VAD Edelnor

EdelnorAbsolución de las Observaciones al Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Julio 2009 Edelnor Absolución de las Observaciones al Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Julio 2009 © PA Knowledge Limited 2009 Prepared by: Consorcio PA Consulting Services SAC – PA Consulting Services SA Calle Bolívar 472 Of.603 Lima 18 Perú Tel: +511-447 7784 Fax: +511-241 1016 www.paconsulting.com Edelnor 22/7/09 INDICE 1. 2. Introducción 1-1 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 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 Observaciones de la empresa Edelnor 4.1 Instalaciones de Distribución BT - Zonas con características geográficas y ambientales especiales 4.2 Pago de Permisos Municipales 4.3 Cálculo de Factores de Economía de Escala 4-1 4-1 4-1 4-2 3. 4. Anexos ANEXO A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas ANEXO B: Cotizaciones de Vehículos A-1 B-1 i Edelnor.22/7/09 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. 1-1 Edelnor 22/7/09 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 2-1 Edelnor 22/7/09 Tal como fija los TDR. Edelnor mantiene la decisión de que los valores que registran los Formatos “A” no deben ser reformados. que no necesariamente son equivocados. (caso del Formato “A”). El Formato B III-1.Empresa. es indudable que debe existir en los casos en que la documentación es elaborada por una misma entidad. Observaciones OSINERGMIN corresponden a donaciones no considerados gastos. en la determinación de los costos (directos e indirectos) de cada actividad y de sus respectivos márgenes económicos. importes que han sido aplicados a inversiones. B y C. 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. de no reformar los Formatos “A”. lo cual no limita ni cambia los objetivos y resultados del Estudio.2.044. tal es el caso de los Formatos “B” y “C” Un tercer documento elaborado por otra entidad. 8. Al considerar que los Formatos “B” corresponden a los Formatos “A” reformados. que no incluyen gastos financieros y gastos por depreciación de activos fijos. en la determinación del impuesto a la renta. cuyas cifras por los años 2008 y 2007 ascienden a S/. Absolución: Los Formatos “B” registran los importes resultantes de la aplicación de la Resolución Ministerial N°197-94. 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. en los Formatos B III-1. con claridad y precisión. compartimos con la decisión adoptada por Edelnor. B-IV-1 Resumen del Margen por Actividad. las cifras resultante de la reestructuración han sido registradas. Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad. son absolutamente diferentes. recordando que todo cambio y/o modificación de las cifras reportadas. podría no guarde coherencia y/o coincidencia con los otros dos. B-X-1 Composición de Costos –Total. 2-2 Edelnor 22/7/09 . sino que son el resultado de una percepción diferente del tema. específicamente a las actividades de Gestión de Inversión en Distribución (A10) y Gestión de Inversión en otras áreas (A11).733 miles respectivamente.5 millones respectivamente. 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. Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad. dado que suele haber puntos de vista diferentes sobre un mismo tema. B III-2 y 3 Resumen de Gastos de Operación y Mantenimiento Total Empresa. B-IV-2 Margen por Actividad.5 y S/.007 y S/. deben ser registradas en los Formatos “B” de acuerdo a lo establecido en los TDR. muestra. Respecto a la coherencia y/o coincidencia entre los Formatos A. 14. 994. 213 19.354 184 24.772 62 5.469 9. Distribución Total Empresa Código A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 Actividad Generación Transmisión Distribución MT Distribución BT Alumbrado público Comercialización Conexión a Red Distrib Eléctrica Corte y Reconexión Gestión Inversión en Distribución Gestión Inversión en otras áreas Asesoría a terceros Otros servicios Negocios financieros Depreciación Otras Total Actividades 1.675 3.914 65.269 16.104 661 47.174 31.538 4.007 59.191 586 42.931 4. 2-3 Edelnor 22/7/09 .469 628 26 4. Respecto al límite del importe a ser aplicado a inversiones.251 324 4. Distribución Costo Supervisión RM 197-94Directa ME-VME Directo 755.462 11.003 241. V-2.265 4.043 877 24 9.154 12.120 5.959 12.544 Código A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 Actividad Compra de Energía Generación Transmisión Distribución MT Distribución BT Alumbrado público Comercialización Conexión a Red Distrib Eléctrica Corte y Reconexión Gestión Inversión en Distribución Gestión Inversión en otras áreas Asesoría a terceros Otros servicios Negocios financieros Depreciación Otras Total Actividades Total Empresa 755.191 38 40 9.538 435 4 147 41.986 644 32.708 205 18 4.182 364 Costo Indirecto 70 6.539 25.363 B .493 69. por los años 2008 y 2007 en los cuales se muestra en columna separada.098 492 4 45.996 323 37. De conformidad a los TDR hay Formatos en los cuales los gastos de gestión se presentan bajo la estructura que fija la contabilidad.257 Cabe precisar que.364 26.895 2. V-3. se presentan a continuación: B .029 35.Formato III-1 2007 Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad miles S/.796 34 1.554 994.675 968 38 3.773 54.281 403 1.714 1.337 264 1.830 7.043 971 16.784 14.586 659 10.627 313 6.Formato III-1 2008 Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad millones S/. no en todos los Formatos “B” los gastos de gestión se presentan distribuidos a nivel actividad.509 4. el Cuadro siguiente muestra como se ha determinado para los ejercicios económicos correspondiente a los años 2008 y 2007.250 281 31.543 937.227 13.619 2.707 242 14.047 4.592 59 9.074 31.871 177 4.168 17.506 179.100 5.428 34 1. los importes que han sido aplicados a inversiones.339 32. como son los casos de los Formatos V-1.391 8.155 210 26.429 35. V-4.687 Costo Supervisión RM 197-94Costo Directo Directa ME-VME Indirecto 1.524 14.2. Observaciones OSINERGMIN Cuadros resumen de las cifras consignadas en el Formato B III-1.098 165 1. 5% Inversión 186.773 Absolución: En la presentación del Informe Definitivo se revisarán los Formatos D. subtitulando los cuadros con el prefijo D.755 Anual Real Costos Indirectos 25% 14. Observaciones OSINERGMIN IMPORTE A SER APLICADO A INVERSIONES (RM 197-94) En Miles de Nuevos Soles 2008 Inversión Anual Real Costos Indirectos 25% Límite 7. pero debe tenerse en cuenta que según lo indicado en el punto 6.410 14.2 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final.13 “Presentación de los resultados comparativos” de los Términos de Referencia del estudio “A partir de los estudios desarrollados. el Consultor corregirá. 2.007 Límite 7.195 15. 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. denominándolos “Revisión 3: Optimización de la Empresa”. si procede.” Por los motivos indicados solamente se presentan en los Formatos D los cuadros resumen.1.2. en las líneas correspondientes a valores anuales y de los cuadros resúmenes con el prefijo C. la información de los cuadros pertinentes que se detallan en Anexo N° 1.972 63.853 8. 2-4 Edelnor 22/7/09 .5% 2007 116. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas.799 59. y. 2. Observaciones OSINERGMIN 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. 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. A partir de la información suministrada (Zona_corrosiva_7km.dwg) se han recalculado los valores a ser considerados en cada zona. 2-5 Edelnor 22/7/09 . 2-6 Edelnor 22/7/09 . Observaciones OSINERGMIN 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. en la medida que las zonas periféricas sean tratadas con bloques de menor tamaño. Chile. Argentina.2. De acuerdo con los resultados obtenidos por PA Consulting Group en estudios tarifarios realizados en distintos países de Latinoamérica (Perú. El Salvador) en los últimos 15 años. a partir de lo cual el modelo no asignara redes. A modo de ejemplo se presentan algunas zonas en donde actualmente existen redes y no se han asignado bloques por no existir usuarios. 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. 2. Observaciones OSINERGMIN ZONA B ZONA A ZONA C ZONA D ZONA E Referencias RED DE BT RED DE MT 2-7 Edelnor 22/7/09 . que presenta una gran influencia en la determinación de 2-8 Edelnor 22/7/09 .2. Observaciones OSINERGMIN ZONA A ZONA B ZONA D ZONA C ZONA E Existen parámetros que consideran este efecto. como es el Ancho de la Manzana o Distancia entre Calles Paralelas. Esta información fue suministrada al OSINERGMIN conjuntamente con el segundo informe parcial. 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. Observaciones OSINERGMIN la cantidad de red de BT modelada. Sin embargo. En las zonas en donde existen los parques o zonas sin cobertura de superficie mayores. 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. implica naturalmente en un aumento del tamaño de la misma y por lo tanto en una menor longitud de la rede de BT asignada. 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. Absolución: La consideración de las restricciones existentes a la instalación de redes aéreas de Media y Baja Tensión por el ancho de vereda. 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 2005.2. 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 2-9 Edelnor 22/7/09 . se efectuó inicialmente tomando en cuenta el relevamiento de los anchos de veredas efectivamente existentes efectuado por la empresa Edelnor. Dado que se utilizó esta informacion. no resulta necesario validar la información adicional relevada por la empresa. 2-10 Edelnor 22/7/09 . 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. Observaciones OSINERGMIN veredas (lo que permitiría plantar postes en las bermas o en los bordes de las vías). Con relación a la evaluación de alternativas técnicas factibles. • no considerar restricciones en las zonas de baja densidad. 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.2. ya que la misma.. • descontar las zonas calificadas como zonas históricas. 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). se decidió adoptar el criterio sugerido por el OSINERGMIN. 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. sino que su consideración se efectúe a partir de una estimación más conservadora. producto de considerar solamente las vías que hayan podido ser asignadas en alguna de las diez zonas propuestas. Esto no implica que no se tomen en cuenta las condiciones reales de prestación del servicio. Todos los casos presentados por el Supervisor VAD que han podido ser relevados.2. 2-11 Edelnor 22/7/09 . 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. En muchas de las fotos presentadas se muestran postes al borde de vereda. 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. tal como se observa en las evidencias fotográficas presentadas por el Supervisor VAD. sin embargo. 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. asimismo. previo a las normas que establecen los espacios mínimos libres para el paso peatonal en veredas. 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.20m para las calles secundarias. Se pueden apreciar además. Observaciones OSINERGMIN 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. El Reglamento Nacional de Edificaciones (RNE) publicado en el año 2006 establece que los anchos de veredas mínimos son de 1. 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. las cuales son aplicables para el servicio de alumbrado público y redes de energía del tipo subterráneo. que. 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.1. Evidentemente. deberá emplearse una Empresa Modelo. a efectos de la determinación de este último. con deficiencias urbanísticas e inobservancia de parámetros de construcción) en que la concesionaria de distribución eléctrica. 2-12 Edelnor 22/7/09 . Dicha observación es contraria a lo dispuesto en las normas legales vigentes. El artículo 64 de la LCE establece. el numeral 6. Desarrollando lo anterior. puede apreciarse que la determinación del VAD presupone una Empresa Modelo operando en nuestro país. incluida la Constitución Política del Perú. es incentivar las decisiones eficientes en la concesionaria. 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”.2. en contradicción con el Código Nacional de Electricidad – Suministro 2001.2 de los Términos de Referencia ha señalado. 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. por ser aquellas menos económicas que las redes aéreas. Observaciones OSINERGMIN Sin perjuicio de lo cual en esta observación se solicita ignorar el ancho de vereda real y se tome en cuenta. tanto la LCE como los Términos de Referencia aluden expresamente a que la determinación del VAD se efectuará empleando una Empresa Modelo. 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. lo siguiente: Efectivamente. efectivamente. Recogiendo lo anterior. exclusivamente. inclusive. teniendo en cuenta el área de concesión real donde opera la empresa distribuidora analizada. el ancho de vereda “teórico”). 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. Un concesionario de distribución puede decidir la tecnología de sus redes. las cuales están fuera del control del concesionario. en relación con la tecnología adaptada que deberá emplearse para la estructuración de la Empresa Modelo. Del marco legal aplicable. invocando el Artículo 18° del Capítulo II – Diseño de Vías del aludido Reglamento. además de los componentes que integran el VAD. y teniendo en cuenta las condiciones reales de la localidad donde presta el servicio la concesionaria de distribución evaluada.. como lo hace el mercado de competencia a través de los precios. el que correspondería de acuerdo a las disposiciones del RNE (es decir. operando en las condiciones reales (ciudades imperfectas.2 m. tiene que prestar el servicio regulado. esto es. indica que está permitido ubicar postes de alumbrado público y subestaciones aéreas en las bermas de estacionamiento. eliminando la necesidad de considerar redes de baja tensión subterráneas en zonas con ancho de vereda menor a 1. ” En conclusión. como son las características y parámetros urbanísticos y edificatorios de la ciudad. caminos y carreteras _ 231. Por lo expuesto. el Código Nacional de Electricidad (CNE)y las normas de la Dirección General de Electricidad correspondientes. su Reglamento aprobado por el Decreto Supremo N° 009-93-EM. y. 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. del Título III. y. el artículo 3° de la Norma EC.010. que en ningún caso dicha distancia entre el borde de acera a la superficie más cercana de la estructura será menor a 150 mm. los artículos 1°.1.2 se establece que. Al respecto. también del RNE. 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. A calles.1. establecen que: • La distribución de energía eléctrica es una actividad vinculada a la habilitación urbana y rural.1.B.1 arriba transcrita. 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. En el artículo 19° del RNE establece que. el CNE – Suministro 2001 establece en la Regla 231. sobre subestaciones eléctricas. Distancias de seguridad de las estructuras de soporte a otros objetos […] 231. Observaciones OSINERGMIN La regulación tarifaria “marca la pauta” que la concesionaria seguirá en el futuro: si su inversión es eficiente. quedando claro que la 2-13 Edelnor 22/7/09 .030. justamente.2. la disyuntiva que deriva de lo establecido por el artículo 19° en mención y la Regla 231.B. el artículo 3° de la Norma EC. Donde existan estructuras. sobre instalaciones eléctricas y mecánicas. ésta le será reconocida en el VAD. caminos y carreras. y que. se estaría desconociendo parte de las inversiones eficientes exigidas. sobre redes de alumbrado público.B. fue resuelta por el propio RNE. referida a distancias mínimas de seguridad de las estructuras de soporte de los cables de suministro respecto de calles. se rige por lo normado en la Ley de Concesiones Eléctricas. sobre edificaciones.B.4. así como a las edificaciones. sobre redes de distribución de energía eléctrica. para sistemas de distribución. 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. entre otros dispositivos legales. armados de soporte o equipamiento similar sobre borde de acera o sardineles hasta 4. las ordenanzas municipales y demás normas que regulan las habilitaciones urbanas. los proyectos deben cumplir las exigencias técnicas del CNE – Suministro 2001. sin embargo. en cuyo numeral 11.020. • El alumbrado público está normado por el CNE – Suministro 2001. De ignorarse éstos al momento de aprobar el VAD. establece textualmente que: “231. • 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. 4° y 5° de la Norma EC.5 m sobre el nivel de la vía. Pero la eficiencia debe analizarse teniendo en cuenta aquellos aspectos que están fuera de la discrecionalidad de la concesionaria. que integran el literal III. Observaciones OSINERGMIN norma aplicable para determinar la ubicación en la vía pública que deben tener los postes que soportan las redes aéreas de distribución de electricidad.2. la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). 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. u otras se han evaluado soluciones técnicas económicas acordes con lo indicado en los Términos de Referencia. 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. DL 25844. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. Asimismo. contaminación salina.3 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. y en aquellos casos en que se presentan restricciones por áreas monumentales. alumbrado público y las subestaciones eléctricas es el CNE. en los artículos 64° y 67° establece los criterios sobre los cuáles se basa el desarrollo de la empresa modelo para el VAD. Por tanto. Absolución: Los criterios utilizados y propuestos para la definición del tipo de red se basan en la densidad de carga. No se puede desarrollar una red considerando elementos urbanísticos que difieren de la realidad. 2. 2-14 Edelnor 22/7/09 . • 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. que no se originan en los sistemas rígido a tierra o mediante bobina zig-zag. con un promedio de 14. por falla y por año. Sistema de puesta a tierra del neutro Neutro rígido a tierre Neutro a tierra mediante bobina zig-zag Neutro aislado Protecciones en salida de Protecciones en transiciones alimentadores subterráneo/aéreo Costo Costo Costo Costo Cantidad Uitario Total Cantidad Uitario Total [ US$ ] [ US$ ] [ US$ ] [ US$ ] 14.000 13 52.19 fallas por SET y por año. el costo anual por ENS y por reposición de la falla por SET asciende a 2 372 US$.500 52.167 12.9 14. mientras que para el sistema con neutro aislado se trata de protecciones con detección de corriente homopolar direccionales.167 14. correspondiendo a protecciones de máxima corriente a la salida de los alimentadores para los sistemas de neutro rígido a tierra y de puesta a tierra mediante bobina zig-zag. incluyendo los costos de protección asociados a cada sistema. Considerando la tasa de fallas históricas registradas en Edelnor de 0.500 2 12.500 162. 2-15 Edelnor 22/7/09 .9 Protecciones en clientes MT Cantidad Costo Uitario [ US$ ] Costo Total [ US$ ] COSTO POR SISTEMA [ US$ ] 52.167 10. 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 zigzag asciende a 52 200 US$ mientras que para el sistema con neutro aislado el costo por SET asciende a 344 000 US$.500 3.500 25.5 minutos de interrupción por SET.167 52.500 344. Los costos de las protecciones se detallan en la tabla siguiente. El valor capitalizado a 20 años y al 12% anual asciende a un total de 17 700 US$ por SET. Observaciones OSINERGMIN Absolución: En el análisis técnico.Parte 3 Resultados.23 MWh por SET por falla y por año.000 Adicionalmente se ha considerado para el sistema de neutro aislado la existencia de fallas asociadas al sistema de operación y de protecciones. Tal es así que en la tabla de la página 2-25 del Informe Final .económico efectuado para identificar el sistema de operación y protecciones óptimo se han considerado todos los costos involucrados en cada alternativa. 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.2.9 3.500 156. lo que implica una ENS de 6. 2. Absolución: Las protecciones homopolares en las redes de MT. respecto a los sistemas con neutro rígido y con bobina zig-zag asciende a 309 500 US$ por cada SET. 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. asociadas a un % menor de usuarios de MT que se asume están directamente conectados al troncal de los alimentadores. ya que de no existir este equipamiento la empresa es solidaria ante fallas en las instalaciones de los mismos. asumiendo que en todos los casos no existe aporte de fallas y/o tiempos desde los clientes. 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. 2-16 Edelnor 22/7/09 . 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. Observaciones OSINERGMIN Resumiendo el sobrecosto asociado al sistema de protecciones (inversión y costo de las fallas) homopolares requerido para el sistema de neutro aislado. 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. responde a las obligaciones que tiene la empresa para garantizar el cumplimiento de los niveles de calidad de servicio. en particular para las características del terreno en el área de Lima. 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. deben agregarse al incremento de costos de instalación por parte de la distribuidora fundamentalmente asociados a la puesta a tierra del neutro. dado que uno solo de estos dos caminos es efectivo. se considera que de no entender su alcance se requieran ampliaciones de los mismos. 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. aunque no precisamente determinados. es que no ha sido considerada esa alternativa. son muy superiores a los ahorros posibles en la capacidad de los conductores y en la reducción de pérdidas asociadas al cambio de tensión. La topología radial se caracteriza por la alimentación por uno solo de sus extremos transmitiendo la energía en forma radial a las cargas. en lugar de reiterar sistemáticamente la misma observación sin dar mas información que permita entender el verdadero alcance de la misma. por lo cual. 2-17 Edelnor 22/7/09 . no obstante el modelo permite sobre cada alternativa explorar diferentes niveles de equipamiento. Observaciones OSINERGMIN 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. 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. Entendiendo que estos sobrecostos.2. 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. La topología en anillo se caracteriza en donde cualquier carga puede ser alimentada por dos posibles caminos eléctricos. como se indicó. la emergencia se realiza mediante esta posibilidad de bucle. a partir de las cuales se determina los niveles de calidad de servicio y los costos totales que cada uno representa. 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. 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. 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. Subestaciones MT/BT y Red de BT). Esta claro que las diferencias entre ambas topologías radica en las configuraciones y la cantidad de red. 2. 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. Observaciones OSINERGMIN 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. 2-18 Edelnor 22/7/09 . Absolución: Entendemos que el concepto de ineficiente mencionado se refiere a mayores costos que podría tener un tipo de red para una zona determinada.2. Como se explicara en la metodología detallada del modelo (Ver Anexo A del Informe) y en los criterios de optimización utilizados. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. razón por lo cual no se entiendo el alcance de la observación realizada por el OSINERGMIN. finalmente se selecciona aquella opción que resulta con los menores costos considerando las tres etapas de red.4 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. Observaciones OSINERGMIN 2-19 Edelnor 22/7/09 .2. Al respecto hay que comentar que el Consultor VAD. “rotura y reparación de calzada”. por ejemplo para el armado “rotura y reparación de calzada”.75 m2 (para la cuadrilla normal 2-20 Edelnor 22/7/09 . que han sido modificados por el consultor VAD en función a que la referencia VAD 2005 no reflejaba los costes del trabajo involucrado. • Lo que hay que notar en esta comparación. “ducto de concreto”. tratando de mantener una línea de referencia respecto al VAD 2005. • Para el caso de la red aérea autoportante de aluminio (con ménsula) el Supervisor VAD no ha evaluado esta alternativa. es que para alcanzar los rendimientos presentados por el consultor es necesario un rendimiento de 19. • 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”. pero en el detalle de costos por armado estos armados no aparecen comparados.2. presentó una estructura de rendimientos de recursos ajustada para estos armados que no refleja los rendimientos reales. Observaciones OSINERGMIN 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. pues no presenta costos unitarios por kilómetro ni por armado. El mismo análisis lo podemos hacer para el armado ducto de concreto. El costo del armado del reconectador no incluye este trabajo. incluyendo la zanja y asignando un valor de 110 metros por kilómetro de red y descontando la misma cantidad del metrado de zanja. (7. Este mismo armado se emplea en la red de baja tensión para los nuevos armados propuestos. Los sustentos presentados para red subterránea en media tensión son los mismos que para la red de baja tensión. ductos de concreto de la red de Media Tensión. 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. se puede suponer que ha considerado el armado ducto de concreto por juego como se considera en el proceso VAD 2005. vibrador y mezcladora de concreto que no han sido considerados por el Supervisor VAD. Observaciones OSINERGMIN propuesta) cuando el valor real es de sólo 10 m2. • Para el caso de los Bancos de compensación Estándar ocurre lo mismo que para los descargadores de sobretensión. 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. También no se ha considerado el armado “ensamble de equipo en red aérea”. • El supervisor VAD en el costo de inversión del reconectador no ha considerado el armado “ensamble de equipo en red aérea”. 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. 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.11 dólares) es inferior al que se obtuvo en el VAD 2005. • • 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 2005.79 dólares). pues incluso el valor indicado (5. 2-21 Edelnor 22/7/09 . Lo que ha planteado el Consultor VAD es un análisis por metro de ducto (cruzada). 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. • Por la estructura de costos de inversión por kilómetro de red considerada por el Supervisor VAD. • Para la red subterránea tenemos el caso idéntico respecto a los armados de “rotura y reparación de vereda”.2. • El armado “reparación de vereda” contempla nuevos recursos que son necesarios para su ejecución como Cortadora de concreto. “rotura y reparación de calzada”. asignando una cantidad de 10 unidades por kilómetro de red. • 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). y los montos desagregados por mano de obra. 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. 11 y 13 metros. el valor asignado para transporte y equipo es inferior al considerado para el cable N2XY 1x70 mm². han sido incluidos en el Estudio VAD en el armado respectivo de transformadores. transporte y demás no coinciden con lo consignado por el Supervisor VAD. • 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 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. En lo referente a los costos de materiales utilizados. materiales. Por ejemplo se ha seleccionado costo de la Subestación Aérea Biposte de 160 KVA. • 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. 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. • El supervisor V AD no ha considerado en su revisión los costos de inversión de red subterránea de Aluminio. 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. cobre y aluminio. 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. Observaciones OSINERGMIN 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. en la fabricación de conductores y equipos eléctricos. e incluso menor que el considerado en la referencia VAD 2005. 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. que el supervisor VAD ha empleado como criterio. 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. Subestaciones MT/BT • Por lo vertido el Supervisor VAD recoge los criterios del proceso VAD 2005. Estos metrados para los casos de susbestaciones aéreas biposte y monoposte y compacta bóveda.2. Los precios fijados por 2-22 Edelnor 22/7/09 . son los armados de postes de concreto. • Los armados que difieren con respecto a la referencia VAD 2005. debido al efecto atrasado del alto precio de la materia prima. redes autosoportadas con armados especiales de postes y crucetas de acero. por el mismo. US$ por libra es: 2-23 Edelnor 22/7/09 . 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. 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. que es el real costo que las empresas deben asumir. es decir se aplica un promedio móvil del precio del cobre para la respectiva actualización del VAD. instantáneo y actualización del VAD. de tal manera que los costos de inversión presentados están reflejando los costos de mercado a diciembre 2008. US$ / lb.2. éstos establecen en sus precios un efecto atrasado (no instantáneo) del precio de la materia prima. Para la obtención de este indicador se tomarán en cuenta la cotización de la libra de cobre Londres en Ctvs. 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”. 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. con el precio de venta que fijan los fabricantes y proveedores de conductores y equipos eléctricos. Cabe mencionar además que los costos unitarios adoptados para los diversos equipos se sustentan en facturas de equipamiento efectivamente comprado. los precios altos de materiales estuvieron vigentes aún después de julio 2008. Observaciones OSINERGMIN 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. en ctvs. publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Perú – Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del período). sino más bien asumir como precio de mercado el precio de venta que fijan los proveedores de materiales. en este caso. Por lo mencionado. En este sentido. Además. no es adecuado confundir el precio instantáneo de los metales (materia prima) en la Bolsa 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. La información del precio del cobre. 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. este efecto permanece hasta enero 2009.73 328. se demuestra que el valor instantáneo (LME) no es válido como referencia para establecer un precio de mercado de materiales y equipos eléctricos.14 354.09 150.23 Variación PRECIO COBRE Ctvs US$ por Libra BCR = Banco Central de Reserva del Perú IPCu = Indice de precio del cobre para actualización en VAD 450 400 350 Ctvs US$ por Libra 300 250 Data Ref.65 346.VAD Julio 08 Diciembre 08 200 150 100 M ay o 08 Ju lio Ag os to pt ie m br e O ct ub re N ov ie m br D e ic ie m br e 08 En er o 09 Fe br er o Ab ril M ar zo Ju ni o M ar zo En er o Se mes De la información gráfica se nota que a partir de julio 2008 la actualización del precio del cobre-IPCU.34 146. En este sentido.81 355.30 317.08 328.19 322.06 347. M ay o Fe br Ab ril er 09 o 2-24 Edelnor 22/7/09 .93 328.10 223. refleja el efecto atrasado del precio alto del material que se da de enero 2008 a julio 2008.88 207.43 168.74 341.26 352.26 325.80 393.23 374. Observaciones OSINERGMIN Actualización VAD cada 12 meses IPCU .CU 320.2.94 380.09 199.80 315.78 382.19 336.35 170.53 350. BCR .55 344.51 301. 