐10 137 MIRONES M‐2022 BARSI K‐20 80 INFANTAS I‐01 138 MIRONES M‐2123 BARSI K‐21 81 INFANTAS I‐02 139 MIRONES M‐2224 BARSI K‐22 82 INFANTAS I‐03 140 MIRONES M‐2325 BARSI K‐23 83 INFANTAS I‐04 141 MIRONES M‐2426 BARSI K‐24 84 INFANTAS I‐05 142 MIRONES M‐2527 CAUDIVILLA CV‐01 85 INFANTAS I‐06 143 MIRONES M‐2628 CAUDIVILLA CV‐02 86 INFANTAS I‐07 144 MIRONES M‐2829 CAUDIVILLA CV‐03 87 INFANTAS I‐08 145 MIRONES M‐2930 CAUDIVILLA CV‐04 88 INFANTAS I‐11 146 MIRONES M‐3131 CAUDIVILLA CV‐05 89 INFANTAS I‐12 147 NARANJAL NJ‐0132 CAUDIVILLA CV‐06 90 INFANTAS I‐13 148 NARANJAL NJ‐0233 CAUDIVILLA CV‐07 91 INFANTAS I‐14 149 NARANJAL NJ‐0334 CAUDIVILLA CV‐08 92 INFANTAS I‐15 150 NARANJAL NJ‐0435 CAUDIVILLA CV‐09 93 INFANTAS I‐16 151 NARANJAL NJ‐0536 CHAVARRIA CH‐01 94 INFANTAS I‐17 152 NARANJAL NJ‐0637 CHAVARRIA CH‐02 95 INFANTAS I‐18 153 NARANJAL NJ‐0738 CHAVARRIA CH‐03 96 INFANTAS I‐19 154 NARANJAL NJ‐0839 CHAVARRIA CH‐04 97 JICAMARCA J‐01 155 NARANJAL NJ‐0940 CHAVARRIA CH‐05 98 JICAMARCA J‐02 156 NARANJAL NJ‐1041 CHAVARRIA CH‐06 99 JICAMARCA J‐03 157 NARANJAL NJ‐1142 CHAVARRIA CH‐07 100 JICAMARCA J‐04 158 NARANJAL NJ‐1243 CHAVARRIA CH‐08 101 JICAMARCA J‐05 159 NARANJAL NJ‐1344 CHAVARRIA CH‐10 102 JICAMARCA J‐06 160 OQUENDO O‐0145 CHAVARRIA CH‐11 103 JICAMARCA J‐07 161 OQUENDO O‐0246 CHAVARRIA CH‐12 104 MARANGA MA‐01 162 OQUENDO O‐0347 CHAVARRIA CH‐13 105 MARANGA MA‐03 163 OQUENDO O‐0448 CHAVARRIA CH‐14 106 MARANGA MA‐04 164 OQUENDO O‐0549 CHAVARRIA CH‐15 107 MARANGA MA‐05 165 OQUENDO O‐0650 CHAVARRIA CH‐16 108 MARANGA MA‐06 166 OQUENDO O‐0751 CHAVARRIA CH‐17 109 MARANGA MA‐07 167 OQUENDO O‐0852 CHAVARRIA CH‐18 110 MARANGA MA‐08 168 OQUENDO O‐0953 CHAVARRIA CH‐19 111 MARANGA MA‐09 169 OQUENDO O‐1054 CHAVARRIA CH‐20 112 MARANGA MA‐10 170 OQUENDO O‐1155 CHAVARRIA CH‐21 113 MARANGA MA‐11 171 OQUENDO O‐1256 CHAVARRIA CH‐22 114 MARANGA MA‐12 172 OQUENDO O‐1357 CHAVARRIA CH‐23 115 MARANGA MA‐13 173 OQUENDO O‐1458 CHAVARRIA CH‐24 116 MARANGA MA‐15 174 PANDO PA‐01


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ID SET AlimMT ID SET AlimMT ID SET AlimMT175 PANDO PA‐02 233 STA.ROSA A P‐28 291 T‐VALLE TV‐07176 PANDO PA‐03 234 STA.ROSA A P‐29 292 T‐VALLE TV‐08177 PANDO PA‐04 235 STA.ROSA A P‐31 293 T‐VALLE TV‐09178 PANDO PA‐05 236 STA.ROSA A P‐32 294 T‐VALLE TV‐10179 PANDO PA‐06 237 STA.ROSA A P‐33 295 T‐VALLE TV‐11180 PANDO PA‐07 238 STA.ROSA A P‐34 296 T‐VALLE TV‐13181 PANDO PA‐08 239 STA.ROSA A SR‐40 297 T‐VALLE TV‐14182 PANDO PA‐09 240 STA.ROSA A SR‐51 298 T‐VALLE TV‐15183 PANDO PA‐10 241 STA.ROSA A SR‐52 299 T‐VALLE TV‐16184 PANDO PA‐11 242 STA‐MARINA F‐01 300 T‐VALLE TV‐17185 PANDO PA‐12 243 STA‐MARINA F‐03 301 T‐VALLE TV‐18186 PANDO PA‐13 244 STA‐MARINA F‐04 302 VENTANILLA V‐01187 PANDO PA‐14 245 STA‐MARINA F‐05 303 VENTANILLA V‐02188 PANDO PA‐15 246 STA‐MARINA F‐06 304 VENTANILLA V‐03189 PERSHING Q‐02 247 STA‐MARINA F‐07 305 VENTANILLA V‐04190 PERSHING Q‐03 248 STA‐MARINA F‐08 306 VENTANILLA V‐05191 PERSHING Q‐04 249 STA‐MARINA F‐09 307 VENTANILLA V‐06192 PERSHING Q‐05 250 STA‐MARINA F‐11 308 VENTANILLA V‐07193 PERSHING Q‐06 251 STA‐MARINA F‐12 309 ZAPALLAL W‐01194 PERSHING Q‐07 252 STA‐MARINA F‐14 310 ZAPALLAL W‐02195 PERSHING Q‐08 253 STA‐MARINA F‐16 311 ZAPALLAL W‐03196 PERSHING Q‐10 254 STA‐MARINA F‐17 312 ZAPALLAL W‐04197 PERSHING Q‐11 255 STA‐MARINA F‐18 313 ZAPALLAL W‐05198 PERSHING Q‐12 256 STA‐MARINA F‐19199 PERSHING Q‐13 257 STA‐MARINA F‐21200 PERSHING Q‐14 258 TACNA T‐01201 PERSHING Q‐15 259 TACNA T‐02202 PERSHING Q‐16 260 TACNA T‐03203 PERSHING Q‐17 261 TACNA T‐04204 PERSHING Q‐18 262 TACNA T‐05205 PERSHING Q‐20 263 TACNA T‐06206 PT‐PIEDRA PP‐02 264 TACNA T‐07207 PT‐PIEDRA PP‐03 265 TACNA T‐08208 PT‐PIEDRA PP‐04 266 TACNA T‐09209 PT‐PIEDRA PP‐05 267 TACNA T‐10210 PT‐PIEDRA PP‐06 268 TACNA T‐11211 PT‐PIEDRA PP‐07 269 TACNA T‐12212 PT‐PIEDRA PP‐10 270 TACNA T‐13213 STA.ROSA A P‐01 271 TACNA T‐14214 STA.ROSA A P‐05 272 TACNA T‐15215 STA.ROSA A P‐06 273 TACNA T‐16216 STA.ROSA A P‐07 274 TACNA T‐17217 STA.ROSA A P‐12 275 TACNA T‐18218 STA.ROSA A P‐13 276 TACNA T‐19219 STA.ROSA A P‐14 277 TACNA T‐21220 STA.ROSA A P‐15 278 TACNA T‐22221 STA.ROSA A P‐16 279 TACNA T‐23222 STA.ROSA A P‐17 280 TACNA T‐24223 STA.ROSA A P‐18 281 TACNA T‐25224 STA.ROSA A P‐19 282 TACNA T‐27225 STA.ROSA A P‐20 283 TACNA T‐29226 STA.ROSA A P‐21 284 TACNA T‐30227 STA.ROSA A P‐22 285 T‐VALLE TV‐01228 STA.ROSA A P‐23 286 T‐VALLE TV‐02229 STA.ROSA A P‐24 287 T‐VALLE TV‐03230 STA.ROSA A P‐25 288 T‐VALLE TV‐04231 STA.ROSA A P‐26 289 T‐VALLE TV‐05232 STA.ROSA A P‐27 290 T‐VALLE TV‐06

Finalmente se han relevado todas las Subestaciones de Distribución (SED) y transformadores de clientes MT, alimentados desde cada SET. Las mismas se han agrupado por tipo de SED, y se indica su cantidad y la potencia total instalada.


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N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA ANCON 10 426 53 5521 16 3165 0 0 6 705 121 18411 17 5154 223 33382BARSI 25 546 72 11830 38 13400 1 100 13 3940 294 114143 71 64250 514 208209CAUDIVILLA 102 4830 264 27502 22 4502 0 0 34 5510 591 69820 23 10438 1036 122601CHAVARRIA 46 1752 261 40388 43 16220 5 2980 39 9320 614 161857 88 56942 1096 289460CTO GRANDE 61 1851 360 49946 25 6570 1 100 46 9175 599 102694 41 23160 1133 193496INDUSTRIAL 0 0 15 4080 12 3375 0 0 4 820 109 53977 50 39037 190 101289INFANTAS 50 2351 321 44607 32 9660 0 0 73 14010 633 118222 55 29867 1164 218718JICAMARCA 45 1614 207 24526 2 410 0 0 0 0 272 32012 14 5032 540 63594MARANGA 0 0 50 11385 34 20160 0 0 36 10925 211 99346 33 25511 364 167327MIRONES 10 536 115 23895 73 37272 0 0 24 7685 470 213759 113 92024 805 375172NARANJAL 115 3083 194 26285 28 8232 0 0 34 8090 482 94629 41 35985 894 176304OQUENDO 37 1186 108 13970 18 4010 0 0 3 660 260 93219 71 66863 497 179909PANDO 3 112 59 12730 44 23275 0 0 28 8440 264 116463 55 42236 453 203257PERSHING 0 0 89 23700 59 38505 2 1730 60 18685 345 148443 36 16803 591 247866PT‐PIEDRA 146 4202 209 21228 14 2657 0 0 7 890 451 72430 54 39641 881 141048STA.ROSA A 31 1326 247 42855 56 23515 13 11220 42 9495 628 214027 112 78845 1129 381283STA‐MARINA 58 1348 247 31150 49 16690 1 160 23 4705 522 107283 45 28340 945 189676TACNA 9 552 141 19530 41 22130 48 43645 32 11000 481 211115 57 30700 809 338672T‐VALLE 23 657 172 29810 31 10320 0 0 78 20625 410 123039 60 46242 774 230693VENTANILLA 22 591 302 32735 12 2565 0 0 8 1190 389 48591 31 8860 764 94532ZAPALLAL 124 4036 244 25708 6 667 0 0 1 75 402 34864 20 3730 797 69080

CLIENTES MTTOTAL SED Y CLIENTES MTSUBTERRANEA BOVEDA

COMPACTASMONOPOSTE BIPOSTE

AEREA

SETCONVENCIONALES

A NIVEL PEDESTAL

A continuación y a modo de ejemplo se presenta la distribución geográfica de las diferentes SED


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3.7.2 Estudio del Costo del Capital de Trabajo

De acuerdo a lo indicado en el Punto 5.2 de los TDR debe calcularse el costo financiero requerido para cubrir el desfase entre la cobranza de la facturación de energía y los pagos por compras de energía y otros gastos operativos en los primeros meses de operación de la empresa distribuidora.

El costo anual del capital de trabajo de la empresa modelo calculado resulta de 3,17 millones de US$.

Para efectuar este cálculo se utilizó un modelo que simula la operación típica de una empresa distribuidora en el primer año de funcionamiento, considerando que comienza a suministrar energía el 1 de enero.

Se han considerado las siguientes hipótesis para el modelado y la estimación del capital de trabajo diario requerido durante el primer año de operación:

• Se determina el flujo diario de ingresos y egresos desde el 1 enero hasta el 31 diciembre

• El Capital de Trabajo diario es el saldo negativo de caja

• Los intereses diarios se actualizan al 31 de diciembre

A continuación se describen los criterios y datos que se utilizarán en el modelo para determinar el flujo de ingresos y egresos diarios de la distribuidora en el hipotético primer año de operación de la misma.

La información se obtuvo del Estado de Resultados para el Año 2008 presentado como información financiera por Edelnor (archivo “EERR_2008-2007.xls”).


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a. CRITERIOS DE CÁLCULO

i. Flujo de Ingresos

Los criterios e hipótesis considerados en el modelo son los siguientes:

• Se toman en cuenta los Ingresos totales por facturación informados para el año 2008, incluyendo el IGV.

• Se considera que se leen los medidores, se factura y se cobra todos los días hábiles del año, el mismo monto cada día (distribución lineal para todos los días hábiles)

• Se determina la cantidad de planes de facturación de manera que los clientes tengan 1 factura por mes

• Se considera que la cobranza de cada plan se efectúa en el mismo plazo promedio de lectura-cobranza cada día hábil del año, suponiendo la cobranza de todo el monto facturado en ese plazo medio

• Durante el primer mes de inicio de las operaciones se modela que el consumo de energía leído, facturado y cobrado en cada plan es creciente comenzando por 1 día, y siguiendo por 2, 3, etc. hasta completar los 30 días al finalizar el primer mes

ii. Flujo de Egresos

Los criterios e hipótesis consideradas para modelar el flujo de egresos de la distribuidora son los siguientes:

• Al inicio de las operaciones, el 1 de Enero, se consideran los egresos para constitución del stock de materiales de explotación y para el fondo fijo (caja + bancos)

• El monto del stock de materiales se estima como 3 meses del consumo anual. El fondo fijo se estima equivalente a 1 día de facturación.

• Se consideran todos los egresos de la compañía, incluyendo compras de energía, gastos de explotación, pago de tributo e impuestos, anticipo de pago de impuesto a la renta y anticipo de pago de dividendos. El IGV se incluye cuando corresponde

• Los egresos mensuales se estiman dividiendo los egresos anuales por 12

• Los egresos se clasifican y agrupan según las fechas típicas de pago, en relación al mes de ejecución del egreso, y se ubican en esas fechas para todos los meses

• Los valores correspondientes a la Empresa Modelo se obtienen aplicando las relaciones con la Empresa Total que se obtienen de los Formatos A informados por la distribuidora


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iii. Tasa de interés

Se ha considerado para calcular el costo del capital de trabajo una tasa anual del 12%, o sea una tasa de interés diario del 0,031%.

iv. Cálculo del Costo del Capital de Trabajo

El capital de trabajo diario se determina como el saldo negativo de caja.

El costo del capital de trabajo se obtiene aplicando el interés diario al capital de trabajo diario, y efectuando el valor presente neto del flujo de intereses, actualizados al final del año de análisis (31 de diciembre).

b. DATOS UTILIZADOS

Los ingresos y costos considerados en el cálculo se obtuvieron, como se indicó, del Estado de Resultados para el año 2008, con la excepción de los que se indican a continuación por entenderse que no forman parte del flujo de fondos típico de la Empresa Modelo:

Ingresos no considerados: ingresos financieros; ganancia por diferencia de cambio; venta de almacén; otros.

Costos no considerados: provisiones del ejercicio; depreciación; amortización; provisión cobranza dudosa; costo de venta de almacén; otros egresos; cargas financieras; pérdida por diferencia de cambio; egresos excepcionales.

El monto total de inversiones considerado es de 186,7 millones de soles.

Los valores adoptados se presentan en la siguiente tabla.

Total Costos de Explotación 232.555.348 S/.Total Inversiones 186.700.000 S/.

Total Empresa Relación Emp Mod /

Empresa Modelo

Empresa Modelo

S/. / año Total Emp S/. / año US$ / añoFacturación 1.446.953.578 0,992 1.435.005.851 490.935.974Compras de Energía 803.014.408 0,922 740.689.266 253.400.365

Costo de Personal ( Salarios ) 46.686.188 0,983 45.881.835 15.696.830Cargas Sociales y CTS 5.215.713 0,982 5.120.331 1.751.738

Monto de Materiales ( Explotación + Inversiones ) 91.159.018 0,967 88.125.483 30.148.985Monto de Servicios ( Explotación + Inversiones ) 249.484.943 0,939 234.329.360 80.167.417

Otros Gastos 10.143.127 0,954 9.678.590 3.311.184Tributos e Impuestos ( excepto IGV ) 16.566.359 0,943 15.616.759 5.342.716

Utilidades a repartir 154.387.113 0,992 153.112.314 52.381.907

TC promedio 2008 2,923

A partir de esta información se determinaron los siguientes montos considerando el IGV correspondiente.