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.28 357.69 381. para su aplicación al VAD.CU IPCU . Posteriormente.00 Mes Enero 08 Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 08 Enero 09 Febrero Marzo Abril Mayo 09 BCR .60 139.VAD 323.18 353. 34 por libra) para realizar inversión en una empresa modelo.40 1492.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platt’s Metals Week.63 2638.60 2690.25 2-25 Edelnor 22/7/09 .01 2608.VAD 2677. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg. 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.17 2630.77 2598. se aplica un promedio móvil del precio del aluminio para la respectiva actualización del VAD.06 3050.50 2701.16 2711.83 Week LME AL . US$ 139.60 2897. Observaciones OSINERGMIN Al asumir como precio de mercado de materiales el valor instantáneo a diciembre 2008 (ctvs.14 2662.60 2002. 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.LME Mes Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 3000. instantáneo y actualización del VAD.16 2679. 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. en US$ por tonelada es: Actualización VAD HG CASH . el empleo de los precios de julio 2008 de los materiales que usan como materia prima el cobre es adecuado.55 2711. 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”.30 2619.50 2463. Además.90 2963. La información del precio del aluminio. Por lo indicado. Vale decir.15 1733.2.24 2643. situación que perjudica y pone en riesgo la recuperación de la inversión y el equilibrio financiero de la empresa. Observaciones OSINERGMIN Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 1312. En este sentido.00 US$ por tonelada 2000. sino que es necesario tomar en cuenta el efecto atrasado de los precios de transacción tal como lo consideran los VAD anteriores.05 1312.96 2368.2.32 2504. 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. 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. el empleo de los precios de julio 2008 de los materiales que usan como materia prima el aluminio es adecuado.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 De la información gráfica se nota que a partir de julio 2008 la actualización del precio del aluminio-LWE.00 0. este efecto permanece hasta enero 2009. refleja el efecto atrasado del precio alto del material que se da en los primeros meses de 2008.00 3000. Además. Por lo indicado.00 500.00 2500.00 1423. situación que perjudica y pone en riesgo la recuperación de la inversión.VAD 1500.05 1281.00 Week LME AL .00 1000. 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. 2-26 Edelnor 22/7/09 .50 Variación precio ALUMINIO US$ por tonelada Weekly Report London Metal Exchange 2647.34 2579.83 por tonelada) para valorizar la inversión en una empresa modelo. Al asumir como precio de mercado de materiales el valor instantáneo a diciembre 2008 (US$ 1492. se demuestra que el valor instantáneo (LME) no es válido como referencia para establecer un precio de mercado de materiales y equipos eléctricos.72 2240.70 1371. para su aplicación al VAD.72 3500. Posteriormente. 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)”.” Al respecto debemos señalar en principio que. deberá adecuar las fórmulas de actualización. aclara que. del numeral 4. así como para poder aplicar las fórmulas de actualización tarifaria a partir de esa fecha. 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. en los términos pertinentes. por lo tanto. no tiene antecedente en ninguna regulación tarifaria pues. Además.2.2. Observaciones OSINERGMIN 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. es más. en cumplimiento de los “Términos de Referencia de los Estudios de Costos del Valor Agregados de Distribución (VAD)”. Lo anterior. en las fijaciones de tarifas de distribución anteriores. de acuerdo al criterio señalado. el mismo Regulador en el literal 4.2 – 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” –. tomando factores de ajuste que resulten de la evolución de los precios de materiales como el cobre y aluminio.5.5. En efecto. la valorización de inversiones se expresa al mes de diciembre para que las tarifas se expresen en soles de ese mes. el mencionado ajuste de precios se ha realizado con el tipo de cambio del dólar de los Estados Unidos de América. considerando su respectivo tipo de cambio. que sustentó la Resolución N° 0172006-OS/CD.2 – Análisis. se muestra en la trascripción que sigue: 2-27 Edelnor 22/7/09 . se debe considerar en el precio de adquisición de la grúa. los cuales son adicionales al precio del equipo. por lo que se requiere de este tipo de vehículos para garantizar la seguridad de los trabajadores y terceros. 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).2. En el Anexo B de este Informe se adjuntan como sustento algunas cotizaciones. repuestos. según consta en las cotizaciones adjuntas. 2-28 Edelnor 22/7/09 . Observaciones OSINERGMIN Absolución: Los costos de adquisición de los vehículos son valores medios del mercado en Lima para las distintas categorías. Para el caso de los costos de las grúas. En la tabla siguiente se presenta el cálculo de los costos de combustible. el costo del camión en el que es instalado. servicios y seguros considerados. así como los costos en los que se incurre por instalación del brazo y sistema hidráulico y adaptaciones del chasis del camión. 000 25.2.0% 3.0% 4.718 8.135 24.465 48.663 9.165 km km km km km km km h h COSTO VEHICULOS .103 8. Los rendimientos de combustible.000 COSTO TOTAL 16.500 1.000 3.000 3.000 14.275 5.000 40. Finalmente para efectuar un análisis global de los recursos observados.275 1.209 3.633 4.020 11.500 1. 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.000 150.000 50.200 2.000 127.000 25.280 1.000 25. 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 2-29 Edelnor 22/7/09 .937 16.338 59.000 6.000 6.500 5.088 1.821 7.167 US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid 200 200 170 170 600 600 600 600 310 310 US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / unid US$ / tren US$ / tren TOTAL MATERIALES 3. Observaciones OSINERGMIN Gasolina Diesel (Gas Oil) Costo anual Matrícula Costo anual Seguro Costo anual Repuestos Costo anual Mantenimiento Tasa de amortización Período de amortización 3.160 3.10 1. 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.267 5. de neumáticos y los km recorridos anuales se presentan en la tabla.000 800 500 km / año km / año km / año km / año km / año km / año km / año km / año h / año h / año 45 45 30 20 20 20 20 0.948 20.120 2.500 100.288 3.693 7.100 4.590 63.958 8.000 10.000 30.124 5.000 25.000 13.0% 10% 5 US$ / gal US$ / gal valor vehículo nuevo valor vehículo nuevo valor vehículo nuevo valor vehículo nuevo años COSTO NEUMATICOS UTILIZACION ANUAL RENDIMIENTO COMBUSTIBLE 40 km / gal RENDIMIENTO NEUMATICOS 25.000 25.170 390 420 900 1.400 4. Este periodo es consistente con criterios contables vigentes.400 7.3 0.380 39.000 3.113 Los valores correspondientes a los seguros corresponden a la prima anual de seguro más el SOAT.570 39. Si se comparan los valores adoptados con los registrados realmente para una empresa que opera con estos vehículos veremos que los mismos son conservadores.3 Mantenimiento 1.810 3.612 1.255 4.100 8.000 km COSTO ADQUISICION Automóvil Sedan Utilitario liviano Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabin Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina Camión Camión Canasta 4x2 Camión Doble Canasta (aislado) Camión con Grúa Grúa pesada Excavadora 39.000 25.000 1.000 10.088 2.000 4.500 Matrícula 390 130 140 300 500 1.400 998 749 1.500 3.800 40.190 33.920 451 282 Repues-tos 780 260 280 600 1.570 46.000 550 550 Amortización 10.995 38.429 3.750 Seguro 1. mientras que los costos de mantenimiento incluyen los services y reparaciones menores requeridas.200 8.000 175.000 25.000 14.000 150.US$ / año Automóvil Sedan Utilitario liviano Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabin Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina Camión Camión Canasta 4x2 Camión Doble Canasta (aislado) Camión con Grúa Grúa pesada Excavadora Neumáticos 666 1.040 1.914 13.634 26.287 69.000 5.000 12.000 2. 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 Costos anuales como porcentaje del costo de adquisición del vehículo Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina Camión Camión con Grúa Grúa pesada Matricula y seguro Mantenimiento TOTAL Seguro y Revisión Técnica VALORES REGISTRADOS Mantenimiento Choferes y equipos TOTAL 5% 5% 5% 5% 9% 10% 6% 5% 14% 15% 11% 10% 3% 3% 5% 4% 19% 21% 9% 8% 61% 38% 18% 15% 79% 59% 27% 23% Con respecto a considerar la amortización de los vehículos en un período de 10 años.560 520 560 1.093 2.120 1.000 12.500 4.48 3.0% 2.000 7.800 20.000 25.756 4.825 3.250 km / gal km / gal km / gal km / gal km / gal km / gal km / gal h / gal h / gal TOTAL SERVICIOS 3. y tomando en cuenta las exigencias de utilización para este tipo de tareas.550 2.133 3.875 1.000 Combustible 1.000 40. Esto en una coyuntura de 4 años.5 m de mayor longitud por sobre el ancho promedio de la vía. donde los insumos principales han elevado sus precios. 2-30 Edelnor 22/7/09 . así como. Por el motivo indicado no se modificará el costo unitario de inversión de las redes subterráneas. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. donde el costo para el recurso Grúa Chica 2. 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.2. 2.5 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final.5 T bajó un 19% respecto al VAD 2005. Observaciones OSINERGMIN Informe Final VAD. no es razonable. 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. para permitir las operaciones posteriores de mantenimiento sin afectar la circulación por las pistas. 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 costos de recursos aprobados por OSINERGMIN en la regulación 2005 costos deducidos en base a información proporcionada por BD y los totales por armado adjuntos en el “Anexo 4” de las Observaciones OSINERGMIN (2) (3) De la comparación de los diferentes costos podemos observar una inconsistencia muy clara en los costos considerados por el Supervisor VAD. 3 * f c arg aBT 2 Y finalmente se obtienen los tiempos equivalentes de pérdidas de BT y MT. Por lo tanto 2-31 Edelnor 22/7/09 .7 * f c arg a + 0.3 * f c arg aMT 2 f pérdidasBT = 0. La observación realizada por el OSINERGMIN no indica ninguna justificación. Teniendo la Energía y la potencia máxima simultánea de cada etapa de red.7 * f c arg aMT + 0. • Lo detallado responde a una determinación técnica de los tiempos equivalentes de pérdidas que fueron utilizados para el presente proceso tarifario. ni detalle de cálculo de los tiempos que solicita sean modificados. se calculan los factores de pérdidas.3 * f c arg a 2 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. en un todo de acuerdo a lo previsto en las Bases para la realización de los estudios. 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.7 * f c arg aBT + 0. Observaciones OSINERGMIN 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: f pérdidas = 0. aplicando las ecuaciones que se detallan a continuación. se determinan los factores de carga de BT y MT y a partir de estos valores.2. f pérdidasMT = 0. sean en redes subterráneas o aéreas. MD y BD) resulta conservador y adecuado para realizar el modelado de este tipo de equipamiento.2. Observaciones OSINERGMIN 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. Los valores utilizados se corresponden con los empleados en el Estudio del VAD del 2005. aún en el caso de la empresa modelo. 2-32 Edelnor 22/7/09 . emplear valores teóricos que en la práctica se encuentran totalmente alejados de la realidad se aleja del espíritu de un cálculo tarifario. • 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. dado que presenta incoherencia con los metrados de la empresa real. 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. Se considera que. 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. 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. El efecto de utilizar % diferentes a los propuestos se ha verificado que no modifica las soluciones propuestas. los cuales no han sido observados por el OSINERGMIN. • La necesidad de respaldo del troncal se justifica en la medida que no se cumple con las exigencias de calidad de servicio. Absolución: El OSINERGMIN expresa en esta observación que los resultados obtenidos resultan inconsistentes. 9 -2% 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.906.058.5 Diferencias Modelo vs. Si para el OSINERGMIN el reconocer solamente el 48% de la red subterránea existente resulta un incremento injustificado de la red subterránea.472.3 2. Absolución: 2-33 Edelnor 22/7/09 .7 -7% -38. 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. Real Servicio Particular km 2.2 1.6 2.8 5% -97.577.6 Metrados Empresa Real 1.9 -52% Como puede observarse los metrados subterráneos para el servicio particular de la empresa Modelo resultan 52% inferiores a los existentes en la empresa Real.2. cabría preguntar que se entiende por razonable. 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. 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 Baja Tensión Red Subterránea Unidad Metrados Empresa Modelo Metrados Empresa Real Diferencias Modelo vs.538.7 -3. no se entiende con que argumentación “sustentable” el OSINERGMIN puede calificar estos resultados como injustificados. MD y BD resulta conservador y adecuado para realizar el modelado de este tipo de equipamiento.0 1.151.374. Real km km km 58.164. Observaciones OSINERGMIN 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 Media Tensión Red Aérea Red Subterránea Total red MT Unidad Metrados Empresa Modelo 1.8 6.105. El OSINERGMIN no ha incorporado observaciones adicionales a la respuesta presentada que hagan suponer que la misma carece de validez. 2-34 Edelnor 22/7/09 . La configuración actual de las redes responde a una evolución histórica de las instalaciones reales de las empresas. aún considerando esos elevados niveles de tercerización. La red modelo se corresponde a la aplicación de criterios uniformes para todas las áreas. Observaciones OSINERGMIN En la respuesta de las observaciones al Tercer Informe Parcial se ha desarrollado la justificación y/o aclaración respecto de este punto. para atender al mercado actualmente existente. 2. aplicados en un mismo momento temporal. 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. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. o el caso de que las redes resultantes del modelado presentan una menor proporción de redes subterráneas que las realmente existentes.2. Sin embargo. Tal es el caso de las tecnologías utilizadas. 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. Absolución: El cálculo de los vehículos de transporte y carga de la distribuidora se realizó tomando en cuenta ratios típicos para empresas distribuidoras latinoamericanas.6 OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. Conceptualmente se trata de diseñar una red modelo para áreas con diversas densidades por lo que pueden existir diferencias en algunas de las instalaciones. 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. Por lo cual mantenemos la misma respuesta la cual se copia a continuación. que arranca en momentos anteriores a la actual regulación. 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. 1. Esta información se la ha incluido en todas las versiones anteriores.2. el que resulta más representativo que solamente los operarios y cuadrillas como se propone. 2. Observaciones OSINERGMIN 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.7 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final.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. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. Esto es así porque muchos de los equipos considerados son equipos de gabinete y laboratorio. por lo cual no se justifica la observación realizada por el OSINERGMIN. Absolución: En el Anexo A punto “A. 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. el driver de dimensionamiento utilizado como comparación entre diferentes empresas de la región es la cantidad de empleados de distribución. 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: 2-35 Edelnor 22/7/09 . Cantidad Empresa Empresa real modelo Automóviles Camiones Camionetas Motocicletas TOTAL TERRENOS 8 4 3 15 5 3 5 2 14 Con respecto a los equipos de medición y control. que no están a cargo ni son operados directamente por los operarios ni las cuadrillas en el campo. 25 0.35 0. Observaciones OSINERGMIN 0.2 0.03 fallas / equipo x Año.1 0. como es el caso de Argentina y Perú (red tipo Europea) frente al caso de los países de Centro América (red tipo Americana).0 TASAS DE FALLA [ FALLAS / KM X AÑO ] TASAS DE FALLA [ FALLAS / KM X AÑO ] CABLES SUBTERRANEOS DE MT 1. considerando las interrupciones ocurridas en un periodo de 10 años. Este hecho es determinante por lo cual en muchos casos se observan diferencias con los valores obtenidos por la empresa Real.8 0.3 0. Para los centros de transformación los valores resultan muy similares entre sí. existiendo una dispersión muy baja entre las distintas empresas de Latinoamérica.40 0.15 0. se consideró conveniente presentar el resultado de un estudio efectuado sobre una empresa de la República Argentina con más de 3.05 0.9 0.60 TASAS DE FALLA [ FALLAS / KM X AÑO ] 0.2. A fin de complementar los valores indicados.1 0.5 0. EEO 2-36 Edelnor 22/7/09 .4 0.8 0. resultan muy similares entre sí.55 0.5 0.6 0. vinculadas con las antigüedades y tipos de instalaciones de Media Tensión LINEAS AEREAS DE MT 1.7 0.3 0. consistente con el valor propuesto de 0.9 0.50 0.10 0.45 0.0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Edad Desnudo sin arbol 60 Empresa Modelo Empresa Modelo Protegido Desnudo con arbol 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. correspondientes a diversas empresas de la región.10 fallas / centro x Año.2 0.0 0.0 0 5 10 15 20 25 30 35 50 55 Edad XLPE 60 0.7 0.00 EDELNOR LUZ DEL SUR EDEESTE EDENORTE DEUSEM 40 45 EDESAL CGE EDESA CAESS EDELAR EDESUR EDESUR CLESA EMEC DELSUR EMPRESAS Nota: Estos valores se corresponden con valores posibles obtener en la medida que se cumplan adecuadamente las acciones de mantenimiento en las respectivas instalaciones.000 km de Redes de MT.30 0.4 0. existiendo una dispersión baja entre las distintas empresas de Latinoamérica. Para los equipos de protección los valores utilizados al igual que para el caso anterior.20 0. El valor propuesto fue de 0.6 0. A partir de lo señalado. donde se presenta el balance de Energía y Potencia de la empresa modelo. se detalla la metodología de cálculo del factor de coincidencia denominado como de simultaneidad y en el punto 8.2.2 del mencionado anexo. presentado en el Informe VAD 2009 ST1 – Informe Final – Parte 3 Resultados.1 del anexo 3. ya que es partir de esta relación que se calcula la potencia máxima coincidente de cada categoría tarifaria. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. se incluye la relación entre el Factor de Carga y el Factor de coincidencia. en el cual se encuentra expresado el factor de coincidencia de las diferentes categorías tarifarias. 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.8 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. se adjuntó el estudio de caracterización de la carga. 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: En el balance de Energía y Potencia de la empresa modelo. Asimismo.doc.e “Compras y ventas de energía y potencia” del Tercer Informe Parcial y del Informe Final. en el punto 7.4. Esto puede observarse en punto 3.1. Observaciones OSINERGMIN 2. En el anexo 3 del informe final. Absolución: De acuerdo a la revisión de ambos informes los Balance de Potencia y Energía presentado para la empresa Real son coincidentes. 2-37 Edelnor 22/7/09 . 3. 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. Absolución: La utilización de las mediciones concentradas ha sido evaluada en el diseño y dimensionamiento de la Empresa Modelo. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. se ha presentado en el punto F. Información de sustento de las pérdidas comerciales residuales. 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%. del Anexo F. 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. 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. Análisis del impacto de la medición concentrada en la reducción de pérdidas no técnicas. como “Puerto Nuevo” y “Los Barracones”. Observaciones OSINERGMIN 2. 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. del Informe Final. con lo que las pérdidas no técnicas o comerciales se estabilizaron en valores del orden del 40% 2-38 Edelnor 22/7/09 . En este informe se presenta la experiencia recogida en la implementación este tipo de medición. 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. aparecieron “especialistas” que lograron evadir los conductores en MT y efectuar conexiones clandestinas en la red de BT superior.9 PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. Sin embargo al poco tiempo.2. Como conclusión se indica que tanto el nivel de pérdidas no técnicas o comerciales residuales. Para estas áreas de alta peligrosidad. SED MT/BT y red BT se efectúa en forma conjunta y se identifica como aquella combinación que. Por lo cual mantenemos la misma respuesta la cual se copia a continuación. 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. Cabe aclarar que la selección de la alternativa óptima de red de MT. 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. 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. El OSINERGMIN no ha incorporado observaciones adicionales a la respuesta presentada que hagan suponer que la misma carece de validez. como así también para las restantes áreas con pérdidas comerciales importantes. observa la utilización de la red DAM instando al retiro del conductor de MT por razones de seguridad de la instalación. Este sistema tradicional. 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. y resulta complementario de la utilización del sistema de medición concentrada. 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.2. 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. 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%). 2-39 Edelnor 22/7/09 . Observaciones OSINERGMIN • Desde el punto de vista regulatorio si bien el OSINERGMIN aprueba la utilización de la medición concentrada. y generalizado en la mayoría de los países de la región. Absolución: En la respuesta de las observaciones al Tercer Informe Parcial se ha desarrollado la justificación y/o aclaración respecto de este punto. Esta situación impide que se pueda analizar adecuadamente la propuesta efectuada. Observaciones OSINERGMIN 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.2. Absolución: Los factores de ajuste de pérdidas técnicas dependen en gran parte de las características de las cargas de los clientes. costo de OyM y costo de pérdidas. 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. 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. 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. no teniendo la concesionaria el control del comportamiento de dichas cargas. en todos los casos capitalizados durante un período de 30 años. indicadas en las hipótesis para el modelado de la red ideal. 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. 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 2-40 Edelnor 22/7/09 . garantizando el desarrollar un estudio independiente establecido como eje central de esta revisión tarifaria en el marco jurídico que la reglamenta. 2-41 Edelnor 22/7/09 .) donde se reproducen de formas similares los elevados niveles de hurto de energía. 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. Buenos Aires. en las distintas jurisdicciones.2. San Pablo. 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 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). además de conductores. Santiago de Chile. etc. luminarias de Alumbrado Público y otras instalaciones. transformadores. a los obtenidos en la región de Lima Norte con la implementación de las redes tipo DAM y los concentradores de medición. distribución en MT con transformadores de poca potencia y acometidas con cable concéntrico directas a los usuarios (Chile y Argentina). con lo que su efecto se relativiza. Observaciones OSINERGMIN OSINERGMIN sobre su consideración y la metodología utilizada se desarrolla en los Anexo respectivos. 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). Esta situación es común a los suburbios de las grandes ciudades de Latinoamérica (Río de Janeiro. y presenta algunas diferencias con el área de Lima Sur. Caracas. pero con el tiempo se desarrollan nuevas formas para conectarse ilegalmente de las redes o invalidar las mediciones. La situación particular del área de servicio de Lima Norte no es directamente comparable con otras regiones del Perú. Lima. Esto es los resultados iniciales son muy importantes. 75 %) como resultado de un “benchmarking” con los indicadores de pérdidas no técnicas correspondientes a 37 empresas distribuidoras de 9 países sudamericanos. 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. la peligrosidad de determinadas zonas justifica un reconocimiento mayor de pérdidas estándar: 2-42 Edelnor 22/7/09 . 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. mediante estudios de costos encargados por los concesionarios de distribución a empresas consultoras precalificadas”. estudios que no han recibido observaciones. 3. Argentina. Estos estudios fueron presentados en el Anexo F del Tercer Informe y del Informe Final. valor determinado por el Supervisor VAD y que sigue vigente a la fecha. Además. Observaciones OSINERGMIN 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. que en su artículo 67° establece que los componentes del VAD (entre ellos las pérdidas) deben calcularse “para cada Sector de Distribución Típico. Adicionalmente. consideración que se pretende desconocer sin sustento alguno.2. cabe recordar que el valor de 2. cabe recordar que para el periodo 2005-2009 OSINERGMIN reconoció para las pérdidas no técnicas un valor de 2.85 % fijado por OSINERGMIN fue ligeramente superior al obtenido por el Consultor VAD en Luz del Sur (2. 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. cuyos valores promedios de pérdidas no técnicas son del orden del 3 %. justicia) para prevenir o combatir el hurto de energía. En todos los países se observa que esta combinación de medidas es efectiva en la reducción de elevados niveles de pérdidas comerciales. dentro de los cuales destacan Chile. Como acertadamente reconoció OSINERGMIN en dicha ocasión. 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 2.85%. dicho valor tuvo como base de sustento justamente las características propias de cada sector de distribución típico. Brasil y Colombia. 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). Al respecto. Por el contrario. delincuencia. entre otros. 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. reparación y reemplazo de acometidas y medidores para reducir o eliminar los casos de Consumos No Registrado (CNR).2. en lugar de generar eficiencia. desde una perspectiva doctrinaria. documentos probatorios. desconociendo la realidad de cada sector. Observaciones OSINERGMIN Al respecto. etc. En cuanto a la existencia de un área de detección de pérdidas en la estructura organizacional de la empresa modelo. Al respecto. cuyos costos involucran conceptos como inspección. no puede desconocerse la realidad del medio en el cual se presta el servicio y que escapan a la decisión del distribuidor. al no compensársele por el íntegro de los costos de sus inversiones y gestión eficientes. por cuanto ello. más difícil y costosa es la reducción de esta clase de pérdidas. debe tenerse presente que la experiencia internacional demuestra que cuanto más bajo es el nivel de pérdidas no técnicas de una empresa. Ello se explica. específicamente. costo legal. altas morosidades. exige que se tome en cuenta la realidad nacional y. las condiciones existentes en el área de concesión que sirve como empresa modelo para efectos del estudio de costos. 2-43 Edelnor 22/7/09 . normalización. porque las pérdidas que quedan por reducir se encuentran en zonas de bajos recursos. debemos señalar que la intención de la LCE -y de la regulación. costo policial. 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. por lo que deben adaptarse todos aquellos aspectos que se encuentran dentro de la esfera de control de la concesionaria.es incentivar la eficiencia. 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. supervisión. correspondiente al Estudio del VAD 2005-2009: “(…) Las pérdidas de energía tienen estrecha correlación con el entorno socio-económico de un país. significaría una menor retribución que la establecida en la normativa vigente. inspección. es decir. Estas circunstancias en muchos casos hacen impenetrables ciertas zonas para poder efectuar el control. particularmente. vale la pena citar lo señalado en el ANEXO B del Estudio Técnico– Económico sobre el Control de las Pérdidas Comerciales”. Por último. evidentemente. ya que el nivel de reincidencia es del orden del 70 %. pero que como todos sabemos tienen un límite que justamente es el que se ha sustentado en los informes antes indicados. Al respecto. incrementando el nivel de pérdidas comerciales como consecuencia de una decisión regulatoria. Tal como se evidencia en el citado “Estudio técnico económico de las pérdidas remanentes de energía de Edelnor S. particularmente por consecuencia de hurtos.A. con frecuencia los operativos de detección en esas zonas obligan a un gran desembolso de recursos y reportan muy poco beneficio. cabe señalar que en algunas zonas de Edelnor. conforme al cual las pérdidas no técnicas no pueden exceder el 50% de las pérdidas técnicas. y por las experiencias obtenidas en la aplicación de soluciones técnicas específicas como la medición concentrada. las pérdidas de energía son superiores al 40 %. Observaciones OSINERGMIN En este orden de ideas. sin más límite que el dispuesto en el artículo 143º del Reglamento de la LCE. independientemente de si la zona de que se trate tiene un alto o bajo índice de morosidad o delincuencia. 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.A. aprobada por Resolución Ministerial 571-2006MEM/DM.”. a pesar de las adecuaciones disuasivas de las instalaciones y los operativos que efectúan las áreas de detección de pérdidas de la empresa concesionaria. Esto. 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. 