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DATOSTasa de Interés 12,00% anual

0,031% diariaTasa promedio del IGV en las compras de energía 19,0%Tasa promedio del IGV en los pagos de servicios y materiales 19,0%Tasa promedio del IGV en la venta de energía 19,0%

Pago a Cuenta Impuesto a las rentas ( 6% Ingresos ) monto anual 35.052.829 US$

Facturación total sin IGV monto anual 490.935.974 US$IGV ventas monto anual 93.277.835 US$Facturación total con IGV monto anual 584.213.809 US$

Compras de energía sin IGV monto anual 253.400.365 US$Materiales sin IGV monto anual 30.148.985 US$Servicios sin IGV monto anual 80.167.417 US$Otros Gastos sin IGV 3.311.184IGV compras monto anual 69.735.311 US$

Pago neto del IGV monto anual 23.542.524 US$

Los datos utilizados para el cálculo de los ingresos son los siguientes.

CALCULO DE INGRESOSPlazo Medio de Cobro período lectura-cobro 30 díasMonto total anual facturado con IGV 584.213.809 US$

Finalmente en lo que respecta a los montos de los egresos modelados, y sus correspondientes fechas de erogación los valores considerados se presentan a continuación.

EGRESOSAnuales

[ US$ / año ]Mensuales

[ US$ / mes ]COMPRAS DE ENERGIADía 24 del mes n+1 Compras de Energía 301.546.434 25.128.870COSTOS DE PERSONAL25 de cada mes n P - Salarios 15.696.830 1.308.06915 días del mes n+1 PIS - CS, CTS 1.751.738 145.978DIVIDENDOSPago trimestral: Mayo-Agosto-Noviembre-Abril DIV 52.381.907 13.095.477CARGOS E IMPUESTOS15 días del mes siguiente n+1 C/I - IGV 23.542.524 1.961.87715 días del mes siguiente n+1 C/I - Anticipo Rentas 35.052.829 2.921.06915 días del mes siguiente n+1 OT - Otros gastos y tributos 9.283.025 773.585MATERIALES Y SERVICIOS13 días del mes n+2 M/S - Materiales y Servicios Exp/Inv 131.276.518 10.939.710SOCK Y FONDO FIJO - 1er día del añoStock de Materiales - 3 meses del consumo anual Stock de Materiales 23.849.807Fondo Fijo (caja+bancos) - 1 día de facturación Fondo Fijo 2.318.309

c. EVOLUCIÓN DEL CAPITAL DE TRABAJO

En el gráfico que sigue se presenta la evolución anual del flujo de ingresos y egresos y del capital de trabajo modelados de acuerdo a los criterios y los datos adoptados.


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-35.000

-30.000

-25.000

-20.000

-15.000

-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

2008

-01-

01

2008

-01-

31

2008

-03-

02

2008

-04-

01

2008

-05-

01

2008

-05-

31

2008

-06-

30

2008

-07-

30

2008

-08-

29

2008

-09-

28

2008

-10-

28

2008

-11-

27

2008

-12-

27

mile

s U

S$

Ingresos Egresos Capital de Trabajo

3.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS

Por Resolución Ministerial Nº197-94 EM/VME de fecha 11.04.94, se aprueba el “Manual de Costos” para empresas de electricidad concesionarias y/o autorizadas y se establece la obligación de llevar una contabilidad de costos para las actividades de generación, transmisión y distribución.

Este Manual de Costos, establece el registro de las transacciones identificando los gastos directos que deben imputarse a cada unidad de costos, teniendo en cuenta la actividad desarrollada (generación, transmisión, distribución, comercialización y administración) así como sus correspondientes costos indirectos que de ellos se deriven.

EDELNOR establece, tomando en cuenta el Manual de Costos en cuanto se refiere a las actividades que desarrolla, criterios de base para la asignación de costos de supervisión directa y costos de administración fijando procedimientos a seguir, los mismos que se señalan en el numeral 4.1.

Las actividades de negocio establecidas por los TDR, que asumen costos de supervisión directa y costos indirectos, son las siguientes:

• A1: Actividad Compra de Energía

• A2. Generación

• A3. Transmisión

• A4. Distribución Media - Tensión

• A5. Distribución Baja - Tensión

• A6. Alumbrado Público

• A7. Comercialización

• A8. Conexión a la Red de Distribución Eléctrica.


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• A9. Corte y Reconexión

• A10. Gestión de Inversiones en Distribución.

• A11. Gestión de Inversiones en Otras Áreas

• A12. Apoyo en Postes

• A13. Otros Servicios

• A14. Negocios Financieros

• A15. Depreciación

• A16. Otras.

EDELNOR atiende el área del mercado de la distribuidora correspondiente al Sector Típico 1, o sea el Sector en estudio. El área de servicio de esta Empresa es el de Lima Norte.

A continuación se efectúa la revisión y la validación de los criterios utilizados por la distribuidora para asignar los diversos costos, VNR, ingresos y margen de distribución correspondientes a cada actividad.

3.8.1 Asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos a las inversiones (margen de contribución a inversiones o activación de gastos).

Los costos de supervisión son aquellos originados por el trabajo de supervisión que efectúan de manera directa cada una de las áreas orgánicas de la empresa para la adecuada ejecución de las actividades que desarrollan. Los costos indirectos son aquellos vinculados con la administración y servicios funcionales de la empresa.

El criterio utilizado por EDELNOR, en la asignación de estos costos en las actividades de inversión, definido en el documento explicativo entregado por la empresa, es el mismo utilizado en sus balances de los años 2005 y 2006. La metodología aplicada consiste en que la empresa prepara una distribución de tiempo que cada área dedico a la obra sobre la base de un estudio de tiempos realizado en cada ejercicio, procediendo a determinar un porcentaje que se aplica sobre los gastos directos con la obra.

Los porcentajes de asignación de estos costos totales resultantes de la aplicación de este criterio, para los años 2008 y 2007 son:

Inversión Gastos Inversión Gastos

Costos de Supervisión Directa 3,843 32.34% 67.66% 7,931 0.95% 99.05%

Costos Indirectos 64,483 8.10% 91.90% 60,476 9.39% 90.61%

20072008Importe

MS/.Importe MS/. DistribuciónDistribución

Los importes que se asignan a inversiones son MS/. 6,466 y MS/. 5,756 por los años 2008 y 2007 respectivamente, que representa en promedio el 9.46 % para el año 2008 y 8.41 % para el año 2007, del total de los costos de supervisión directa más los costos indirectos.

De acuerdo a la RM Nº 197-94-EM-VME (Manual de Costos de las Empresas Eléctricas Concesionarias), establece que se debe extraer de costos indirectos un 25 % de ellos


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para llevarlos a la cuenta de inversiones, teniendo como límite el 7.5 % del monto de la inversión anualizada.

La verificación de los limites establecidos por la normatividad, considera asociar costos y gastos indirectos a inversiones por MS/. 14,007 para el año 2008 y MS/. 8,773 para el 2007, lo que implica que se ha dejado de aplicar a inversiones la cantidad de MS/. 7,541 y MS/. 3,017 por los años 2008 y 2007 respectivamente.

3.8.2 Asignación del margen de contribución a inversiones o activación de gastos a las actividades de inversión.

De acuerdo al criterio definido por EDELNOR, una vez determinado el margen de contribución a inversiones según lo detallado en el punto anterior, se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obras de inversión de la Distribuidora (Transmisión, Distribución, Comercialización etc.), sobre la base de sus respectivos costos de inversión ejecutada en el año.

3.8.3 Asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos a las distintas actividades de la distribuidora

El documento que describe los criterios de asignación establecidos por EDELNOR, considera la asignación de estos costos entre las distintas actividades sobre la base de la utilización del tiempo que dedica, personal de las Gerencias, Sub-Gerencias y Departamentos de Apoyo, en cada una de las actividades.

En la aplicación de este criterio, la empresa de distribución ha establecido dos tablas:

• Tabla de asignación de costos de supervisión directa - CSD.

• Tabla de asignación de costos generales de administración.- CI.

Estas tablas fijan, en términos porcentuales, la distribución de los costos de supervisión directa y de costos indirectos a ser aplicados en cada una de las actividades que desarrollan las diferentes áreas de la empresa.

Los cuadros siguientes muestran los porcentajes de asignación, de los costos indirectos y de los costos de supervisión directa a las diferentes actividades que desarrolla la empresa


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ITEM ACTIVIDADDirectorio - Gerencia General

Gerencia de Comercialización -

Gerencia de Regulación y

Gesión de Energía

Gerencia Técnica

Gerencia de Administración y Finanzas

Gerencia de RRHH

A1 Compra de EnergíaA2 Generación 0.07% 0.07% 0.07% 0.07% 0.07%A3 Transmisión 5.78% 5.78% 5.78% 5.78% 5.78%A4 Distribución Media Tensión 13.64% 13.64% 13.64% 13.64% 13.64%A5 Distribución Baja Tensión 41.04% 41.04% 41.04% 41.04% 41.04%A6 Alumbrado Público 6.41% 6.41% 6.41% 6.41% 6.41%A7 Comercialización 18.46% 18.46% 18.46% 18.46% 18.46%A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 1.62% 1.62% 1.62% 1.62% 1.62%A9 Corte y Reconexión 0.30% 0.30% 0.30% 0.30% 0.30%

A10 Gestión de Inversión en Distribución 8.38% 8.38% 8.38% 8.38% 8.38%A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 2.85% 2.85% 2.85% 2.85% 2.85%A12 Asesoria a Terceros 0.04% 0.04% 0.04% 0.04% 0.04%A13 Otros Servicios 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41%A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

TABLA DE ASIGNACION DE COSTOS INDIRECTOS

ITEM ACTIVIDAD

Sub Gerencia

Ingenieria y Obras

Sub Gerencia Mantenimiento

Sub Gerencia

Operaciones y Calidad del

Servicio

Sub Gerencia

Operaciones Comerciales

Sub Gerencia

Mercado No Regulado

Sub Gerencia Desarrollo Comercial

Sección Administració

n y Control Gestión

Comercial

A1 Compra de EnergíaA2 Generación 0.69% 0.60% 0.01%A3 Transmisión 2.49% 14.78% 12.60%A4 Distribución Media Tensión 3.54% 3.20% 16.04% 0.02% 0.01% 0.00% 0.02%A5 Distribución Baja Tensión 8.71% 52.38% 37.99% 1.34% 0.69% 0.04% 1.34%A6 Alumbrado Público 6.29% 29.04% 31.83%A7 Comercialización 0.89% 1.11% 64.73% 54.01% 84.06% 21.13%A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 29.24% 15.05% 0.88% 29.24%A9 Corte y Reconexión 4.67% 2.41% 0.14% 4.67%

A10 Gestión de Inversión en Distribución 61.65% 0.30%A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 15.73% 0.12%A12 Asesoria a Terceros 1.17% 2.17% 0.19%A13 Otros Servicios 26.66% 12.71% 43.41%A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

TABLA DE ASIGNACION DE COSTOS DIRECTOS DE SUPERVISION

La observación a plantear en este caso, es que la encuesta de distribución de tiempo ha sido efectuada al nivel de sub-gerencias y departamentos operativos y de apoyo, definiendo la distribución de los costos sobre la base del tiempo que las respectivas jefaturas destinan a cada actividad, lo cual no siempre es coincidente con las horas / hombre que el personal que conforman dichas áreas destinan a las actividades con las que mantiene vinculación directa.

Esta metodología utilizada por EDELNOR, para la asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos a las distintas actividades, no se ajusta a lo establecido por la RM Nº 197-94-EM/VME (Manual de Costos de las Empresas Eléctricas Concesionarias) que fija que los gastos de administración correspondientes a las áreas que realizan estudios y obras se asignen directamente al costo de inversión y los gastos de los órganos de gobierno ( Costos Indirectos) sean aplicados en un 75 % al Costo del Servicio y el 25 % restante al costo de inversión en estudios y obras siempre que este monto resultante no exceda del 7.5 % del monto de la inversión anualizada.

De otro lado los TDR indican que los criterios de asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos de la Gerencia Central de la empresa para cada actividad, podrá ser en el caso del Directorio y de los Gerentes sobre la base del margen de


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contribución de cada actividad a la utilidad de la empresa y en el caso de profesionales, técnicos o administrativos el tiempo que dedican a cada actividad.

3.8.4 Asignación de los gastos de supervisión directa y costos indirectos a las distintas actividades de la distribuidora. Criterio alternativo.

Como criterio alternativo a la metodología establecida por EDELNOR se ha definido, que en la formulación de los Formatos “B” aplicar, para la distribución de los costos de supervisión directa y de los costos indirectos en las distintas actividades, la siguiente metodología:

• Distribución de los costos de supervisión directa (Sub Gerencia Técnica y Sub Gerencia Comercial ), − Sub Gerencia Técnica,

· Los costos de supervisión directa en el desarrollo de la Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico, son aplicados en forma proporcional al costo directo de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución Media Tensión, Distribución Baja Tensión y Alumbrado Público.

· Los costos de supervisión en Estudios y Obras del servicio eléctrico son aplicados en forma proporcional al costo directo de las actividades de Gestión de Inversión en Distribución y Gestión de Inversiones en Otras Áreas.

· Una vez determinado el margen de contribución a inversiones, se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obra, sobre la base de sus respectivos costos directos de inversión ejecutada en el año.

− Sub Gerencia Comercial · Los costos de supervisión en la operación comercial del servicio eléctrico,

son aplicados en forma proporcional al costo directo de las actividades de Comercialización, Conexiones a la Red de la Distribución Eléctrica y Corte y Reconexiones.

· Los costos de supervisión de las actividades de Asesoria a Terceros y Otros Servicios, son aplicados en forma proporcional a sus respectivos costos directos.

• Los costos indirectos (Gastos de Administración) son distribuidos entre las diferentes Actividades bajo el siguiente procedimiento: − El 25 % se distribuye en forma proporcional al costo (del año) de las

inversiones en estudios y obras de las actividades de Gestión de Inversión en Distribución y Gestión de Inversión en Otras Áreas, teniendo como límite el 7.5 % del monto de la inversión anualizada (Resolución Ministerial Nº 197-94-EM-VME).

− Una vez determinado el margen de contribución a inversiones, se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obra, sobre la base de sus respectivos costos directos de inversión ejecutada en el año

− El 75 % se distribuye de acuerdo al margen de contribución de cada actividad a la utilidad de la empresa. Las actividades que absorben estos costos indirectos son Generación, Transmisión, Distribución Media Tensión, Distribución Baja Tensión, Alumbrado Público, Comercialización, Conexión a la Red de Distribución Eléctrica, Corte y Reconexión, Asesoria a Terceros y Otros Servicios.


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Como resultado de la aplicación de la metodología establecida por EDELNOR y la que se fija como Criterio Alternativo, en la distribución del costo de supervisión directa y de los costos indirectos, el siguiente Cuadro de Costos y Gastos Totales muestra, los resultados obtenidos:

Código Actividad MS/. % MS/. % MS/. % MS/. %

A1 Compra de Energía 803,014 74.52 803,014 76.88 755,043 74.42 755,043 75.92A2 Generación 1,374 0.13 1,269 0.12 1,039 0.10 971 0.10A3 Transmisión 13,624 1.26 16,168 1.55 13,271 1.31 16,213 1.63A4 Distribución Media Tensión 30,319 2.81 17,914 1.72 25,316 2.50 19,493 1.96A5 Distribución Baja Tensión 78,592 7.29 65,784 6.30 71,166 7.01 69,959 7.03A6 Alumbrado Público 16,211 1.50 14,030 1.34 15,927 1.57 12,074 1.21A7 Comercialización 46,407 4.31 35,364 3.39 42,499 4.19 31,539 3.17A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 27,800 2.58 26,931 2.58 25,849 2.55 25,047 2.52A9 Corte y Reconexión 4,633 0.43 4,462 0.43 4,972 0.49 4,831 0.49A10 Gestión de Inversión en Distribución 8,242 0.76 11,120 1.06 9,189 0.91 7,509 0.76A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 4,453 0.41 5,191 0.50 3,247 0.32 4,104 0.41A12 Apoyo en Postes 474 0.04 586 0.06 545 0.05 661 0.07A13 Otros Servicios 42,481 3.94 42,687 4.09 46,453 4.58 47,099 4.74A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 1,077,624 100.00 1,044,520 100.00 1,014,515 100.00 994,543 100.00

Año 2008 Año 2007COSTOS Y GASTOS TOTALES Edelnor Criterio Altenativo Edelnor Criterio Altenativo

Bajo el Criterio Alternativo, se asigna a Inversiones MS/: 14,090 por el año 2008 y MS/ 8,833 por el 2007, que representan 26.97% y el 20.35% del total de costos de supervisión directa mas costos indirectos de los años 2008 y 2007 respectivammente, tal como muestra el Cuadro siguiente. :

Inversión Gastos Inversión Gastos

Costos de Supervisión Directa 2,524 3.37% 96.63% 2,391 4.18% 95.82%Costos Indirectos 59,363 23.60% 76.40% 54,257 16.17% 83.83%

2007DistribuciónDistribuciónImporte MS/. Importe

MS/.