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. No obstante ello. denominadas nuevas irregularidades. queremos llamar la atención que conforme a la Norma “Reintegros y Recuperos de Energía Eléctrica”. estos incrementos deben ser reconocidos en la tarifa. por lo tanto. (…) Estos comportamientos se ven favorecidos por la poca rigurosidad de la normativa legal en vigencia en la materia. 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. Muchos de los hurtadores de energía se conectan a la red eléctrica poniendo en riesgo su vida. 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. Es decir que el concesionario está obligado a incurrir en esas pérdidas no técnicas. conforme a la LCE. de acuerdo a los informes presentados por OSINERGMIN (Boletín “El Informativo” a Octubre 2008) el promedio de las pérdidas reales a nivel de 2-44 Edelnor 22/7/09 . elimina el factor sorpresa y protege conductas delictivas. la concesionaria se encuentra obligada a suministrar electricidad a quien se lo solicite dentro de su área de concesión.2. A mayor abundamiento. según se detalla en los estudios presentados en el Anexo F del Informe Final. 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. 79%. niveles de reincidencia) a partir del análisis de información adicional disponible. Observaciones OSINERGMIN distribución están en el orden de 8% y las pérdidas estándar vigentes son de 6.1 Optimización de los costos de Operación y Mantenimiento Técnico 2-45 Edelnor 22/7/09 . Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. lo que significa que actualmente los valores de pérdidas estándares originan pérdidas económicas a las empresas distribuidoras.10 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. 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. si bien se mantendrá la metodología de cálculo y los criterios utilizados para su cálculo. 2. 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.10. 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. 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. situación que se agravaría al tomar las recomendaciones planteadas en esta Observación. En función de las distintas observaciones recibidas al respecto de la determinación del nivel de pérdidas no técnicas residuales.2. se efectuará una revisión de algunos de los parámetros de comportamiento típicos (niveles de consumo de consumidores ilegales. 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 Fallas en la red subterránea BT Fallas en llaves BT Fallas en acometidas y otras Fallas Internas del cliente 2. o sea sin origen en las instalaciones de la distribuidora.486 3.5 operarios/cuadrilla la cantidad total de operarios requeridos para la operación en BT es de 92. 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.590.5 US$/operario-hora.2. Como las horas útiles anuales disponibles para trabajo en el campo son 1. se requiere un total de 26 cuadrillas de operación en BT.905 horas de cuadrilla. se requieren 41. Observaciones OSINERGMIN Absolución: El modelado realizado por PA respecto de la operación de la red BT. se basa en la utilización de una ecuación matemática – no lineal . resulta que para las 83. prácticamente el mismo número obtenido por PA.452 2-46 Edelnor 22/7/09 . Esto resulta en un costo total anual de 2. Como la composición promedio de las distintas cuadrillas de operación en BT es de 3.aplicada sobra la cantidad de clientes a atender por región de operación.336 121.508 2.24 millones de US$. 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 15.822 32. Esta ecuación está basada en la información relevada en más de 20 empresas de distribución de energía eléctrica en diversos países de Latinoamérica. Sin embargo siguiendo el razonamiento planteado por el Supervisor del Estudio del VAD.810 intervenciones anuales con una duración media de 30 minutos cada día.300 162. y considerando los valores planteados en su análisis. 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. red subterránea y llaves). ha tomado en consideración para una cuadrilla de atención de reclamos un 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. resulta equivocada debido a que para obtener dicha cantidad. y el tiempo de atención del reclamo propiamente dicho. Observaciones OSINERGMIN 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. teniendo en cuenta que en la ciudad de Lima. siendo este un valor más aceptable e inferior al tiempo total debido al tiempo de espera y descargo en la atención de los reclamos. el tiempo de desplazamiento de la unidad de atención desde el punto de atención del reclamo anterior hasta el punto de atención. la cual no se puede mantener bajo ningún esquema operativo en la red óptima. que como se indicó resultó de 1 h 36 min para Edelnor durante 2008.2. el tiempo efectivo de atención entre reclamos es de 55 minutos (una cuadrilla atiende 13 reclamos en un turno de 12 horas). Por otro lado. no procede la observación de OSINERGMIN. En efecto. 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. por lo que bajo este esquema tampoco es sustentable el tiempo de 30 minutos. Si consideramos el rendimiento óptimo de una cuadrilla.600 intervenciones anuales en la red. 2-47 Edelnor 22/7/09 . 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). Con estas consideraciones. muy superior al obtenido en el Estudio del VAD. operativamente se debe considerar que el tiempo de atención de reclamos consta de tres partes principales: el tiempo de espera o cola. diferentes costos salariales y costos unitarios de materiales de explotación. Cada una de estas actividades tiene un requerimiento unitario de recursos humanos y materiales. de servicios contratados y de materiales. el cálculo no se ha desarrollado sobre la base de los valores aprobados en el Estudio VAD del 2005. los que resultan compatibles con los requerimientos de calidad de servicio vigentes. se han determinado los costos directos de OyM correspondientes. vale señalar que la proporción existente entre líneas aéreas y subterráneas de la empresa de referencia en la regulación del 2005. preventivo y correctivo) requeridas para mantener las tasas de fallas en los niveles establecidos en el estudio de optimización de las redes. Asimismo. Como se indica. El detalle de actividades consideradas. es diferente de la empresa de 2-48 Edelnor 22/7/09 . 5-4. 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. 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. 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. como así también su frecuencia y requerimiento unitario de recursos (horas-hombre y materiales). Observaciones OSINERGMIN 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. diferentes tasas de cambio. 6-2. se ha presentado en el Tercer Informe Parcial (en las páginas 5-3.2. La tercerización total de una actividad implica que la distribuidora pierde totalmente el knowhow 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. no considera las longitudes de las redes de Alumbrado Público. Absolución: Para el modelado de los costos asociados al mantenimiento preventivo y correctivo de la red de MT. Independientemente de lo señalado en los párrafos anteriores. El costo de Operación y Mantenimiento de las redes aéreas de BT y MT es sustancialmente superior al de las redes subterráneas. 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. particularmente porque en estas últimas se realiza una cantidad inferior de actividades. se han adoptado niveles de tercerización que resulten coherentes con el criterio general planteado de adoptar elevados niveles de tercerización. las que son operadas y mantenidas conjuntamente con la red de BT. para reducir costos de personal. presentando la empresa Luz del Sur una mayor proporción de redes subterráneas que Edelnor. 2-49 Edelnor 22/7/09 . Observaciones OSINERGMIN referencia del presente proceso.2. como es el caso de las actividades señaladas. el ratio determinado por el consultor del OSINERGMIN para los costos de Operación y Mantenimiento de 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. 1 545. luminarias. están relacionados principalmente a: • El incremento de hurtos generados en las redes de distribución. Observaciones OSINERGMIN Por otra parte el personal contratado no dispone de los conocimientos ni la experiencia suficiente para ejecutar maniobras de operación en MT.) que requiere un importante incremento de las actividades de operación y mantenimiento por sobre la situación teórica. etc.6 1. relés digitales. ya que revisando el modelo se tiene montos de 280 US$/km-año y 40 US$/km-año para redes aéreas y subterráneas respectivamente. reguladores de tensión. retenidas.000 1. Lo mismo ocurre en aquellas tareas de alto riesgo como lo son trabajos en caliente. Se han generado hurtos de conductores. tal como se puede deducir a partir del siguiente cuadro: RED DE DISTRIBUCIÓN EN MT Redes de Distribución MT Líneas Aéreas MT Cables Subterráneos MT [ km ] [ km ] 2. entre otros componentes. hurtos de cables de comunicación en las subestaciones convencionales. es definitivamente incomparable con los años anteriores. donde se agrega el problema de la seguridad para las personas e instalaciones involucradas. hurtos de transformadores. 2-50 Edelnor 22/7/09 . Adjuntamos al presente las estadísticas de hurtos en Edelnor. Los costos de materiales considerados en el mantenimiento de la red MT.0 Costo Unitario Centros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) (US$/km-año) (US$/km-año) (US$/km-año) 285 40 273 Entendemos que el OSINERGMIN se refiere a condiciones teórica de funcionamiento.2. luminarias.2 53. Por estos motivos es que consideramos que los niveles de tercerización utilizados por PA son los más adecuados.317 Costo de Materiales Planificación del Mantenimiento MT Líneas Aéreas Distribución MT Cables Subterráneos Distribución MT Trabajos con Tensión Distribución MT Materiales en Red Distribución MT [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] 569. es decir al reemplazo de elementos debido al deterioro natural por efecto del paso del tiempo. especialmente en lo referente a los materiales de explotación. 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. En lo que respecta a los materiales utilizados para realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de la red de MT.168. ni otro tipo de trabajos especializados como los son: seteo de recloser´s. el monto de 539 US$/km-año de materiales que indica OSINERGMIN no es correcto. Comas. que. • La instalación de mantas de seguridad indicadas en el reglamento de seguridad y salud en el trabajo de las actividades eléctricas .2. Callao y Carabaillo. Observaciones OSINERGMIN 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. 19° Previsiones Contra Contactos con Partes con Tensión … b) Se recubrirá las partes activas con aislamiento apropiado. que conserve sus propiedades indefinidamente y que límite la corriente de contacto con un valor inocuo.Res N° 161-2007. Art. … 2-51 Edelnor 22/7/09 . Absolución: Para el modelado de los costos asociados al mantenimiento preventivo y correctivo de las subestaciones MT/BT. así como también en la Res. no se considera una tercerización del 100% de las actividades. dicho material es avalado por el OSINERGMIN a manera de una solución preventiva. se han adoptado niveles de tercerización que resulten coherentes 2-52 Edelnor 22/7/09 . Por lo tanto. se señala como solución preventiva la instalación de cubiertas de conductores de seguridad. en cualquier tipo de red sobre todo las redes aéreas expuestas en la vía pública. como edificaciones de segundo piso.2. la empresa distribuidora debe tomar las acciones preventivas del caso tal y como se indica. Los costos de transporte corresponden al personal propio no tercerizado. 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. Observaciones OSINERGMIN Tal y como se señala en el presente reglamento esto se debe dar. Tanto en la Resolución 011-2004-OS/CD Fiscalización de Deficiencias en instalaciones de media tensión y subestaciones de distribución eléctrica. 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. en esta última resolución se indica que así no se esté incumpliendo la distancia mínima de seguridad. entre otros relacionados. ya que como se indicó en lo referente al nivel de tercerización de las actividades. al aumentar las construcciones en la zona de concesión. como son las mantas aislantes. N° 735-2007 OS/CD. aumentaría la probabilidad de incumplimientos por todos estos dispositivos señalados. edificios multifamiliares entre otros. Todo ello se suma al crecimiento de las construcciones en nuestra zona de concesión. 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 2-53 Edelnor 22/7/09 . Por otra parte el personal contratado no dispone de los conocimientos ni la experiencia suficiente para ejecutar maniobras de operación en MT.0 Centros de Transformación MT/BT Centros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) [ ud ] [ ud ] [ ud ] TOTAL SED Costo Unitario Centros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) (US$/ud-año) (US$/ud-año) (US$/ud-año) 3. relés digitales. Por estos motivos es que consideramos que los niveles de tercerización utilizados por PA son los más adecuados. La tercerización total de una actividad implica que la distribuidora pierde totalmente el knowhow 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.0 215 16 11 114.2 En lo que respecta a los materiales utilizados para realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de las subestaciones MT/BT.0 5. Lo mismo ocurre en aquellas tareas de alto riesgo como lo son trabajos en caliente. entendemos que el OSINERGMIN se refiere a condiciones teórica de funcionamiento. donde se agrega el problema de la seguridad para las personas e instalaciones involucradas.4 48. ni otro tipo de trabajos especializados como los son: seteo de recloser´s. 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. es decir al reemplazo de elementos debido al deterioro natural por efecto del paso del tiempo.2.414 2.5 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 Materiales Centros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) Materiales en CT MT/BT [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] 732. reguladores de tensión. El monto de 244. para reducir costos de personal. 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.885. como es el caso de las actividades señaladas. Observaciones OSINERGMIN con el criterio general planteado de adoptar elevados niveles de tercerización.6 786.952 519 6. La tercerización total de una actividad implica que la distribuidora pierde totalmente el knowhow 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.) que requiere un importante incremento de las actividades de operación y mantenimiento por sobre la situación teórica. para reducir costos de personal. 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. 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 2-54 Edelnor 22/7/09 . 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. se han adoptado niveles de tercerización que resulten coherentes con el criterio general planteado de adoptar elevados niveles de tercerización. Absolución: Para el modelado de los costos asociados al mantenimiento preventivo y correctivo de las líneas aéreas de BT.2. ya que como se indicó en lo referente al nivel de tercerización de las actividades. 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. Observaciones OSINERGMIN de elementos –conductores. luminarias. entendemos que el OSINERGMIN se refiere a condiciones teórica de funcionamiento. no se considera una tercerización del 100% de las actividades. Los costos de transporte corresponden al personal propio no tercerizado. En lo que respecta a los materiales utilizados para realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de las líneas aéreas de BT. como es el caso de las actividades señaladas. etc. 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. es decir al reemplazo de elementos debido al deterioro natural por efecto del paso del tiempo. Por estos motivos es que consideramos que los niveles de tercerización utilizados por PA son los más adecuados. Observaciones OSINERGMIN de elementos –conductores. 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. no se considera una tercerización del 100% de las actividades.) 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. • 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 2-55 Edelnor 22/7/09 .2. Si bien este personal en el modelado está agrupado en una sola sección. luminarias. la empresa los tiene distribuidos en las diferentes áreas según la actividad que realice. etc. 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. 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. del Producto Técnico y de Alumbrado Público. 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. 2.396 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 Alumbrado Público = 2.033 mediciones por mes. lo que equivale a 5. mensuales. lo que equivale a 12.580 mediciones por año • Mediciones de Flicker y Armónicas – 42 mediciones por mes.384 mediciones por año • Mediciones de Flicker y Armónicas – 53 mediciones por mes. valor que será corregido en el Informe Definitivo. trimestrales y semestrales al Regulador • Preparación de informes diversos para el regulador • Etc. lo que equivale a 10. lo que equivale a 6. lo que equivale a 636 mediciones por año • Mediciones de Alumbrado Público – 1.812 mediciones por año Los costos unitarios de las mediciones indicadas son los siguientes: • Mediciones de Nivel de Tensión = 34.31 millones de US$. El costo de servicios contratados de Calidad de Servicio y Producto observado por el consultor del OSINERGMIN se refiere en realidad a los siguientes ítems: • Mediciones de Nivel de Tensión – 465 mediciones por mes. Sin embargo a raíz de la observación del OSINERGMIN se han revisado las cantidades y costos unitarios de las distintas mediciones de calidad resultando los siguientes valores: • Mediciones de Nivel de Tensión – 532 mediciones por mes.00 US$ / 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. lo que equivale a 504 mediciones por año • Mediciones de Alumbrado Público – 901 mediciones por mes.03 millones de US$.00 US$ / med • Mediciones de Flicker y Armónicas = 102. 2-56 Edelnor 22/7/09 .0 US$ / med • Mediciones de Flicker y Armónicas = 110. Observaciones OSINERGMIN • Reportes semanales.8 US$ / med Por lo tanto el costo anual para la realización de la totalidad de las mediciones es de 0. Los más importantes son los siguientes: • Avisos en medios de comunicación local para Cortes de Servicio Programados. costos de cortes y reconexiones. Se trata de una actividad de relaciones institucionales ineludible para una empresa prestataria de un servicio público.2. 2-57 Edelnor 22/7/09 . ya que su propia naturaleza le exige un un permanente contacto con las autoridades. • Avisos de cortes de servicio por causas de fuerza mayor. retiro y reinstalaciones) • Avisos de intención y de convocatoria de licitaciones públicas. Por este motivo se entiende que los costos asociados con esta actividad son ineludibles para este tipo de empresas. los medios de comunicación y el público en general. Observaciones OSINERGMIN 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. presupuesto de conexiones. La actividad de de Relaciones Públicas es básica e inherente a una empresa de servicios públicos masivos. Además existen diversos gastos directamente relacionados a la actividad técnica que son canalizados mediante el Área de Relaciones Públicas. como es el caso de una distribuidora eléctrica. costos de reposición y mantenimiento. • Publicación en medios de tarifas (pliegos tarifarios. El incluir un seguro para las instalaciones eléctricas ubicadas en vía pública representa aproximadamente 700 mil US$/año. El valor por empleado que presenta el Supervisor VAD surge como resultado de ese cálculo detallado y es comparado contra un valor de 3000 US$/añoempleado del que se desconoce su origen o sustento. correspondería asignar a distribución (Lima y Norte) como 1 millón de US$ que duplica el monto considerado en el estudio VAD. En estos activos no se incluye redes de subtransmisión. como los restantes gastos generales. Sin embargo.3.2. 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.1 de la Parte 2 “Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización” del Informe Final. estimamos un costo total por asegurar todas las instalaciones por 1200 mil US$.4 mil US$ se considera aceptable. por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad. nuevos negocios e inversiones. como los restantes gastos generales. además de distribución. resulta más económico desarrollarlos mediante empresas o profesionales externos con los conocimientos y la experiencia requeridos. estudios tarifarios y regulatorios en general. transmisión. Por los motivos mencionados no se tomará en cuenta la observación referente a estos costos. 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. etc. distribución ni subestaciones ubicadas en la vía pública. cortes y reconexiones. es una decisión de gestión que implica riesgo asumido por la empresa. conexiones y medidores. conexiones y medidores.3 millones de US$/año corresponden a los efectivamente erogados por la empresa real durante el año base para todas sus actividades. en lugar de mantenerlos como activos de la compañía. sobre temas que no forman parte del “core business” de la compañía. y si se emplea como criterio de asignación el VNR de distribución que representa aproximadamente el 80% del total. Sin embargo los costos de los impuestos. por lo que la cantidad de 522. sin que se haya recibido ninguna observación referente a la metodología y criterios empleados en su determinación. Por lo tanto. inversiones. cortes y reconexiones. pero el costo debiera realizarse y debe ser considerado en el estudio VAD. Adicionalmente cabe aclarar que los costos de seguros. La determinación de los costos informáticos que se consideran para la Empresa Modelo se presenta detallada en el punto 8. Comercial y Administrativa). Sin embargo la observación del Supervisor es válida en el sentido que los edificios y bodegas deben retirarse del VNR no eléctrico de la Empresa Modelo al ser considerados como alquilados. inversiones. son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen.) o por tratarse de análisis y estudios específicos y puntuales. Observaciones OSINERGMIN Con relación a los honorarios por servicios cabe aclarar que las actividades que debe desarrollar una empresa distribuidora incluyen tareas y estudios específicas y puntuales que o bien deben ser realizados obligatoriamente por terceros (informes de auditoría. Los costos de impuestos considerados por un monto de 2. por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad. transmisión. nuevos negocios e inversiones. son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen. Con referencia a los costos considerados para los seguros se aclara que en la Empresa Real (Edelnor) están asegurados todos los activos de la compañía por un costo aproximado de 500 mil US$/año.4 mil US$/año. El Estudio VAD ha considerado un total por seguro de 522. además de distribución. 2-58 Edelnor 22/7/09 . Con referencia a los Costos de Alquiler de Edificios y Bodegas los mismos se consideran válidos tomando en cuenta las últimas tendencias de las empresas distribuidoras en la región de alquilar los edificios y bodegas. que mantener esos mismos profesionales como empleados de la empresa a un costo final mucho más elevado. sobre temas que no forman parte del “core business” de la compañía. resulta más económico desarrollarlos mediante empresas o profesionales externos con los conocimientos y la experiencia requeridos. estudios tarifarios y regulatorios en general.2 millones de US$ anuales. Tomando en 2-59 Edelnor 22/7/09 . 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. en lugar de mantenerlos como activos de la compañía. 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. que mantener esos mismos profesionales como empleados de la empresa a un costo final mucho más elevado. Se trata de una actividad de relaciones institucionales ineludible para una empresa prestataria de un servicio público.) o por tratarse de análisis y estudios específicos y puntuales. como es el caso de una distribuidora eléctrica. La actividad de de Relaciones Públicas es básica e inherente a una empresa de servicios públicos masivos. ya que su propia naturaleza le exige una un permanente contacto con las autoridades. Observaciones OSINERGMIN 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. Con referencia a los costos considerados para los seguros los mismos corresponden únicamente a las instalaciones de distribución ubicadas en la vía pública.2. 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. Por este motivo se entiende que los costos asociados con esta actividad son ineludibles para este tipo de empresas. los medios de comunicación y el público en general. etc. 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. son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen. Absolución: En lo que respecta a la cantidad de acciones de operación y mantenimiento requeridas para la red de distribución técnica-económicamente adaptada. transmisión. es decir al reemplazo de elementos debido al deterioro natural por efecto del paso del tiempo. Adicionalmente cabe aclarar que los costos de seguros. luminarias. inversiones. Observaciones OSINERGMIN 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. se observa que aquellas originadas por terceros 2-60 Edelnor 22/7/09 .2. etc. Sin embargo los costos de los impuestos. como los restantes gastos generales.) que requiere un importante incremento de las actividades de operación y mantenimiento por sobre la situación teórica. Para la Empresa Modelo se ha adoptado un valor total más conservador de 0. y que han sido consideradas para el dimensionamiento de los recursos requeridos. además de distribución.7 millones de US$/año. transmisión. por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad. nuevos negocios e inversiones. Al respecto. conexiones y medidores. como los restantes gastos generales. Los costos de impuestos considerados por un monto de 2. son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen. Sin embargo las condiciones reales de operación de la Empresa Modelo en el área de Lima Norte implican la existencia de una elevada cantidad de acciones de terceros sobre las instalaciones ya sean involuntarias (choques de vehículos contra las instalaciones aéreas) o voluntarias (vandalismo y hurto de elementos –conductores. inversiones.52 millones de US$/año. nuevos negocios e inversiones. entendemos que el OSINERGMIN se refiere a condiciones teórica de funcionamiento. cortes y reconexiones. y asumiendo que el costo del seguro se asigna en la misma proporción. conexiones y medidores. por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad. cortes y reconexiones.3 millones de US$/año corresponden a los efectivamente erogados por la empresa real durante el año base para todas sus actividades. el valor anual resultante para las instalaciones de distribución resulta en 0. y de acuerdo a la estadística general de fallas registradas por Edelnor durante los últimos años 2007 y 2008. además de distribución. retenidas. las causas principales son: hurtos de conductor. causas desconocidas o vandalismos.2. transformadores. Observaciones OSINERGMIN han ocasionado una mayor intervención en las redes MT y BT. 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 2-61 Edelnor 22/7/09 . considerando que estos factores no son controlados por las actividades de mantenimiento. 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. Observaciones OSINERGMIN Estas fallas originan una mayor asignación de recursos para su atención. 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 2-62 Edelnor 22/7/09 . 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. los cuales incrementan los costos de las actividades por la reposición de materiales para la red económicamente adaptada.2. 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. Preventivo Total mantenimiento Mant. Correctivo Mant. 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).024 -79% 5.530 5. por la apertura de los equipos de protección en nuestras instalaciones. 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. 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 2-63 Edelnor 22/7/09 .0 -100% 2 10 451% 4. Costo de Materiales [ US$ / 100 km ó 100 tr ] LDS promedio 2008-2009 Red aérea MT Red aérea MT Red aérea MT SED SED Red aérea MT SED Biposte SED Biposte Red aérea MT SED Monoposte SED Monoposte Red aérea MT Red aérea BT Red aérea BT Red aérea MT Mant.838 21.060 5. Preventivo Total mantenimiento Mant. Por otro lado.949 3. al mismo valor que los correspondientes a los costos de inversión utilizados para la determinación del VNR.452 34. Preventivo (incluye TCT) Total mantenimiento Mant.891 -19% 474 325 -32% 18. por motivos económicos para reducir costos de personal. 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.836 0.2.391 -7% 23.353 2. incurridos por la distribuidora Luz del Sur durante el período 2008-2009 y los considerados en el Informe Final del VAD. estos equipos no están siendo reconocidos en los costos de conexión de los clientes.309 -4% 118 111 -5% 12. Observaciones OSINERGMIN encontrado las evidencias del hecho.972 1. Con respecto a los costos unitarios de materiales requeridos para cada actividad los mismos se han considerado. 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.610 -69% 1.921 2.373 1. Con referencia a los niveles de tercerización adoptados para las distintas actividades el criterio general fuel el de adoptar niveles elevados.299 402 -69% 0. ajustados en casos puntuales a las condiciones particulares del área de Lima Norte.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.535 15.381 1% 23.837 Requerimiento Mano de Obra [ HH / 100 km ó 100 tr ] Informe Informe LDS Final Final Diferencia promedio Diferencia Estudio Estudio 2008-2009 VAD VAD 5. Preventivo Total mantenimiento Mant. Correctivo Mant.305 4. Correctivo Mant. Correctivo Mant.4 14. Los datos de rendimientos (tiempos unitarios de ejecución de las distintas actividades).200 -15% 592 436 -26% 182 -91% 193 6 -97% 540 -72% 177 132 -26% 722 -82% 370 137 -63% 350 -85% 189 17 -91% 345 -83% 237 114 -52% 695 -84% 426 131 -69% 4. en el caso de elementos de repuesto.608 30.610 -69% 1.081 4. 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.855 -79% 34. Preventivo Total mantenimiento 3.990 66% 225 170 -25% 28. Correctivo Mant.434 14. 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. 2. Observaciones OSINERGMIN 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. 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. 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. 2-64 Edelnor 22/7/09 2. Observaciones OSINERGMIN 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 2-65 Edelnor 22/7/09 2. Observaciones OSINERGMIN 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. 2-66 Edelnor 22/7/09 2. Observaciones OSINERGMIN 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. 2-67 Edelnor 22/7/09 2. Observaciones OSINERGMIN • 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 Distribución MT (1) (2) Empresa Modelo Formato A III-1 (1) y (2) Distribución BT Alumbrado Público Comercialización TOTAL DISTRIBUCION Costo del Capital de Trabajo TOTAL VAD Transmisión Conexiones y Medidores Cortes y Reconexiones Inversiones en Distribución Nuevos Negocios Otras Zonales Costo del Capital de Trabajo TOTAL OTRAS ACTIVIDADES 10,5 18,0 4,5 19,4 52,3 2,2 54,4 4,1 4,8 1,9 5,5 1,6 3,0 0,1 21,1 10,0 25,8 5,3 15,1 56,3 2,2 58,5 4,7 9,5 1,6 2,8 14,7 2,4 0,1 35,8 TOTAL COSTOS (1) (2) 75,5 94,2 Incluye 3,1 millones de US$ de gastos contabilizados como inversión 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 2-68 Edelnor 22/7/09 denominado: “InformeVAD Anexo04-Parte 9 de 11. 2. Absolución: 2-69 Edelnor 22/7/09 .2 Optimización de los costos de Operación y Mantenimiento Comercial A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. 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.10.2.pdf”) Por lo tanto. Observaciones OSINERGMIN eficiencia en la Empresa Modelo. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. 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. 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. se toman en cuenta un número mayor de actividades de mantenimiento preventivo. entendemos que resulta apropiado el nivel de remuneraciones adoptado por PA para el presente estudio. a saber: • Las instalaciones de la empresa modelo y la empresa real son 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. por lo que las actividades de operación y mantenimiento también de esas instalaciones serán diferentes. En el sustento presentado se está considerando que aproximadamente el 5.4% de los usuarios BT no residenciales. Observaciones OSINERGMIN 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. es similar al registrado en la mayoría de las grandes ciudades de Latinoamérica. Este comportamiento. Esta cantidad de usuarios que hurtan energía en forma crónica se compone de un 0. en especial en las zonas con habitantes con bajos ingresos y elevado nivel de inseguridad. Estos valores se sustentan en las características propias del mercado atendido por Edelnor. 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. como ya se ha indicado en la respuesta a las observaciones 24 y 27. un 0.2. por criterios de diseño y restricciones consideradas. mercado donde el 85% de sus clientes pertenecen a los niveles 2-70 Edelnor 22/7/09 . 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.5% de los usuarios BT residenciales ubicados en zonas de altas pérdidas. contratista y materiales) corresponden a valores del mes de diciembre de 2008.8% de los usuarios BT residenciales y un 16.5% del total de clientes de Edelnor es reincidente o nuevo hurtador. D y E concentrándose sus mayores pérdidas en los sectores D y E de alta peligrosidad. 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 Libertad • Ventanilla: AH. P. • Ancón: A. etc). San Hilarion. Las Lomas. Cruz de Motupe. Barracones. Callao Centro. Cruce de 28 de Julio con Aviación. Virgen de Guadalupe. Leticia (Cerro San Cristóbal). Observaciones OSINERGMIN socioeconómicos C.H. etc. 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. Sarita Colonia. • San Juan de Lurigancho. AAHH Collique.H. 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 2-71 Edelnor 22/7/09 . ya que para el período 2005-2009. Bayovar. Pizarro. Centenario. • Cercado de Lima. las zonas específicas de Barrios Altos. Costa Azul. Tarapacá. Hijos de Grau. El Carmen. Mariscal Caceres.J. Tahuantinsuyo • Comas: A. A. Mi Perú. Hijos de Ventanilla.H. Las Esteras. Corongo. Canadá. 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.85 %. Las Brisas. no es correcta la afirmación de OSINERGMIN respecto a que existe un porcentaje de pérdidas no técnicas de 2%. Ramón Castilla. Huerta Perdida. Libertad. 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%. Ancieta Alta. A continuación describimos el procedimiento mediante el cuál se determinaron los porcentajes de reincidencias de hurto de energía. El Gramadal. Año Nuevo. Santoyo. • Zapallal: A.) • Independencia: Independencia.2. sectores tales como : • El distrito del Callao. Acapulco. Vista Alegre. Manzanilla. 8. etc. Angamos sector I. “reconocido a nivel nacional”. • Carabayllo: AAHH Año Nuevo. Pachacútec (Héroes de Cenepa. Ventanilla Alta. Caja de Agua. el valor de pérdidas reconocido para el Sector Típico 1 fue de 2. Boterín. Bahía Blanca. Nuevo Amanecer. • Rímac: A. Asimismo. Hualgayoc.H.II y III. tiene gran cantidad de zonas con esa característica como: Puerto Nuevo.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. El Agustino. Santa Rosa. Mariategui.H. Cajamarca. El Ermitaño. etc. Flor de Amancaes. Todas las quintas del Rimac (Limoncillo. se consideró un nivel de pérdidas no técnicas del 2. midiendo en cada caso su cantidad de reincidencia. la cual se obtiene mediante el cociente de la Energía de Perdida no Técnica entre el Consumo Promedio por Cliente asociados a cada SED. Como resultado del análisis se obtiene un grado de reincidencia en promedio para las zonas de Altas Pérdidas del orden del 70%. que sustenta las tarifas aprobadas para el período 2005-2009. 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. convirtiéndose en clientes morosos que finalmente vuelven nuevamente a convertirse en un no cliente. luego de un corto periodo dejan de pagar sus consumos. Se tiene también que los usuarios que logran reinsertarse como cliente. 2-72 Edelnor 22/7/09 . Cabe señalar que del total de los noclientes detectados sólo el 15% es reinsertado mientras que el 85% son reincidentes. Tomando en cuenta todo lo expuesto. el personal está expuesto a agresión física aún en presencia de apoyo policial. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. 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%. El Agustino y San Juan de Lurigancho.3 Optimización de los costos de Gestión A continuación se presenta la absolución a las observaciones recibidas del OSINERGMIN con relación al Informe Final. 2.85% referidas a la energía ingresada en la red de BT. Una vez. Asimismo. se cuantifican las detecciones efectuadas tanto a los clientes como a los no-clientes. Estas subestaciones fueron seleccionadas por ser representativas tanto en datos de irregularidades como de las condiciones socio-económicas de los clientes que abastece.2. 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. Cabe señalar que mayoritariamente las zonas atendidas desde las subestaciones evaluadas son de alto índice delincuencial. que el mencionado porcentaje se refiere a la energía ingresada en la red de BT. en donde muchas veces al realizar los operativos de retiro de clandestinos. Observaciones OSINERGMIN constitucional del Callao. Se entiende. porcentaje referido a la cantidad total estimada de clientes que hurtan energía. Cabe aclarar que en el Informe del Supervisor del Estudio de Costos del VAD del año 2005. El análisis parte en calcular la cantidad de los Potenciales Hurtadores de Energía. 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. obtenido este cociente.10.83%. y de los distritos de Cercado de Lima. Rímac. por otra parte. Observaciones OSINERGMIN 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. 2-73 Edelnor 22/7/09 . los resultados de la Revisión inicial de costos presentada en el punto 4.1 “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. humanos. 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. 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. 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). materiales y de servicios generales.2. Por ese motivo se dimensionan los recursos. 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.6. sino que se trata de un conjunto de actividades diversas asociadas a la tarea general del área. 942 5. 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.437 1. 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. Absolución: La absolución de esta observación es la misma que la absolución de la observación 44 precedente.2.138 3 4 5 16 57 41 126 272 247 341 848 2.499 2.835 5. Fiscalización y Control de Gestión.STD 1 .357 1. Fiscalización y (1) Control de Gestión (Incluye Auditoría) Gerencia de Administración y Finanzas Empleados Costo anual [ mUS$ / año ] Revisión Inicial Empleados Costo anual [ mUS$ / año ] Informe Final Empleados Costo anual [ mUS$ / año ] 3 13 7 31 29 54 137 289 548 325 1. 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.017 1. 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. 2-74 Edelnor 22/7/09 .900 Total tareas de Apoyo (1) Para Edelnor real y Revisión Inicial.174 6.Empresa Modelo Gerencia General Gerencia de Relaciones Institucionales Gerencia de Legales Gerencia de Recursos Humanos Gerencia de Regulación.256 1.560 3 13 7 31 29 54 137 260 607 342 1. y descriptos en el Tercer Informe Parcial. Observaciones OSINERGMIN Edelnor real Personal y costos por área . La actividad de de Relaciones Públicas es básica e inherente a una empresa de servicios públicos masivos. 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. como es el caso de una distribuidora eléctrica. por lo que en este caso se transcriben los mismos conceptos planteados oportunamente. Absolución: La absolución de una observación efectuada a distintos informes parciales precedentes se ha presentado oportunamente en todos los casos en que fue efectuada. • Publicación en medios de tarifas (pliegos tarifarios. • Avisos de cortes de servicio por causas de fuerza mayor. costos de cortes y reconexiones. Por este motivo se entiende que los costos asociados con esta actividad son ineludibles para este tipo de empresas. etc. resulta más económico desarrollarlos mediante empresas o profesionales externos con los conocimientos y la experiencia requeridos. Observaciones OSINERGMIN por lo que entendemos que su correlación con los costos directos y de supervisión no arrojará mayor claridad al tema. 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. Absolución: 2-75 Edelnor 22/7/09 . Los más importantes son los siguientes: • Avisos en medios de comunicación local para Cortes de Servicio Programados. costos de reposición y mantenimiento.) o por tratarse de análisis y estudios específicos y puntuales. presupuesto de conexiones. que mantener esos mismos profesionales como empleados de la empresa a un costo final mucho más elevado. los medios de comunicación y el público en general. sobre temas que no forman parte del “core business” de la compañía. retiro y reinstalaciones) • Avisos de intención y de convocatoria de licitaciones públicas. Además existen diversos gastos directamente relacionados a las actividades técnicas y comerciales que son canalizados mediante el Área de Relaciones Públicas. Se trata de una actividad de relaciones institucionales ineludible para una empresa prestataria de un servicio público.2. estudios tarifarios y regulatorios en general. ya que su propia naturaleza le exige una un permanente contacto con las autoridades. 2. Observaciones OSINERGMIN 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 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: 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 . 2-76 Edelnor 22/7/09 2. Observaciones OSINERGMIN 2.12 FORMATOS D 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: En el Informe Definitivo se presentarán los formatos D corregidos en correspondencia con aquellas observaciones que hayan sido aceptadas por haberlas considerado debidamente fundadas. 2-77 Edelnor 22/7/09 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 3-1 Edelnor 22/7/09 3. Observaciones de la Empresa Luz del Sur 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. 3-2 Edelnor 22/7/09 3. Observaciones de la Empresa Luz del Sur 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: Ocurrencia de la falla Ciclo de maniobras Restablecimiento del servicio 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. 3-3 Edelnor 22/7/09 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.3. los que tampoco son los mismos que la empresa real. 3. ya que estas subestaciones no tienen los elementos necesarios para la protección y aislación de fallas en la red. Observaciones de la Empresa Luz del Sur 3. ya que el Consultor para estas zonas de densidad considera la topología en anillo. 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. de lo contrario. tal como se muestra en el siguiente gráfico.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. Por otro lado.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. 3-4 Edelnor 22/7/09 .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). por estar ubicados en enlaces troncales.4. la misma que no tiene derivaciones. deberá corregir el Estudio considerando la tecnología compatible. Cabe indicar que el uso de SED's compactas dentro de una red troncal no es adecuado. 3. las mismas que estarían ubicadas a lo largo de la red troncal.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.4. 3.2 de los Términos de Referencia. 3. Cabe indicar que las empresas concesionarias tienen que hacer frente a condiciones urbanísticas reales resultantes de un crecimiento no ordenado de la ciudad. Por lo tanto en el Informe Definitivo se efectuará la corrección correspondiente. esto implica operando en las condiciones reales en que la concesionaria de distribución eléctrica efectivamente tiene que prestar el servicio. 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. en la salida de dicha subestación siguiendo el sentido de flujo de la corriente. Sin embargo. 3. 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.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.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. deberá adicionarse en cada una de ellas un dispositivo de maniobra (de cierre y apertura con carga y cortocircuito) y protección adecuado. En caso se verifique y sustente la adecuada compatibilidad técnica de instalar subestaciones compactas en los circuitos troncales de MT. lo que implica muchas veces presencia de veredas angostas y voladizos en las edificaciones invadiendo el espacio aéreo de dichas áreas de uso público.5. en el numeral 6. y esto solamente es posible en las SED convencionales. Observaciones de la Empresa Luz del Sur Cabe indicar que el modelo considera secciones de 400mm2 y 240mm2 de aluminio en estos circuitos. 3. tal como que fue sustentado por el propio consultor en su Tercer Informe Parcial. y en el caso de la topología 1 en anillo.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. en lo que a la definición de la tecnología concierne.5.4. se indica que ésta se elegirá tomando en cuenta la factibilidad de su utilización y su adaptación a las condiciones locales. Por ese motivo se ha considerado para cada subzona de densidad. tal como fue solicitado por OSINERGMIN. Asimismo.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.1. 3-5 Edelnor 22/7/09 . en particular para el último periodo (0.0000 0.9988 VADBT 1.6 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.9834 0.3. 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. Observaciones de la Empresa Luz del Sur Por lo expuesto.9578 VADSED 1.Octubre 2013 VADMT 1. conforma los datos del VNR sobre los cuales el organismo establece criterios propios de validación.Octubre 2011 Noviembre 2011 . Esta información fue suministrada al OSINERGMIN conjuntamente con el segundo informe parcial.9753 3. en lo que respecta al VADBT. se efectuó inicialmente tomando en cuenta el relevamiento de los anchos de veredas efectivamente existentes efectuado por la empresa Edelnor. 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).9857 0. Dado que se utilizó esta informacion.0000 0.6. Período Noviembre 2009 . 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.9578 frente a 0. Esto no implica que no se tomen en cuenta las condiciones reales de prestación del servicio.Octubre 2012 Noviembre 2012 . En el anexo N° 2 se adjunta un sustento detallado sobre el particular. 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). el cual agradeceremos se sirva tener en consideración.1 Solicitud: Solicitamos que se revise el cálculo del FEE para todo el periodo. consideramos improcedente ignorar las restricciones y condiciones reales del área de Concesión. Sin embargo. ya que la misma. 3-6 Edelnor 22/7/09 .5. no resulta necesario validar la información adicional relevada por la empresa. se decidió adoptar el criterio sugerido por el OSINERGMIN. 3.Octubre 2010 Noviembre 2010 .9917 0.9753).3 Absolución La consideración de las restricciones existentes a la instalación de redes aéreas de Media y Baja Tensión por el ancho de vereda.9996 0.9992 0.0000 0. 3.9716 0. sino que su consideración se efectúe a partir de una estimación más conservadora. 6.9578 y no 0.Octubre 2007 Noviembre 2007 . Observaciones de la Empresa Luz del Sur 3.Octubre 2008 Noviembre 2008 .3 Absolución Se toma en cuenta la observación planteada.9735: Período Noviembre 2005 . 021-2006-OS/CD) el FEE se comporta de la siguiente manera.9783 VADBT 1.9855 0.1 El Consultor VAD considera en muchos casos costos unitarios de materiales por debajo del costo de mercado.9927 0. habida cuenta que el crecimiento de la demanda en baja tensión afecta de igual forma tanto al VADBT como para el VADSED.9753 equivalente al VADSED. 3.978 0.993 0.Octubre 2006 Noviembre 2006 . Éstos se muestran en el anexo N° 3. el mismo consultor PA en su Informe Definitivo para dicha regulación 2005 propuso lo siguiente: Año 1 FEE VAD MT FEE VAD BT 1.975 No se entiende por qué el Consultor VAD en esta oportunidad obtiene como resultado 0. Cabe indicar que los costos de mercado fueron debidamente sustentados por la empresa seleccionada como modelo. SOLICITUD: El Consultor VAD debe revisar los precios de los materiales que se listan en el anexo N° 3.0000 0. y la efectuada en el mismo sentido por la distribuidora Edelnor.7 OBSERVACIONES A LOS COSTOS DE INVERSIÓN UTILIZADOS POR EL CONSULTOR EN EL ESTUDIO DEL VAD Costos unitarios de materiales 3. 3-7 Edelnor 22/7/09 .3.0000 0.9911 0.9735 Más aún.2 Sustento: Tomando en cuenta que la última Regulación vigente (Res.9822 0. 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.986 0. 3.6.000 1. a.992 Año 3 0.000 Año 2 0.Octubre 2009 VADMT 1. donde el año 4 es 0.983 Año 4 0.7. Cabe indicar que los trabajos de ejecución de zanjas en su mayoría se realizan en zonas urbanizadas y congestionadas. 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. iii. la asignación de vehículos de transporte (Grúas) resulta insuficiente. Sustento: En los anexos Nº 4 y N° 5. ASIGNACIÓN DE RECURSOS EN ARMADOS DE LUMINARIAS Consultor VAD presenta rendimientos que no corresponden a los que se presentan en la práctica. lo cual es obligatorio según la Ordenanza Municipal N° 203. los cuales. 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. como por ejemplo: 3-8 Edelnor 22/7/09 . toda vez que no se están tomando en cuenta los tiempos de desplazamiento de las unidades hasta la zona de trabajo. b. Por otro lado. el consultor no se está considerado la aplicación del afirmado para el cierre de la zanja. transporte y equipos) corresponden.7. con los de Luz del Sur pero los mismos corresponden a los valores de eficiencia requeridos por la Empresa Modelo. en algunos casos. que no corresponden a la realidad. Observaciones de la Empresa Luz del Sur b. no se ajustan la los rendimientos reales observados en el terreno. Por lo expuesto entendemos que los rendimientos y recursos utilizados en el Estudio VAD pueden diferir. ii. Asimismo. APERTURA Y CIERRE DE ZANJAS El Consultor VAD presenta rendimientos elevados en los recursos de ejecución de trabajos de zanja. presentamos el sustento de nuestra solicitud. en su mayoría.3. i. 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. ni está reconociendo los tiempos reales observados en el terreno (en condiciones normales) para la ejecución de la tarea. 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. a.2 Recursos Las asignaciones de recursos considerados por el Consultor VAD (mano de obra.. 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. 3. A continuación se detallan los casos de asignación insuficiente de recursos para los armados más relevantes. 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. y corresponde a tiempos ideales que no tienen correlación con lo observado en el terreno. iii.3. Por lo expuesto entendemos que los rendimientos y recursos utilizados en el Estudio VAD pueden diferir. 3-9 Edelnor 22/7/09 . 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. 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. 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. Sustento: En el anexo Nº 5 se muestra el sustento de las asignaciones de recursos para dichos armados. c. retiro de señalización TOTAL Tiempo (min) 5 5 10 13 5 5 43 i. Observaciones de la Empresa Luz del Sur Tarea Preparación del área de trabajo Preparación de la grúa Preparación del pastoral (instalación de la luminaria) e instalación de abrazaderas Instalación del pastoral Conexión a luminaria Recojo de herramientas. con los de Luz del Sur pero los mismos corresponden a los valores de eficiencia requeridos por la Empresa Modelo. 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. 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. ii. ASIGNACIÓN DE RECURSOS EN ALINEAMIENTO. lo cual resulta inconsistente ya que las estructuras de alineamiento. en algunos casos. y los tiempos reales de la ejecución de las tareas. que no corresponden a la realidad. i. Para eliminar esta tierra removida se necesitan 109.5m adicionales por cada lado para encoframiento).3m de profundidad se debe extraer y eliminar un volumen de tierra de 264. 37. 3-10 Edelnor 22/7/09 . la cantidad de recurso asignado a la instalación de las estructuras de alineamiento. d. Adicionalmente existe un costo de alrededor S/. ver anexo N° 6. ii. deben ser revisadas. 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. Sustento: Tomar en cuenta que para realizar la excavación para una subestación subterránea de 5m de ancho x 6m de largo x 6. i. en algunos casos. 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.24 toneladas. y tome en cuenta además el tiempo de desplazamiento de la grúa a la zona de trabajo.3. Por lo expuesto entendemos que los rendimientos y recursos utilizados en el Estudio VAD pueden diferir. OBRA CIVIL DE SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN CONVENCIONAL SUBTERRÁNEA El Consultor VAD presenta una cantidad de horas de uso de camión muy bajo.5 horas para carga manual del camión y 1 hora de viaje de ida y retorno al centro de acopio autorizado. lo que equivale a 439. solamente para eliminación de tierra removida. Solicitud: El Consultor VAD debe rectificar su propuesta y considerar 164. ii. tenemos como resultado que se necesitan 164.60 m3 (considerando 0.7 horas máquina de uso de camión de 4 ton para el caso de la SED subterránea de 5mx6m y 247.81 viajes de camión de 4 ton. 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.5 por m3 de material que se deje en estos centros de acopio.5 horas para la carga del camión y el tiempo de viaje al centro autorizado son tiempos mínimos. debiendo resultar necesariamente mayores a la instalación de poste de alumbrado público. el cual no ha sido considerado en la hoja de costeo del armado. Para ver el detalle del cálculo. Observaciones de la Empresa Luz del Sur Por lo tanto. con los de Luz del Sur pero los mismos corresponden a los valores de eficiencia requeridos por la Empresa Modelo.71 horas máquina de camión de 4 toneladas. 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 1.1 horas máquina de camión de 4 ton para el caso de la SED subterránea de 9mx5m. Se debe considerar que el tiempo de 0. Si consideramos 0. cambio de dirección y fin de línea. Por lo expuesto entendemos que los rendimientos y recursos utilizados en el Estudio VAD pueden diferir. en algunos casos. 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. así como el detalle de la asignación considerada por CAPECO en su boletín mensual. 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 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. Observaciones de la Empresa Luz del Sur iii. Solicitud: Se solicita que se incremente el tiempo de uso de camión.3. ii. se debe aumentar la asignación de recurso de mano de obra. Además se debe considerar el tiempo de desplazamiento para eliminación de desmonte. 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. 3. Adicionalmente. INTERRUPTOR TRIPOLAR DE POTENCIA El Consultor VAD no ha considerado dentro de los equipamientos auxiliares los transformadores de tensión de 2 devanados (03 unidades).3 Armados A continuación se presentan observaciones a la composición de los siguientes armados: a. Se debe considerar que la dimensión del pozo es de 2.7. Sustento: En el anexo Nº 7 se muestra el sustento de las asignaciones de recursos para dichos armados.5m de profundidad por 1m de diámetro. que toda instalación típica con interruptor de potencia debe tener. cable) requeridas para la tarea. i. con los de Luz del Sur pero los mismos corresponden a los valores de eficiencia requeridos por la Empresa Modelo. Asimismo. 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. se debe tomar en cuenta que el camión transporta las herramientas y los materiales (sales gel. iii. varilla. 3-11 Edelnor 22/7/09 . 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. es en promedio del 4. 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. i. iii. Para el caso de las redes subterráneas en media y baja tensión es del 5.5% 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. ya que el relé necesita las señales de tensión para poder operar. iii. 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.9%. es necesario el equipamiento auxiliar de los interruptores de potencia. Solicitud: La experiencia real de campo nos demuestra que el porcentaje de metrado adicional por km para redes aéreas en media y baja tensión. Esta normativa señala la obligación del concesionario de efectuar medidas preventivas que den protección eléctrica a las personas y a las instalaciones afines. ii. Observaciones de la Empresa Luz del Sur i. dentro de los cuales se incluyen los transformadores de tensión de 2 devanados. b. 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. Para ello es necesario que el interruptor cuete con el equipamiento necesario. 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. Solicitud: Considerar los transformadores de tensión de 2 devanados. 3-12 Edelnor 22/7/09 . Sustento: Dentro de la normativa legal vigente dada en el Código Nacional de Electricidad Suministro. Absolución Se ha propuesto el valor de 3. c. En el anexo Nº 8 se muestra una instalación típica de un interruptor y su equipamiento auxiliar.5%.3. ii.2%. ii. 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.3. iii. Sustento: Para el conexionado de los postes de alumbrado público es técnicamente necesario utilizar un conector. 3-13 Edelnor 22/7/09 . Observaciones de la Empresa Luz del Sur i. Solicitud: El Consultor VAD debe incluir el conector entre el cable autoportante y el cable de derivación en los armados de alumbrado público. Las mismas se han trascripto y se responden en el mismo orden en que fueron transmitidas. consideramos que debería incluirse como restricción que en los pasajes peatonales 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. Por lo señalado.4. Pasajes peatonales con anchos menores a 3.2 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.9 m las redes de BT deberían ser subterráneas. 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. En la realidad pueden existir pasajes con anchos menores a 3.7 m. 4.1.1 m se considera dos veredas de 1.ZONAS CON CARACTERÍSTICAS GEOGRÁFICAS Y AMBIENTALES ESPECIALES Creación de la Empresa Modelo Áreas con calles o veredas de ancho reducido Parte 2: Punto 3.1 b: En el informe se señala que vías con anchos menores a 5.3 Punto 2.7 PAGO DE PERMISOS MUNICIPALES Resultados Costo unitario de las instalaciones eléctricas para la valorización del VNR.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 5.2 m y una calzada de 2. 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.1 m. 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.2 Parte 3 Punto 2. 4. Para definir los 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.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT . En tal sentido los artículos 97 y 109 de la LCE le otorgan a la empresa concesionaria el 4-1 Edelnor 22/7/09 . a fin de proceder a dar paso a la restricción solicitada por Edelnor en futuros estudios.1. 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. 4.9 m (1 vereda de 1. En línea con lo anterior. En caso alguna Municipalidad no lo haya hecho. Estos pagos corresponderían tanto a la ejecución de obras de inversión. en su calidad de concesionarios de distribución. a la fecha de la elaboración del estudio.6 CÁLCULO DE FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA Resultados Factores de Economía de Escala. Observaciones de la empresa Edelnor derecho a utilizar gratuitamente el suelo. a través de la implementación de medidas que eliminen sobrecostos y logren una simplificación administrativa. dando previo aviso a las Instituciones respectivas. 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. etc de propiedad del Estado o Municipal. No obstante ello. tal derecho importa solicitar a la entidad respectiva una autorización para poder ejecutar obras en los bienes de dominio público. ello no supone que no pueda modificar sus normas a fin de contemplarlo en el futuro. 4-2 Edelnor 22/7/09 . de acuerdo a lo indicado en el Informe Legal adjunto en el Anexo 1. En el presente Estudio de Costos del VAD no han sido considerados explícitamente estos costos debido a que no se dispusieron. como de mantenimiento de las instalaciones ubicadas en las áreas de uso público.3 Parte 3 Punto 3. gas natural y telecomunicaciones. 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. Por lo expuesto. de los valores típicos de referencia a considerar para las distintas obras de inversión. 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. 4. 4. subsuelo.2. 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. por lo que en efecto corresponde que cada municipio se adecue a la norma.4. transmisión y distribución de electricidad así como alumbrado público. plazas. aires de caminos. 1014. Se adjunta como anexo 1 informe legal al respecto. calles. 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. 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. en concordancia con la legislación municipal. Por lo tanto las empresas de distribución eléctrica. como a las correspondientes actividades de operación y mantenimiento.1 Absolución: Entendemos que. Esta obligación queda aclarada con la emisión del mencionado Decreto Legislativo No. Observaciones de la empresa Edelnor Con referencia al cálculo de los Factores de Economía de Escala. tomando en cuenta los decretos publicados por el Gobierno que hacen prever una electrificación masiva de asentamientos humanos. y la efectuada en el mismo sentido por la distribuidora Luz del Sur. 