2008

El proceso de asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos, a las actividades de inversión, cumple con lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94-EM-VME respecto a la absorción de los costos indirectos.

3.8.5 Criterios de asignación de ingresos a cada una de las actividades de la empresa.

Para las actividades A1 hasta A7 la distribuidora ha tomado como criterio efectuar una distribución de los ingresos provenientes de la “Venta de Energía al Público” en función de las fórmulas de conformación de las tarifas para clientes finales.

A continuación se describe con mayor detalle el procedimiento empleado por la distribuidora.

• Para la actividad de compra de energía A1 contienen los precios de potencia y energía al nivel de barra publicada. Las pérdidas reconocidas en potencia y energía al nivel de distribución al ser factores de expansión aplicados a los precios de barra, han sido consideradas en la parte de ingresos de la actividad compra de energía.

• Para la actividad de transmisión A3 se ha considerado a los ingresos por peaje e ingreso tarifario, en energía y potencia.


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• Dentro de las actividades de distribución de media tensión y baja tensión A4 y A5 respectivamente corresponde al componente VADMT y VADBT de la tarifa regulada incluyendo los factores que las afectan: actualización, economías de escala, balance de potencia (FBP) y PTP. También se han incluido los ingresos provenientes del concepto “Consumos no Registrados”, el cual fue distribuido entre las actividades en forma proporcional a los ingresos determinados para estas actividades por “Venta de Energía al Público”.

• Para la actividad Alumbrado público A6 representa el monto de alícuotas facturadas determinadas a partir de aplicar la tarifa BT5C y sus consumos reales del servicio alumbrado público.

• Para la actividad Comercialización A7 corresponde a la facturación por cargo fijo comercial para medición simple (CFE), parcial (CFS) y horaria (CFH).

De acuerdo a lo informado por la empresa distribuidora en cada mes se evalúa la incidencia que presenta cada componente de la tarifa partiendo de las fórmulas tarifarías vigentes (Resolución N°1908-2001-OS/CD Numeral III).

Para el mercado libre en media tensión MT1 se asume la estructura tarifaría de la MT2. Asimismo se aplica el mismo criterio para la tarifa TD1. Respecto a la tarifa en alta tensión AT1 solo presenta ingresos para generación y transmisión.

El cargo por FOSE fue deducido de toda la facturación por venta al público debido a que éste no corresponde a un ingreso propio de la empresa.

• Para la actividad A8 y A9 los ingresos provienen de lo consignado en los asientos contables en los conceptos “Conexiones a la Red de Distribución Eléctrica” y “Corte y Reconexión” respectivamente.

• Para las actividades A12 “Apoyo en Poste” y A13 “Otros Servicios” los ingresos provienen de lo consignado en los asientos contables. Respecto a otros servicios corresponde a ingresos por otros negocios paralelos al servicio eléctrico.

De conformidad a los criterios de asignación de ingresos a cada una de las actividades establecidas por la Empresa Distribuidora y a la inclusión de otros ingresos no registrados en los Formatos “A”, se obtiene el Cuadro siguiente que muestra los ingresos correspondientes a los ejercicios económicos 2008 y 2007:

Código Actividad M S/. % M S/. % M S/. % M S/. %

A1 Compra de Energía 803,014 56.05 803,014 55.80 755,043 55.97 755,043 55.95A2 Generación 1,601 0.11 1,601 0.11 1,452 0.11 1,452 0.11A3 Transmisión 72,641 5.07 72,641 5.05 68,278 5.06 68,278 5.06A4 Distribución Media Tensión 57,236 3.99 57,236 3.98 52,293 3.88 52,293 3.88A5 Distribución Baja Tensión 358,472 25.02 364,755 25.35 330,100 24.47 331,252 24.55A6 Alumbrado Público 26,513 1.85 26,513 1.84 24,424 1.81 24,424 1.81A7 Comercialización 29,449 2.06 29,449 2.05 26,728 1.98 26,728 1.98A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 26,891 1.88 26,891 1.87 24,663 1.83 24,663 1.83A9 Corte y Reconexión 3,546 0.25 3,546 0.25 3,580 0.27 3,580 0.27

A10 Gestión de Inversión en Distribución 0 0.00 0 0.00 0 0.00 0 0.00A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 0 0.00 0 0.00 0 0.00 0 0.00A12 Apoyo en Postes 1,922 0.13 1,922 0.13 2,037 0.15 2,037 0.15A13 Otros Servicios 51,453 3.59 51,453 3.58 60,299 4.47 59,719 4.43A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 1,432,737 100.00 1,439,021 100.00 1,348,898 100.00 1,349,470 100.00

INGRESOS TOTALES Año 2008 Año 2007Edelnor Criterio Alternativo Edelnor Criterio Alternativo


3-49

EDELNOR 21/7/09

La contabilidad registra como ingresos por todo concepto la suma de MS/. 1, 439,021 y 1, 349,470 por los años 2008 y 2007 respectivamente. Los Formatos “A” registran como ingreso la suma de MS/. 1, 384,767 y 1, 348,897 para los años antes citados, lo que resulta una diferencia de menos MS/. 54,254 y MS/. 573 para los años 2008 y 2007 respectivamente.

3.8.6 Revisión y validación de la asignación del margen económico a las actividades de la empresa

Al comparar, los márgenes económicos por actividad reportados por la empresa distribuidora, con los que resulta de la aplicación del Criterio Alternativo, se obtienen los resultados que muestra el Cuadro siguiente.

EDELNOR

Ingreso Egresos Margen Bruto Anualidad Margen

EconómicoMargen

Económico

Código Actividad MS/. MS/. MS/. MS/. MS/. MS/.

A1 Compra de Energía 803,014 803,014A2 Generación 1,601 1,269 331 1,917 -1,586 -1,690A3 Transmisión 72,641 16,168 56,473 63,535 -7,062 -4,518A4 Distribución Media Tensión 57,236 17,914 39,322 92,954 -53,632 -57,744A5 Distribución Baja Tensión 364,755 65,784 298,971 246,263 52,708 52,597A6 Alumbrado Público 26,513 14,029 12,484 68,517 -56,033 -59,132A7 Comercialización 29,449 35,364 -5,916 2,507 -8,423 -19,498A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 26,891 26,931 -40 -40 -908A9 Corte y Reconexión 3,546 4,462 -915 -915 -1,086

A10 Gestión de Inversión en Distribución 0 11,120 -11,120 -11,120 -8,242A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 0 5,191 -5,191 -5,191 -4,453A12 Apoyo en Postes 1,922 586 1,336 1,336 1,448A13 Otros Servicios 51,453 42,687 8,766 8,766 8,972A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 1,439,021 1,044,520 394,501 475,693 -81,192 -94,254

MARGEN ECONOMICO 2008Criterio Alternativo

El margen económico de las actividades operativas propias del servicio eléctrico, alcanza la cifra negativa de MS/. 83,777 según lo reportado por la empresa Distribuidora, mientras que bajo el criterio alternativo alcanza la cifra negativa de MS/. 65,380 según muestra el Cuadro siguiente:

EDELNOR

Ingreso Egresos Margen Bruto Anualidad Margen

EconómicoMargen

EconómicoCódigo Actividad MS/. MS/. MS/. MS/. MS/. MS/.

A1 Compra de Energía 803,014 803,014A4 Distribución Media Tensión 57,236 17,914 39,322 92,954 -53,632 -57,744A5 Distribución Baja Tensión 364,755 65,784 298,971 246,263 52,708 52,597A6 Alumbrado Público 26,513 14,029 12,484 68,517 -56,033 -59,132A7 Comercialización 29,449 35,364 -5,916 2,507 -8,423 -19,498

Total Actividades 1,280,967 936,106 344,862 410,241 -65,380 -83,777

Diferencia 18,397Total Margen Real -65,380

MARGEN ECONOMICO DISTRIBUCION 2008Criterio Alternativo

3.9 FORMATOS B

Una vez efectuada la revisión y validación de los antecedentes se procedió a ajustar los Formatos A presentados por la Empresa Distribuidora, obteniéndose de esa manera los Formatos B que se adjuntan en el Anexo K de este informe.

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4. REVISIÓN INICIAL DE COSTOS

En función de lo indicado en el punto 5.3 de los TDR para el Estudio de Costos del VAD, hemos efectuado el análisis de la organización y de la estructura de personal relevada.

Sobre la base de la estructura relevada se ha efectuado la revisión y optimización de la estructura de personal, incluyendo la revisión del nivel de sueldos tomando en consideración los resultados de estudios de mercados de remuneraciones.

4.1 ANALISIS DE LOS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

El análisis de los costos de operación y mantenimiento se ha efectuado en forma conjunta con la revisión y ajuste inicial de estos costos, que se presenta en el punto 4.5 de este capítulo.

Los resultados del ajuste efectuado para los Costos de Explotación Comercial, Explotación Técnica y Gestión se presentan a continuación.

4.1.1 Costos de Explotación Técnica

Para el caso de los Costos de Explotación Técnica se ha efectuado el análisis y ajuste inicial descrito en el punto 4.5.2 de este Informe, y los resultados obtenidos para el la dotación y costo de personal de la Gerencia Técnica, dedicada a las actividades de explotación técnica, se presentan en la siguiente tabla.

Dotación Costo anual en miles S/.

Costo anual en miles US$

Explotación Técnica - Empresa Real 237 20,609 6,559Explotación Técnica - Empresa Optimizada 218 19,157 6,097Diferencia Real vs Optimizada 19 1,452 462

En lo referente a las otras componentes de costos, servicios de terceros, suministros y otros costos de gestión, no se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos.

4.1.2 Costos de Explotación Comercial

En lo referente a los Costos de Explotación Comercial el análisis y ajuste inicial efectuado se describe en el punto 4.5.1 de este Informe, y los resultados obtenidos para el la dotación y costo de personal de la Gerencia Comercial, dedicada a las actividades de explotación comercial, se presentan en la siguiente tabla.



Explotación Comercial - Empresa Real 218 17,291 5,503Explotación Comercial - Empresa Optimizada 211 16,806 5,349Diferencia Real vs Optimizada 7 485 154

En lo referente a las otras componentes de costos, servicios de terceros, suministros y otros costos de gestión, no se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos.

4. Revisión Inicial de Costos

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4.1.3 Costos de Gestión

Finalmente en lo referente a los Costos de Gestión, no se han identificado en esta revisión y ajuste inicial, modificaciones a efectuar sobre la estructura y costos reales de Edelnor, por lo que los valores de estos costos de personal se mantienen sin variación.



Gestión - Empresa Real 120 15,261 4,857Gestión - Empresa Optimizada 120 15,261 4,857Diferencia Real vs Optimizada 0 0 0

En lo referente a las otras componentes de costos, servicios de terceros, suministros y otros costos de gestión, tampoco se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos.

4.2 DEFINICION Y DESCRIPCION DE LA ORGANIZACIÓN

En este punto se describen las condiciones en que se desarrollan las actividades de EDELNOR, como sustento para establecer la estructura y dimensión de una empresa ideal operando en su territorio. Cabe destacar la colaboración y aporte esclarecedor recibido durante la confección del mismo, por parte del personal de la institución.

4.2.1 Estructura Organizativa

Las funciones ejecutivas máximas están concentradas en la figura del Gerente General, del cual dependen siete gerencias, dos subgerencias y un área de control, según se muestra en el organigrama que se incluye a continuación:

Total Empresa: 575

GERENCIATECNICA

GERENCIAGENERAL

GERENCIA COMERCIAL

GERENCIAECONOMICO-FINANCIERA

GERENCIA ORGANIZ. YRECURSOS HUMANOS

GERENCIA LEGAL

GERENCIACOMUNICACION

GERENCIA REGULACIONY GESTION DE ENERGIA

SUBGERENCIACONTRATOS

7

13

31

41

3

7

8

237 218

SUBGERENCIAPLANIFICACIÓN TRIBUTARIA

6

AUDITORIA INTERNA4


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Cabe destacar que tanto en este, como en los restantes organigramas que se presenten en este informe solo se representan dependencias funcionales y el tamaño de los cuadros o la tipografía no implican niveles jerárquicos.

a. GERENCIA COMERCIAL

Del Gerente Comercial dependen las Subgerencias de Mercado No Regulado, Desarrollo Comercial y Operaciones Comerciales, así como el Departamento de Mercado Regulado y como órgano de control el área de Administración de Gestión Comercial

GERENCIA COMERCIAL

SUBGERENCIAMERCADO NO REGULADO

ADM. Y CONTROL DE GESTION COMERCIAL

CLIENTES LIBRES.

CLIENTES EMPRESARIALES E INSTITUCIONALES

CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA

CONTROL DE PERDIDAS

EXPLOTACION Y FACTURACION CLIENTES REGULADOS

SUBGERENCIADESARROLLO COMERCIAL

SUBGERENCIAOPERACIONES COMERCIALES

CONTROL DE MOROSIDAD.

MERCADO REGULADO

CANALES DE ATENCION

EXPANSION

5

Total Ger: 218

22 33

92

55

11

13

7

2 1

22

6

10

16

1

85

6

UNIDAD DE NEGOCIOSEGUROS

UNIDAD DE NEGOCIORETAIL

UNIDAD DE NEGOCIOFINANCIERO

13

8

7

1

4

UNIDAD DE NEGOCIOCONSTRUCTORES

b. GERENCIA TÉCNICA

Del Gerente Técnico dependen las Subgerencias de Ingeniería y Obras, de Mantenimiento y de Operación y Calidad de Servicio.


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EDELNOR 21/7/09

GERENCIA TECNICA

SUBGERENCIAMANTENIMIENTO

SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DE SERVICIO

SUBGERENCIAINGENIERIA Y OBRAS

PROYECTOS DISTRIBUCION

OBRAS TRANSMISION

PROYECTOS YOBRAS TRANSMISION

CONTROL DE OBRAS .

MANTENIMIENTODISTRIBUCION

CONTROL DE TRABAJOS ANALISIS TECNICO

MANTENIMIENTOTRANSMISION

OPERACION

CALIDAD DEPRODUCTO Y ANALISIS

CALIDAD DELSERVICIO

PLANIFICACION TECNICA

NORMALIZACION

PROYECTOS TRANSMISION

OBRAS DISTRIBUCION

MANTENIMIENTO ALUMBRADO PUBLICO

GESTION DATOS TECNICOS

Total Ger: 237

2

77 108 49

7

7

6

13

1

23

8

10

97

47

33

11

2 2

5

8

30

4

2

c. GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

De esta Gerencia dependen siete Departamentos.

GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

GESTIÓN DE LA INNOVACIÓN

.

SERVICIOS GENERALES

SEGURIDAD PATRIMONIAL

CAPACITACIÓN Y BIENESTAR

ADMINISTRACIÓN DE PERSONAL

SEGURIDAD LABORAL, MEDIO AMBIENTE Y GEST

CONTRATISTAS

DESARROLLO Y GESTIONDE PERSONAS

Total Ger: 31

2

1

1 7

7535

d. GERENCIA ECONÓMICO-FINANCIERA

Esta Gerencia está compuesta de las Subgerencias de Tesorería y Finanzas y de Planificación y control, así como el Departamento de Contabilidad General.


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GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA

CONTABILIDAD GENERALSUBGERENCIA

TESORERIA Y FINANZAS

SUBGERENCIAPLANIFICACION Y

CONTROL

COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR

CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS

VALORES Y SEGUROS

TESORERIA Y CAJA

PLANIFICACION

PRESUPUESTOS.

Total Ger: 41

17714

3

8

6

10

3

3

1

313

e. GERENCIA DE REGULACIÓN Y GESTIÓN DE ENERGÍA

Esta Gerencia está compuesta por dos Departamentos, cuyas actividades se describen a continuación.

Total Ger: 8

GERENCIA DE REGULACION Y GESTION DE ENERGIA

GERENCIA DE REGULACION Y GESTION DE ENERGIA

GESTIÓN DE LA ENERGIA .

REGULACION

3 3

2

f. GERENCIA DE COMUNICACIÓN

Esta Gerencia está compuesta de cuatro Departamentos, cuyas actividades se describen a continuación.


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GERENCIA COMUNICACION

RELACIONES PUBLICAS

21

7

PRENSA

3

EXPERIENCIA DE SER CLIENTE

1

PROMOCION Y PUBLICIDAD

g. GERENCIA LEGAL

Dirige y controla las actividades legales y regulatorias de EDELNOR, de acuerdo con las directrices de los Organos Societarios, la Gerencia General y otros, para garantizar una protección eficaz de los intereses económicos de la compañía.

h. AUDITORIA INTERNA

i. SUBGERENCIA DE CONTRATOS

j. SUBGERENCIA DE PLANIFICACIÓN TRIBUTARIA

4.2.2 Funciones y Actividades

Para cada área descrita se detallan las tareas y funciones correspondientes a la misma en su conjunto pero en cada caso existe la función de los máximos responsables de las mismas (gerentes, subgerentes y jefes de departamento) cuyas tareas principales son la coordinación y el control de la ejecución de las mencionadas actividades.

a. GERENCIA COMERCIAL

i. Funciones de la Subgerencia de Mercado No Regulado

Esta Subgerencia está integrada por dos Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Clientes Empresariales e Institucionales, tiene como misión el proceso de atención de clientes de distribución en media y baja tensión con más de 20 kW y menos de 1000 kW de potencia contratada, para asegurar el logro de los objetivos de plazo de atención, cobrabilidad, morosidad y comercialización de productos complementarios. Asimismo, supervisar el cumplimiento de las conexiones, cortes y reconexiones.

Para esto, realiza estudios por reconocimiento de pérdidas y cargos adicionales no tarifarios, coordina los planes estratégicos definidos con la Gerencia para las relaciones con los entes reguladores, supervisa la emisión de los informes de gestión del Departamento, revisa el Informe Comercial, observaciones de la gestión y redirecciona


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las acciones necesarias para un mejor desempeño, dirige y controla el cumplimiento de los parámetros exigidos por la NTCSE, así como identifica necesidades y oportunidades de nuevos negocios.

El Departamento de Clientes Libres, atiende comercialmente la cartera de clientes libres en media y alta tensión encargada, así como fomentar el incremento del número de clientes a través de negocios de venta de energía, con la finalidad de buscar el mejor resultado tanto para EDELNOR como para el cliente. Además coordinar y establecer el tratamiento a clientes libres con tarifas reguladas en media tensión –VAD, conexiones , corte y reconexiones.

Para esto, negocia contratos de suministro y convenios de facilidades de pago para los clientes en media y alta tensión, incluyendo la aplicación de tarifas reguladas como el VAD, atiende solicitudes comerciales y técnicas de los clientes en media y alta tensión asignados bajo su responsabilidad, efectúa el seguimiento de proyectos, valorizaciones y solución de requerimientos presentados por los clientes, brinda el servicio de post venta, gestiona la morosidad de los clientes en media y alta tensión asignados, programas de cortes y reconexiones y notificaciones, supervisa el reparto de facturas, comunicaciones varias y otros a los clientes en media y alta tensión asignados, Programar cortes y reconexiones a solicitud y/o por incumplimiento de pago de los clñientes en media y alta tensión, coordina y la reserva, instalación, liquidación de los materiales y mano de obra que se involucran en el desarrollo de los proyectos de obras y mantenimiento, elabora informes para el OSINERGMIN de los contratos con los clientes libres de media y alta tensión, la venta de nuevos productos y servicios a los clientes libres, desarrolla propuestas de productos tarifarios para los clientes de mayor consumo y elabora informes de margen mensual para ser enviadas a la Gerencia Comercial y de Finanzas

ii. Funciones de la Subgerencia Desarrollo Comercial

Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Control Facturación, realiza el seguimiento del proceso de facturación, lo que conlleva el análisis de novedades diarias, la solución los inconvenientes que pudieran surgir y finalmente de la validación de la liquidación a los efectos de iniciar la distribución de facturas.

Es responsable por las altas, bajas y modificaciones que se realicen a las tablas de parametrización del sistema.

Asimismo analiza constantemente el sistema de liquidación de facturas y especifica las modificaciones al mismo a efectos de mantenerlo al día con la legislación y resoluciones vigentes.

Finalmente se encarga del control de la calidad de lectura de medidores y distribución de facturas. Para ello establece la metodología de muestreos y seguimiento de los respectivos contratistas que resulte adecuada en cada caso, teniendo en cuenta el tipo de terreno y la densidad y tipo de clientela.

El Departamento Constructores, tiene a su cargo el proceso integral de atención para clientes constructores que desarrollan proyectos inmobiliarios y habilitaciones urbanas en la zona de concesión de Edelnor, supervisando el nivel de satisfacción de clientes constructores por el servicio brindado, Identificando oportunidades de nuevos negocios con empresas constructoras y el desarrollo de nuevos productos y servicios orientados a cubrir necesidades insatisfechas de los clientes constructores.


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El Departamento Financiero, desarrolla el proceso de implementación de los nuevos negocios y servicios no eléctricos, gestionando y coordinando la promoción, afiliación y venta de los mismos, administrando y gestionando los nuevos negocios. Así mismo, administra y gestiona el presupuesto de ingresos y gastos de la subgerencia.

El, gestiona, supervisa y controla la relación con los Asociados del negocio de seguros. Así mismo desarrolla productos innovadores que cubran las necesidades y expectativas de los clientes, para ser comercializados a través de los diversos canales de distribución

iii. Funciones de la Subgerencia de Operaciones Comerciales

Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación,.

El Departamento de Control de Pérdidas, tiene a su cargo la responsabilidad de la preparación y análisis de las operaciones comerciales específicamente sobre pérdidas en distribución para media y baja tensión: indicadores de gestión y administración, el presupuesto e informes de auditoria y fiscalización sobre los temas antes mencionados; a fin de garantizar la disponibilidad de la información en los plazos establecidos. Para esto, prepara documentos tales como los informes de gestión y administración, informes de auditoria y los de ejecución presupuestal, relacionados con las pérdidas en distribución en baja y media tensión.

El Departamento de Control de Morosidad, brinda asesoría legal respecto a interpretaciones de normas, leyes y reglamentaciones que afecten directamente las labores comerciales de control de hurtos y morosidad, a fin de poder facilitar su aplicación en las operaciones de DIMER; así como representar a la empresa en conciliaciones extrajudiciales con los usuarios y ante las autoridades en procesos judiciales, gestionando a través de la relación con el ente regulador, la solución de problemas de interpretación de normas del sector.

El Departamento de Conexiones y Calidad de Medida, encargado de las actividades orientadas a mejorar la calidad de las conexiones y del parque de medidores de la compañía, así como controlar la ejecución de las labores efectuadas en las conexiones de BT, a fin de cumplir con lo dispuesto en la NTCSE y otras normas internas y externas, controlando la adecuada ejecución de las instalaciones de conexiones, así como su oportuno mantenimiento y normalización, asignando y controlando las ordenes de trabajo a las empresas operativas de acuerdo a las necesidades de la compañía y de los clientes y elaborando informes de la Norma Técnica de Calidad.

El Departamento De Explotación Y Facturación Clientes Regulados, encargado de la recepción y distribución de las boletas/facturas de consumo eléctrico, así como la información anexada, a fin de que se realicen dentro de los plazos establecidos, el envío de inspecciones por requerimientos y reclamos, así como el análisis de los resultados obtenidos, realizando la preliquidación de los trabajos efectuados.

iv. Funciones del Departamento de Mercado Regulado

Este departamento está integrado por dos secciones, cuyas actividades se describen a continuación.

La Sección de Canales de Atención, encargada de la atención prestada en forma personal y telefónica a los clientes de baja y media tensión, con la finalidad de garantizar una correcta y completa atención de las demandas comerciales de los mismos y la calidad del servicio prestado por las empresas subcontratadas en la recaudación y


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FONOCLIENTE, difundiendo los procedimientos de atención comercial en los Centro de Servicios y supervisar su cumplimiento, coordinando y controlando la ejecución de las diferentes fases del proceso de recaudación y el proceso de atención al cliente en forma telefónica.

La Sección de Expansión, encargada de atender los reclamos y requerimientos presentados vía carta por los usuarios del mercado regulado en baja y media tensión, en los tiempos establecidos por parte del OSINERG, a fin de evitar sanciones o multas cumpliendo con las normas de calidad y los procedimientos y políticas comerciales de la empresa, así como satisfacer las expectativas de atención y tiempo en los requerimientos de los clientes.

v. Funciones del Departamento de administración y Control de la Gestión Comercial,

Encargado de efectuar el análisis y control de las imputaciones contables derivadas de los ingresos por ventas y cobranzas a fin de garantizar el correcto registro de las operaciones comerciales en media y baja tensión, conexiones, corte y reconexiones. Analizar los informes presupuestales y administrativos de la sección a fin de garantizar la disponibilidad de la información en los plazos establecidos, elaborar los informes presupuestales y administrativos de la sección con relación a media y baja tensión, conexiones, cortes y reconexiones. atender consultas internas de las diferentes jefaturas con relación a media y baja tensión, conexiones, cortes y reconexiones e Imputación de facturas en el sistema, a fin de llevar el control de las mismas.

b. GERENCIA TÉCNICA

i. Funciones de la Subgerencia de Ingeniería y Obras

Esta Subgerencia está integrada por seis Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Planificación Técnica, tiene a su cargo la planificación y desarrollo óptimo del Sistema de Distribución, así como, la optimización y gestión de las inversiones anuales que realiza la Empresa, con el fin de atender oportunamente el crecimiento de la demanda de energía en la zona de concesión de EDELNOR y, garantizar la confiabilidad, calidad y eficiencia del servicio, acordes con los estándares de calidad de servicio y medio ambiente exigidos en la legislación vigente.

El Departamento de Control de Obras, encargada de controlar el avance económico y físico de los proyectos de obras y servicios de distribución en baja y media tensión a través de la información proveniente del sistema, con la finalidad de brindar herramientas adecuadas para la toma de decisiones y garantizar el cumplimiento del plan técnico, en los plazos y condiciones establecidas logrando una optimización en los procesos.

El Departamento de Normalización, se encarga de las tareas de normalización de componentes eléctricos que se utilizan en la distribución de la energía en MT/BT, bajo normas técnicas internacionales, con la finalidad de estandarizar las especificaciones de diseño y uso y asegurar la disponibilidad de dicha información, elaborando las normas y especificaciones técnicas de los componentes eléctricos utilizados en la red de media y baja tensión, analizando la conveniencia de la incorporación de nuevas tecnologías para el desarrollo de la red de media y baja tensión e Implementando y administrando el sistema de presupuestos modulares (unidades de construcción) para las obras de media y baja tensión.


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El Departamento de Proyectos de Distribución, se encarga de la elaboración de proyectos de distribución en MT y BT , a fin de atender el crecimiento de la demanda de energía, cumplir con las normas de calidad y seguridad y requisitos legales, en la zona de concesión de Edelnor, gestionando y supervisando las actividades relacionadas al desarrollo de proyectos de distribución en MT y BT, supervisando la revisión de los Anteproyectos de Inversión y supervisar el análisis de la Calidad del Servicio del Sistema Eléctrico.

El Departamento de Proyectos y Obras de Transmisión, encargado de la elaboración de proyectos eléctricos y civiles de subestaciones y líneas de transmisión, a fin de atender el crecimiento de la demanda de energía, cumplir con las normas de calidad y seguridad y requisitos legales, en la zona de concesión de Edelnor., así como de controlar la ejecución de los proyectos de obras en subestaciones y líneas de transmisión, proyectos civiles y electromecánicos, a fin de atender oportunamente la demanda de energía en la zona de concesión de EDELNOR, administra los contratos de mano de obra requerida para la ejecución de obras en SETs y líneas de AT y elaborar los expedientes técnicos para la ejecución de obras en SETs y líneas de AT.

El Departamento de Obras de Distribución, encargado de controlar y gestionar la ejecución de los proyectos de obras eléctricas de distribución en MT , BT y Alumbrado Público del Plan Anual de inversiones, a fin de atender oportunamente la demanda de la energía, cumplir con las normas de calidad, seguridad y requisitos legales, participando indirectamente en la evaluación de proyectos de inversión por demanda, calidad, seguridad y requisitos legales.

ii. Funciones de la Subgerencia de Mantenimiento

Esta Subgerencia está integrada por cinco Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Análisis Técnico, encargado de promover la planificación y programación óptima de las intervenciones preventivas de mantenimiento y de inversiones en distribución, normalización de la filosofía de la protección en distribución. Promover la mejora continua en las prácticas del mantenimiento preventivo empleando adecuadamente la información técnica de las redes y los sistemas de protección, todas enmarcadas en las expectativas de los accionistas, clientes y entes reguladores.

El Departamento Control de Trabajos, encargado de gestionar y controlar los recursos de la Subgerencia de Mantenimiento, analizando procesos de mejora continua, el cumplimiento de las metas presupuestales y la correcta asignación de recursos en la ejecución de trabajos, para Generación, AT, MT, BT inclusive alumbrado público.

El Departamento Mantenimiento de Distribución, encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento y la operación de redes de distribución primaria y secundaria, a fin de mantener la confiabilidad y calidad del servicio y cumplir con las exigencias de la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos.

El Departamento de Mantenimiento de Transmisión, encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento y la operación de redes y subestaciones de transmisión, a fin de mantener la confiabilidad y calidad del servicio y cumplir con las exigencias de la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos

El Departamento de Mantenimiento de Alumbrado Público, encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento anual de las redes de


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Alumbrado Público, a fin de garantizar la calidad, continuidad y el cumplimiento de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

iii. Funciones de la Subgerencia de Operaciones y Calidad de Servicio

Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Gestión de Datos Técnicos, encargado del mantenimiento de la información del inventario de las redes AT, MT y BT inclusive el alumbrado público en los sistemas técnicos a fin de identificar eléctrica y geográficamente los circuitos eléctricos así como la atención de requerimientos de información internos y externos con la finalidad de servir de marco para la elaboración de los planes, políticas y normas establecidas

El Departamento de Operación, es responsable de controlar la operación de las redes de AT y MT y la actualización de los datos en los sistemas de información SITEC y GEORED, para garantizar la confiabilidad de las operaciones del sistema eléctrico de Edelnor y de la consistencia de los datos de la red de MT.

El Departamento de Calidad de Producto y Análisis, se ocupa de las actividades de control de calidad del servicio eléctrico para media y baja tensión inclusive alumbrado público, con la finalidad de orientar las mejoras que aseguren el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y eviten la aplicación de multas, el desarrollo de las actividades orientadas a determinar el nivel de calidad técnico en el servicio de alumbrado público, niveles de tensión y perturbaciones en la red, calcular y supervisar el pago de compensaciones por exceder los niveles mínimos de calidad permitidos, Enviar información al ente regulador OSINERG de los cronogramas de medición y resultados obtenidos, comunicar resultados de mediciones a las áreas operativas y coordinar acciones para mejorar nivel de calidad y supervisar las campañas de medición de perturbaciones efectuadas por el personal contratado a su cargo.