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. 4. tasa que consideramos alta tomando en cuenta los efectos de la crisis económica. consideramos que se debe recalcular los factores de economía de escala para el VAD BT tomando en cuenta lo señalado. Por lo expuesto. por lo que se revisará la tasa de crecimiento horizontal del área servida y la tasa de crecimiento anual de la demanda en BT.4. Está característica se va a acentuar en los próximos 2 años.3.1 Absolución: Se toma en cuenta la observación planteada. 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. para el caso del VAD BT.6%. 4-3 Edelnor 22/7/09 . se ha considerado un valor muy bajo para la proporción variable. También se nota que se ha considerado para el VAD BT un crecimiento anual de la demanda del 2. invade vía pública Poste d v1 c v2 vo A LEYENDA: v1: Vereda 1 = 0. estas vías han sido consideradas en el VAD como pasajes de anchos menores a 5.92m c: Calzada = 3. 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. 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.00 m v2: vereda 2 = 1. 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 observa que el espacio libre peatonal es de 0. No obstante lo antes señalado. por tanto.82 m. Por otra parte.10 metros. Voladizo de vivienda.ANEXO A: DETALLE DE LAS EVIDENCIAS FOTOGRÁFICAS PRESENTADAS A continuación se presenta el resultado del análisis al detalle fotográfico presentado por el Supervisor VAD. no tiene sustento lo mencionado por el Supervisor VAD cuando se refiere a paso de vereda “restringido”. También se puede observar que las redes instaladas en la zona son del tipo subterráneo.82 m vo: Voladizo = 0.64 m A: ancho total de calle = 4.96 m A-1 Edelnor 22/7/09 . por tanto el criterio ha sido el modelado con una Red Aérea.04 m d: distancia libre peatonal = 0. por tanto. estas calles han sido consideradas sin restricciones. invade vía pública Poste LEYENDA: v1: Vereda 1 = 1.00 m v2: vereda 2 = 1.65 m A: ancho total de calle = 11.90 m A-2 Edelnor 22/7/09 .A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas Lámina N°2: Respuesta: Tal como se menciona en el último informe del Consultor VAD. En el corte de vía se puede observar que los anchos de vereda también son irregulares y difieren del RNE vo d v2 v1 e c A e Voladizo de vivienda.80 m c: Calzada = 6.10 m vo: Voladizo = 0.20m e: estacionamiento = 1. el modelado de la red BT ha sido Red Aérea. por tanto. tal como se menciona en el último informe del Consultor VAD.A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas Lámina N°3: Respuesta: Esta calle es de corte similar a la Lámina N° 2. estas vias han sido consideradas sin restricciones. el modelado de la red BT ha sido Red Aérea. por tanto. A-3 Edelnor 22/7/09 . estas vías no han sido consideradas con restricciones. A-4 Edelnor 22/7/09 . por tanto. la selección de la red MT ha sido aérea. tal como se menciona en el último informe del Consultor VAD.A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas Lámina N°4: Respuesta: No obstante se observa que la red MT es del tipo subterráneo. A-5 Edelnor 22/7/09 . el modelado de la red ha sido con red Aérea. los cuáles han sido considerados sin restricciones.A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas Lámina N°5 y 6: Respuesta: Las láminas 5 y 6 también muestran postes instalados en la berma. 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. 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. corresponde a un poste de otro servicio distinto al de suministro eléctrico. no obstante que el Supervisor VAD no indica el corte de vía. A-6 Edelnor 22/7/09 . Sin embargo. con rigidéz mecánica suficiente para soportar el pastoral y luminaria de modo que se minimice la obstrucción peatonal. Asimismo.A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas Lámina N°7: La calle mostrada en la Respuesta: No se ha podido ubicar ya que no muestran referencias de ubicación exactas. en estos casos debe considerarse en el modelo una red subterránea con postes metálicos de menor sección. por tanto. la restricción de la vía peatonal mostrada con una persona parada al lado del poste. por tanto.A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas Lámina N°8 y 9: Respuesta: En ambos casos tienen anchos de veredas de 1. la red BT modelada es del tipo aéreo. A-7 Edelnor 22/7/09 .20 m los cuáles han sido considerados sin restricciones. A-8 Edelnor 22/7/09 .A: Detalle de las evidencias fotográficas presentadas Lámina N°10: Respuesta: No se ha podido ubicar ya que no muestran referencias de ubicación exactas. ANEXO B: B.1 COTIZACIONES DE VEHÍCULOS CAMIONETA 4X4 B-1 Edelnor 22/7/09 . B: Cotizaciones de Vehículos B-2 Edelnor 22/7/09 B: Cotizaciones de Vehículos B.2 CAMIÓN DE 4 TONELADAS B-3 Edelnor 22/7/09 B: Cotizaciones de Vehículos B-4 Edelnor 22/7/09 B: Cotizaciones de Vehículos B.3 CAMIÓN DE 10 TONELADAS B-5 Edelnor 22/7/09 B: Cotizaciones de Vehículos B-6 Edelnor 22/7/09 B: Cotizaciones de Vehículos B-7 Edelnor 22/7/09 . B: Cotizaciones de Vehículos B-8 Edelnor 22/7/09 . 5 TONELADAS (PARA MONTAR EN CAMIÓN) B-9 Edelnor 22/7/09 .B: Cotizaciones de Vehículos B.4 GRÚA DE 2. 5 GRÚA DE 9.5 TONELADAS (PARA MONTAR EN CAMIÓN) B-10 Edelnor 22/7/09 .B: Cotizaciones de Vehículos B. 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 . com Versión: 1. 603 Lima 18 Perú Tel: +511-447 7784 Fax: +511-241 1016 www.paconsulting.0 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 © PA Knowledge Limited 2009 Prepared by: Consorcio PA Consulting Services SACPA Consulting Services SA Calle Bolívar Nº 472 Of. VADBT y VADSED ) 8.4 Factores de economía de escala 8.2 Proceso de Optimización técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica 4.1 Costo Fijo ( CF ) 8.INDICE 1.3 Pérdidas Estándares No Técnicas o Comerciales 5. 6.6 Costos de operación y mantenimiento.1 Costos Estándar de Operación y mantenimiento Técnico 5. i EDELNOR.5 Otros costos de explotación 5. Introducción Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo Balance de Energía y Potencia Valor Nuevo de Reemplazo 4.21/7/09 . 7.4 Costos de administración o apoyo 5. 3. 8. 2. 4.2 Valores Agregados de Distribución ( VADMT.3 Proceso de determinación del VNR de las Inversiones No Eléctricas Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial 5. comerciales y de administración o apoyo de la empresa modelo Pérdidas Estándar de Energía y Potencia Calidad de Servicio Eléctrico Resultados 8.5 Fórmula de reajuste 5.1 Costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución 4.2 Costos de gestión Comercial 5.3 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía 8. Costos estándar de inversión. entidad que también publica los Bases para la ejecución de los estudios. Los TDR establecen que se deben presentar. También se han identificado los costos asociados al diseño y construcción de las obras de distribución. En todos los casos se han considerado los costos directos como los directos correspondientes. la que ha contratado a PA Consulting Services para el desarrollo del Estudio de Costos del VAD correspondiente al SDT 1. de la cual se determinarán los siguientes valores: 1. independientes de su demanda de potencia y energía. tres informes parciales y un informe final. Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía. operación y mantenimiento asociados a la distribución por unidad de potencia suministrada. • 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). INTRODUCCIÓN La LCE y el RLCE del Perú establecen que el Valor Agregado de Distribución (VAD). 2. 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. 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) . • 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 1-1 EDELNOR 21/7/09 . 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. 3.1. de modo de evitar la duplicidad en su inclusión en el VNR adaptado. y 5 (SDT5) por lo que se ha efectuado una asignación de costos en instalaciones a los distintos SDT. Costos asociados al usuario. durante el desarrollo del estudio. perteneciente a la distribuidora Edelnor. componente de las tarifas eléctricas a usuarios finales. debe ser establecido cada cuatro años por el OSINERG. La Ley de Concesiones Eléctricas señala que el Valor Agregado de Distribución (VAD) se basará en una empresa modelo eficiente. supervisa su avance y comunica las observaciones correspondientes a las concesionarias. los cortes y reconexiones y la transmisión. 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. operación y mantenimiento y pérdidas durante el período de análisis. 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. Los valores en dólares se ha determinado utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de diciembre de 2008 de 3. geográficas y urbanísticas existentes y tomando en cuenta las condiciones socioeconómicas existentes en el mercado atendido. • 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). • Todos los costos considerados en el estudio están expresados en moneda del 31 de diciembre de 2008 y no incluyen el IGV. VAD MT. 1-2 EDELNOR 21/7/09 . • 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).1408 nuevos soles por dólar. factores de economía de escala y fórmulas de reajuste).1. Los mismos corresponden a valores del mercado en la zona de operación de la empresa distribuidora. topológicas y de capacidad de los elementos de manera de minimizar los costos conjuntos de inversión. Para ello se han analizado distintas opciones tecnológicas. VAD BT. 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. con las mismas restricciones ambientales. Los valores resultantes para los costos del VAD. pérdidas estándar. Código Nacional de Electricidad. • 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). expresados en dólares a fecha 31 de diciembre de 2008 se presentan en las tablas siguientes. Introducción clientes del mercado no regulado (libres). 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. y Resoluciones Directoriales del MEM entre otras normas vigentes. y tomando en cuenta las restricciones mencionadas. 666 3.535 5.4 565.5 1.1 7.4 518.2 558.8 44.0118 PEBT 1.002 VNR VNR-NOEL TOTAL VNR AVNR COyM AVNR + COyM MW millones US$ millones US$ millones US$ millones US$ / año millones US$ / año millones US$ / año MW VAD MT VAD BT VAD SED 231.7 119.110 CFH 5 272 CFEAP 360 5.3 101.4 VAD US$ / kW-mes 4.123 0.1.1 518.750 1.1030 1-3 EDELNOR 21/7/09 .406 1.2 118.8 7.000 CFECO 264 5.292 1.2 14.7 824.548 CCSP 377 30.2 3.325 15.526 Factores de expansión de pérdidas de energía PEMT 1.2 30.046 4.8 29.1 70.363 929. Introducción CFE Costo Anual Clientes CF miles US$ / año # US$ / cli-año CFS 64 4.9 15.6 234.0 22.500 8. 242 7.503 73. 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 1.57 2.358 81.60 0.764 170. 2-1 EDELNOR 21/7/09 . Factor de carga o de MWh pérdidas 0.472 80.55 0.2.57 70.25 0.50 0.274 13. 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.91 0.90 1.15 1.363. y las pérdidas correspondientes (incluyendo las comerciales) hasta llegar al nivel de MT.274 1.178 2.095.948 0.83 1.48 0.41 0.786.525 190.286.037 5. y la subzonificación resultante.347 118.74 0.823 447.364 24. 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.905 49.96 0.127 11.00 0.470 19. Para efectuar la zonificación del mercado se partió del siguiente balance de energía y potencia de la empresa real.547 0 17.975 246.509 2.541 530. los factores de carga y simultaneidad definidos para cada categoría tarifaria.443 4.991 94.06 0.78 0.98 1.34 Energía Anual Potencia kW Ingreso MT Pérdidas estándar MT Técnicas No Técnicas Ventas MT MT1 TD1 MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP Ingreso BT Pérdidas estándar BT Técnicas No Técnicas Ventas BT BT1 BT2 BT3P BT3FP BT4P BT4FP BT5C BT5 BT5A (<= 20 kW) BT5A (> 20 kW) 870.072 308.58 0.812 65.790 14. se distribuyó toda la demanda sobre el área de concesión de la empresa.552 8. usuario por usuario.58 0.651 0 609.94 0.174 243.268 70.975 13.796 99.568 183.198.398 5.802 641.666 0 3.946 0 2.861 33.058 7.608 996.01 1.70 5.926 52.647 76. Se efectuó además el diseño preliminar del tipo de red correspondiente a cada subzona.268 0.05 0.071 65.199 38.297 467 449 La demanda simultánea en el nivel del ingreso a la red de MT para cada usuario se determinó considerando su consumo anual de energía. Se adoptó un tamaño variable de las áreas unitarias que componen cada zona. Las mismas posibilitaron realizar un estudio en detalle con el objeto de definir la densidad de carga. para lograr que la cobertura de redes eléctricas sea lo más ajustada posible al área efectivamente con mercado.5 >= δ >= 1. De esta manera resulta la siguiente subdivisión: Zona Urbana Alta Densidad . y que los límites de las zonas resultaran lo más homogéneos posible. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo Los mencionados límites son los siguientes: Estos límites de rangos de densidad resultan razonables de acuerdo con nuestra experiencia. Aún así.5 MW/km2. 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.0 >= δ > 2. considerando un límite intermedio de 2. 2-2 EDELNOR 21/7/09 . En el siguiente gráfico se muestran las superficies cubiertas por la demanda de EDELNOR según las diferentes áreas definidas.5 2. 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.1 Urbana Alta Densidad .5 Para determinar la densidad de carga sobre el área en estudio se requirió determinar un área unitaria de cálculo (que denominamos bloque). se efectuó una subzonificación adicional dentro del área Urbana de Alta Densidad.2. Como resultado de la aplicación de los criterios de Subzonificación descriptos se obtuvieron superficies e indicadores para las zonas determinadas.2 Rango de Densidad [ MW / km2 ] 4. identificadas con los colores que se indican. para lo cual se efectuó un procesamiento consistente en subdividir cada área típica en áreas unitarias. tanto desde el punto de vista visual como en lo que respecta a la reparación y mantenimiento de las instalaciones. que inciden directamente en la definición de las tecnologías y el tipo de red a utilizar.2. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo Además de la densidad de carga y con contaminación existen otras características del mercado. 2-3 EDELNOR 21/7/09 . 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. con el objeto de preservar el patrimonio cultural. 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.2. existentes o no.0 m 9. 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 AC ≥ 12. autosoportadas o redes subterráneas dependerán directamente.0 m AC < 8.8 m RED DE BT AUTOSOPORTADA SUBTERRÁNEA 2-4 EDELNOR 21/7/09 . 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 AC ≥ 7. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo Áreas con restricciones a la utilización de redes aéreas La instalación de redes aéreas desnudas. 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.1 m 5. 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 2001.8 m OR AC ≤ 5. En este Informe Final se ha considerado el mismo criterio respecto a las distancias de seguridad entre el conductor y la línea de edificación.2 m > AC ≥ 10. para permitir la implantación de los postes de la red BT y/o MT.0 m 10. este criterio se ha aplicado de una manera conservadora. es decir DMS = 1 metro. Tomando en cuenta estos criterios. debido al ancho total de las vías.0 m > AC ≥ 8. 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. entre otras variables.2 m 12. En este caso se consideran también las distancias mínimas de paso entre el poste y la línea de edificación. resultara imposible la ampliación de las veredas.1 m < AC < 7.0 m RED DE MT CONVENCIONAL CONVENCIONAL EN BANDERA AUTOSOPORTADA AL POSTE AUTOSOPORTADA EN BANDERA SUBTERRÁNEA De la misma manera que lo detallado en el caso de las redes aéreas de MT. considerando solamente las restricciones en los casos en que.0 m > AC ≥ 9. 6 50.9 48.3 47.24 0. Redes subterráneas de MT: cables de aluminio con aislación seca.0 m ) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT  AEREA VS CONVENCIONAL EN BANDERA ( 10.0 m ) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT  AEREA VS AUTOPORTANTE CON MENSULA ( 8.2 m ) TENDIDO DE RED DE MT AEREA  CONVENCIONAL ( AC > 12.0 m < AC < 9. determinadas por el proceso de zonificación: DETALLE UNIDAD MAD sc AD 1 sc AD 2 sc MD sc BD sc MAD cc AD 1 cc AD 2 cc MD cc BD cc SUPERFICE km2 25. 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. 2-5 EDELNOR 21/7/09 • • . y conductor de aluminio desnudo para el resto de las zonas.0 m ) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT  AEREA VS AUTOSOPORTADA ( 9.00 3. aisladores poliméricos.2 m ) km2 1.4 10. Para determinar el diseño preliminar del tipo de red a considerar en cada zona se analizaron y evaluaron las tecnologías y tipos constructivos disponibles. Redes aéreas de MT: postes de concreto. para secciones menores cables de cobre. Redes aéreas de BT: líneas aéreas de BT autosoportadas (o preensambladas) de aluminio montadas en postes de concreto.76 0.0 56. conductor de cobre desnudo en las zonas de alta contaminación salina. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo La siguiente tabla presenta las superficies totales y con restricciones.64 0. utilizando protecciones con relevadores de corrientes de tierra direccionales.04 0.7 26.0 m < AC < 12.7 27.8 ZONAS HISTÓRICAS RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE BT AEREA  VS SUBTERRANEA (5.92 0.0 m < AC < 10.40 0.8 m) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE BT POR  AMBAS VEREDAS  (AC > 12) RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT  AEREA VS SUBTERRANEA  ( AC < 8.1 m < AC < 7.2.00 0.48 0.9 7.8 21. Redes Subterráneas de BT: cables de aluminio con aislación seca para secciones mayores a 70 mm2.05 % 7% 7% 10% 12% 6% 7% 9% 8% % 44% 36% 31% 44% 44% 38% 32% 48% % 10% 13% 15% 10% 8% 11% % 11% 12% 9% 8% 10% 10% % 11% 11% 8% 7% 10% 9% % 20% 19% 20% 23% 21% 21% % 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. • Por su parte se presenta el siguiente diseño preliminar del tipo de red para las zonas con restricciones constructivas a la red MT. Alumbrado Público: postes de concreto. dependiendo su selección de las características del área a servir y de la disponibilidad de espacio en cada caso.1 m: redes subterráneas de BT Vías con ancho mayor o igual a 7.1 m (pasajes peatonales): redes aéreas de BT Vías con ancho menor a 7. Vías con ancho menor a 12. subestaciones compactas a nivel o subterráneas y subestaciones convencionales a nivel o subterráneas). con pastorales metálicos y luminarias con lámparas de vapor de sodio. • • • • • 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.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 12.8 m: redes aéreas de BT convencionales con poste de concreto 2-6 EDELNOR 21/7/09 .2.8 m pero mayor o igual a 5. aprovechando los apoyos de la red aérea de BT.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. Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo • Subestaciones de Distribución: todas las opciones tecnológicas habitualmente utilizadas (plataformas aéreas monoposte o biposte. 418 85.487 Ventas MT MT1 MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP Ingreso BT 2.78 0.34 518.349 58.822 0.802 641.56 0.129 16.399 0 2.861 33.647 76.722 61.90 1.552 8.926 52.01 1.012.472 80.05 0.286.608 996. 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.83 1.59 Pérdidas estándar BT Técnicas No Técnicas 0.487 12.666 3.273.58 0.722 0.058 7.568 183.274 0. 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 ).199 26.174 243.950 42.651 577.91 0.731.127 11.037 5.06 246.00 0.53 0.443 4.071 65.402 2.358 81.94 0.15 1.54 0.846 281.3.177 61.440 0 17.25 0.276 447.58 Ventas BT BT1 BT2 BT3P BT3FP BT4P BT4FP BT5C BT5 BT5A (<= 20 kW) BT5A (> 20 kW) 2.988 1.470 19.812 65.633 12.98 1.764 115.198.60 0. a partir de la información contenida en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo: 3-1 EDELNOR 21/7/09 .50 0.790 14.72 0.56 836. 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.242 7.297 467 449 El cálculo de las Potencias máximas demandadas en los niveles de MT y de BT se presenta a continuación.406 195.796 99. El balance de potencia y energía resultante para la empresa modelo es el siguiente.991 94.74 0.398 5.96 0. Energía Anual MWh Factor carga / FS ó factor de pérdidas Potencia coincidente kW Ingreso MT Pérdidas estándar MT Técnicas No Técnicas 5. 1 577.MWMT Potencia ingresada a la red de BT Pérdias estándar en BT Potencia máxima demandada en BT . Balance de Energía y Potencia Determinación de las Potencias Máximas demandadas en BT y MT Potencia ingresada a la red de MT Pérdias estándar en MT Potencia máxima demandada en MT .4 3-2 EDELNOR 21/7/09 .MWBT 836.0 518.3.5 824.3 59.6 12. 539 5. El valor de los costos de los materiales y equipos fue determinado a partir de la información de los costos de adquisición de Edelnor.6 800. 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). Metrados Red de MT y Equipos Subestaciones MT/BT Red de BT y AP VNR no eléctrico TOTAL VNR km ud km 2. intereses intercalarios.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. 4-1 EDELNOR 21/7/09 .762 Millones US$ 231. incrementados en un 25% por los gastos de administración y margen de ganancia correspondiente al contratista.0 10.2 118. Los costos de mano de obra fueron determinados la información de costos de salarios publicada por CAPECO. ingeniería y recepción y gastos generales.548 15.1 El VNR determinado ha sido el resultado de los siguientes procesos: • • • • 4.1 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 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.2 440. de la misma manera que para los gastos de ingeniería. se determinaron una determinada cantidad de armados relevantes para cada tipo de instalación analizada (red de BT. 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. 4-2 EDELNOR 21/7/09 .4. equipos y recursos. Definidos los costos básicos de materiales. Finalmente los costos de inversión para cada tipo de instalación se definen a partir de la combinación de distintas cantidades de armados básicos. teniéndose en cuenta las tecnologías seleccionadas. stock y almacén. Cada armado contiene la cantidad de materiales y equipos básicos requeridos por el mismo. Valor Nuevo de Reemplazo 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. red de MT. transporte y equipos). y la mano de obra directa y los requerimientos de transporte y grúas para el montaje de esos materiales. es decir 6. mano de obre.79% sobre el costos de obra (materiales.81%. los gastos generales y los intereses intercalarios para los que se adoptó el 20. SED MT/BT y red de AP). Los valores resultantes para las distintas instalaciones se presentan a continuación. 749 20.815 3.941 22.559 2.685 1.exterior Seccionador (sin carga) Unipolar x 3.Cu desnudo 3x50 mm2 .555 2.poste concreto . 15/26 kV.934 3.227 16.586 95.interior Seccionador S/Fusible Bajo Carga tripolar.997 2.autoportante .321 4.815 15.Cable Cu N2XSY 3x1x50 mm2 Red Subterránea MT .182 99.763 29.002 226 127 2.616 86.732 72.940 7.602 18.926 2.821 1.AA desnudo 3x240 mm2 . In = 350 A . con ménsula Rea Aérea MT .379 35.580 38.vertical Red Aérea MT .423 63. US$ / ud.625 1.776 21.926 2.584 103.Cable Al NA2XSY 3x1x400 mm2 Unidad Materiales US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km Stock Mano de Obra Transp.050 4.926 2.290 2.039 41.815 15.232 2. MONOFASICO.poste concreto .894 19.688 10.864 11.522 27.836 31.311 10.931 119.AA desnudo 3x70 mm2 .323 4.311 294 315 457 384 384 314 106 26 39 49 10 753 257 509 133 105 105 63 84 28 35 42 14 280 136 136 3.AA desnudo 3x120 mm2 Red Aérea MT .451 50.815 15.628 45.087 31.087 609 11.999 40.Cable Cu N2XSY 3x1x25 mm2 Red Subterránea MT .194 1.035 25. US$ / ud.539 7.512 27.265 108.568 5.604 4.822 4.398 1. autónomo.026 2.AA 3x120 mm2 + portante.vertical Red Aérea MT .743 1.643 35.139 60. 630A .652 39. 200 A Reconectador tripolar en vacío .554 1.227 35.616 4.poste concreto .poste especial .290 2.451 15.881 73.290 1.836 31.Cu desnudo 3x120 mm2 Red Aérea MT .769 3.360 2.819 48.autoportante .vertical Red Aérea MT .161 31.280 1. con ménsula Rea Aérea MT . 300 KVAR.484 49.427 97.050 6.926 2.poste concreto .290 2.618 15.Cu desnudo 3x70 mm2 .interior Seccionador Bajo Carga tripolar. De tension x 3.308 1.AA desnudo 3x185 mm2 .464 11.poste especial .200 6.154 37.Cable Cu N2XSY 3x1x35 mm2 Red Subterránea MT .290 2.372 29.814 34.290 2.836 31. con ménsula Red Subterránea MT .026 2.836 31.476 5.Cu desnudo 3x35 mm2 .219 3.232 2.827 14.679 22.123 1.AA 3x120 mm2 + portante Rea Aérea MT .015 35.712 3.063 35.319 43.AA desnudo 3x70 mm2 Red Aérea MT . Costo TOTAL 18.260 40.347 1.926 3. 1015 KV.486 2.926 2.481 22. EXTERIOR BANCO DE CONDENSADORES FIJO.poste concreto .poste concreto .842 35.930 31.820 17.162 4-3 EDELNOR 21/7/09 .517 1.203 6.159 149.poste concreto . US$ / ud.721 102. Banco de reg.290 1.178 52.autoportante .Cable Cu N2XSY 3x1x120 mm2 Red Subterránea MT .062 30.189 31.poste especial .142 6. y Gen.152 7.Cable Al NA2XSY 3x1x70 mm2 Red Subterránea MT .393 16.836 31.vertical Red Aérea MT . monofásico.073 10.815 15.586 46.317 21.858 2.poste concreto .839 4.poste especial .451 15. Unipolar x 3.658 5.252 34. US$ / ud.836 2.853 180.926 2. tripolar.894 40.579 7.1 Red MT Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Red Aérea MT .autoportante .573 1.vertical Rea Aérea MT .926 2.769 9.990 2.449 2.540 19.918 2.909 2.191 9.484 8.654 45.290 2.524 60.372 80.216 33.209 20. 630A .Cable Cu N2XSY 3x1x240 mm2 Red Subterránea MT .290 2.vertical Red Aérea MT .434 9.926 2.Cable Al NA2XSY 3x1x240 mm2 Red Subterránea MT . De Instal.281 2.003 32.475 1.996 6.Cu desnudo 3x120 mm2 .024 29.009 5.926 2. Valor Nuevo de Reemplazo 4. US$ / ud.autoportante .306 5.777 56.568 46.290 2.324 19.664 90.926 2.AA 3x50 mm2 + portante.060 33.125 17.107 Gastos Ind.499 88.588 Gastos Ind.314 51.524 28. 10KV.235 31. In = 350 A .767 2.237 2.339 28.290 2.Cu desnudo 3x50 mm2 Red Aérea MT .926 2.230 1. con ménsula Rea Aérea MT .333 41.041 1.AA 3x70 mm2 + portante.Cu desnudo 3x25 mm2 Red Aérea MT .592 12.poste especial .806 5.694 31.742 28.649 2.855 6.282 2. In = 200 A.303 23.2 Equipos de Protección y Maniobra MT Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Unidad Materiales Stock Mano de Obra Transp.836 31.795 1.967 43.858 2.815 15.767 2.815 15.290 2.291 37.254 2.161 29.345 245 11.593 35.081 7.823 1.control electrónco Pararrayos x 3.poste especial .822 28.823 1.068 93.244 81. Costo de Obra 15.475 59. 630A .463 1. US$ / ud.404 25.960 5.1.488 18.922 6.poste especial .vertical Red Aérea MT .926 2.vertical Red Aérea MT . 10KV.497 3.926 2.767 2. 1015 KV.750 Interruptor de vacío.290 2.087 31. MONOFASICO.autoportante .302 3.poste concreto .135 131. 13.098 38.050 4.926 2.472 22.AA desnudo 3x185 mm2 Red Aérea MT .AA desnudo 3x120 mm2 .111 1. INTERIOR US$ / ud.685 25.767 2.autoportante .219 3.257 38.901 84.AA 3x35 mm2 + portante. US$ / ud.600 48. y Equip.autoportante . y Equip.AA desnudo 3x50 mm2 Red Aérea MT . Costo de Obra 16. 10 kV interior Seccionador Fusible Bajo Carga Tripolar.Cable Cu N2XSY 3x1x70 mm2 Red Subterránea MT . US$ / ud.221 4.628 953 451 323 124 295 66 34 713 74 3.130 34.313 736 13.080 48.vertical Red Aérea MT .vertical Red Aérea MT .471 98.962 113.849 2.Cu desnudo 3x70 mm2 Red Aérea MT .600 A . Incl.290 2.290 2. y Gen.283 27.164 49.049 26. 300 KVAR. US$ / ud.poste especial .007 3.poste especial .poste especial .528 1.335 967 501 10.026 2.Cable Al NA2XSY 3x1x150 mm2 Red Subterránea MT .481 5.055 16.290 2.Cu desnudo 3x35 mm2 Red Aérea MT .623 2.711 4.AA 3x35 mm2 + portante Rea Aérea MT .010 1.AA desnudo 3x50 mm2 .026 2.289 58. 10Kv.poste concreto .078 57.794 67.AA 3x50 mm2 + portante Rea Aérea MT .924 15.4.exterior Seccionador Fusible (CUT-OUT). Costo TOTAL 20. US$ / ud.290 2.120 2.330 55.495 1.interior Seccionador unipolar x 3.709 2.AA desnudo 3x240 mm2 Red Aérea MT .833 4.703 2.663 109.711 10.Cu desnudo 3x25 mm2 .517 30.970 6.979 5.836 31.968 17. Acces.157 30.444 24. 15 kV.951 26.628 4.070 1.691 6.559 24.068 6. US$ / ud.221 42.002 55. In=400/630 A.523 22.815 15.337 7. Control electronico BANCO DE CONDENSADORES FIJO.175 740 805 962 1.AA 3x70 mm2 + portante Rea Aérea MT .819 17.609 3.745 42.828 33.849 20.1.155 483 1.926 2. 122 8.834 22. Stock Mano de Obra Transp.905 3.825 19.100 kVA SED Compacta .328 32. US$ / ud.398 42.573 1. US$ / ud.637 961 1. y Equip.673 19.833 10.838 12.283 1.485 26.Pedestal .Bóveda .082 1. US$ / ud.010 5.116 1.919 51.Bóveda .018 4.814 23.042 3.400 kVA SED Compacta .250 kVA SED Compacta .419 26.103 4-4 EDELNOR 21/7/09 .621 5. Costo TOTAL 5.637 1.451 7.682 1.630 8.654 13.033 6.167 5.630 6.296 49.297 3.890 3. US$ / ud.532 25.576 7.724 12. US$ / ud.847 9.160 kVA SED Compacta . US$ / ud. US$ / ud.858 17.573 1.965 26.679 18.359 17.Pedestal .165 5.076 1.100 kVA SED Compacta .082 1.395 13.951 18.487 48.161 22.599 5. US$ / ud.808 16.631 15.160 kVA SED Compacta .637 1.630 kVA SED Compacta .227 7.477 5.811 14.637 20.682 1.534 3.178 39.345 17.313 26.009 31. US$ / ud.905 3.618 1.021 1.119 47.627 9.3 Subestaciones MTBT Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica SED Monoposte 15 kVA SED Monoposte 25 kVA SED Monoposte 37 kVA SED Monoposte 50 kVA SED Monoposte 75 kVA SED Biposte 50 kVA SED Biposte 100 kVA SED Biposte 160 kVA SED Biposte 250 kVA SED Biposte 400 kVA SED Biposte 630 kVA SED Compacta .992 11.199 5.597 Gastos Ind. US$ / ud.968 8.187 3.142 1.905 3. US$ / ud.168 12.1.859 18. US$ / ud.368 2.320 58.795 30.771 18.018 32.297 3.043 3.974 6.013 2. US$ / ud.021 32.Pedestal . US$ / ud. US$ / ud.264 4. US$ / ud.476 227 227 227 227 227 272 287 287 287 287 287 1.374 1.636 15.Pedestal .811 6.674 40. US$ / ud.662 2.630 kVA SED Convencional a Nivel 50 kVA SED Convencional a Nivel 100 kVA SED Convencional a Nivel 160 kVA SED Convencional a Nivel 250 kVA SED Convencional a Nivel 400 kVA SED Convencional a Nivel 630 kVA SED Convencional a Nivel 2 x 400 kVA (800 kVA) SED Convencional a Nivel 2 x 630 kVA (1260 kVA) SED Convencional Subterránea 50 kVA SED Convencional Subterránea 100 kVA SED Convencional Subterránea 160 kVA SED Convencional Subterránea 250 kVA SED Convencional Subterránea 400 kVA SED Convencional Subterránea 630 kVA Unidad Materiales US$ / ud. US$ / ud.843 7.118 19.531 14.Pedestal .288 10.701 21.232 19.854 26.029 1.216 8.504 25.Pedestal .400 kVA SED Compacta .577 2.989 22.485 7.843 5.266 43.314 7.122 8.901 9. US$ / ud. US$ / ud.399 32. US$ / ud.Bóveda .821 2.122 8. US$ / ud.522 14.972 16.163 35.773 13.642 36.107 8.259 7. US$ / ud.082 1.369 6.082 1.552 2.302 14.249 1.656 6.898 8.373 13.416 1.819 12. US$ / ud. US$ / ud.058 1.682 1.075 47.176 22. US$ / ud.047 35.103 7.076 1.4.637 1.313 1.905 6.Bóveda .821 35.592 8.896 3.108 1.682 3.516 6.155 20.299 3.060 14.327 42.720 59.051 38.269 1. Costo de Obra 4.663 1.393 34.122 230 230 230 230 230 315 334 334 334 334 334 333 333 333 333 333 333 792 792 792 792 792 792 1.018 33.929 15.242 1. US$ / ud.701 3.747 29.235 41.076 1.250 kVA SED Compacta .798 2.841 38.949 5.362 6.531 29. US$ / ud.087 2. y Gen.076 1.387 5.082 1. US$ / ud.50 kVA SED Compacta .292 46.905 3.474 86.172 71. Valor Nuevo de Reemplazo 4.315 kVA SED Compacta .076 1. US$ / ud.Bóveda . US$ / ud.637 1.347 26.008 1.328 21.582 4.122 14.880 24.682 1.533 24.920 30.082 1.288 59.558 1.533 1.156 22.682 1.899 4. US$ / ud.456 71.582 6. US$ / ud. US$ / ud.328 41.122 8.556 633 730 853 1.556 30.Bóveda .250 4.186 14.362 266 313 354 352 405 365 470 666 894 961 1. US$ / ud.724 1. US$ / ud.351 843 921 1. 