El Departamento de Calidad de Servicio, encargado de las actividades de control de interrupciones en MT (imprevistas, programadas o por causa de fuerza mayor) en el suministro eléctrico de nuestros clientes, informadas al ente regulador a fin de cumplir con los plazos establecidos de interrupciones, evitando de esta manera sanciones o multas; así como generar la información necesaria y coordinar con las áreas operativas para que estas puedan gestionar la red afrontando los menores costos de compensaciones, controlar el cronograma y ejecución de los cortes programados y analizar aquellos realizados por causa de fuerza mayor, validando confiabilidad en redes y el establecimiento de metas eficientes de LDA (Life Data Análisis)., envía información al ente regulador OSINERG, supervisa el proceso de compensaciones por interrupciones y genera la información necesaria sobre interrupciones imprevistas y programadas para las áreas operativas.

c. GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

El Departamento Gestión de la Innovación, tiene a su cargo el proceso de capacitación al personal, buscando mejorar su rendimiento personal y favoreciendo su desarrollo dentro de la empresa

El Departamento de Servicios Generales, las actividades referidas al mantenimiento de instalaciones, administración de flota vehicular, servicios generales, con la finalidad de brindar a las diferentes unidades de la empresa, las mejores condiciones de operación, gestionando el aprovisionamiento de materiales y suministros para el mantenimiento y


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limpieza de las instalaciones de la empresa, organiza y controla las actividades de administración del servicio de transportes, así como el mantenimiento de las flotas vehiculares de la empresa, organiza y controla las actividades de administración de servicios de limpieza, economato, fotocopiado, mensajería y mantenimiento de las instalaciones de la empresa y supervisa las actividades de mesa de partes y recepción

El Departamento de Desarrollo y Gestión de Personas, encargado de las actividades orientadas al desarrollo del personal de la empresa, así como atender diversos asuntos laborales individuales y/o colectivos, dentro del marco de políticas y normas generales vigentes, con la finalidad de mejorar la eficacia y productividad de EDELNOR, evaluar y proponer mejoras en los procesos de la empresa, coordinar y supervisar los distintos procesos orientados al análisis organizacional, atender en primera instancia los asuntos laborales individuales y colectivos, coordinar la contratación, ingresos y movimientos internos de personal y efectuar estudios diversos en materia de recursos humanos, tales como compensaciones, clima laboral, desempeño del personal, etc.

El Departamento de Capacitación y Bienestar, encargado de las actividades orientadas a la formación y desarrollo profesional de los trabajadores de EDELNOR, así como organizar y administrar programas de asistencia y bienestar social, con la finalidad de contribuir a la integración de los trabajadores de la empresa y velar por la protección de la salud de los mismos y de sus familias, organizar y supervisar el desarrollo de actividades sociales, culturales y deportivas para los trabajadores y sus familias, administrar los seguros médicos contratados con las Entidades Prestadoras de Salud y desarrollar programas de atención médica para los trabajadores y sus familias.

El Departamento de Administración de Personal, encargado de los procesos de administración de personal y procesamiento de remuneraciones de los empleados de Edelnor y practicantes, dentro del marco legal y formativo vigente; con la finalidad de cumplir con las obligaciones de la empresa y fomentar un adecuado clima laboral, planificando, organizando y controlando la ejecución de los procesos de la planilla de remuneraciones, coordinando los procesos de contratación, movimientos, transferencias, ceses y actualizaciones de datos del personal, así como controlar la aplicación de las políticas y normas laborales al interior de la empresa, mantener actualizada y resguardada la documentación e información laboral del personal de la empresa y demás información sensible a su cargo y efectúa estudios diversos en materia de recursos humanos, tales como compensaciones, clima laboral, desempeño del personal, etc.

El Departamento de Seguridad Laboral, Medio Ambiente Y Gestión Contratistas, encargado de establecer las condiciones de trabajo y actuaciones a seguir por parte de la empresa, con la finalidad de prevenir la ocurrencia de accidentes de los trabajadores propios y contratistas durante la ejecución de sus tareas. Así mismo programar y supervisar las actividades de fiscalización laboral realizada a las empresas contratistas de EDELNOR con la finalidad de adecuarse a la legislación laboral vigente y evitar sanciones administrativas. Realizar inspecciones, apoyar en el desarrollo de programas y proyectos de seguridad ocupacional y medio ambiente y desarrollar actividades y tareas necesarias con la finalidad de reducir el número de accidentes, incidentes e impactos ambientales.

d. GERENCIA ECONÓMICO-FINANCIERA

i. Funciones de la Subgerencia de Tesorería y Finanzas

Esta Subgerencia está integrada por dos Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.


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El Departamento Tesorería y Caja se ocupa de las operaciones diarias de manejo de efectivo de la empresa, con la finalidad de minimizar el coste de tesorería a través de la gestión de niveles de riesgos, tasas en colocaciones y condiciones de endeudamiento, analizando y determinando las operaciones diarias de manejo del efectivo de la empresa (recaudaciones, transferencias interbancarias, compra venta de divisas, toma de préstamos y colocación de excedentes), organiza, coordina y supervisa las operaciones de compraventa de divisas, toma o colocación de fondos subastadas en el sistema bancario mediante la mesa de dinero, mantiene contacto con las entidades financieras, buscar permanentemente información y nuevos productos y Organiza, coordina y supervisa la gestión de pagos, electrónica o manual, autorizando la oportunidad y la vía de los pagos vencidos, así como el pronto pago.

El Departamento Valores y Seguros se ocupa de coordinar las actividades relacionadas con la administración y control del sistema de valores, así como gestionar los procesos de licitación, contratación y control de las pólizas de seguros patrimoniales de la empresa, analizando y estudiando las propuestas de aseguramiento por deshonestidad, responsabilidad civil, automóviles, transporte internacional y nacional, presentadas por las compañías aseguradoras, controlar las emisiones y transacciones bursátiles efectuadas con valores de EDELNOR (bonos, acciones, papeles comerciales), y coordina la disponibilidad de fondos para el cumplimiento de la política de dividendos e intereses.

ii. Funciones de la Subgerencia de Planificación y Control

Esta Subgerencia está integrada por dos Departamentos cuyas actividades se describen a continuación

El Departamento de Planificación se ocupa de la elaboración del presupuesto anual e informes de gestión de la compañía, a través del análisis de la información provista por las diferentes áreas de la empresa, así como controlar el cumplimiento de metas y planes establecidos en la fase de planificación, con la finalidad de facilitar información adecuada y oportuna para la toma de decisiones, controla el cumplimiento de metas y planes establecidos para cada área, controla la Elaboración y análisis del presupuesto general de la compañía y las actualizaciones trimestrales del mismo, bajo criterios contables locales y externos, supervisa la ejecución presupuestal de los estados financieros de la compañía (POA y UPA)., elabora informes de gestión diversos y supervisa la evaluación económica y financiera de proyectos.

El Departamento de Presupuestos se ocupa de analizar las cuentas para los informes de gestión, analiza y controla la ejecución presupuestal por cuentas, elabora informes a la LNDR y otros, elabora y realiza seguimiento del plan estratégico, analiza los márgenes de compra – venta de energía y elabora informe de gestión para el exterior.

iii. Funciones del Departamento de Contabilidad General

Este Departamento está compuesto por dos secciones cuyas actividades se describen a continuación.

La Sección de Contabilidad y Activos Fijos, se ocupa del análisis y elaboración de los estados financieros de la empresa en generación, transmisión y distribución, con la finalidad de proveer información confiable y oportuna para la toma de decisiones. Así mismo controlar las actividades relacionadas al registro y control del activo fijo y propiedades de acuerdo a los principios contables, legales vigentes, con la finalidad de proveer información confiable, veraz y oportuna para fines internos y externos diversos, el registro contable de las operaciones de la empresa, supervisar y participar en la


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elaboración de informes económicos contables para distintos entes internos y externos en moneda local y en dólares y euros, registro de altas, bajas, traspasos de obra en curso y transferencias, cálculo de la depreciación de los activos fijos de la empresa, cálculo de márgenes de contribución a gastos, tanto en moneda nacional como en moneda extranjera, saneamiento de las propiedades y servidumbres de la compañía. Lograr la titulación a nombre de la empresa, trámites administrativos necesarios para formalizar la titularidad de las propiedades que la empresa adquiere y los procesos de conciliaciones bancarias.

La Sección de Costos y Cuentas por Pagar se ocupa del análisis de cuentas contables, las actividades de costeo de compra de materiales y supervisar los procesos de inventario; con la finalidad de que la información contable registre adecuadamente la naturaleza de las operaciones de la compañía, realizando las actividades de verificación de registros contables y montos a pagar de las facturas de servicios, importación y compras nacionales, para registrarlas como cuentas por pagar, análisis de cuentas contables de Edelnor., costeo de importaciones y compras nacionales, inventario de materiales, verificándolos inventarios físicos versus lo registrado en sistema contable y la emisión de facturas, notas de crédito y notas de débito correspondientes a ventas no relacionadas con el giro principal del negocio.

e. GERENCIA DE REGULACIÓN Y GESTIÓN DE ENERGÍA

i. Funciones del Departamento de Regulación

Participa en el desarrollo de los procesos de fijación tarifaria de transmisión y distribución de energía eléctrica de EDELNOR, a través de la elaboración de información, análisis y estudios tarifarios, con el fin de garantizar los mayores ingresos para la compañía, participando en la negociación de tarifas con los organismos reguladores, analizando información y realizando un seguimiento de la misma, coordina y participa en los estudios de fijación tarifaria tales como VAD, VNR y peajes de transmisión secundaria, elaboración de informes, análisis y estudios relacionados con las tarifas eléctricas para uso interno y externo, análisis de la evolución del margen tarifario bruto y de previsiones de tarifas y analizar y promover cambios en la normatividad vigente.

ii. Funciones del Departamento de Gestión de la Energía

Analiza la facturación por compra de energía a nuestros proveedores según las condiciones de los contratos vigentes, con la finalidad de garantizar el pago correcto por la compra efectuada, validando la facturación por compra de energía de acuerdo a los contratos vigentes, efectúa lecturas diarias en los puntos de compra de energía a los generadores, prepara bases y organizar proceso de licitación de compra de energía, analiza la evolución de la demanda de energía y negocia los contratos de compra de energía para mercado libre.

f. GERENCIA DE COMUNICACIÓN

i. Funciones del Departamento de Promoción y Publicación

Se encarga de la administración de medios de comunicación internos y proyectos de comunicación de la empresa: Líneas Directas, Avisos, intranet local, como así como la administración de publicaciones de carácter oficial en medios locales (avisos por corte, Junta de Accionistas, etc.). Para esto, Edita los Productos de comunicación interna y externa así como gestionar los medios de la empresa y locales, desarrolla y/o coordina campañas de comunicación internas destinadas al conocimiento de los valores corporativos, venta de productos, participación de trabajadores en campañas de apoyo


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social y otros, administra la Web e intranet de Edelnor, y medios de comunicación alternativos a nuestros clientes y administra los proyectos editoriales y proyectos nuevos para nuestros clientes.

ii. Funciones del Departamento de Experiencia de Ser Cliente

Elabora y supervisa estudios de mercado, con la finalidad de medir la imagen de la empresa y mejorar la calidad del servicio de la misma, elaborando encuestas de investigación con base en los requerimientos de las áreas usuarias, depurar y analizar la información recopilada en campo y preparar los informes correspondientes, prepara expedientes para concursos, entregando a las áreas usuarias informes de investigación que les permitan medir el resultado de su gestión.

iii. Funciones del Departamento de Prensa

Desarrolla actividades tales como la coordinación con medios de comunicación, elaboración de notas de prensa, monitoreo de publicaciones y noticias con la finalidad de mantener informados a los niveles de dirección y mando de la empresa de los hechos más relevantes relacionados con ella y su entorno, así como para dar a conocer a la sociedad, las actuaciones más importantes de la compañía, monitoreando la información sobre Edelnor y de las principales empresas del sector eléctrico, prepara la información referida a la empresa para su publicación en los diferentes medios, convocatoria a periodistas para la comunicación de actividades de la empresa y convocar a los medios de comunicación en forma permanente.

iv. Funciones del Departamento de Relaciones Públicas

Atiende y gestiona solicitudes de apoyo social presentadas por diversas entidades, y organizar eventos culturales y educativos de acercamiento a la comunidad, con la finalidad de mejorar la imagen de la empresa, gestionando los Programas de Responsabilidad Social de Edelnor para beneficio directo a comunidad y posicionamiento de la imagen de la empresa, gestiona las Relaciones Públicas y protocolo para lograr impactos positivos en los diversos grupos de interés de la empresa y Gestionar los Programas culturales de Edelnor, para la revalorización del patrimonio peruanos y posicionamiento de la marca Edelnor en Líderes de opinión y clientes.

g. GERENCIA LEGAL

Dirige y controla las actividades legales y regulatorias de EDELNOR, de acuerdo con las directrices de los Organos Societarios, la Gerencia General y otros, para garantizar una protección eficaz de los intereses económicos de la compañía.

Para esto, realiza las siguientes actividades:

• Dirigir, coordinar y ejecutar las estrategias de gestión de la Regulación, para lograr de los entes y autoridades eléctricas un adecuado reconocimiento de los costes de EDELNOR, y un menor coste en multas y fiscalización.

• Dirigir y controlar las relaciones operativas de EDELNOR con los entes regulatorios y autoridades del sector, de forma coordinada con otras gerencias de la compañía y la Gerencia General, para garantizar los intereses económicos de las compañías.

• Dirigir y controlar los aspectos legales en el desarrollo de las actividades productivas, técnicas y comerciales de la empresa Edelnor, relacionadas con el


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cumplimiento de la Ley de Concesiones Eléctricas, sus normas reglamentarias y complementarias, y en general de toda la legislación y regulación vigente.

• Dirigir y controlar el área procesal de EDELNOR, para garantizar una defensa eficaz de los intereses de las mismas en los procesos civiles y penales en los que se halla involucrada.

• Dirigir y controlar los aspectos legales de las actividades de EDELNOR (relacionados con las operaciones en el mercado de valores y de deuda, contratación, licencias, actividades de Secretaría de los Directorios relacionadas con la actividad de los mismos o de la Junta de Accionistas, etc.) para garantizar un funcionamiento correcto y ajustado a derecho de las compañías.

h. AUDITORÍA INTERNA

El Área de Auditoría Interna es la responsable de ejecutar las auditorías en la empresa, siguiendo los lineamientos del Manual de Auditoría y bajo supervisión del Jefe de Equipo, con la finalidad de evaluar el grado de control interno, identificar riesgos y recomendar acciones que permitan mejorar la gestión del negocio y evitar contingencias futuras.Funciones del Área Asesoria Legal.

Para esto, realiza las siguientes actividades:

• Ejecuta las auditorías programadas en la empresa, que permitan conocer y evaluar procedimientos, funcionalidad de procesos y riesgos inherentes al negocio, para recomendar acciones de mejora.

• Analiza y absuelve consultas sobre aspectos técnico, operativo de diversas áreas usuarias.

• Ejecuta auditorías especiales no programados a solicitud del área usuaria (gerente general o gerente de área).

• Prepara los informes de auditoria de la parte del trabajo que desarrolla.

i. SUBGERENCIA DE CONTRATOS

Se encarga de los procesos logísticos y de aprovisionamientos propiciando la optimización, reducción de costos e incremento de niveles de servicio, a través de la contratación de proveedores serios y solventes, trabajando en conjunto las oportunidades de mejora en los servicios prestados. Así mismo, la prestación de servicios de Tecnología y telecomunicaciones de Edelnor, Identificando de oportunidades de mejora en los procesos de negocio mediante el uso de tecnología y el monitoreo y seguimiento al cumplimiento de los ANS de los Contratos de Outsourcing.

j. SUBGERENCIA DE PLANIFICACIÓN TRIBUTARIA

Se encarga de evaluar el marco tributario vigente para determinar los posibles regímenes en los cuales puede ubicarse la compañía, y supervisar las actividades de cálculo y liquidación de tributos y aportes diversos; con la finalidad de optimizar los resultados de la empresa en materia tributaria, analizando normas tributarias para determinar el impacto que pudiera tener sobre los resultados, supervisa el cálculo y liquidación de los tributos y aportes a diversas entidades del Estado, atiende a los fiscalizadores tributarios y supervisa las actividades de análisis contable referidas a tributos.


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4.2.3 Personal

Se ha tomado como base para efectuar la Revisión Inicial de los Costos de Explotación la estructura de personal y los costos correspondientes informados por EDELNOR en los organigramas de detalle, en el archivo de detalle de costos de Recursos Humanos, y en los Formatos V del Anexo I de los TDR.

De los organigramas de detalle se obtuvo la estructura organizativa vigente en la distribuidora como así también las cantidades de personas asignadas a cada sector de la organización, del archivo de detalle de los costos de Recursos Humanos se obtuvieron los costos anuales correspondientes al personal de cada sector (incluyendo remuneraciones y otros gastos) y la información de los Formatos V de los TDR se utilizó para obtener la información faltante.

En caso de discrepancias entre la cantidad de personas, y su nivel correspondiente, por cada sector de la organización entre la información de los organigramas y la contenida en el archivo de costos de RRHH se privilegió esta última.

En la planilla del archivo de costos de RRHH la distribuidora no informó, por razones de confidencialidad, el costo anual del gerente general y de los gerentes, por lo que las mismas se estimaron.

En el relevamiento detallado de la estructura orgánica de la Distribuidora se consideró, Para la estimación se supuso que el costo del gerente general resulta un 87% superior al del promedio de los gerentes y el de estos a su vez es 85% superior al promedio de los subgerentes, además del personal propio perteneciente a la plantilla de la empresa, el personal contratado con asignación funcional en la organización y el personal destacado por programa de capacitación (practicantes y formación laboral juvenil) ya que los mismos cumplen tareas y funciones de línea dentro de la organización.

El organigrama base desarrollado a partir de la información recopilada y las entrevistas efectuadas en el campo se presenta a continuación, con una apertura hasta el nivel de gerencias. En el mismo se indican la cantidad de personas correspondiente a cada área, y el costo anual de personal total correspondiente en miles de soles, de acuerdo al siguiente esquema:

Total

Gerencia Técnica

237 23.677

Cantidad de Personas

Costo anual miles US$

Costo anual miles S/.


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GG

TotalGG1 Gerente General 1GG2 Empleado 2

SCO

AUD

Total 4 512 Total 7 1092

SPTR

Total 6 831

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total

Gerencia Técnica Gerencia Comercial

237 21,059 218 15,818

Subgerencia Contratos

Subgerencia de Planificación

Tributaria

Auditoría Interna

987

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

575 53,161

Gerencia Comunicación

13 1,662

41 5,051

Gerencia Organización y

Recursos Humanos31 3,654

Gerencia Económico-Financiera

8 1,365

Gerencia Legal

7 1,130

Gerencia Regulación y Gestión de Energía

Para el análisis de la estructura de personal hemos clasificado al personal en 10 niveles agrupados, que tienen en cuenta el cargo y el costo medio asociado a cada uno, en función de las características de la organización existente y la información disponible de encuestas de mercado. Consideramos que esta clasificación es adecuada para efectuar estudios de optimización de la organización y los costos.

Los niveles definidos son los siguientes:


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Gerente General N-1

Gerente N-2

Subgerente N-3

Jefe de Departamento N-4

Jefe de Sección N-5

Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) N-6

Supervisor N-7

Empleado N-8

Capataz / Caporal N-9

Técnico / Operario N-10

A partir de estos niveles, y de la clasificación dentro de los mismos del personal de la distribuidora, resulta la siguiente distribución:

GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalSUBG. DESARROLLO COMERCIAL SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES 1 3 4

(en blanco) 1 2 4 7

UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 4 2 7 13

UNIDAD DE NEGOCIOS SEGUROS 1 1

UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 2 3 1 2 8

Total SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 1 8 10 1 13 33

SUBG. OPERACIONES COMERCIALES SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 1 4 11 16

SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 1 5 2 2 10

SECCION CONTROL DE PERDIDAS 1 10 11 22

SECCION CONTROL MOROSIDAD 1 5 6

(en blanco) 1 1

Total SUBG. OPERACIONES COMERCIALES 1 3 16 4 29 2 55

SUBG.MERCADO NO REGULADO SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 13 13

SECCION CLIENTES LIBRES 1 6 7

(en blanco) 1 1 2

Total SUBG.MERCADO NO REGULADO 1 1 20 22

(en blanco) SECCION ADMINIS. Y CTRL. DE GESTION COM 1 5 5 11

SECCION CANALES DE ATENCION 3 11 65 6 85

SECCION EXPANSION 1 5 6

SECCION MERCADO REGULADO 1 1

(en blanco) 1 2 1 1 5

Total (en blanco) 1 6 23 65 12 1 108

Total GERENCIA COMERCIAL 1 3 17 50 70 74 3 218

(en blanco) SECCION EXPERIENCIA DE SERVICIO AL CLIENTE 1 1

SECCION PRENSA 2 1 3

SECCION RELACIONES PUBLICAS 1 1 2

(en blanco) 1 4 1 6

PROMOCION Y PUBLICIDAD 1 1

Total (en blanco) 1 3 7 2 13

Total GERENCIA COMUNICACION 1 3 7 2 13

PERSONAL POR NIVEL

GER

ENCI

A C

OM

ERCI

ALG

EREN

CIA

COM

UNIC

ACIO

N


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GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalCONTABILIDAD GENERAL SECCION CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS 1 2 5 8

SECCION COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR 1 5 6

(en blanco) 1 1 1 3

Total CONTABILIDAD GENERAL 1 2 3 11 17

SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL SECCION PLANIFICACION 1 1

SECCION PRESUPUESTOS 3 3

(en blanco) 1 2 3

Total SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL 1 1 5 7

SUBG. TESORERIA Y FINANZAS SECCION TESORERIA Y CAJA 1 9 10

SECCION VALORES Y SEGUROS 1 2 3

(en blanco) 1 1

Total SUBG. TESORERIA Y FINANZAS 1 2 11 14

(en blanco) (en blanco) 1 1 1 3

Total (en blanco) 1 1 1 3

Total GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA 1 2 1 5 9 23 41

AUDITORIA INTERNA (en blanco) 3 1 4

Total AUDITORIA INTERNA 3 1 4

SUBG. CONTRATOS SECCION GESTION APROVISIONAMIENTOS 1 2 3

(en blanco) 1 2 1 4

Total SUBG. CONTRATOS 1 1 4 1 7

SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA SECCION TRIBUTOS 2 2

(en blanco) 1 3 4

Total SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA 1 2 3 6

(en blanco) (en blanco) 1 2 3

Total (en blanco) 1 2 3

Total GERENCIA GENERAL 1 5 1 6 1 6 20

(en blanco) (en blanco) 1 4 2 7


Total GERENCIA LEGAL 1 4 2 7

(en blanco) SECCION ADMINISTRACION DE PERSONAL 1 3 1 5

SECCION GESTION DE LA INNOVACION 1 1

SECCION SERVICIOS GENERALES 1 3 3 7

(en blanco) 1 1 2

SECCION DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS 1 4 5

SECC. SEG. LABORAL, MEDIO AMBIENTE Y GEST. CONTRATISTAS 1 3 3 7

SECCION SEGURIDAD PATRIMONIAL 1 1

SECCION CAPACITACION Y BIENESTAR 1 2 3

Total (en blanco) 1 6 13 6 5 31

Total GERENCIA ORGANIZACION Y RR-HH 1 6 13 6 5 31

(en blanco) SECCION GESTION DE LA ENERGIA 3 3

SECCION REGULACION 1 2 3

(en blanco) 1 1 2


GER

ENC

IA G

ENER

AL

GER

ENC

IA

LEG

AL

GER

ENCI

A O

RGAN

IZAC

ION

Y R

R-HH

GER

ENC

IA

REG

ULA

CIO

N Y

GES

TIO

N D

E EN

ERG

IA

PERSONAL POR NIVEL

GER

ENC

IA E

CO

NO

MIC

O-F

INA

NC

IER

A


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EDELNOR 21/7/09

GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalSUBG. DE MANTENIMIENTO SECCION ANALISIS TECNICO 1 3 3 7

SECCION CONTROL DE TRABAJOS 1 4 4 9

SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 1 3 2 5 11

SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 1 21 6 19 47

SECCION MANTENIM. TRANSMISION 1 10 2 20 33

(en blanco) 1 1 2

Total SUBG. DE MANTENIMIENTO 1 5 41 18 44 109

SUBG. INGENIERIA Y OBRAS SECCION CONTROL DE OBRAS 3 3 6

SECCION NORMALIZACION 1 5 1 7

SECCION OBRAS DISTRIBUCION 1 11 3 8 23

SECCION OBRAS TRANSMISION 1 3 1 3 8

SECCION PLANIFICACION TECNICA 1 6 7

SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 1 7 1 4 13

SECCION PROYECTOS TRANSMISION 1 5 4 10

SECCION PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION 1 1

(en blanco) 1 1 2

Total SUBG. INGENIERIA Y OBRAS 1 7 40 10 19 77

SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SSECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 1 6 1 8

SECCION CALIDAD DEL SERVICIO 1 4 5

SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS 1 3 4

SECCION OPERACION 1 2 2 1 24 30

(en blanco) 1 1 2

Total SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. 1 4 15 2 3 24 49

(en blanco) (en blanco) 1 1 2

Total (en blanco) 1 1 2

Total GERENCIA TECNICA 1 3 16 96 2 32 87 237TOTAL 1 7 13 1 49 191 79 144 90 575

GER

ENCI

A TE

CNIC

A

PERSONAL POR NIVEL

Se ha efectuado la misma clasificación para los costos anuales de personal correspondientes a cada área de la organización considerando el costo de la CTS, tal como se presenta a continuación:

GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalSUBG. DESARROLLO COMERCIAL SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES 90 246 336

(en blanco) 418 215 278 912 UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 611 227 385 1,222 UNIDAD DE NEGOCIOS SEGUROS 152 152 UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 251 116 74 101 542

Total SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 418 1,105 805 74 764 3,166 SUBG. OPERACIONES COMERCIALES SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 160 286 527 972

SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 124 326 102 101 654 SECCION CONTROL DE PERDIDAS 147 847 534 1,528 SECCION CONTROL MOROSIDAD 55 335 390 (en blanco) 418 418

Total SUBG. OPERACIONES COMERCIALES 418 431 1,227 286 1,498 101 3,962 SUBG.MERCADO NO REGULADO SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 1,048 1,048

SECCION CLIENTES LIBRES 92 524 616 (en blanco) 418 77 496

Total SUBG.MERCADO NO REGULADO 418 92 1,649 2,160 (en blanco) SECCION ADMINIS. Y CTRL. DE GESTION COM 98 457 234 790

SECCION CANALES DE ATENCION 224 830 2,923 402 4,379 SECCION EXPANSION 71 404 475 SECCION MERCADO REGULADO 169 169 (en blanco) 556 20 67 75 718

Total (en blanco) 556 562 1,712 2,923 703 75 6,531 Total GERENCIA COMERCIAL 556 1,255 2,099 3,836 3,283 4,613 176 15,818

(en blanco) SECCION EXPERIENCIA DE SERVICIO AL CLIENTE 173 173 SECCION PRENSA 201 23 224 SECCION RELACIONES PUBLICAS 161 26 187 (en blanco) 556 383 56 994 PROMOCION Y PUBLICIDAD 84 84

Total (en blanco) 556 419 609 78 1,662 Total GERENCIA COMUNICACION 556 419 609 78 1,662

COSTO TOTAL POR NIVELES (en miles de soles)

GERE

NCIA

COM

ERCI

ALGE

RENC

IA

COMU

NICA

CION


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GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalCONTABILIDAD GENERAL SECCION CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS 224 191 413 828

SECCION COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR 134 467 600 (en blanco) 197 39 32 268

Total CONTABILIDAD GENERAL 197 358 229 912 1,696 SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL SECCION PLANIFICACION 164 164

SECCION PRESUPUESTOS 307 307 (en blanco) 418 103 522

Total SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL 418 164 410 992 SUBG. TESORERIA Y FINANZAS SECCION TESORERIA Y CAJA 184 800 983

SECCION VALORES Y SEGUROS 144 142 285 (en blanco) 418 418

Total SUBG. TESORERIA Y FINANZAS 418 327 941 1,687 (en blanco) (en blanco) 556 44 75 675 Total (en blanco) 556 44 75 675

Total GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA 556 837 197 849 683 1,929 5,051 AUDITORIA INTERNA (en blanco) 365 147 512 Total AUDITORIA INTERNA 365 147 512 SUBG. CONTRATOS SECCION GESTION APROVISIONAMIENTOS 217 113 330

(en blanco) 418 269 75 762 Total SUBG. CONTRATOS 418 217 382 75 1,092 SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA SECCION TRIBUTOS 147 147

(en blanco) 418 265 684 Total SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA 418 147 265 831 (en blanco) (en blanco) 775 212 987 Total (en blanco) 775 212 987

Total GERENCIA GENERAL 775 1,202 217 529 147 552 3,421

(en blanco) (en blanco) 556 438 136 1,130

Total (en blanco) 556 438 136 1,130 Total GERENCIA LEGAL 556 438 136 1,130

(en blanco) SECCION ADMINISTRACION DE PERSONAL 165 388 95 648 SECCION GESTION DE LA INNOVACION 66 66 SECCION SERVICIOS GENERALES 146 323 192 661 (en blanco) 556 140 696 SECCION DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS 191 213 404 SECC. SEG. LABORAL, MEDIO AMBIENTE Y GEST. CONTRATISTAS 184 183 328 695 SECCION SEGURIDAD PATRIMONIAL 136 136 SECCION CAPACITACION Y BIENESTAR 188 160 348

Total (en blanco) 556 1,011 1,009 652 427 3,654 Total GERENCIA ORGANIZACION Y RR-HH 556 1,011 1,009 652 427 3,654

(en blanco) SECCION GESTION DE LA ENERGIA 340 340 SECCION REGULACION 196 219 415 (en blanco) 556 55 611

Total (en blanco) 556 196 613 1,365 Total GERENCIA REGULACION Y GESTION DE ENERGIA 556 196 613 1,365


GERE

NCIA

ECO

NOMI

CO-F

INAN

CIER

AGE

RENC

IA G

ENER

ALGE

RENC

IA

LEGA

LGE

RENC

IA O

RGAN

IZAC

ION

Y RR

-HH

GERE

NCIA

RE

GULA

CION

Y

GEST

ION

DE

ENER

GIA


4-23

EDELNOR 21/7/09

GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalSUBG. DE MANTENIMIENTO SECCION ANALISIS TECNICO 133 251 171 556

SECCION CONTROL DE TRABAJOS 262 445 355 1,063 SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 153 243 92 351 838 SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 158 1,675 316 1,293 3,443 SECCION MANTENIM. TRANSMISION 178 971 116 1,393 2,658 (en blanco) 418 68 486

Total SUBG. DE MANTENIMIENTO 418 885 3,585 1,119 3,037 9,044 SUBG. INGENIERIA Y OBRAS SECCION CONTROL DE OBRAS 188 133 321

SECCION NORMALIZACION 97 506 53 656 SECCION OBRAS DISTRIBUCION 145 813 170 441 1,569 SECCION OBRAS TRANSMISION 96 313 43 222 674 SECCION PLANIFICACION TECNICA 108 524 632 SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 171 574 51 259 1,055 SECCION PROYECTOS TRANSMISION 145 428 312 886 SECCION PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION 167 167 (en blanco) 418 43 461

Total SUBG. INGENIERIA Y OBRAS 418 928 3,347 493 1,235 6,421 SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 303 528 39 870

SECCION CALIDAD DEL SERVICIO 129 306 435 SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS 113 218 331 SECCION OPERACION 179 185 220 80 2,147 2,811 (en blanco) 418 79 498

Total SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. 418 724 1,238 220 198 2,147 4,945 (en blanco) (en blanco) 556 92 648 Total (en blanco) 556 92 648

Total GERENCIA TECNICA 556 1,255 2,537 8,170 220 1,902 6,418 21,059 TOTAL 775 3,892 4,550 197 7,327 15,888 4,302 9,637 6,595 53,161


GERE

NCIA

TEC

NICA

De esta manera los costos totales de personal (incluyendo el gerente general, los gerentes, el personal contratado y los practicantes), considerando la CTS, resulta de 62 905 miles de soles.

Por otra parte se ha determinado, a partir de los costos anuales informados por la distribuidora para su personal, el costo total promedio por persona y por año para cada uno de los niveles. Estos costos incluyen el total de remuneraciones, beneficios, cargas sociales, tributos, es decir que representan el costo total para la empresa.

NIVEL COSTO PROMEDIO EDELNORM S/. / año M US$/año

Gerente General 1 775.0 246.6Gerente 2 556.0 176.9Subgerente 3 350.0 111.4Jefe de Departamento 4 196.6 62.6Jefe de Sección 5 149.5 47.6Profesional 6 83.2 26.5Supervisor 7 54.5 17.3Empleado 8 66.9 21.3Capataz 9Técnico 10 73.3 23.3

Tomando en cuenta estos costos promedio se presentan a continuación los niveles principales de la organización valorizadas en miles de soles y en miles de US$ por año. Como resulta lógico el monto total corresponde al real de la empresa, pero los montos por área difieren por tratarse en este caso de remuneraciones promedio por nivel de la organización.