700 12.796 13.730 28.166 144.632 1.277 12.195 18.400 12.525 20.509 16.573 12.889 23.POSTES FE) Red Aérea BT .Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 Red Subterránea BT .635 13.364 8.218 28.985 25.Cable Cu NYY 3x1x50 mm2 Red Subterránea BT .026 43.129 88. Valor Nuevo de Reemplazo 4.270 24.344 29.810 13.155 Gastos Ind.615 77.592 130.730 2.873 42.207 7.678 67.466 1.818 69.autoportante de aluminio 3x95 mm2 + portante Red Aérea BT .344 29.058 9.Cable Cu NYY 3x1x240 mm2 Red Subterránea BT .641 28.344 29. Obra y Equip.466 1.4.Cable Cu NYY 3x1x185 mm2 Red Subterránea BT .508 4.040 2.685 2.810 13.436 6.301 1.344 29.689 1.455 3.209 4-5 EDELNOR 21/7/09 .087 37.037 1.466 1.POSTES FE) Red Aérea BT .1.619 17.880 36.666 35.344 29.170 20.825 13. y Gen.211 6.Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 Red Subterránea BT .466 1.autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante (ESPECIAL .110 6.649 73.670 29.730 2.351 18.344 29.088 548 617 661 836 879 1.045 74.770 29.344 29.810 13. Costo TOTAL 14.897 126.340 37.autoportante de aluminio 3x95 mm2 + portante (ESPECIAL .810 13.625 2.629 118. Costo de Obra 11.908 15.autoportante de aluminio 3x50 mm2 + portante Red Aérea BT .930 3.235 18.412 22.396 38.562 65.867 16.344 29.750 20.625 2.862 11.472 1.635 13.548 41.670 28.237 1.344 29.597 16.autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante Red Aérea BT .913 1.Cable Al 3x1x120 mm2 Red Subterránea BT .044 9.autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante(ESPECIAL .POSTES FE) Red Subterránea BT .180 107.238 72.635 13.959 31.922 1.autoportante de aluminio 3x70 mm2 + portante Red Aérea BT .007 13.000 25.244 1.665 59.518 60.020 51.autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante Red Aérea BT .Cable Al 3x1x400 mm2 Unidad Materiales US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km Stock Mano de Transp.Cable Cu NYY 3x1x300 mm2 Red Subterránea BT .810 13.666 61.644 28.687 45.040 2.936 1.autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante Red Aérea BT .123 852 1.396 174.089 89.227 23.883 3.104 98.810 13.670 28.670 84.230 30.556 15.406 1.Cable Cu NYY 3x1x25 mm2 Red Subterránea BT .Cable Cu NYY 3x1x120 mm2 Red Subterránea BT .511 75.913 13.850 31.632 1.autoportante de aluminio 3x70 mm2 + portante (ESPECIAL .810 13.742 74.909 2.076 12.POSTES FE) Red Aérea BT .829 12.344 1.040 2.POSTES FE) Red Aérea BT .040 2.746 1.480 15.810 13.203 73.074 20.686 62.852 14.635 7.796 1.720 95.autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante (ESPECIAL .796 1.Cable Cu NYY 3x1x150 mm2 Red Subterránea BT .645 61.816 55.730 2.182 1.810 13.459 2.128 5.702 1.810 13.936 2.810 2.759 88.289 15.301 1.293 6.432 26.329 152.913 34.040 17.344 29.Cable AL 3x1x240 mm2 Red Subterránea BT .347 7.806 28.autoportante de aluminio 3x50 mm2 + portante (ESPECIAL .595 4.4 Red de BT Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Red Aérea BT .965 2.294 19.168 12.633 1.POSTES FE) Red Aérea BT .284 107.Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 Red Subterránea BT .876 30.106 1.796 1.568 78.Cable Al 3x1x70 mm2 Red Subterránea BT . 689 10.862 156 237 277 252 126 166 86 72 105 90 63 9.839 7.253 2.Autoportante Al 3x25 mm2+portante .sobre poste SP Red Subterránea AP .sobre poste AP Red Aérea AP .323 4.090 2.en zanja BT .392 29.851 11.451 6.Na Luminaria con Lámpara vap. y Gen.5 m vap.335 74.481 4.sobre poste AP Red Aérea AP .912 29.924 6.632 1.Autoportante Al 2x16 mm2+portante .en zanja BT .901 1.703 27.456 8.995 10.Na 400 W Pastorales acero: 1-3 m vap.481 3.418 9.256 51.712 13.753 7.5-1.3-3.678 13.748 2.632 1.349 28.374 5.704 37.294 21.899 12.242 29.796 1.936 1.Autoportante Al 3x70 mm2+portante .Autoportante Al 2x16 mm2+portante .421 18.254 9. Na 400 W Poste de concreto 7 m Poste de concreto 9 m Poste de concreto 13 m Poste de concreto 15 m Poste metálico 7 m Poste metálico 11 m Poste metálico 13 m Poste metálico 15 m Poste metálico 22 m Poste metálico 25 m Poste metálico 28 m Unidad Materiales US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km Stock Mano de Transp.472 18.746 61.sobre poste AP (ESPECIAL .628 5.013 41.233 28.POSTES FE) Red Aérea AP .481 4.Autoportante Al 2x25 mm2+portante .619 8.301 1.288 5.613 1.314 6.094 3.921 5.132 1.944 177 265 308 282 147 189 104 89 124 109 79 10.143 63.231 11.840 29.sobre poste SP Red Aérea AP .936 1.730 2.148 11. Na 50 W Luminaria con Lámpara vap.4 m vap.871 2.POSTES FE) Red Aérea AP .980 7.590 12.076 6.Cable AL NA2XY 3-1x16 mm2 Red Subterránea AP .478 1.743 6.160 6.936 1.POSTES FE) Red Aérea AP .Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 Red Subterránea AP .Cable AL NA2XY 3-1x70 mm2 Red Aérea AP .Autoportante Al 3x25 mm2+portante .sobre poste AP Red Aérea AP .625 2.631 37 55 64 59 31 39 22 18 26 23 17 2.301 1.308 127 148 217 435 103 119 188 267 377 769 1.277 7.415 1.757 65.en zanja BT .600 33.Autoportante Al 2x16 mm2+portante .262 6.632 1.Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 Red Subterránea AP .Cable AL N2XY 3-1x10 mm2 Red Subterránea AP .760 3.Cable AL N2XY 3-1x70 mm2 Control de encendido de red AP Pastorales acero: 1.Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 Red Subterránea AP .911 11.816 76 80 98 126 269 635 224 297 525 579 523 822 1.301 1.490 34.Na Corona metálica de 8 reflectores con 2 x 400 W vap.366 6.Cable AL NA2XY 3-1x10 mm2 Red Subterránea AP .616 4.575 214 320 372 340 178 229 126 107 150 131 96 12.sobre poste SP Red Aérea AP .688 24.486 62.Na 70 W Corona metálica de 10 reflectores con 2 x 400 W vap.4 m vap.584 617 617 617 721 617 617 3.583 5.939 15.534 11.439 101 150 335 465 486 555 774 440 456 1.135 2.625 2.160 1.642 34.861 7.936 2.004 13.632 1.sobre poste AP Red Aérea AP . Costo TOTAL 3.004 13.993 3.466 1. Na 70 W Luminaria con Lámpara vap.Na 70 W Pastorales concreto: 0.378 23.004 13.309 660 29.sobre poste AP (ESPECIAL .678 13.en zanja BT .094 52.768 88.sobre poste SP Red Aérea AP .sobre poste AP (ESPECIAL .421 808 29.301 1.311 1.Na 70 W Pastorales acero: 1.156 3.625 377 377 377 541 377 377 682 682 682 682 857 682 682 857 1.567 1.Na 150 W Pastorales acero: 1.Autoportante Al 3x16 mm2+portante .938 7.Autoportante Al 3x35 mm2+portante .625 2.Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 Red Subterránea AP .421 849 29.Na 400 W Pastorales acero: 1.137 10.272 10.108 2.190 6.Autoportante Al 3x16 mm2+portante .Autoportante Al 3x35 mm2+portante .921 23.3-3.040 1.718 1.481 3.471 63 66 82 104 223 526 186 246 435 480 433 681 1.853 2.156 1.869 15. Na 250 W Luminaria con Lámpara vap.049 10.480 2.113 14.610 47 51 65 87 197 481 90 146 304 346 361 593 972 1.073 16.460 6.en zanja BT .180 3.Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 Red Subterránea AP .147 11.9 m vap.POSTES FE) Red Aérea AP .254 10.401 8.899 73.141 5.356 2.393 1.996 6.421 740 29.608 2.188 2.168 19.559 30.490 6.421 1.482 3.Na 250 W Pastorales acero: 3.Na Corona metálica de 8 reflectores con 2 x 250 W vap.511 1.936 2.Cable AL N2XY 3-1x16 mm2 Red Subterránea AP .592 1.en zanja BT .4.145 6.547 9.108 8.105 63.Autoportante Al 2x25 mm2+portante .1.5 m vap.55 m vap.227 27.106 Gastos Ind.150 3.Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 Red Subterránea AP .POSTES FE) Red Subterránea AP .sobre poste AP Red Aérea AP .524 10.Na 400 W Pastorales acero: 3.351 10.195 55.370 7.481 3.Na 250 W Pastorales acero: 0.836 35.859 12.5-1.230 10.552 35.Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 Red Subterránea AP .Autoportante Al 3x70 mm2+portante .301 1.255 67.316 9.376 1. Na 400 W Refelctor con Lámpara vap.sobre poste AP Red Aérea AP .523 10.004 13.086 1.sobre poste AP (ESPECIAL .596 573 29.sobre poste AP (ESPECIAL .sobre poste SP Red Aérea AP .345 13 14 17 22 46 109 39 51 90 100 90 141 226 302 1.682 1.303 35.Autoportante Al 3x35 mm2+portante .Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 Red Subterránea AP .589 10.014 5.POSTES FE) Red Aérea AP .596 11 16 19 17 9 11 6 5 7 6 4 632 496 383 382 3 3 4 6 13 33 6 10 21 24 25 40 66 89 416 562 702 10 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 126 126 126 126 5 5 5 5 5 5 25 25 25 25 25 25 25 25 50 50 50 0 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 353 353 353 353 7 7 7 7 7 7 65 65 85 85 22 22 22 22 45 45 45 4-6 EDELNOR 21/7/09 .421 1. Valor Nuevo de Reemplazo 4.5 m vap.Autoportante Al 3x16 mm2+portante .318 6.736 2.111 8.Autoportante Al 2x25 mm2+portante .257 2.070 8.55 m vap.087 12.349 1.783 54.481 3.Autoportante Al 3x25 mm2+portante .046 67.646 10.227 29.421 623 29.407 12.735 1.sobre poste SP Red Aérea AP .004 13.698 10.023 55.625 2.en zanja BT .004 13.682 542 595 1.Autoportante Al 3x70 mm2+portante .856 11.Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 Red Subterránea AP .133 8. Costo de Obra 2.416 52.016 23.632 622 691 915 1.194 1.879 12. Obra y Equip.Na 150 W Pastorales acero: 0.en zanja BT .245 12.sobre poste AP (ESPECIAL .698 23.772 3.387 8.822 7.9 m vap.764 13.Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 Red Subterránea AP .974 11. Na 150 W Luminaria con Lámpara vap.5 Instalaciones de AP Costos de Inversión en US$ Descripción de la Instalación típica Red Aérea AP .209 4.Na Corona metálica de 6 reflectores con 2 x 400 W vap. 4.1 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. las SED MT/BT y las redes de MT en forma conjunta para cada zona típica establecida en la zonificación del mercado. que se varían en forma discreta. 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. el de operación y mantenimiento. El modelo optimiza el diseña y la configuración las redes de BT. el de pérdidas. Para efectuar la optimización del sistema de distribución se ha requerido también diseñar el sistema óptimo de Alumbrado Público.4. se consideró la siguiente información de base: • Resultados de la zonificación del mercado. Valor Nuevo de Reemplazo 4. 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. incluyendo además la definición del módulo de las Subestaciones de Distribución. y se verifica en todas las alternativas evaluadas el cumplimiento de la calidad de servicio acorde con las exigencias regulatorias.2 PROCESO DE OPTIMIZACIÓN TÉCNICA Y INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ECONÓMICA DE LAS Para la optimización técnico económica de las instalaciones del sistema eléctrico modelo. dentro de rangos de razonabilidad. 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. radial con derivaciones) − Topología de la red BT (en anillo. El costo total evaluado comprende el costo de inversión. seleccionando la alternativa de mínimo costo que cumpla con las condiciones de calidad de servicio y de producto establecidas por la formativa vigente. ya que los resultados obtenidos (demanda de las luminarias y su distribución) sirven como dato para el diseño óptimo de la red de distribución. radial con derivaciones) − Cantidad de cierres en la red de MT 4-7 EDELNOR 21/7/09 . para que el modelo calcule todos los costos y las calidades de servicio resultantes y seleccione la óptima.2. 4.4. instalaciones de AP). 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. SED MT/BT. es decir la determinación de la cantidad.2. • Consideraciones geométricas de la instalación en las vías de alumbrado Público.2 Dimensionamiento de las instalaciones de Alumbrado Público La optimización de las instalaciones de Alumbrado Público. perfiles típicos de las vías. 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. plazas parques y plazuelas. se ha efectuado para todos los perfiles de vías y parques típicos informados por Edelnor. troncales. longitudes de vías por tipo de alumbrado. las pérdidas correspondientes a cada etapa de la red y los índices de calidad de servicio resultantes. Valor Nuevo de Reemplazo − 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.3 Resultados obtenidos Los resultados obtenidos de la aplicación del modelo a las distintas zonas típicas establecidas se presentan en la siguiente tabla. derivaciones) evaluando todas las posibilidades disponibles (aéreas de distintos tipos y subterráneas) que cumplan con las restricciones existentes en esa zona de análisis. • Consideraciones Técnicas. 4.2. áreas destinadas a parques plazas y plazuelas y equipos e instalaciones seleccionados en el estudio de tecnologías. intersecciones de vías importantes. 4-8 EDELNOR 21/7/09 . El modelo arroja como resultados la cantidad de instalaciones optimizadas para cada área típica (red BT de SP y AP. 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. la potencia y la disposición de las luminarias de mínimo costo que permiten satisfacer los requisitos de la norma de alumbrado vigente. La determinación del sistema óptimo considera las condiciones de una instalación real evaluada de acuerdo al tipo de Iluminación de la Vía. Valor Nuevo de Reemplazo Costos miles unitario US$ promedi 39.549 179.006 21.011 47.122 4.678 11.734 47.047 3.527 1.018 47.864 13.635 34.877 127 214 Total red aérea Red subterránea Servicio particular Alumbrado público Luminarias Equipos de control AP Postes AP km km unidad unidad unidad 132. etc. la cantidad de clientes.233 91 2.017 3.559 143 214 463 Total red subterránea Total BT Inversiones No Eléctricas INE asignadas a MT INE asignadas a BT 307.773 9.015 1.119 7. Además se han considerado como activos propiedad de la empresa las herramientas.877 Total MT Subestaciones de Distribución Monoposte Biposte Convencional Compacta pedestal Compacta bóveda Seccionamiento unidad unidad unidad unidad unidad unidad 231.259 11.530 Total INE 10.996 79.650 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 800.4. los equipos e instrumentos requeridos para la ejecución de las tareas de campo y laboratorio y los equipos de radio del personal de campo.580 144.302 1.885 82.3 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.166 5.002 104.188 12.701 911 16.333 21.767 Sistema de Distribución Eléctrica Lima Norte Media Tensión Red aérea Red subterránea Equipos de protección y seccionamiento (P& Unidad Metrado VNR km km unidad 1.422 5.890 440.907 1.207 19.065 4.715 7. 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.111 90.509 22.164 1.915 28. Esta empresa se ha considerado con parte de los vehículos necesarios para su funcionamiento propios.255 87.780 230.198 Total SE Baja tensión Red aérea Servicio particular Alumbrado público Luminarias Equipos de control AP km km unidad unidad 118.795 238 41.375 4.127 2.493 647 661 27. y arrendando el resto de los vehículos requeridos.182 23. 4-9 EDELNOR 21/7/09 . maestranza.000 483. Los item considerados son los siguientes: • • • • Vehículos de transporte y carga Equipos de almacén. Valor Nuevo de Reemplazo Los precios unitarios se han adoptado a partir de los característicos de estos bienes en el mercado considerado distintas empresas de distribución latinoamericanas.625 4-10 EDELNOR 21/7/09 .000 30.000 4. equipos y estructuras Equipos móviles Télefonos.387.649. Empresa Modelo Costo Cantidad unitario US$ / ud Vehículos de transporte y carga Automóviles Camiones Camionetas Motocicletas Costo total US$ 14 5 3 5 2 39.667.000 Equipos de almacén.494 1.988 1. medición y control Equipos e instalaciones de comunicación Equipos y muebles de oficina El valor resultante se presenta en la siguiente tabla.505 249 511 5 600 150 4.000 896.500 6.000 600 3.988.900 TOTAL 10.955 6.575 4.893.000 396.000 142.570 4.400 2. maestranza. modem y fax 933.medición y control Equipos de medición y laboratorio Herramientas 4.400 76.000 50.400 Equipos e instalaciones de comunicación Enlaces.4.615 200 60 1.525 149.884.650 Equipos y muebles de oficina Oficinas Bodegas 11.750 185.900 991.482 2.250 150. y cuidando de mantener las cadenas de valor agregado.161 6.623 10. pertenecientes a una empresa distribuidora operando en forma eficiente.468 millones de dólares.529 380 8.609 2.41 resultarían trasladables al VAD de acuerdo a lo indicado en la siguiente tabla: Costos Explotación Empresa Modelo miles de US$ / año Distribución Comercial Administración actividades VAD Total costos actividades VAD Transmisión Otras Zonales Conexiones y Medidores Cortes y Reconexiones Nuevos Negocios Inversiones Administración otras actividdades Total costos otras actividades Personal 5.588 6.372 769 2.992 5.398 4. se estructuran las unidades con las que se conformará la organización ideal.716 13.761 54.343 35.885 1.411 3. edificios. y la estructura correspondiente. los que se valorizaron según una encuesta de remuneraciones efectuada entre empresas del sector de servicios públicos en el Perú.5.625 10.222 1. técnicos y de apoyo como así también toda la infraestructura necesaria (terrenos.889 Costo Capital de Trabajo 2. de manera de lograr la validación final de los costos a transferir.196 Aportes Organis. COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO TÉCNICO Y GESTIÓN COMERCIAL La optimización de los Costos de Explotación.099 1.952 21. La organización propuesta para se dividió en 10 niveles salariales. La empresa modelo resultó en una dotación de 511 personas con un costo total de explotación de 75. comerciales y administrativos. considerando los aspectos comerciales.655 1. El modelo se desarrolla a partir de la definición de los procesos en torno a los cuales se desarrolla el negocio de distribución eléctrica. y los Costos Indirectos (o Gastos de Administración.054 Total costos Empresa Modelo 18.062 16.980 1. de los cuales 54.809 98 79 143 166 4. y costos unitarios optimizados. A partir de estos procesos. Este diseño se desarrolla mediante un modelo único donde se dimensionan todas las actividades.). y cumpliendo con las normas técnicas.224 1. Es decir que del modelo se obtienen como resultado los valores optimizados de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico.683 1.688 2.722 25.416 4. La organización de la empresa modelo ha sido diseñada para efectuar las mismas actividades y funciones que la distribuidora.889 534 625 2.126 2.321 1. que representan adecuadamente las bandas de remuneraciones de una empresa de estas características.154 TOTAL 4.889 237 2.454 Servicios 11. los Costos de Operación Comercial (o de Gestión Comercial de los Clientes). de la empresa modelo se efectuó mediante el diseño de una Empresa Modelo Teórica operando en el país con instalaciones.087 529 200 185 550 2. vehículos. o de la Estructura de Apoyo).033 Materiales 6.659 12.287 75.464 5-1 EDELNOR 21/7/09 . etc. equipamiento.108 1.506 2.450 3. de calidad de servicio y regulatorias vigentes.795 1. técnicos. Regulador 4.746 4.154 133 237 133 31. Para cada una de las actividades identificadas. Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas técnicas. 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. acciones de terceros. 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. las cadenas de valor agregado.). Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial 5. 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. 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). 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. Las fuentes utilizadas fueron las siguientes: • Materiales de explotación: costos de mercado de los materiales. etc. en lo posible. 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. A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación.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. se determinaron los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada unidad de operación y mantenimiento definida. 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.5. siendo una de sus funciones principales la de efectuar la operación y el mantenimiento de las instalaciones. 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 5-2 EDELNOR 21/7/09 . 7 129.650.1 190.5 4.9 868.602.5 82.1 1.4 75.2 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL En el caso de los costos comerciales de la Empresa Modelo.0 545.3 248.858.487.2 [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] 268.7 179.2 55.391.0 1.520. Se han desagregado los valores correspondientes a la operación y mantenimiento de las Subestaciones de Distribución.3 283. ajustados 5-3 EDELNOR 21/7/09 .3 12.3 114.1 230. necesarios para el cálculo del VAD SED. para una muestra de empresas grandes de servicios.340.7 2.5 825.0 177.8 166.6 1.7 5.7 142.4 26.1 193.9 2.431.7 28.047.4 122.1 1.9 93.7 249.5 348. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial − 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 2008.0 2.7 142. Estos requerimientos se basaron en ratios obtenidos de procesos de optimización efectuados en diferentes empresas distribuidoras eléctricas de Latinoamérica.5 1.611.5 82. y se definieron requerimientos típicos de recursos (básicamente personal) para la ejecución de las mencionadas tareas.Empresa Modelo Operación Red de AT Operación Red de MT Operación Red de BT Mantenimiento SSEE y Red de AT Mantenimiento Red de MT Mantenimiento CT MT/BT y Red BT Mantenimiento AP Ingeniería y Construcción SSEE y Red de AT Ingeniería y Construcción Red de MT Ingeniería y Construcción CT MT/BT y Red de BT Ingeniería y Construcción AP Inspección de Obras Calidad de Servicio y Producto Fiscalización técnica Fiscalización de inversiones Normalización y Planificación del Sistema Total Distribución Operación SED Mantenimiento SED Calidad de Servicio y Producto Fiscalización técnica Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] Remuner.6 347.7 36.2 7.7 580.0 101. Sup.585.1 TOTAL 458.2 5. es decir se partió de la identificación de todas las actividades comerciales necesarias para el funcionamiento de una empresa distribuidora de energía eléctrica.7 1.2 751.5 225.2 3.955. se ha seleccionado el valor de salarios correspondiente al quartil superior (25% superior) de los resultados de la encuesta. 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.1 673.5 379.3 298.4 518.3 186.6 10.4 14.8 1.0 647.7 478.2 111.6 466.0 3.962.0 278.0 35.7 24.7 256.1 59.4 Servicios y gastos 226.2 142.5 1.3 547.6 485.0 18.2 7.7 129.9 142.3 825.967.7 670.4 607.5.232.7 2.4 36.007.347. Los valores resultantes para los costos de las distintas actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones son los siguientes.7 4.5 6.6 973.410.8 166. Directas 144.0 113.9 841.8 65.0 101.0 224.3 3.1 59.4 122.657.0 442.7 122.STD 1 . 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.0 1.0 523.1 230.3 Materiales 11.7 1.6 13.9 3.585.0 647.5 3.5 580.1 38.182.4 108.989.7 801.364.7 Remun.7 249. Directa 76. GESTION TECNICA .6 842.092. A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación. atención de grandes clientes. el número de reclamos anuales. Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (calidad de servicio comercial. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial en los casos en que resultó necesario. etc. De la misma manera que en el caso de las actividades de OyM. se determinan los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada actividad comercial definida. considerando las distintas etapas de la gestión de cobranza (intimaciones. Al igual que en el caso de las actividades de OyM. rehabilitaciones. suspensiones. 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. compras de energía y tarifas. 5-4 EDELNOR 21/7/09 . Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas comerciales. 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. a las características propias del mercado y de la regulación vigente en Lima. y tomando como objetivo el nivel de pérdidas comerciales estándar según se describe en el capítulo 3 de este informe.5.) • Control de pérdidas comerciales (recuperación de energía): a partir del análisis de las pérdidas comerciales y las experiencias sobre el comportamiento de los consumidores. 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.) se han considerado diferentes cost-driver como por ejemplo la cantidad total de clientes. etc. 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. 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. y otros. en lo posible. 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. las cadenas de valor agregado. que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades. 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. de acuerdo a lo que se señala a continuación: • Actividades comerciales básicas (lectura de medidores. 7 42.5 813. Directas 384.6 20.8 76.2 125. reconexiones y extrajudicial MD Suspensiones.0 209.0 296.0 286.4 1.0 0.0 0.464.332. Teniendo en cuenta que las pérdidas técnicas en BT.7 48.4 25.5 228.3 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.3 358.5 1.1 0.4 1.7 22.5 1.9 1. reconexiones y extrajudicial GD Detección.0 0.409.3 103.5 214.809.0 0.554.85 % de la energía ingresada en la etapa de BT para el año base.0 0.7 238.9 904.306.3 880. reparación y reemplazo de acometidas y medidores.3 1.1 85.263.7 2.8 207.0 59.2 134.9 0.0 130. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Los valores resultantes para los costos de las distintas actividades gestión comercial son los siguientes.8 55.2 1.8 108.1 94.1 20.8 1.2 0.0 0.126.2 6.8 96.327.9 161.6 179.0 130.8 2. Directa 755.449.4 39.2 1.0 1.466.9 0. en este caso el 3.0 30.7 2. y la cantidad de acciones de inspección.0 18.5 337.8 0. según se muestra en la siguiente tabla.992. normalizaciones y medidores GD Compras de Energía Tarifas y regulación Total Comercial [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m $ / año ] Remuner. Sup.0 16.8 2.0 TOTAL 2.3 6.6 0.7 49.1 Remun.0 0.234.3 97.0 1.3 Materiales 159.1 1.1 1. reconexiones y extrajudicial PD Suspensiones.0 85.1 11.5 1.0 32.7 5.9 58.0 863. normalizaciones y medidores PD Inspecciones.447.0 167. Este valor de pérdidas comerciales “eficientes” representa un 2. notificación.6 190.945.1 556.3 Servicios y gastos 964.4 104.5 2.234.0 0.1 75. gestión y verificación morosos Suspensiones.STD 1 .4 48.0 439.472.4 36.8 221.219.8 3. planificación y apoyo a recup.9 419.Empresa Modelo Atención Clientes en Oficinas Call Center Atención Grandes Clientes Atención de Contrataciones Conexiones Lectura PD Lectura MD Lectura GD Normativa comercial Análisis y recuperación de lecturas Facturación y notificación PD Facturación y notificación MD Facturación y notificación GD Recaudación y control Análisis. y que los máximos valores de referencia regulatorios para las pérdidas comerciales son del 50% de las pérdidas técnicas para la etapa.5 1.152.3 0. 5-5 EDELNOR 21/7/09 .7 513.065.3 284.9 4.2 155.1 15. control.9 96.4 27.517.2 74.9 75.6 441.5 230.3 4. 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.8 2.2 125.8 0.0 0.2 1. 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.0 0. de ventas Información para fiscalización comercial Inspecciones.2 0.494.7 267.7 1. GESTION COMERCIAL .9 117.0 0.24% de la energía ingresada en BT.49% de la energía ingresada a la red de BT de la distribuidora.8 48.849.1 3.4 0.1 57. y de las inversiones correspondientes para reducir o eliminar los casos de Consumos No Registrado (CNR).1 122. representan un 6. normalizaciones y medidores MD Inspecciones.5.0 248.076.6 59.8 361.416.9 173. según el balance elaborado con los valores de pérdidas técnicas calculados en este informe.6 300.5 12. 846 2. legales y de resguardo para operar con continuidad en el marco jurídico impuesto por la normativa legal del país.85% 6. y finalmente. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Valor residual permanente Pérdidas comerciales residuales calculadas Energía anual ingresada en BT [ MWh ] [ MWh ] 85.988 3.5. para poder realizar las mismas se requieren actividades de administración y apoyo que permiten que la empresa cumpla con los requerimientos financieros. la facturación y la cobranza del servicio prestado (actividades comerciales). relacionarse con las autoridades gubernamentales.988 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.709 % de pérdidas comerciales sobre el ingreso a BT % de pérdidas técnicas en BT sobre el ingreso a BT 50% de las pérdidas técnicas sobre el ingreso a BT 50% de Pérdidas técnicas sobre el ingreso a BT [ MWh ] % de pérdidas comerciales sobre el ingreso a BT adoptadas Pérdidas comerciales residuales adoptadas 5.24% 97. Proceso Finanzas Actividades Registros de Custodia Manejo del Dinero Cancelación de Obligaciones Selección y Capcitación de Personal Administración de Personal Seguridad de Bienes y Personas Especificación Adquisición Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro Prevención Jurídica Representación Legal Defensa en litigios Relaciones con la Comunidad Relaciones con las Autoridades Imagen Recursos Humanos Abastecimiento y logística Logística Legales Relaciones Públicas 5-6 EDELNOR 21/7/09 .012. le dan viabilidad económica y financiera.49% 3.85% 85. y son similares a las que existen en cualquier tipo de compañía para permitirle desenvolverse en el medio sociocultural. Las actividades correspondientes son las clásicas que hacen a la existencia jurídica de una empresa.4 COSTOS DE ADMINISTRACIÓN O APOYO [ MWh ] 2. Ya que. no se puede correlacionar éste tipo de funciones con algún parámetro de la distribuidora en forma directa.169 221 6.064 28 1. STD 1 . o algún otro parámetro similar cuando el mismo es más relevante para un caso específico. y se 5-7 EDELNOR 21/7/09 .357 Gerencia de Administración y Finanzas Total 41 1. comercial y administrativa de la Empresa Modelo. Fiscalización y Control de Gestión Total 16 848 57 2. la dotación ha sido determinada por comparación con otras distribuidoras del país y de Latinoamérica.583 Para el caso de los gastos generales.5. se puede proponer una vinculación con el tamaño de la misma por medio de un algoritmo. por tratarse de actividades cuya naturaleza no facilita una correlación fuerte con una referencia específica. En este caso se efectúa la estimación de los montos generales de gastos en las áreas técnica. de jefatura y gerencial. cubriendo los diferentes puestos operativos.716 212 36 24 Gerencia de Relaciones Institucionales Total Gerencia de Legales 247 Total 4 5 341 Gerencia de Recursos Humanos Total Gerencia de Regulación. Los algoritmos desarrollados consideran como referencia el número de clientes de la distribuidora. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Tomando en cuenta que no pueden identificarse ratios específicos de eficiencia como en el caso de las actividades directas. si bien. la determinación de los montos correspondientes se ha efectuado mediante la misma metodología aplicada para los recursos humanos de las áreas de apoyo. 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. El personal así determinado fue incluido dentro del organigrama establecido paras las áreas de apoyo.Empresa Modelo Total Gerente General Asistente Secretaria 511 1 1 1 18.835 Gerencia Comercial Total Gerencia de Planificación e Ingeniería Total Gerencia de Distribución Total 136 5. 1 TOTAL 690.0 0. 