4-24

EDELNOR 21/7/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 717

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total

8 1,205

Gerencia Legal

7 1,023



13 1,721

41 4,488




909

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

575 53,161



Tributaria

Auditoría Interna

218 17,291


237 20,609


4-25

EDELNOR 21/7/09

COSTOS EN MILES DE US$/ AÑO

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 228

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total


237 6,559 218 5,503



Tributaria

Auditoría Interna

289

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

575 16,920


13 548

41 1,428




8 383

Gerencia Legal

7 325


Los organigramas detallados, valorizados en miles de soles por año y correspondientes a cada área se presentan en el Anexo A.


4-26

EDELNOR 21/7/09

4.3 ANALISIS Y DETERMINACION DEL NIVEL DE REMUNERACIONES

De acuerdo a lo indicado en los TDR para el Estudio de Costos del VAD, se ha efectuado el análisis de la organización y de la estructura de personal relevada, correspondiente a la existente en Diciembre de 2008.

Una vez efectuado el relevamiento y análisis se procedió a revisar y optimizar la estructura de personal y a revisar el nivel de remuneraciones de la empresa sobre la base de sueldos de otras empresas comparables a partir de un estudio de remuneraciones de mercado desarrollado a tal fin.

Como punto de partida del proceso de revisión inicial de los Costos de Explotación se presentan las cantidades de personas y los costos totales anuales correspondientes a la empresa real (considerando los costos promedio por nivel de la organización).

En el siguiente cuadro se presentan los datos abiertos por nivel de la organización, y expresados en soles y en dólares, valores que son equivalentes a los de los organigramas y tablas del punto 4.2.3.

Costos anuales de personal Empresa Real con costos promedio de Edelnor

por nivel de la organización Dotación Costo anual en miles S/.


Gerente General 1 1 775 247Gerente 2 7 3,892 1,239Subgerente 3 13 4,550 1,448Jefe de Departamento 4 1 197 63Jefe de Sección 5 49 7,327 2,332Profesional 6 191 15,888 5,057Supervisor 7 79 4,302 1,369Empleado 8 144 9,637 3,067Capataz 9 0 0 0Técnico/Operario 10 90 6,595 2,099Total Empresa 575 53,161 16,920

A continuación se presenta la misma información pero abierta por área de la organización de la empresa real.


4-27

EDELNOR 21/7/09

Costos anuales de personal Empresa Real con costos promedio de Edelnor

por área de la organización Dotación Costo anual en miles S/.


Gerencia General 3 909 289Auditoria Interna 4 1,104 351Subgerencia Contratos 7 899 286Subgerencia de Planificación Tributaria 6 717 228

Gerencia Comunicaciones 13 1,721 548Gerencia Legal 7 1,023 325Gerencia Organización y RR.HH. 31 3,196 1,017Gerencia Regulación y Gestión de Ene 8 1,205 383Gerencia Económico-Financiera 41 4,488 1,428Gerencia Técnica 237 20,609 6,559Gerencia Comercial 218 17,291 5,503Total Empresa 575 53,161 16,920

4.4 ANALISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS

Como ya se ha indicado en el punto 4.1 de este Informe, del análisis de los servicios mercerizados, tomando en cuenta la información disponible hasta la fecha, no se han identificado posibles modificaciones o ajustes a efectuar tanto en los costos como en el personal que efectúa servicios tercerizados en actividades técnicas, comerciales o de gestión de la distribuidora.

4.4.1 Costos de Servicios de Terceros

Como se indicó anteriormente no se identificaron ajustes a efectuar en los costos de los servicios mercerizados de actividades técnicas, comerciales o de gestión.

4.4.2 Personal de Servicios de Terceros

Como se indicó anteriormente no se identificaron ajustes a efectuar en el personal que presta servicios mercerizados de actividades técnicas, comerciales o de gestión.

4.5 ASIGNACION DE ACTIVIDADES Y DEDICACION DEL PERSONAL

A partir de esta estructura organizativa y esta dotación total de personal (incluyendo empleados contratados y practicantes), se efectuó un análisis y una revisión inicial de la dotación comparando las distintas actividades contra las prácticas habituales de empresas distribuidoras en Latinoamérica.

Las conclusiones de esta revisión, para cada una de las áreas organizativas involucradas, fueron las siguientes posibilidades de optimización identificadas:

4.5.1 Gerencia Comercial:

• Optimizando las labores del Departamento de Administración y Control de la Gestión Comercial, se puede reducir un (1) profesional del Nivel 6 y 1 (1) empleado de Nivel 7.


4-28

EDELNOR 21/7/09

• Desarrollando una optimización en la ejecución de las tareas del Departamento de Clientes Empresariales e Institucionales se plantea una reducción de dos (2) empleados del Nivel 7.

• En el Departamento de Explotación y Facturación de Clientes Regulados, teniendo en cuenta la tercerización existente en estas tareas, se plantea la reducción de tres (3) empleados de Nivel 7.

• En el Departamento de Control de Pérdidas se plantea una modificación en los métodos de detección y normalización de Consumos No Registrados Reducción, aprovechando más integralmente los tiempos disponibles para la ejecución de las tareas, con el resultado esperado de la reducción de dos (2) profesionales de Nivel 6 y 3 técnicos de campo de Nivel 8.

4.5.2 Gerencia Técnica:

• En general, teniendo en cuenta la tercerización de las labores de campo, se plantea la reducción de personal en la forma que se indica a continuación:

• Departamento de Obras de Distribución: reducción de tres (3) profesionales.

• Departamento de Mantenimiento de Distribución: reducción de tres (3) profesionales de Nivel 8 y cuatro (4) técnicos de nivel 8.

• Departamento de Mantenimiento de Transmisión: reducción de cinco (5) técnicos de nivel 8.

• Departamento de Operaciones: Reducción de 4 técnicos de Nivel 8.

4.5.3 Resultados de la Revisión Inicial

Como resultados de la revisión efectuada se obtuvo el siguiente organigrama general con la correspondiente cantidad de personal y de costo total anual asociado a cada sector principal de la organización.


4-29

EDELNOR 21/7/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 717

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total


218 19,157 211 16,806



Tributaria

Auditoría Interna

909

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

549 51,225


13 1,721

41 4,488




8 1,205

Gerencia Legal

7 1,023


El mismo organigrama, pero con los costos expresados en dólares es el siguiente:


4-30

EDELNOR 21/7/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 228

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total

8 383

Gerencia Legal

7 325



13 548

41 1,428




289

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

549 16,303



Tributaria

Auditoría Interna

211 5,349


218 6,097

Los datos de dotación de personal y de los costos totales correspondientes se presentan a continuación abiertos por nivel de la organización:


4-31

EDELNOR 21/7/09

Costos anuales de personal Empresa Optimizada con costos promedio de Edelnor



Gerente General 1 1 775 247Gerente 2 7 3,892 1,239Subgerente 3 13 4,550 1,448Jefe de Departamento 4 1 197 63Jefe de Sección 5 49 7,327 2,332Profesional 6 184 15,306 4,871Supervisor 7 79 4,302 1,369Empleado 8 138 9,235 2,939Capataz 9 0 0 0Técnico/Operario 10 77 5,642 1,796Total Empresa 549 51,225 16,303

A continuación se presenta la misma información pero abierta de acuerdo a cada área de la organización:

Costos anuales de personal Empresa Optimizada con costos promedio de Edelnor



Gerencia General 3 909 289Auditoria Interna 4 1,104 351Subgerencia Contratos 7 899 286Subgerencia de Planificación Tributaria 6 717 228


4.6 OPTIMIZACIÓN INICIAL CONSIDERANDO LA ENCUESTA DE REMUNERACIONES DEL MERCADO

Una vez efectuada la optimización inicial del personal en las diferentes actividades de la empresa se consideró el costo representativo del mercado correspondiente a la fecha de referencia del estudio, o sea diciembre de 2008, para lo que se utilizó una encuesta de remuneraciones de mercado.

Análisis de la Encuesta de Remuneraciones de Mercado

Con la finalidad de determinar los costos representativos del mercado laboral para empresas del sector eléctrico en la región de Lima y con valores correspondientes al 31 de diciembre de 2008, se utilizó una encuesta de remuneraciones de mercado desarrollada por la empresa Price Waterhouse Coopers (PWC) durante el mes de febrero de 2009.


4-32

EDELNOR 21/7/09

En la misma se determinaron los costos anuales de remuneraciones y beneficios adicionales correspondientes a 13 empresas del sector eléctrico de Perú.

En la encuesta se identificaros costos salariales correspondientes a 151 puestos correspondientes a las diferentes áreas típicas de la organización de una empresa, determinándose costos asociados al promedio, al primer cuartil (25% inferior), al segundo cuartil (mediana) y al tercer cuartil (25% superior) de la muestra de empresas participantes.

Los valores correspondientes a los 151 puestos encuestados se agruparon en los niveles descriptos en el punto 4.2.3 anterior, considerando las funciones y responsabilidades correspondientes, según se indica en las tablas siguientes:

NIVEL PUESTONivel 1 - Gerente General GERENTE GENERAL

Nivel 2 - Gerente GERENTE DE ADMINISTRACION Y FINANZASGERENTE DE FINANZAS - CONTRALORGERENTE DE AUDITORIA INTERNAGERENTE DE IMAGEN INSTITUCIONALGERENTE COMERCIAL - FUNCIONALGERENTE DE VENTAS - FUNCIONALGERENTE DE VENTAS - UNIDAD DE NEGOCIOSGERENTE DE SERVICIO AL CLIENTEGERENTE DE PRODUCCION - FUNCIONALGERENTE DE OPERACIONESGERENTE DE TRANSMISION

Nivel 3 - Subgerente GERENTE ADMINISTRATIVOGERENTE DE PLANEAMIENTO Y DESARROLLOASESOR LEGALJEFE DE PROYECTOGERENTE DE RECURSOS HUMANOSGERENTE TECNICOGERENTE DE LOGISTICAGERENTE DE TECNOLOGIA DE INFORMACIONGERENTE DE MANTENIMIENTO


4-33

EDELNOR 21/7/09

NIVEL PUESTONivel 4 - Jefe de Departamento JEFE DE AUDITORIA INTERNA

JEFE DE IMAGEN INSTITUCIONALJEFE DE ADMINISTRACIONJEFE DE SEGURIDADJEFE DE SERVICIOS GENERALESJEFE DE PLANEAMIENTO FINANCIEROTESOREROJEFE DE CREDITOS Y COBRANZASJEFE DE PRESUPUESTOSCONTADOR GENERALSUB CONTADORJEFE DE RECURSOS HUMANOSJEFE DE DESARROLLO DE RECURSOS HUMANOSJEFE DE ADMINISTRACION DE PERSONALJEFE DE VENTASGERENTE DE PLANTA - FUNCIONALGERENTE DE PLANTA - UNIDAD DE NEGOCIOENCARGADO DE TALLER MECANICOJEFE DE SEGURIDAD INDUSTRIALJEFE DE SOPORTE TECNICOLIDER DE PROYECTOJEFE DE DESARROLLO DE PROCESOSJEFE DE VALORES DE CLIENTESJEFE DE SUSCRIPCION/EMISIONGERENTE DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTEJEFE DE MEDIO AMBIENTEJEFE DE LINEASUB GERENTE DE OPERACIONES DE SISTEMASJEFE DE TURNO DE OPERACION Y DESPACHOJEFE DE LINEA DE TRANSMISIONJEFE DE SUBESTACIONANALISTA DE PLANEAMIENTO Y PROGRAMACION

NIVEL PUESTONivel 5 - Jefe de Sección AUDITOR ENCARGADO

RELACIONISTA PUBLICOABOGADO SENIORADMINISTRADOR DE SUCURSALENCARGADO DE CAJAENCARGADO DE IMPUESTOSENCARGADO DE BIENESTARJEFE DE SERVICIO AL CLIENTEJEFE DEL DEPARTAMENTO DE PROYECTOSJEFE DE INGENIERIAJEFE DE CONTROL DE CALIDADJEFE DE PLANEAMIENTO Y CONTROL DE LA PROJEFE DE LINEA DE PRODUCCIONJEFE DE ALMACENJEFE DE MANTENIMIENTOJEFE DE LOGISTICAJEFE DE COMPRASJEFE DE TELECOMUNICACIONESADMINISTRADOR DE LA REDANALISTA DE SISTEMAS SENIORINGENIERO INTERMEDIOINGENIERO DE PROTECCION Y MEDICIONANALISTA DE FACTURAS, TARIFAS Y ESTUDIOSSUPERVISOR DE LINEAS DE TRANSMISION


4-34

EDELNOR 21/7/09

NIVEL PUESTONivel 6 - Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) ANALISTA DE PLANEAMIENTO

ABOGADOANALISTA DE PROYECTOANALISTA FINANCIEROCONTADOR DE COSTOS ASISTENTE DE CONTABILIDAD Y COSTOSSUPERVISOR DE CAPACITACIÓN Y DESARROLLOANALISTA DE CAPACITACION Y DESARROLLOANALISTA DE COMPENSACIONES Y BENEFICIOSENCARGADO DE PLANILLASASISTENTE SOCIALANALISTA DE MARKETINGSUPERVISOR DE SERVICIO AL CLIENTEASISTENTE ADMINISTRATIVO DE VENTASREPRESENTANTE TECNICO DE VENTASINGENIERO ELECTROMECANICOINGENIERO INDUSTRIALINGENIERO ELECTRONICOINGENIERO QUIMICOENCARGADO DE LABORATORIOINSPECTOR DE CONTROL DE CALIDADSUPERVISOR DE TURNOASISTENTE DE PRODUCCIONINGENIERO DE SEGURIDAD INDUSTRIALASISTENTE DE LOGISTICAADMINISTRADOR DE DEMANDACOMPRADORANALISTA DE SISTEMAS JUNIORPROGRAMADORANALISTA DE PROCESOSINGENIERO JUNIORANALISTA DE OPERACIONES Y ESTADISTICASESPECIALISTA CALIDAD SERVICIO ELECTRICOSUPERVISOR DE SUBESTACION

NIVEL PUESTONivel 7 - Supervisor SUPERVISOR DE SEGURIDAD

EJECUTIVO DE SERVICIO AL CLIENTE SENIORENCARGADO DE ALMACENENCARGADO DE TALLER ELECTRICOSUPERVISOR DE CONSTRUCCIONSUPERVISOR DE CAMPOENCARGADO DE SERVICIOS

Nivel 8 - Empleado SECRETARIA - ASISTENTE ADMINISTRATIVASECRETARIA DE DIVISIONSECRETARIA DE DEPARTAMENTORECEPCIONISTA - TELEFONISTAASISTENTE DE VIAJES Y EVENTOSASISTENTE ADMINISTRATIVOCHOFER DE GERENCIA (administrativo)AUXILIAR ADMINISTRATIVOASISTENTE DE TESORERIAASISTENTE DE CREDITOS Y COBRANZASAUXILIAR DE CONTABILIDADASISTENTE DE RECURSOS HUMANOSASISTENTE DE MARKETINGASISTENTE DE ALMACEN/KARDISTATECNICO DE TELECOMUNICACIONESTECNICO DE SOPORTEASISTENTE DE TRANSMISIONCHOFER OPERATIVO


4-35

EDELNOR 21/7/09

NIVEL PUESTONivel 9 - Capataz / Caporal TECNICO DE SERVICIOS

TECNICO DE LINEAS DE TRANSMISIONTECNICO DE LABORATORIO DE MEDICIONTECNICO DE SUBESTACIONOPERARIO DE MAQUINA AOPERARIO DE MAQUINA BAYUDANTE DE OPERARIO DE MAQUINA ASOLDADORMECANICO MAESTROELECTRICISTATECNICO DE MANTENIMIENTO

Nivel 10 - Técnico / Operario MENSAJEROENFERMEROOPERARIOOPERARIO DE ALMACEN

Tomando en cuenta la composición de la muestra de 13 empresas del sector eléctrico del Perú surge que las empresas con el mayor nivel de facturación t el mayor tamaño tomando en cuenta la cantidad de empleados propios resultan ser Edelnor y Luz del Sur.

Tomando en cuenta estas características se consideró que el valor que representativo del costo salarial para estas empresas en el mercado es el correspondiente al tercer cuartil, o sea el 25% superior de los costos de la muestra.

Los valores que resultan se presentan en la siguiente tabla expresados en miles de soles y en miles de dólares estadounidenses anuales respectivamente, para cada uno de los niveles establecidos.

Costos salariales anuales Encuesta PWC Tercer cuartil ( 25% superior)

miles S/. / año

miles US$ / año

Nivel 1 - Gerente General 666,3 212,1Nivel 2 - Gerente 2.868,2 152,1Nivel 3 - Subgerente 2.518,7 114,5Nivel 4 - Jefe de Departamento 4.482,9 64,9Nivel 5 - Jefe de Sección 2.157,3 52,8Nivel 6 - Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) 1.896,7 35,5Nivel 7 - Supervisor 322,9 34,3Nivel 8 - Empleado 906,9 24,1Nivel 9 - Capataz / Caporal 415,1 22,0Nivel 10 - Técnico / Operario 30,3 9,6

Tomando en cuenta los valores obtenidos de la encuesta de remuneraciones, y considerando el personal por nivel resultante de la optimización inicial de costos se obtuvieron los costos salariales que se presentan en el punto siguiente.

4.6.1 Resultados de la Revisión Inicial considerando las remuneraciones de mercado

Como resultados de la revisión efectuada aplicando las remuneraciones del mercado se obtuvo el siguiente organigrama general con la correspondiente cantidad de personal y de costo total anual asociado a cada sector principal de la organización.


4-36

EDELNOR 21/7/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 810

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total

8 1,313

Gerencia Legal

7 1,075



13 1,908

41 4,974




817

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

549 58,817



Tributaria

Auditoría Interna

211 22,610


218 19,127

El mismo organigrama, pero con los costos expresados en dólares es el siguiente:


4-37

EDELNOR 21/7/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 258

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total


218 6,088 211 7,196



Tributaria

Auditoría Interna

260

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

549 18,720


13 607

41 1,583




8 418

Gerencia Legal

7 342


Los datos de dotación de personal y de los costos totales correspondientes se presentan a continuación abiertos por nivel de la organización:


4-38

EDELNOR 21/7/09

Costos anuales de personal Empresa Optimizada con costos de mercado



Gerente General 1 1 666 212Gerente 2 7 3,346 1,065Subgerente 3 13 4,678 1,489Jefe de Departamento 4 1 204 65Jefe de Sección 5 49 8,131 2,588Profesional 6 184 20,529 6,534Supervisor 7 79 8,503 2,706Empleado 8 138 10,429 3,319Capataz 9 0 0 0Técnico/Operario 10 77 2,330 742Total Empresa 549 58,817 18,720

A continuación se presenta la misma información pero abierta de acuerdo a cada área de la organización:

Costos anuales de personal Empresa Optimizada con costos de mercado



Gerencia General 3 817 260Auditoria Interna 4 1,187 378Subgerencia Contratos 7 1,048 333Subgerencia de Planificación Tributaria 6 810 258


4.7 EVALUACIÓN DEL VALOR CONTABLE DEL ACTIVO FIJO DE EDELNOR S.A.A.

EDELNOR (Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A.) fue constituida en Perú por escritura pública de fecha 10 de marzo de 1994, en cumplimiento de la Resolución Suprema Nº 165-93-PCM del 10 de mayo de 1993. Es subsidiaria de Inversiones Distrilima S.A. (posee el 60% de las acciones con derecho a voto representativas del capital social al 31 de diciembre de 2008) que a su vez es subsidiaria del Grupo ENDESA de España, a través de Enersis S.A., una empresa domiciliada en Chile.

En el mes de setiembre del 2007, la empresa de capitales italianos Enel Energy Europe S.R.L. y la empresa de capitales españoles Acciona S.A. adquirieron el 67.05% y 25.01%, respectivamente, del total de las acciones representativas del capital social de ENDESA de España.


4-39

EDELNOR 21/7/09

EDELNOR tiene por objeto distribuir energía eléctrica en la parte norte de Lima Metropolitana, la Provincia Constitucional del Callao y las provincias de Huaura, Barranca, Huaral y Oyón, según los contratos suscritos con el Estado Peruano. Asimismo, realiza otros servicios relacionados al giro principal como: trabajos de movimientos de redes y venta de bloques de potencia, y a partir del mes de setiembre de 2006 ha incursionando en la venta de artefactos eléctricos en su zona de concesión.

Su domicilio legal, donde se encuentran sus oficinas administrativas, es Calle César López Rojas 201, San Miguel, Lima, Perú.

4.7.1 Estructura y valor contable de los Activos Fijo.

Según estados financieros al 31-12.2008 auditado por la empresa Deloitte, los activos fijos presentan la estructura y el valor contable siguiente:

SaldosIniciales

S/.000Adiciones

S/.000

Retiros o ventasS/.000

Otros cambios

S/.000

Saldos FinalesS/.000

Vida útilPromedio

AñosCosto más revaluación:Terrenos 61,101 -19,203 7,906 49,804Edificios y otras construcciones 151,383 -9,925 13,584 155,042Maquinaria y equipo 2,732,661 1,361 -5,571 140,287 2,868,738Unidades de transporte 3,949 268 -869 3,348Muebles y enseres 37,724 2,981 -4,674 36,031Equipos diversos 25,711 22 -286 1,361 26,808Trabajos en curso 50,672 196,696 -163,138 84,230

Total 3,063,201 201,328 -40,528 3,224,001Menos depreciación acumuladay provisión para pérdida por deterioro:Terrenos 7,752 -7,752Edificios y otras construcciones 39,966 3,828 -8,901 34,893 3%Maquinaria y equipo 1,021,581 102,028 -2,455 1,121,154 4%Unidades de transporte 2,845 357 -725 2,477 13%Muebles y enseres 27,355 1,811 -4,175 24,991 8%Equipos diversos 17,977 2,487 -223 20,241 20%

Total 1,117,476 110,511 -24,231 1,203,756

Neto 1,945,725 2,020,245

• ELECTROLIMA, en el año 1994, como parte del proceso de privatización, transfirió activos a EDELNOR (Empresa fusionada con EDECHANCAY S.A.), que incluyó inmuebles, maquinaria y equipo, con la correspondiente depreciación acumulada.

• EDELNOR, en el año 1994, efectuó una reevaluación voluntaria de sus activos fijos, asimismo en el año 1996, en acto previo a la fusión con EDECHANCAY S.A., realizo una nueva revaluación voluntaria.. El mayor valor asignado a sus activos fijo, considerado como el nuevo costo, fue acreditado a la cuenta patrimonial (otras reservas) y posteriormente capitalizado.

• La construcción de obras en curso (inmuebles, maquinaria y equipo), incluyen costos de financiamiento relacionados con los intereses capitalizados que se adicionan como parte del costo de las obras en curso. Estos intereses capitalizados ascienden a MS/.2,166 y MS/. 2,037 por los años 2008 y 2007 respectivamente.


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• La construcción de las obras en curso, absorben gastos directos vinculados a la ejecución de las obras. La metodología aplicada para su determinación consiste en que EDELNOR prepara una distribución del tiempo que cada área estima que dedicó a la obra, sobre la base de un estudio de tiempos realizado en cada ejercicio, procediendo a determinar un porcentaje que se aplica sobre los gastos directos que se relacionan con la obra.

• Los gastos directos capitalizados ascienden a MS/.14,574 y MS/..14,307 en los años 2008 y 2007 respectivamente.

• Según el Informe de la Auditoria Externa Deloitte, “al 31 de diciembre de 2008, EDELNOR ha estimado que los valores recuperables de sus inmuebles, maquinaria y equipo, son mayores a sus valores en libros; por lo que considera que no es necesario constituir provisión para pérdida por deterioro para esos activos a la fecha de los estados financieros”.

• Al termino del año 2008, el valor contable de los activos fijos, asciende a MMS/. 3,063 correspondiendo a terrenos el 1.99%, a edificios y otras construcciones el 4.94%, maquinaria y equipo el 89.21%, unidades de transporte el 0.13%, muebles y enseres el 1.23%, equipos diversos el 0.84% y a trabajos en curso el 1.65%.

• La depreciación acumulada y provisión para pérdida por deterioro al 31.12.2008, asciende a la suma de MM S/.1,117 correspondiendo a terrenos el 0.69%, edificios y otras construcciones el 3.58%, maquinaria y equipo el 91.42%, unidades de transporte el 0.25%, muebles y enseres el 2.45% y equipos diversos el 1.61%.

En opinión de la firma de Auditoria Externa, los estados financieros al 31.12.2008 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de EDELNOR. Cabe precisar que la auditoria realizada ha incluido una evaluación de la presentación de los estados financieros, donde el 86% corresponde a inversiones permanentes.

4.7.2 Política contable en la valorización de las inversiones en Activos Fijo.

EDELNOR, a efecto de la valorización de sus bienes de activo fijo, mantiene la política contable siguiente:

• El mayor valor asignado por las reevaluaciones de los bienes transferidos por el Estado, efectuadas en 1994 y 1996, se registran como el nuevo costo de los activos.

• Inmuebles, maquinaria y equipo se registran al costo, y en el caso de los bienes transferidos por el Estado en el proceso de privatización (hasta diciembre de 1996) al costo revaluado, y están presentados netos de depreciación acumulada y de pérdida por deterioro acumulada.

• La depreciación anual se reconoce como gasto y se determina siguiendo el método de línea recta en base a la vida útil estimada de los activos, representada por tasas de depreciación equivalentes.

• Los bienes de activo fijo se deprecian en su totalidad sin considerar la existencia de un valor residual.


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• Cuando un activo fijo se vende o es retirado del uso, su costo y depreciación acumulada se eliminan y la ganancia o pérdida resultante se reconoce como ingreso o gasto.

• Las obras en curso se capitalizan cuando se completan y su depreciación se calcula desde el momento en que son puestas en operación.

• Las obras en curso incluyen: los desembolsos para la construcción de activos, los intereses financieros y los otros gastos directos atribuibles a dichas obras, devengados durante la etapa de construcción.

• Los desembolsos incurridos después que un activo fijo ha sido puesto en uso, se capitalizan como costo adicional de ese activo, siempre que tales desembolsos resultaran en beneficios económicos futuros superiores al rendimiento normal evaluado originalmente para dicho activo. Los desembolsos para mantenimiento y reparaciones se reconocen como gasto del ejercicio en que son incurridos.

4.7.3 ¿Cuál es el valor de los Activos fijo para una Empresa?

Es necesario precisar que al efectuar una evaluación de los activos fijos con la finalidad de expresar la razonabilidad de estos valores registrados en el balance de la empresa, el problema a resolver consiste en determinar qué valor económico tiene esos bienes para la empresa, a la fecha en que se realiza la evaluación.

Al reflexionar sobre este punto advertimos que, cuando la empresa adquiere un bien, lo que en realidad desea adquirir son los servicios que éste le puede brindar, es decir, los beneficios que puede derivar de su uso. Podríamos decir que cuando la empresa adquiere un bien está, en última instancia, comprando un paquete de servicios futuros que él espera que le brinde a lo largo de su vida útil, servicios futuros que la empresa está pagando por adelantado en el momento de la compra.

En el caso particular de la empresa eléctrica, los bienes de inversión que son comprados o construidos por la empresa, tienen la finalidad de recibir de ellos sólo un servicio específico o técnico, y para que sirvan así como instrumentos a un fin operativo provechoso para la empresa. Se trata de bienes que son adquiridos para ser asignados a ciertos destinos, en los que no pueden generar dinero, sino brindar un servicio a la organización empresarial, la cual ella si genera dinero. El bien de servicio tiene obviamente, un único valor para la empresa, que corresponde al único servicio que él le puede brindar que es su valor de uso.

Cuando el dueño de los bienes es una empresa, constituye un tipo de dueño muy especial, es un dueño para quien el único comportamiento aceptable (tanto para la ley1 como para la masa de accionistas), es el de racionalidad económica. Como que su máxima responsabilidad social es precisamente la de lograr una administración eficiente de los recursos de los que dispone (humanos, financieros, tecnológicos, equipamiento, etc.)

De acuerdo con ello, los bienes valen para la empresa sólo en razón de una estricta racionalidad económica, o sea en función del aporte económico que pueden hacer a la empresa, o al valor económico que se puede razonablemente asignar a los servicios futuros que pueda brindarle al utilizarlos.

1 La Ley General de Sociedades – Ley 26887 establece textualmente que los representantes de la Sociedad deben actuar con la diligencia de un ordenado comerciante y de un representante leal y lo hace responsable “por dolo, abuso de facultades y negligencia grave”.


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Comúnmente y según las circunstancias, los activos fijos se evalúan en la siguiente forma:

• Costos históricos: Corresponde al monto pagado por la adquisición, incluyendo los costos normales de preparación del activo para su uso.

• Costos de reposición. Monto que sería necesario desembolsar para reponer un activo. Frecuentemente, el costo de reposición es igual al valor razonable de mercado.

• Valor razonable de mercado. El precio al cual un vendedor vendería a un comprador, ambos decidiendo libremente.

• Valor presente. El valor hoy en día de algo que vence en el futuro

4.7.4 PCGA en la valorización de Activos Fijo.

Los PCGA2 establecen que:

• Los activos fijos se registren a su costo y este valor en libros se reduce periódicamente (se deprecia) en forma sistemática y racional.

• La base contable de los activos depreciables, es el costo que incluye los desembolsos necesarios para preparar al activo para su uso, excepto en los casos de recapitalizaciones, donde sí es permisible aumentar o disminuir el valor en libros de los activos, llevándolos a su valor razonable de mercado.

• Se cargan a gastos los desembolsos innecesarios que no contribuyeron a implementar, o aumentar, la utilidad del activo.

• Se capitalizan los costos de demolición y remoción (menos el valor residual) de estructuras ubicadas en terrenos comprados para la construcción de edificios. Los terrenos en sí no son depreciables.

• Cuando en estados contables suplementarios se usan los métodos de contabilidad según el nivel general de precios, se desminuye la distorsión de los activos y de la depreciación causada por la inflación.

• Los PCGA promulgados prohíben aumentar el valor en libros de los activos, para reflejar valores de tasación. Sin embargo, y a pesar de que prohíben ese procedimiento, los PCGA establecen que si aumenta el valor en libros de los activos fijo para reflejar valores de tasación o valores de mercado, la depreciación se basa en el nuevo valor en libros.

4.7.5 Conclusiones.

• De acuerdo al análisis realizado y a los fundamentos teóricos revisados se concluye que los activos fijos de la empresa no reflejan sus costos de reposición, tampoco su valor razonable de mercado, dado que la contabilidad al día de hoy, refleja de dos maneras los valores del activo fijo: para aquellos activos anteriores al 01 de enero de 1994, para los cuales su valor de incorporación es al valor neto revaluado y a partir de dicho valor se comienza un nuevo proceso de depreciación. La segunda, para aquellos activos adquiridos a partir del 02 de enero de 1994 se presentan a valores históricos corregidos por inflación.

2 Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados por casi la totalidad de los países


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• El valor del activo puede resultar razonable bajo los criterios de auditoria, pero realizar inferencias a partir de dicho valor contable puede llevar a errores, razón por la cual su valor no es considerado relevante para el Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD).

• Para la empresa el valor característico de un bien es lo que se denomina su valor de inversión que no corresponde al valor contable. Ese valor de inversión es el valor económico de toda la serie de ingresos futuros que se esperan del bien, coincide con los que los analistas bursátiles denominan el valor intrínseco del bien.

• El valor de inversión no es el único valor que tiene un bien para la empresa. Generalmente todo bien que es capaz de generar automáticamente ingresos, tiene compradores en el mercado, es decir que todo bien de inversión tiene también un valor de mercado. En el caso de las empresas de la industria eléctrica, sus bienes por razones de sus propias características no son necesariamente comerciales. Una línea de transmisión o de distribución diseñadas específicamente para cumplir una tarea particular difícilmente encuentra comprador en le mercado, su único valor de mercado será, seguramente, el de chatarra.

• La vida útil de un bien y su valor residual queda determinada a último momento. Se le conoce con certeza sólo cuando ya está muy cerca la fecha de su baja. Es entonces cuando de alguna manera, la empresa determina que los servicios que es capaz de brindarle el bien en su actual destino ya no le serán, de allí en adelante económicamente útil. Antes de llegar a esa instancia, la vida útil remanente de un bien y su valor residual es sólo una conjetura, que será más o menos acertada según como evolucionen en el futuro los factores o circunstancias que afecten su vida útil.


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4.8 FORMATOS C

Una vez efectuada la Revisión 2 o el Ajuste Inicial de Costos detallado en el punto 4.5 precedente se ha efectuado la modificación correspondiente a los Formatos B, resultante de la revisión y validación de antecedentes, obteniéndose los Formatos C que se adjuntan en el Anexo L de este informe.

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