5.8 436. ADMINISTRACION .3 346.1 493. son los aportes de la distribuidora a los organismos reguladores.0 0. es de no adquirir equipos y sistemas informáticos.4 134. Directa 0. en el sentido que la tendencia actual de las distribuidoras.2 207.5 1.1 426.6 271.5 OTROS COSTOS DE EXPLOTACIÓN Los costos adicionales de explotación que no se determinaron mediante el modelo.2 944.1 264. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial adoptan las participaciones entre los distintos tipos de gastos típicas de las empresas en la región.7 628.827.0 0.511. mantenimiento.3 187. Los resultados obtenidos para las distintas actividades de administración o apoyo se presentan e continuación.6 19.6 527.1 290.6 247.2 55. 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.0 379.5 188.4 340. y el costo financiero del capital de trabajo requerido para la operación de la empresa.7 50.9 73.1 775.2 391.0 0.9 769.0 171.5 43.2 664.462.1 38. y las empresas de servicios en general.6 4.5 515.3 548. 5-8 EDELNOR 21/7/09 .0 1.397.1 138.STD 1 .8 520.6 895.8 71.6 98.0 0. además de los costos ya considerados anteriormente de mantenimiento y actualización de los mismos.0 5. Sup.5.1 24. Directas 271.0 0.0 0.6 575.4 11. limpieza y seguridad de los diferentes edificios y oficinas.7 250.0 0.8 78.9 281.Empresa Modelo Gerencia General Relaciones Institucionales Asuntos Legales Contrato de Concesión Relaciones Laborales Administración de Personal Seguridad Planificación Económica Control de Gestión Auditoría Nuevos Negocios Contabilidad Finanzas Sistemas Abastecimiento Total Administración [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] [ m US$ / año ] Remuner.5 82.3 29.2 Materiales 38.0 0.0 0.1 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.7 479.0 0.5 805.5 6.1 722.7 690. 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).0 14. En lo referente a los gastos de alquiler.6 1.0 281.3 Servicios y gastos 380.311.8 35.0 0. 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.4.7 995. se han considerado costos típicos por superficie de oficina o edificio. 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.1 27.5 304.6 53.6 240.0 0.0 Remun.3 549.9 371.369. Concepto Costo Aportes MT BT AP Otras Zonales Total Costo del Capital de Trabajo MT BT AP Otras Zonales Total 685 1.126 Miles US$ 5. COMERCIALES Y DE ADMINISTRACIÓN O APOYO DE LA EMPRESA MODELO Los resultados de obtenidos para los costos de Operación y Mantenimiento.5.671 664 237 5. 5-9 EDELNOR 21/7/09 .177 293 133 2.554 2.287 1.6 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Los valores considerados se presentan en la tabla siguiente. se presentan a continuación en el formato indicado en los Términos de Referencia del estudio. 031.421 1.721 359.428 1.660 6.681 3.831.515.450.137.010 36.542 147.973 3.701 281.068 684.335.418 332.401 306.166.336.979.359 108.205 928.588.509 13.683 30.504 499.370 213.455 1.694 2.316.104 190.142 7.224.688.388 11.259 5.056 122.042.082 36.322.656 1.376.018.806 1.141. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico y Gestión Comercial Costos de OyM Técnicos CONCEPTO Costos Directos 1 Materiales 2 Supervisión Directa 3 Personal Propio 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Personal 2 Materiales 3 Servicio de Terceros 4 Aporte Organismo Regulador 5 Costo Capital de Trabajo 6 Total Asignación de Costo de Gestión Comercial 1 Materiales 2 Supervisión Directa 3 Personal Propio 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total Asignación de Costo de Operación Comercial 1 Materiales 2 Supervisión Directa 3 Personal Propio 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total Costos Totales de OyM TOTAL Distribución MT Distribución Alumbrado BT Público Total Gestión Comercial Comercialización Costo Operación asociado al Comercial Usuario 349.092.500.496.877 1.222 1.686.552 8.330 7.012.286 4.917 3.025 1.337.490 247.203.114 4.323 473.443 2.675.126 155.655.385 15.577 22.313 2.803 237.808.509.160.917 268.003.161 24.392 155.846 498.132 3.5.525 576.668 200.959 165.1 26.571 24.555.267 3.047 58.513 3.320 233.345 8.731 1.486 151.426 376.807 45.884.630.640 387.520.145 355.578.888 2.928 630.506.889.931 3.530 142.549.421 699.250 1.456.160 202.653 2.572.055.924 1.143 2.932 7.078 1.178 1.644.747 1.468.590 288.265.641 52.797.358 13.253 486.416 1.496 6.064 Costos Totales Asociado al Usuario 15.790 7.098.570.189 Total Generación Propia Transmisión Otras Zonales Otros ConexioCortes y nes y reconexiomedidores nes 98.232 4.755 1.229 217.827 2.282.533 2.584.110 Nuevos Negocios Terceros y otros Inversiones TOTAL 12.223 132.076 1.195 2.346.238 1.176 78.450 2.616 228.694 780.295 859.223 132.531 299.942 1.537 904.247 2.065 2.755 5.891 1.340.308 237.860 429.611 224.248 67.075 128.544 17.930.316.494.976 1.570 32.298 679.327 292.761.389 594.670.126.613 91.827 5.619 549.558.319 79.292 257.286.435.377 6.399 2.801 321.534 534.669 2.338.528.979.967 1.397.202.347.291 2.127 50.503 2.137 7.650 634.032 6.732 653.764 30.731.001 973.310 1.947 759.634.638.366 2.011 321.685 1.991 21.261.207.221.089.134.856 583.736 769.868 50.943 38.953 788.625.190.527 3.489 1.506 1.697 545.120.458 1.806 1.306 495.609 4.210 2.741 1.286 184.554.308 5.737 1.968 625.461 5.81 9.431.974 3.975 43.622.582.262 492.625 1.763 765.886 16.263.791.540 229.872 71.154.522 5-10 EDELNOR 21/7/09 .152.749 683.073 512.107.227.838 766.320 169.053.888 251.372.925.592 1.399 232.776.829 399.617 662.668 797.919 1.512 4.987 1.185 1.284 3.150 664.851 2.176.780 4.881 275.663 3.086.033 558.288.857 146.081.288 2.452 10.794 373.864 127.529.377 11.906 17.848 106.642.863 4.607 232.164.047.343.201. 56 0.107 94.63% 2.05% 1.21% Referido al Ingreso MT Energía Potencia 1.845 399 2. Los valores resultantes para las pérdidas estándar en MT y BT.71% 5.05% 6. Cálculo de las Pérdidas Técnicas en MT y BT Pérdidas de Energía MWh PERDIDAS TECNICAS EN MT Pérdidas Pérdidas Pérdidas Pérdidas en las SED MT/BT y otras en las redes de BT en Acometidas en Medidiores Factores de carga de las pérdidas Pérdidas de Potencia kW 61.616 6-1 EDELNOR 21/7/09 .07% 0.355 24.85% 2.91% 9. Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema de distribución.51% 8.04% 0. TOTAL PERDIDAS TECNICAS 195.76% 2.79% 2.141 0.49% 3.53 0.34% 10.04% 1. agregando adicionalmente el cálculo de las pérdidas en las acometidas y los medidores de los clientes y las pérdidas comerciales eficientes. expresados en valores porcentuales se presentan en la siguiente tabla.72% 1.43 0.. módulos de transformación y secciones establecidas como óptimas.01% 5.54% Pérdidas estándar en MT Pérdidas técnicas estándar en BT Pérdidas en las SED MT/BT Pérdidas en las Redes de BT Pérdidas en Acom.418 257.960 0.49% 3.49% 6. y las pérdidas de energía a partir de los tiempos equivalentes de pérdidas determinados para cada tipo de instalación.54 42.34% 7.58% 1.113 15.129 54.238 2.13% 4.72 12.97% 0. para la topología.17% 1.49% 7. Pérdidas estándar en MT y BT Referido a su Etapa Energía Potencia 1.30% 0. y Medidores Pérdidas comerciales estándar en BT Pérdidas estándar en BT Total de Pérdidas Un detalles de los valores físicos de pérdidas de Energía y Potencia se indican en la tabla siguiente.6.530 TOTAL PERDIDAS TECNICAS en BT . 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.17% 1.30% 2.722 83.07% 2.66 0.487 14.60 0. 88 0. 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) b) c) d) e) La Topología de MT seleccionada El tipo de Red de MT resultante.79 4.94 1.86 8.10 5. / sem-us ] SAIFI [ hs / sem-us ] SAIDI Zonas sin contaminación Zonas con contaminación Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7 Zona 8 Zona 9 Zona 10 MAD AD1 AD2 MD BD MAD AD1 AD2 MD BD 1.76 1.75 4.19 1.61 1. Los valores resultantes para cada zona se indican en las tablas siguientes: Instalaciones de Media Tensión RESUMEN DE DETALLE RED DE MT (Medio) [ Int.70 1. El tipo de equipamiento considerado.93 0. El Nivel de Respaldo establecido.95 7-1 EDELNOR 21/7/09 .42 2.85 Instalaciones de Baja Tensión RESUMEN DE DETALLE RED DE MT (Máximo) [ Int.96 0.97 2.75 0.00 1.76 0.24 1. y Las Hipótesis de Falla consideradas El modelo de optimización.60 1.29 1.71 1.73 7. de acuerdo con la topología seleccionada.16 2.98 1. 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.26 2.04 0.7.22 2.95 1.90 0.12 5.08 2.86 1.75 1.30 1.94 1.83 0. / sem-us ] SAIFI [ hs / sem-us ] SAIDI Zonas sin contaminación Zonas con contaminación Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7 Zona 8 Zona 9 Zona 10 MAD AD1 AD2 MD BD MAD AD1 AD2 MD BD 1.04 0.99 1. Los costos comerciales de atención al cliente para cada segmento de clientes de acuerdo al tipo de medición ( medición simple de energía – CFE -.50 18. en Baja Tensión (VAD BT).2 VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIÓN ( VADMT.906 376. Costo Anual US$ Número de Clientes CF US$/cli-año CF US$/cli-mes 5.03 8.010 929.750 1.002 CFEAP CCSP CFECO 359. 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. la cantidad de clientes en cada uno.87 12.00 15. y SED.548 30.551 63.8. RESULTADOS A continuación se presentan los resultados obtenidos para el Cargo Fijo (CF). 8.406 1. Costo Anual US$ Número de Clientes CF US$/cli-año CF US$/cli-mes 0.56 48.123 4.716 264. y los Valores Agregados de Distribución en Media Tensión (VAD MT).000 5. VADBT Y VADSED ) Para el cálculo de los VAD se deben consideraron los siguientes parámetros: 8-1 EDELNOR 21/7/09 .42 Los cargos fijos correspondientes a las opciones tarifarias Alumbrado Público (CFEAP).535 CFE CFS CFH 8.725 5.500 64.110 272 9.161 5.362.046 4.292 1.1 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. Servicio Prepago (CCSP) y Sistema de Medición Centralizado (CFECO) se presentan a continuación. y del número de clientes a diciembre del año 2004. 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. 3 824. a partir de la información contenida en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo: Determinación de las Potencias Máximas demandadas en BT y MT Potencia ingresada a la red de MT Pérdias estándar en MT Potencia máxima demandada en MT .713 7.2 1.119 800.650 119.3 59.5 565.0 518.8 101.6 12.416 118.8 Resultados 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.4 29.7 70.760 1.183 231.2 7.4 VAD US$ / kW-mes 4. se muestra a continuación (valores expresados en miles de US$): miles US$ BT MT TOTAL SED VNR eléctrico 558.1 15.530 234.MWBT 836. VNR VNR-NOEL TOTAL VNR AVNR COyM AVNR + COyM MW millones US$ millones US$ millones US$ millones US$ / año millones US$ / año millones US$ / año MW VAD MT 231.1 577. se obtienen los siguientes valores de VAD por etapa de red.5 824.MWMT Potencia ingresada a la red de BT Pérdias estándar en BT Potencia máxima demandada en BT .4 VAD SED 118.8 22.6 119.0 518.2 44.2 30.166 VNR no VNR TOTAL eléctrico 565.526 8-2 EDELNOR 21/7/09 .8 14.7 518.9 7.065 10.666 3.594 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.1 234.1 VAD BT 558.352 3.325 15.2 3.233 789.4 La asignación del VNR no eléctrico a las dos etapas de la red (MT y BT) en forma proporcional a los VNR eléctricos respectivos. 05% 6.63% 2. las pérdidas estándar de distribución en energía y potencia resultan.17% 1.49% 6. CT4 = CT1 x Pfc + CT1 x Pvc x (1+tc)3 y como Pfc = 1 .54% Pérdidas estándar en MT Pérdidas técnicas estándar en BT Pérdidas comerciales estándar en BT Pérdidas estándar en BT Total de Pérdidas 8.17% 1. La fórmula establecida en los TDR para efectuar el cálculo de los factores de economía de escala.8 Resultados 8.34% 7. es la siguiente: FEE = Pfc + (1 + tc ) × Pvc (1 + t ) c 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.91% 9.21% Referido al Ingreso MT Energía Potencia 1.01% 5.4 FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA 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.04% 1.30% 2.34% 10.49% 7.71% 5.Pvc 8-3 EDELNOR 21/7/09 . referidas porcentualmente al ingreso a cada etapa: Pérdidas estándar en MT y BT Referido a su Etapa Energía Potencia 1.85% 2.51% 8.3 PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE DISTRIBUCIÓN EN POTENCIA Y ENERGÍA Teniendo en cuenta el balance de energía y potencia definido para la Empresa Modelo.49% 3. tanto para el cargo fijo como para el VAD en MT y BT. 932 9.2447 0.0000 0.692 8.7553 0.9962 0.9942 8.9924 0.431 46.0000 1.3850 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 FEE VAD BT FEE VAD SED FEE CF 1.0% 2. 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 8-4 EDELNOR 21/7/09 .043 22.0000 1. las fórmulas de reajuste o actualización del VAD (comprendiendo el VADMT.9904 0.9977 0.0621 FEE miles US$ / año miles US$ / año VAD MT VAD BT VAD SED CF 44.9954 0.9977 0.9848 0. Pvc = (CT4 − CT1 ) (CT1 × ((1 + tc )3 − 1)) Tomando en cuenta los Costos Totales determinados para cada componentes del VAD para el año base y para el año 4.2% Pvc 0.260 101.306 104. CT1 CT4 tc % 2.9857 0.9952 0. De acuerdo a lo establecido en el punto 7.9773 0.9379 Pfc 0.9924 0.1166 0.9931 0.8834 0.9952 0.215 0.5 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.6150 0.0% 3.8 Resultados Se puede determinar el valor de Pvc según la siguiente expresión. se calculan los valores del Pvc del Pfc y los correspondientes FEE.886 23.9981 0.0000 1.0% 2.7 de los TDR para el Estudio de Costos del VAD. por lo que la fórmula de actualización resulta: FACF = Donde: • • FACF: Fórmula de actualización del CF IPM: Indice de precio mayoristas IPM m IPM 0 8.8 Resultados 8.2 Fórmula de reajuste considerada para el Valor Agregado de Distribución en MT. 8-5 EDELNOR 21/7/09 . publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática 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.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. 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 FAVADMT / BT = % AMT / BT × TC (1 + Ta m ) IPM m + + % BMT / BT × m TC0 (1 + Ta0 ) IPM 0 + %C MT / BT × Donde: • • • • • • • IPCu n TC m (1 + Tam ) IPAln TC m (1 + Tam ) + % DMT / BT × × × IPCu0 TC0 (1 + Ta0 ) IPAl0 TC0 (1 + Ta0 ) FAVADMT/BT: Fórmula de actualización del VAD de MT o BT %AMT/BT: %BMT/BT: %CMT/BT: %DMT/BT: IPM: TC: Coeficiente de Participación de la mano de obra y los productos nacionales en el VAD de MT o BT respectivamente Coeficiente de Participación de los productos importados en el VAD de MT o BT respectivamente Coeficiente de Participación del conductor de Cobre en el VAD de MT o BT respectivamente Coeficiente de Participación del conductor de Aluminio en el VAD de MT o BT respectivamente Índice de precios al por mayor.5.5. 8605 0.0305 0.0693 0. C y D para cada nivel de tensión.0429 0.0000 8-6 EDELNOR 21/7/09 .8 Resultados cotización de Oferta y Demanda .0031 0.Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace • • Ta: IPCu: Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico 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 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 • IPAl: 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. B.2159 0. expresadas por las constantes A.0389 0.1046 0.8613 0.6795 0.0935 0. VAD MT A B C D VAD BT VAD SED 0. 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 . paconsulting.0 EDELNOR .603 Lima 18 Perú Tel: +511-447 7784 Fax: +511-241 1016 www.com Versión: 1.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 © PA Knowledge Limited 2009 Prepared by: Consorcio PA Consulting Services SAC – PA Consulting Services SA Calle Bolívar 472 Of. 1 Técnica 5.2 Proceso de determinación del VNR de las Inversiones No Eléctricas 4-2 4.1 VAD y Cargos Fijos 8.3 Fórmulas de Actualización 5-1 5-1 5-3 6-1 7-1 8-1 8-1 8-2 8-2 5.1 Proceso de Optimización técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica 4-1 4.2 Comercial Pérdidas Estándar de Energía y Potencia Calidad del Servicio Eléctrico Resultados 8.4 Costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución y VNR resultante 4-3 4. 8. 2. Introducción Caracterización del Sector Típico Balance de Energía y Potencia 1-1 2-1 3-1 Valor Nuevo de Reemplazo 4-1 4. 4. i EDELNOR . 6.3 Tecnologías utilizadas para las instalaciones de distribución eléctrica 4-2 4. 7.6 Resultados del VNR 4-9 Costos Estándar de Operación y Mantenimiento 5. 3.INDICE 1.5 Resumen de los Módulos de Iluminación Adaptados por Tipo de Vía 4-8 4.2 Factores de economía de escala 8. factores de economía de escala y fórmulas de reajuste). tomando en consideración las condiciones socioeconómicas de los consumidores en el área de servicio. comerciales y las tareas administrativas. 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. determina los recursos directos de mano de obra. En los distintos capítulos se efectúa una descripción del proceso de estructuración de la Empresa Modelo. para lo que se utilizó un modelo de cálculo que parte del análisis de las actividades básicas de operación y mantenimiento. se procedió a efectuar la optimización de las instalaciones de la empresa modelo. Se efectuó además el diseño preliminar del tipo de red correspondiente a cada subzona. y calculados los costos de 1-1 EDELNOR 21/7/09 . pérdidas estándar. que forma parte del Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del SDT1. VAD BT. tanto para Media como Baja Tensión. identificado las tecnologías adaptadas y definidos los costos unitarios. A continuación se evaluaron y convalidaron las alternativas tecnológicas más convenientes a utilizar en el diseño de la Red de Distribución Adaptada. con excepción de la demanda del Alumbrado Público que se tomó a partir de las instalaciones optimizadas. comerciales y administrativos optimizados para la empresa modelo. y la subzonificación resultante. Previamente se desarrolló el proceso de diseño de las instalaciones de Alumbrado Público. Paralelamente se efectuó el cálculo de los costos de explotación técnicos. Una vez caracterizado el mercado. y posteriormente se determinaron los costos unitarios de inversión correspondientes a esas tecnologías convalidadas. materiales y servicios requeridos.1. con el agregado de las correspondientes a acometidas y medidores. Tomando en cuenta el mercado real de la distribuidora. VAD MT. 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. de acuerdo a las tablas y cuadros solicitados por el OSINERGMIN. 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. Se efectuó un análisis particular para determinar las pérdidas comerciales de la empresa modelo. obtenido el diseño preliminar del tipo red para cada zona. y las pérdidas estándar obtenidas para la empresa modelo se confeccionó el Balance de Energía y Potencia resultante para la Empresa Modelo. Una vez determinados el VNR de las instalaciones eléctricas y no eléctricas de la Empresa Modelo. INTRODUCCIÓN Este Informe de Resultados Relevantes. 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. 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. 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. 1. Finalmente se determinaron los factores de economía de escala y las fórmulas de reajuste. se efectuó el cálculo de las Tarifas de Distribución que comprenden los Cargos Fijos y el VAD de Media y Baja Tensión. 1-2 EDELNOR 21/7/09 . Introducción Operación y Mantenimiento y los Costos Asociados al Usuario correspondientes. tanto para el cargo fijo como para el VAD MT y BT. y las Pérdidas Estándar correspondientes a la empresa modelo. 131 177 1.123 - 2.985.332 1.608 17.547 Total (1) 933.509 9.286.508 228 929.472 80.311 2.499 4.835 170. − Área de influencia: 323 km2 − Número de clientes y ventas de energía Opción Tarifaria MT1 (1) MT2 MT3 MT4 Número de Clientes 80 95 660 296 Ventas de Energía 2008 MWh 996.198.786.2.443 - Total BT 932.647 142.803 159.368 2.592 Total MT BT2 BT3 BT4 BT5C BT5A BT5B BT6 BT7 1. CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR TÍPICO Información técnica y comercial del sistema eléctrico modelo (empresa real).742 296.154 − Información de las instalaciones de distribución eléctrica Media Tensión 2-1 EDELNOR 21/7/09 .156 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 Potencia (MVA) 21 1.802 824. 756 145.000 6.364.472.605.700 8.) 220 2.504 155.955 − Información de las pérdidas de energía y potencia 2-2 EDELNOR 21/7/09 .365 103.577.2.865.230.841 326.547.355 1.198 Total Baja Tensión 7.058.22 kV Tipo Monoposte Biposte Convencional Compacta Pedestal Compacta Bóveda Seccionamiento Número 878 3.900 7.2 1.700 4. Caracterización del Sector Típico Tensión (kV) Red Aérea (km) Red Subterránea (km) Total Red MT (km) Equipo de P&S (unidad) 10 1.127.700 2.082 521.5 7.241 Tensión (V) Servicio Particular (SP) Rea Aérea (km) Red Total Red BT Alumbrado Público Rea Aérea (km) Red Total Red BT Número de Luminarias (Conectadas en la red aérea) Número de Luminarias (Conectadas en la red subt.600 105.3 2.721 724 588 662 782 Potencia Instalada kVA 30.105.099 Subestaciones de Distribución MT/BT y Seccionamiento Relación de transformación: 10 / 0. 78 6.10% 4.61% N/A 8.82% 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 Número de interrupciones Duración de las interrupciones Caída de tensión en MT Caída de tensión en BT Unidad interrupciones / semestre Horas / semestre % de la tensión nominal % de la tensión nominal Valor 2.79% N/A N/A Técnica No Técnica Técnica Técnica No Técnica Técnica Técnica 1.75 N/A N/A 2-3 EDELNOR 21/7/09 . Caracterización del Sector Típico Nivel de Tensión MT SED BT Acometida Medidor Tipo Porcentaje (*) Energía Potencia 1.15% 3.2.31% N/A 6. con excepción de las ventas para el Alumbrado Público. correspondientes a la empresa real para el año base del estudio. 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. 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.3. 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 mantuvieron los factores de carga establecidos en el balance correspondiente a la empresa real (Edelnor) para el año base (2008). las que surgen de la demanda de las instalaciones optimizadas. las ventas de potencia en MT y las pérdidas técnicas estándar de la red ideal adaptada en MT • 3-1 EDELNOR 21/7/09 . 74 0.58 16.96 0.198.276 916 447.487 12.177 61.440 17.91 0.846 281.358 81.83 1.05 0.127 11.50 0.25 0.568 183.822 2.988 0.406 195.273.286.470 19.58 0.012.647 76.443 518.790 14.56 836.633 12.SP Acometidas Medidores No Técnicas Ventas BT BT2 BT3P BT3FP BT4P BT4FP BT5C BT5A BT5B BT6 BT7 Otros (*) Potencia kW 5.297 (*) relación entre el factor de cargo y el factor de simultaneidad 3-2 EDELNOR 21/7/09 .78 0.731.94 0.98 0.349 58.174 243.722 0.472 80.399 2.802 641.242 7.812 65.926 52.90 1.666 1.651 3.06 246. Balance de Energía y Potencia Factor de Energía anual carga o factor MWh de pérdidas (*) Ingreso MT Pérdidas estándar MT Técnicas No técnicas Ventas MT MT1 MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP Otros (*) Ingreso BT Pérdidas estándar BT Técnicas Subestaciones MT/BT Redes BT .071 65.861 33.398 5.764 115.3.402 9.199 26.487 2.058 7.53 577.15 1.129 85.950 42.796 99.418 0.311 2.552 8.991 94.722 61.608 996. incluyendo además la definición del módulo óptimo para las SED. 4.1 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO PROCESO DE OPTIMIZACIÓN TÉCNICA Y INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ECONÓMICA DE LAS Para la optimización técnico-económica de las instalaciones del sistema eléctrico modelo. que se han determinado por tamaño. sino también el cumplimiento de la calidad y de producto requeridos por las exigencias regulatorias. 4-1 EDELNOR 21/7/09 . 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 Dimensionamiento de las instalaciones de Alumbrado Público 4. La solución de mínimo costo no solo considera los costos involucrados en la prestación del servicio. se ha efectuado para todos los perfiles de vías informados por Edelnor y para tres parques típicos.4. 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. se utilizó un modelo de diseño y cálculo de la red MT.1. tanto de inversión. es decir la determinación de la cantidad. El modelo calculó la solución de mínimo costo para la red integrada de media y baja tensión. la potencia y la disposición de las luminarias de mínimo costo que permiten satisfacer los requisitos de la norma de alumbrado vigente.1 Dimensionamiento de las instalaciones Para el dimensionamiento de las instalaciones en las zonas urbanas del área de servicio. las Subestaciones de Distribución (SED) MT/BT y la red BT optimizada que se corrió para cada zona típica establecida.1.2 La optimización de las instalaciones de Alumbrado Público. se adoptó la siguiente información de base: • Resultados de la zonificación del mercado. en áreas rurales y para el dimensionamiento del Alumbrado Público. operación y pérdidas. 4. Aéreas en el resto del área de servicio − Tipo de conductores y cables: redes subterráneas con cables unipolares de cobre. • Consideraciones Técnicas. 4. plazas parques y plazuelas. 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. Redes aéreas autosoportadas en zonas con veredas angostas. edificios (con sus correspondientes instalaciones y mobiliario) y parte de los vehículos necesarios para su funcionamiento propios. 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.3 TECNOLOGÍAS UTILIZADAS DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA • Redes de Media Tensión − Topología: redes subterráneas radiales o anilladas según requerimientos de calidad. Valor Nuevo de Reemplazo La determinación del sistema óptimo considera las condiciones de una instalación real evaluada de acuerdo al tipo de Iluminación de la Vía. intersecciones de vías importantes. Esta empresa se ha considerado con terrenos.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. y arrendando parte de los vehículos requeridos. perfiles típicos de las vías. Además se han considerado como activos propiedad de la empresa las herramientas. áreas destinadas a parques plazas y plazuelas y equipos e instalaciones seleccionados en el estudio de tecnologías. Redes aéreas con conductor desnudo de aluminio en el resto del área de servicio − Nivel de tensión: 10 kV • Subestaciones de distribución MT/BT 4-2 EDELNOR 21/7/09 PARA LAS INSTALACIONES DE . 4. longitudes de vías por tipo de alumbrado. 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. 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. Redes aéreas con conductor desnudo de cobre en zonas de alta contaminación salina e industrial. • Consideraciones geométricas de la instalación en las vías de alumbrado Público. 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. 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. 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. 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.22 kV Tipo y potencia de luminarias: luminarias de vapor de sodio de 400. Aéreas en el resto del área de servicio Tipo de conductores y cables: redes subterráneas con cables unipolares de cobre. seccionadores y cut-out aéreos e interruptores. Aéreas en el resto del área de servicio.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. 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. seccionadores bajo carga. Los equipos considerados fueron reconectadotes. 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 · · · − Alumbrado Publico · · · · 4. 4-3 EDELNOR 21/7/09 . Redes aéreas autosoportadas con conductor de aluminio en el resto del área de servicio Nivel de tensión: 0. 250. Valor Nuevo de Reemplazo − Relación de transformación: 10 / 0.4.22 kV Tipo de red: subterránea en zonas de muy alta de carga y zonas de restricciones constructivas a redes aéreas de BT. los gastos generales y los intereses intercalarios de las obras como un porcentaje total a aplicar sobre el costos de obra (materiales. por lo que se consideraron distintas variantes de capacidad para cada tipo de instalación. El porcentaje adoptado es el aprobado en el Estudio de Costos del VAD del año 2005. Cada armado contiene la cantidad de materiales y equipos básicos requeridos por el mismo. 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. 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). 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. teniéndose en cuenta las tecnologías seleccionadas. 4-4 EDELNOR 21/7/09 . intereses intercalarios. Los costos de mano de obra fueron determinados la información de costos de salarios publicada por CAPECO. Definidos los costos básicos de materiales. con las adecuaciones necesarias en función de las tecnologías adoptadas. y la mano de obra directa y los requerimientos de transporte y grúas para el montaje de esos materiales.4. se efectuó una comparación con costos obtenidos de mercados latinoamericanos para determinar su validez. transporte y equipos). red de MT. para los materiales de mayor relevancia. La base de estos armados es la correspondiente a los utilizados por Luz del Sur en el cálculo del VNR. 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. adaptada al mercado a atender por la distribuidora. stock y almacén. mano de obre. SED MT/BT y red de AP). equipos y recursos. a los que se le adicionó un porcentaje correspondiente a los gastos de administración y de margen de ganancia correspondiente al contratista. se determinaron una determinada cantidad de armados relevantes para cada tipo de instalación analizada (red de BT. Valor Nuevo de Reemplazo Estos costos unitarios fueron utilizados para el diseño de la red ideal. 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. Finalmente se consideraron los gastos de ingeniería. 241 4-5 EDELNOR 21/7/09 .499 97.090.933 11.227 35.512 4.280. Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.913.457.695 35.317 21.832 899.116.Disposic.910 1.907 674.628 45.549.809 27.667.236.397 44. 3x240 mm2 .222 749.198 711.689 168.824 2.934 2.272 113.319 43.838 170.282 2.950.368.087 216.CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 RED SUBTERRÁNEA MT .375 575.Convencional RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante .Disposic.235 36. Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.272 231.497 284.Disposic.473 18.Disposic.874 97.475 59.094 806. Vertical RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante .777. Detalle de instalaciones.Disposic.Convencional RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portante .Disposic.745 1.569.380 85.Disposic.303 14.889 1.Disposic.123 41.098.503 60.180. Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 . 3x185 mm2 .443 1.741 119.559 39.308.333 210.Disposic.307 64.710 10.208 5.514 14.210 24.013 72.814 2.671 33.4.905 779.652 450.484 49.720.671 797. 3x240 mm2 .610 21.127 38.Disposic.063 7.831 161.354.Disposic.Subterráneo Bando de Compensación Estándar .711 3.135.050 1.142 18.533 324.267.257 23.904 1.721 17.496.563 68.289 58.420 30.727 1. Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.497 410.933 11.611 778.381 55.928 38. Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 . 3x50 mm2 .335.073 10.517 889.473.009.Seccionador de Potencia Interior Protección Homopolar Cliente MT .937.607 27.798 9.720.CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 Interruptores en SE subterránea Seccionadores Bajo Carga en SE subterránea Seccionadores en SE subterránea Reconectadores Seccionadores Bajo Carga Aéreos Seccionadores Aéreos Seccionadores Fusible Aéreos (Cut Out) Descargadores de Sobretensión Seccionalizadores Bando de Compensación Estándar .002 535.233 1.396 42.476 1.486 2.155 3.464 1.777 6.750 6.Con Ménsula RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante .239 1. Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 . 3x120 mm2 .CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 RED SUBTERRÁNEA MT .000 28.765 34.604 173.541 3.738 5.Con Ménsula RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante .239 978.732 72.891 40.245 373.031 1.931 27. Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 . Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 .675 462.015 35.828 56.194 8.637 43.173. Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 .080 278.012 Cantidad 320 3 54 110 1 19 248 km km km km km km km km km km km km km 40 86 km km km km km 14 46 0 8 183 1 31 576 21 696 82 215 2. 3x70 mm2 .422 24.075.Convencional RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante .CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 RED SUBTERRÁNEA MT .Disposic.280 1.Con Ménsula RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portante .515 147.958 762.044 28.056 3.996 93.804 544.313 190.854 428 93 29 379 66 100 126 137 451 km km km km km km km km km km km km km km Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud MT US$/km ó Materiales Recursos Indirectos US$/unidad US$ US$ US$ 3.Convencional RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante .428.Reconectador Exterior Protección Homopolar Cliente MT .260 2.300 kVAr . Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.833.450.437 13.717.300 kVAr . Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 .370 26.915. 3x70 mm2 .858 306.189. Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.660 18.788 1.Aéreo Protección Homopolar Cliente MT . Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 .515 2.778.930 31. Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.Seccionador Tripolar Exterior Protección Homopolar Cliente MT .Con Ménsula RED SUBTERRÁNEA MT .418 67.769 1.221 526.613 15.Disposic.109 2.934.707 102.290. Triangular RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 .Disposic.092.823 28.Disposic.846 9.070 4.075.145 5.070 14.232.828 33.157 56.945 73.116.423 6.524 56.Disposic.434.743 20.Interruptor en Celda Modular TOTAL MT Valor Nuevo de Reemplazo Total US$ 6.647 6.046 409.035.201. Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 . costos unitarios y VNR resultantes Costo Unitario Descripción RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.940.396.Disposic.169 42. Valor Nuevo de Reemplazo Finalmente los costos de inversión para cada tipo de instalación se definen a partir de la combinación de distintas cantidades de armados básicos.005 7.065 126.037 60.794 1.197 12.Disposic.860 9.072 335.932 1.466 49.Disposic.625 5.376 259.959 736 71.806 974. Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 .524 951.566 8.281 1.918 231.863.992 75.009 2. 3x185 mm2 .050 9.064.397. 3x120 mm2 . Vertical RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.873 283.Disposic.017 1.062 30.514 211.989 3.891.314 70.348.750.265 108. 3x35 mm2 + portante .Poste Concreto RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante .335 9.006.157 1.655.873.659.830 660.045 74.Pedestal .041 352.622.750 20.154 9.260.741.117.959 903.046 41.644 603.328 6.211.544.978 979.064 49.847 21.825 321.630 kVA SED Convencional a Nivel 50 kVA SED Convencional a Nivel 100 kVA SED Convencional a Nivel 160 kVA SED Convencional a Nivel 250 kVA SED Convencional a Nivel 400 kVA SED Convencional a Nivel 630 kVA Valor Nuevo de Reemplazo Total US$ 59.920.278.889.585.913.175 12.259 473.582 6.Poste Concreto RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.255 4.670 75.476.Bóveda .673 6.100 kVA SED Compacta .873 32.759 88.5 kVA SED Aérea Monoposte 50 kVA SED Aérea Biposte 100 kVA SED Aérea Biposte 160 kVA SED Aérea Biposte 250 kVA SED Aérea Biposte 400 kVA SED Aérea Biposte 630 kVA TOTAL SE 91 1.629.227 1.594 317.759 9.710 5.838 16.540 27.980 281 1.304.103 11.376.962.155 5.687 45.873 42. 3x120 mm2 + portante .548 53.768. 3x70 mm2 + portante .292 24.865.750.Poste Acero RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x120 mm2 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x240 mm2 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x400 mm2 TOTAL BT SP Valor Nuevo de Reemplazo Materiales Recursos Indirectos US$ US$ US$ 23.104.311.880 36.518 21.364 25.544 7.626.380 40.Bóveda .111 19.925 34.156 2.838 11.759 418.473 Cantidad 2.058 909.679 18.Poste Acero RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.Pedestal .Pedestal .051 2.209 51.789 108.Poste Concreto RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.945. 3x70 mm2 + portante .124 41.745.233 km km km km US$/km ó US$/unidad 14.870 62.250.601 1.320 58.660 322.700 17.504 2.098.292 Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud US$/km ó Materiales Recursos Indirectos US$/unidad US$ US$ US$ 14.298 432.319 19. 3x50 mm2 + portante .081.062.Pedestal .921 7. 3x50 mm2 + portante .876 2.419 8.729.378 4.357.075 47.446.364 26.955 4.411 118. 3x95 mm2 + portante .431 4.894 12.897 12.130 294.156 701.557 60.674 1.583 20.160 kVA SED Compacta .223 12.814 8.897 802.919 59.296 882.911 2.240 937.160 kVA SED Compacta .906.289 15.783 20.084 1.186 2.087 37.968.600 142.021 37.524.211 573.519 4.336 1.345 80.308 43.757.527.549 38.237.563 25.109 766.879 9.606.223 Costo Unitario Descripción RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.Poste Acero RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.516 1.258 8.785 19.855.588 2.587 2.625 693. 3x95 mm2 + portante .954 Cantidad 4 30 169 444 490 405 598 Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud 2 11 123 72 580 1 33 2 191 Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud SE SED Convencional Subterránea 50 kVA SED Convencional Subterránea 100 kVA SED Convencional Subterránea 160 kVA SED Convencional Subterránea 250 kVA SED Convencional Subterránea 400 kVA SED Convencional Subterránea 630 kVA SED Aérea Monoposte 15 kVA SED Aérea Monoposte 25 kVA SED Aérea Monoposte 37.326.Poste Acero RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.973.830.265.046 323.770 99.071 4-6 EDELNOR 21/7/09 .969.Bóveda .839 627.152.476 2.456 18.745 3.250 kVA SED Compacta .074 20.683 930.193. 3x120 mm2 + portante .938 54.708.047 221.004.830 13.186 30.586 2.100 kVA SED Compacta . Valor Nuevo de Reemplazo Costo Unitario Descripción SED Compacta . 3x25 mm2 + portante .396 38.380.010 1.889 504.009 31.986.558 145.254 17.495 17.274 9.Bóveda .649.Poste Acero RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.Poste Concreto RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.509 4.113 846.793 75.285 2.359 12.248 219 610 84 km km km km km km km km km km km km BT SP 1.159.138.250 kVA SED Compacta .387.Poste Concreto RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.188. 3x25 mm2 + portante .661.516 358.965 26.292 1.645 12.889 23.827 7.962 2.50 kVA SED Compacta .419 22.198.052 612.114 46.Poste Concre RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.568 78.422.176 112.691 2.972 37.863.903.419 9.813 3.107.400 kVA SED Compacta .784.654 6.681 111.853.485 7.731 74.293 2.701 6.4.Pedestal .789 35.166.678 72.402.545 69 60 1.548 41.283 1.921 5.152 20.076 6.622 65.683.597 16.247.603 9.302 927.Poste Acero RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.229 108.757.099 2.216 9.266 43.044 Total US$ 42.260.822. 829 758.499 5.380 44.589 3.023 4.Pastoral Ac.sobre poste AP Red Aérea AP .476 1.409.150 2.4 / 1.3 / 3.Autoportante Al 2x16 mm2+portante .451 2.Autoportante Al 2x16 mm2+portante .Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 Red Subterránea AP .213.462 1.5 Equipos de Control AP .783 13.424.161 314 1.995 12.753 148.007.346 12.644 1.3 / 3.937 10.477 6.867.105 972.Simple 1 / 3 / 1.Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 Red Subterránea AP .443 796.882.074 2.243.5 Luminaria 250 W .225 224 670.0 / 1.5 / 1.335 74.774 25.465.489 7. Valor Nuevo de Reemplazo Costo Unitario Descripción Red Aérea AP .284 54.739 822 2.663 7.077 1.895 107 4.436 8.5 / 1.868 237.0 / 1.421 115.906 1.831 1.441 4.789 166.886 3.203 3.Simple 1.311 2.872 95 km km km km Ud 9.sobre poste AP Red Aérea AP .242 3.817 4.4.307 296.168 19.234 340 17.971.508.990 613.441.en zanja BT .870 1.Pastoral Ac.159.413 13.Fotocélula y contactor (incluye medición) Poste de AP de concreto de 9 m Poste de AP de concreto de 8 m Poste de AP de concreto de 7 m Poste de AP de acero de 11 m Poste de AP de acero de 13 m Poste de AP de acero de 15 m Corona Metálica de 10 reflectores con 20 lámparas de 400 W Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 400 W Corona Metálica de 6 reflectores con 12 lámparas de 400 W Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 250 W Luminarias 50 W Luminarias 70 W Luminarias 150 W Luminarias 250 W Poste de AP de concreto de 15 m Poste de AP de acero de 22 m Poste de AP de acero de 25 m TOTAL BT AP 1.783 4-7 EDELNOR 21/7/09 .5 Equipos de Control de AP .5 Luminaria 250 W .5 / 1.55 / 1.435.561.391 2.360 860.en zanja BT .Autoportante Al 3x25 mm2+portante .536 107 992.Simple 0.Pastoral Ac.491 56.5 Luminaria 400 W .456 12.Simple 1 / 3 / 1.Pastoral Ac.031 126 1.643 10.428 137.641 489.166.861.908.712 1.Pastoral Ac.en zanja BT .590.Pastoral Ac.632 604 319 9.311 2.898.821 824.245 615.033 4.721 955 5.sobre poste AP Red Aérea AP .3 / 3.720 12.4 / 1.855 1.772 12.502 891.664 12.951 36.5 Luminaria 400 W .220 957 3.764 67.5 / 1.997.421 18.9 / 1.182 320 18.193 310.817 67.488 12.092 1.Simple 0.836.701 100.Pastoral Ac.781 743.499 1.247.544 TOTAL VNR ELECTRICO ######### ######### ######### 789.680 1.393 8.445 62.076 297 5.sobre poste AP Red Aérea AP .Autoportante Al 3x16 mm2+portante .114 672.374 9.416 km km km km 165 km km km km 1.426.554 122.723 1.149 2.299 1.303 178 586.Simple 3.Simple 1.sobre poste AP Red Aérea AP .080 227.732.816 11.865.757 698.Pastoral Ac.676.813 2.092 23.Simple 1.Simple 1.362.9 / 1.123 29.Pastoral Ac.Simple 1.042 50.en zanja BT .635 3.122.552 126 150 989.085 4.561 1.393 532.Autoportante Al 3x35 mm2+portante .948 334 3 49 5 2 8 4 95 12 2 57 Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud US$/km ó Materiales Recursos Indirectos US$/unidad US$ US$ US$ 3.294 202.583 229 165.0 / 1.272 3.659 585.828.Pastoral Ac.213 175.970 25.806 52.5 Luminaria 70 W .414.Pastoral Ac.Autoportante Al 2x25 mm2+portante .591.038 145 331 579 7.391 26 812 70 4.931.004.474 5.437 43.4 / 1.768 131 4.680 9.5 Luminaria 250 W .en zanja BT .828.sobre poste SP Red Aérea AP .636 65.130 633.355 214 665.Simple 1.744 1.Autoportante Al 3x16 mm2+portante .Simple 1.992 340 52.753 438.899 3.9 / 1.Autoportante Al 3x25 mm2+portante .Fotocélula y contactor (incluye medición) Poste de AP de concreto de 9 m Poste de AP de concreto de 8 m Poste de AP de concreto de 7 m Poste de AP de acero de 11 m Poste de AP de acero de 13 m Poste de AP de acero de 15 m RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x16 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x70 mm2 Valor Nuevo de Reemplazo Total US$ 12.5 Luminaria 250 W .5 Luminaria 400 W .255 Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud 10.158 70.5 / 1.sobre poste SP Red Aérea AP .261.483 308.Autoportante Al 3x70 mm2+portante .848 229 171.272 Cantidad 3.Autoportante Al 3x35 mm2+portante .345 9.825 3.215 190 3.55 / 1.484 996 1.Simple 3.5 Luminaria 400 W .857 140.762 2.Pastoral Ac.5 Luminaria 70 W .280.5 Luminaria 400 W .5 / 1.600 33.668 436.519 4.442 1.091 3.329 301.175 1.sobre poste SP Red Aérea AP .877 717.732.964 1.sobre poste SP Red Aérea AP .148 181.631 372 220.304 52.083 525 297 224 970.Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 Luminaria 150 W .5 Luminaria 70 W .504.898 315.616 6.846 483.471 2.313.Simple 0.586 13.547 27.141 2.864.735 6.486 8.032 2.969.255 494.4 / 1.777 545.853 372 224.489 52.946 2.338.130 320 6.765 525 6.087 2.486 236.195 2.768 88.352.Pastoral Ac.925 15.515 15.397.811 145.672 846 5.647 114.014 5.394 79 797 207 4.584 470.730.Pastoral Ac.732 23.sobre poste SP Red Aérea AP .482.902 130.530 9.480 214 173.092 67.268 837.147 12.192 8.sobre poste SP Red Aérea AP .683 178 566.9 / 1.327.sobre poste AP Luminaria 150 W .063.Pastoral Ac.980 357.Simple 3.491 37.333 910.9 / 1.Autoportante Al 3x70 mm2+portante .207 63.355 1.5 Luminaria 150 W .671.690 3.145 623 km km km km km Ud 9.839 28.9 / 1.042 2.257 2.091.929 1.472 3.197 15.502 6.877 131 9.536 1.387 187.313 194.054.571 65.749 11.5 Luminaria 400 W .Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 Red Subterránea AP .0 / 1.993 7.111 20.5 / 1.002.Simple 0.503 15.Pastoral Ac.452 108.318 126 150 1.55 / 1.5 Luminaria 70 W .455 76 378 97 130 80 202 48 69 98 6.149 822 2.Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 Red Subterránea AP .55 / 1.260 10.393.Simple 1.5 Luminaria 150 W .Simple 3.424.316 9.919 322.113 14.483 5.477 242.207.Autoportante Al 2x25 mm2+portante .767.160.817 11.3 / 3.9 / 1.363.9 / 1.5 / 1.056 113 72 46 Ud Ud Ud Ud km km km km km BT AP Red Subterránea AP .Pastoral Ac.Pastoral Ac.277 198.033 39.327.415.008 334. 100 13.250.282.433.075 179.597 56.083 5.739 16.111 1.186.170 9.251 Torres de iluminación 10 reflectores de 2 x 400 W 8 reflectores de 2 x 400 W 6 reflectores de 2 x 400 W 8 reflectores de 2 x 250 W Todos Todos Todos Todos Todos unidad unidad unidad unidad unidad 59 3 49 5 2 581.294 1.424 180.349 1.620.641 489.453 5.119.197 15.819 1.850 766 2.4.435.047 5.641 489.215.059 37.855 8.678 563 10.891.060.411 333.977 282 3.758 N/A Red de AP subterránea Red en zanja exclusiva Red en zabja compartida con red de SP km km km Número de postes exclusivos para AP Número de postes compartidos con la red de servicio particular Todos Todos unidad unidad 4-8 EDELNOR 21/7/09 .569.828 2.036 71.288.5 1.572 6.033 39.510 N/A N/A 7.355 1.201. Valor Nuevo de Reemplazo 4.935 2.476.586 66.627 14.255 1.502 37.7 1.8 90.8 5.817 Longitud de red de alumbrado público Red de AP aérea Red exclusiva Red compartida con red de SP Todos Todos Todos Todos Todos Todos Todos km km km km 6.677 9.993.368 9.305 628.258 491.5 259.366 4.9 5.569 19.695 N/A N/A 72.414.251 21.033 39.5 RESUMEN DE LOS MÓDULOS DE ILUMINACIÓN ADAPTADOS POR TIPO DE VÍA Concepto Tipo de Vías/parques Unidad Actual Cantidad US$ Empresa Modelo Cantidad US$ Pastorales.882 1.721 170.200 11. luminarias y lámparas 400 W 250 W 150 W 70 W Red Subterránea Subterráneas Subterráneas Subterráneas Subterráneas unidad unidad unidad unidad unidad 155.885.092 22.350.584.480 9.855.962 3.270 103.450.366.908 1.386.548.808 23.701.630 910.369.4 117.452 23.813 237.677.085 3.023.943 21.116.774.594 41. luminarias y lámparas 400 W 250 W 150 W 70 W Red Aérea Aéreas Aéreas Aéreas Aéreas unidad unidad unidad unidad unidad 105.627 3.767.229 2.197 15.922.958 976 16.632 Equipos de control de AP Red aérea AP Red subterránea AP Todos Todos Todos unidad unidad unidad 5.258.154 18.345 82.735 19.148.750 45.657 2.190.981 7.555 312.461 35.387 16.502 37.445 163.122 908 5.561.508.632 59 3 49 5 2 581.963 391.948 1.872.975 Pastorales. 915 28.877 Total MT Subestaciones de Distribución Monoposte Biposte Convencional Compacta pedestal Compacta bóveda Seccionamiento unidad unidad unidad unidad unidad unidad 231.164 1.375 4.166 5.4.509 22.002 104.207 19.864 13.890 440.127 2.580 144.701 911 16.6 RESULTADOS DEL VNR Sistema de Distribución Eléctrica Lima Norte Media Tensión Red aérea Red subterránea Equipos de protección y seccionamiento (P&S) Unidad Metrado VNR miles US$ 39.119 7. Valor Nuevo de Reemplazo 4.255 87.018 47.015 1.198 Total SE Baja tensión Red aérea Servicio particular Alumbrado público Luminarias Equipos de control AP km km unidad unidad 118.047 3.877 127 214 Total red aérea Red subterránea Servicio particular Alumbrado público Luminarias Equipos de control AP Postes AP km km unidad unidad unidad 132.065 4-9 EDELNOR 21/7/09 .780 230.530 Total INE 10.527 1.111 90.773 9.006 21.715 7.333 21.182 23.188 12.650 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 800.885 82.259 11.011 47.996 79.635 Costos unitario promedio 34.559 143 214 463 Total red subterránea Total BT Inversiones No Eléctricas INE asignadas a MT INE asignadas a BT 307.907 1.549 179.233 91 2.017 3.122 4.493 647 661 27.302 1.422 5.734 47.767 km km unidad 1.678 11.795 238 41. 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. Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas técnicas. 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. siendo una de sus funciones principales la de efectuar la operación y el mantenimiento de las instalaciones. Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (planificación. calidad de servicio. y otros que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades. los costos de Operación y Mantenimiento. etc. etc. COSTOS ESTÁNDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Se presentan en el presente capítulo. las cadenas de valor agregado. el número de proyectos anuales. 5-1 EDELNOR 21/7/09 . obras.). 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. 5. tanto técnicos como comerciales. 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. en lo posible.) se han considerado como cost-driver de los requerimientos de personal la cantidad de clientes. 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. acciones de terceros. 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. ingeniería.5. 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. 5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento 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 5-2 EDELNOR 21/7/09 5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento 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. Identificación A4 A5 A6 A7 Actividad Dictribución MT Distribución BT Alumbrado Público Comercialización Total Costo Directo % S/. Supervición Directa ostos Indirectos C % S/. % S/. % Total S/. 19% 33% 9% 40% 100% 20.687.972 36.508.050 9.520.000 44.384.868 111.100.890 20% 29% 4% 47% 100% 3.290.479 4.700.173 730.223 7.715.739 16.436.613 25% 44% 11% 20% 100% 11.023.729 18.944.856 4.712.385 8.674.437 20% 35% 9% 35.002.180 60.153.079 14.962.608 36% 60.775.043 43.355.407 100% 170.892.910 Nota: % = 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. 5-3 EDELNOR 21/7/09 5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento 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. 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. 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. 5-4 EDELNOR 21/7/09 5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Los valores de costos comerciales resultantes para las distintas opciones tarifarias son los siguientes. Opción Tarifaria MT2 y BT2 MT3, MT4, BT3 y BT4 BT5C BT5A, BT5B y BT6 BT7 Total Número Costo de Anual Clientes miles US$ 272 4.110 5.548 929.123 30.000 969.053 5 64 360 8.363 377 9.168 Costo Unitario US$/ clientesmes 1,53 1,29 5,41 0,75 1,05 0,79 Los resultados totales obtenidos para los costos de explotación de la empresa modelo se presentan en la tabla de la página siguiente. 5-5 EDELNOR 21/7/09 5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Costos de OyM Técnicos CONCEPTO TOTAL Distribución MT Distribución BT Alumbrado Público Total Gestión Comercial Comercialización Operación Comercial Costo asociado al Usuario 928.189 486.932 Total Generación Propia Transmisión Otras Zonales Otros ConexioCortes y nes y reconexiomedidores nes 98.286 184.619 549.625 1.372.455 1.655.359 108.385 15.486 151.736 769.458 1.397.613 91.509 13.075 128.110 Nuevos Negocios Terceros y otros Inversiones TOTAL Costos Directos 12.797.330 1 Materiales 7.549.790 2 Supervisión Directa 7.346.764 3 Personal Propio 30.644.047 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 58.337.931 6 Total Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 3.81 9.697 1 Personal 545.755 2 Materiales 5.347.461 3 Servicio de Terceros 5.1 26.366 4 Aporte Organismo Regulador 2.286.942 5 Costo Capital de Trabajo 17.126.222 6 Total Asignación de Costo de Gestión Comercial 1 Materiales 2 Supervisión Directa 3 Personal Propio 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total Asignación de Costo de Operación Comercial 1 Materiales 2 Supervisión Directa 3 Personal Propio 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total Costos Totales de OyM 1.261.178 1.047.656 1.494.527 3.831.142 7.634.504 499.872 71.421 699.806 1.554.068 684.681 3.509.848 106.320 233.794 373.001 973.428 1.686.542 147.306 495.033 558.076 1.134.851 2.335.267 3.528.310 1.496.489 1.092.137 7.003.358 13.120.295 859.056 122.741 1.202.653 2.670.747 1.176.660 6.031.857 146.011 321.073 512.250 1.336.827 2.316.160 202.298 679.838 766.416 1.558.513 3.207.065 2.190.399 6.979.888 2.776.641 52.288 2.638.953 788.388 11.622.888 232.496 251.928 630.947 759.443 2.282.974 3.925.292 257.010 36.721 359.806 349.078 1.338.737 1.164.503 2.582.827 5.435.145 355.868 50.846 498.205 1.529.195 2.456.616 228.313 2.152.259 5.584.452 10.450.253 7.227.886 16.588.323 473.248 67.617 662.534 534.389 594.262 492.968 1.884.592 3.506.210 229.570 32.801 321.392 625.450 2.808.701 281.490 247.668 1.221.506 1.098.663 2.376.114 4.107.540 155.577 22.229 217.803 237.223 132.917 268.943 38.426 376.512 200.176 78.530 142.891 1.055.987 1.265.291 2.224.232 4.688.401 306.975 43.860 429.755 4.288.247 2.316.533 2.555.552 8.570.906 17.731.238 1.160.959 165.877 1.625.308 237.223 132.917 3.322.284 3.263.571 213.683 30.531 299.150 664.327 292.685 1.500.377 36.319 79.864 127.418 332.525 576.127 50.320 169.104 190.640 387.668 797.732 24.018.370 1.572.611 224.694 2.201.609 4.889.143 2.154.025 11.042.082 288.650 634.731 1.012.669 2.642.780 4.578.829 399.924 1.343.976 1.515.132 3.081.032 6.340.064 1.086.126 155.185 1.520.544 653.537 904.919 1.203.399 2.761.856 583.763 765.749 683.881 275.607 232.694 780.590 15.166.161 24.675.377 6.137.807 45.979.345 Costos Totales Asociado al Usuario 8.431.286 4.089.973 3.141.863 4.791.421 1.930.967 1.630.308 5.468.991 21.053.522 5-6 EDELNOR 21/7/09 373 1.931 734.119.896 1.250 1.818 821.176.064.152 215.558.276 579.528.660 6.358 13.708 219.666 138.298 679.056 122.857 146.959.044 494.776.050 TOTAL 3.838 766.207.827 2.850.303 101.496.031.521 4.003.137 7. CONCEPTO Costos Directos 1 Materiales 2 Supervisión Directa 3 Personal Propio 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total Costos Indirectos (Actividades de Apoyo) 1 Personal 2 Materiales 3 Servicio de Terceros 4 Aporte Organismo Regulador 5 Costo Capital de Trabajo 6 Total Asignación de Costo de Gestión Comercial 1 Materiales 2 Supervisión Directa 3 Personal Propio 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total Asignación de Costo de Operación Comercial 1 Materiales 2 Supervisión Directa 3 Personal Propio 4 Servicio de Terceros 5 Cargas Diversas y Otros 6 Total Costos Totales de OyM Costos de OyM en BT SED MTBT 895.416 1.282 2.011 321.316.271 1.092.015 Red de BT 2.923 381.120.295 859.494 64.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.250 523.588 243.806 912.373 971.310 1.818 162.146 464.675.139 1.443 423.937 525.635 83.823.073 512.331 4.231 1.213 512.669 272.255 349.824.632.187 2.027 8.227.982 16.160 202.377 5-7 EDELNOR 21/7/09 .160.190.489 1.202.336.912.653 2.808 803.581.382 846.939 373.626 586.747 1.513 3.065 7.017.052 99.395 24.670.741 1.950 4.804 46.421 38. 85% 0.30% 2. 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.91% 0.07% 0.07% 0.6.49% 2.44% (*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión 6-1 EDELNOR 21/7/09 . Nivel de Tensión MT SED BT Acometida Medidor Tipo Técnica No Técnica Técnica Técnica No Técnica Técnica Técnica Porcentaje (*) Energía Potencia 1.17% 1.76% 3.49% 4.13% 2.53% 2. 7. Descripción Número de interrupciones en BT Número de interrupciones en MT Duración de las interrupciones en BT Duración de las interrupciones en MT Caída de tensión en MT Caída de tensión en BT Unidad interrupciones / semestre interrupciones / semestre Horas / semestre Horas / semestre % de la tensión nominal % de la tensión nominal Valor 1.767 1.723 1. 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.952 < 5% < 5% 7-1 EDELNOR 21/7/09 .024 3. 002 377 30.376 47.258 3.406 CFECO CCSP 264 5.166 7.813 44.1408 Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Anualidad del VNR (Inversión) Costo Anual de Operación y Mantenimiento Total Costo Anual Demanda Valor Agregado de Distribución Inversión Operación y Mantenimiento Unidad miles S.548 5.093 14.432 974.146 Baja tensión SED 376.807 CFE 8.268 1.526 10.713 29.712 4.526 10.399 S.146 518.634 139.399 US$ / kW ./ kW Media tensión 736.776.268 1.mes S.325 2.867 70.043 824.230 15.000 1.mes S.760 565./ / kW .mes US$ / kW .1 RESULTADOS VAD Y CARGOS FIJOS Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Anualidad del VNR (Inversión) Costo Anual de Operación y Mantenimiento Total Costo Anual Demanda Valor Agregado de Distribución Inversión Operación y Mantenimiento Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW Media Baja Baja tensión tensión tensión 234.8.534 4.143 46.535 CFEAP 360 5.750 CFS 64 4.292 CFH 5 272 1.273 518.mes Cliente Total 9.363 929.399 Baja tensión SED + Redes 1.953 15.010 824.mes Total 2./ miles S.355 518.054 91.260 22.046 Cargo Fijo Tipo de cambio ( S/.791 1.666 8-1 EDELNOR 21/7/09 .352 119.399 518.534 4.mes Total 2.110 1.712 4.123 0. / US$ ) : 3.577 71.mes US$ / kW ./ / kW .258 3.778 317.696 24.791 220.825 30.953 15./ miles S.325 2.553 0./ miles S.666 Descripción Total Costo Anual Número de Clientes Unidad miles US$ Unidad US$ / Cliente . 8.692 101./ / kW .577 96.791 1.500 4. Octubre 2012 Noviembre 2012 .9981 0.094 0.06 CFH 16 272 4.mes Cliente Cargo Fijo Total 29.9977 0.9952 0. Resultados Descripción Total Costo Anual Número de Clientes Unidad miles S.624 974.8.82 CFEAP 1.3 8.0000 0.1 FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN VAD MT Parámetro Valor Parámetro Indicador Asociado IPM TC IPAl IPCu A B C D 0.9942 8.98 CFECO CCSP 830 5.548 16.36 CFS 200 4.123 2.9848 0.2 FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA Período Noviembre 2009 .069 0.0000 0./ Unidad S.110 4.3.2 VAD BT Parámetro Valor Parámetro Indicador Asociado IPM TC IPAl IPCu A B C D 0.9857 1.Octubre 2010 Noviembre 2010 .043 8.9962 0.0000 0.861 0.553 2.861 0.29 8./ / Cliente .183 30.Octubre 2013 VADMT VADBT VADSED Cargo Fijo 1.0000 0.500 12.9954 0.130 5.9931 1.000 3.9924 0.265 929.9904 0.3.031 0.53 CFE 26.039 8-2 EDELNOR 21/7/09 .003 0.57 1.Octubre 2011 Noviembre 2011 .9773 1. 427 8-3 EDELNOR 21/7/09 .105 Parámetro Valor Parámetro Indicador Asociado IPM TC.3.8.144 9% 3.680 0.706.94 341.15 2. MEF 200.3 VAD SED Parámetro Valor Parámetro Indicador Asociado IPM TC IPCu IPAl A B C D 8.3.4 Cargo Fijo 0.3. TA IPCu IPAl A B C D 1.08 3.216 0.5 Valores Base de los Indicadores Asociados Indicador asociado Indice de Precios al por Mayor Precio del Aluminio Precio del Cobre Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Productos Importados Código IPM0 IPAl0 IPCu0 TC0 TA0 D0 Valor Indicador Didiembre 2008 Referencia INEI Platt's Metal Week Nota Semanal del BCR del Perú SBS MEF SBS.000 8. Resultados 8. EDELNOR Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica .Período: Noviembre 2009 Octubre 2013.Parte 1 de 3 Julio 2009 . Informe Definitivo del estudio de Costos del VAD del ST 1 . Parte 1 de 3 Julio 2009 © PA Knowledge Limited 2009 Prepared by: Consorcio PA Consulting Services SAC – PA Consulting Services SA Calle Bolívar 472 Of.0 EDELNOR 21/7/09 .Período: Noviembre 2009 Octubre 2013.paconsulting.com Versión: 1.603 Lima 18 Perú Tel: +511-447 7784 Fax: +511-241 1016 www.EDELNOR Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica . Informe Definitivo del estudio de Costos del VAD del ST 1 . 2 Antecedentes de la organización 2. 4.4 Antecedentes Comerciales 2.7 Otros Antecedentes 3.1 Analisis de los Costos de Operacion y Mantenimiento 4.8 Criterios de Asignacion de Costos 2.A.8 Formatos C 1-1 2-1 2-1 2-1 2-2 2-3 2-3 2-4 2-4 2-5 2-5 3-1 3-1 3-2 3-2 3-22 3-28 3-30 3-30 3-42 3-49 4-1 4-1 4-2 4-26 4-27 4-27 4-31 4-38 4-45 3.4 Antecedentes Comerciales 3.3 Antecedentes de las Instalaciones Electricas y No Electricas 2.A.6 Antecedentes de la Calidad de Servicio Electrico 3.8 Criterios de Asignacion de Costos 3.1 Antecedentes Contables 3.2 Definicion y Descripcion de la organización 4.9 Formatos B Revisión Inicial de Costos 4. 2.1 Antecedentes Contables 2.9 Formatos A Validación y Revisión de Antecedentes 3.21/7/09 .6 Optimización Inicial considerando la Encuesta de Remuneraciones del Mercado 4.3 Antecedentes de las Instalaciones Eléctricas y No Eléctricas 3.INDICE 1.4 Analisis de los Servicios de Terceros 4.5 Asignacion de Actividades y Dedicacion del Personal 4. i EDELNOR.2 Antecedentes de la Organización 3.6 Antecedentes de la Calidad de Servicio Electrico 2. Introducción Antecedentes de la Empresa Real 2. 4.7 Evaluación del valor contable del activo fijo de Edelnor S.7 Otros Antecedentes 2.5 Antecedentes de Operacion y Mantenimiento 3.3 Analisis y Determinacion del Nivel de Remuneraciones 4.5 Antecedentes de Operacion y Mantenimiento 2. y entregada por el OSINERG. 1-1 EDELNOR 21/7/09 . antecedentes y las características básicas de la Empresa Real y del Sistema Eléctrico Modelo (correspondiente al Sector Típico en estudio). 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. que comprenden los Costos Fijos. los Valores Agregados de Distribución MT y BT. En el Capítulo 2 se detalla la información técnica. Corresponde a la Revisión 3. 2 y 3 del estudio. cuyos resultados se presentan en los Formatos D del Anexo 1 de los TDR.1. 2. Estructuración de la empresa modelo y determinación de instalaciones y costos óptimos. descritas precedentemente. Cálculo de las Tarifas de Distribución. Revisión y Ajuste Inicial de los Costos de Explotación. 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. 4. en este Informe se presentan los resultados de las Etapas 1. La misma se presenta en los Formatos A del Anexo 1 de los TDR. También llamada revisión 2. servicios de terceros y demás costos de explotación de la empresa concesionaria y de la empresa modelo. 3. comercial y económico-financiera recopilada por la distribuidora. Validación y revisión de los datos. comercial y económica del funcionamiento del sistema eléctrico seleccionado como modelo para el sector típico. También llamada revisión 1. cuyos resultados se presentan en los Formatos C del Anexo 1 de los TDR. Recopilación de la información técnica. cuyos resultados se presentan en los Formatos B del Anexo 1 de los TDR. 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. 5. análisis de la estructura de personal y de remuneraciones. y se concluye con la elaboración de los Formatos B descritos en el Anexo 1 de los TDR. se han analizado y revisado además de la información básica. conteniendo la información correspondiente a la empresa Concesionaria y al Sistema Eléctrico Modelo debidamente revisada y validada. Se ha aplicado a la estructura optimizada los resultados de una encuesta de remuneraciones de mercado para determinar los costos de personal correspondientes. considerando las funciones y actividades a ejecutar. El mismo consistió en realizar un análisis de la estructura de personal de la distribuidora en cada sector de la organización. Introducción A continuación en el Capítulo 3 se describe el resultado de la validación y revisión de los datos. los criterios utilizados por la empresa para la asignación de ingresos. para determinar una reestructuración que optimiza la estructura. antecedentes y características básicas de la Empresa Real correspondiente con el Sistema Eléctrico Modelo de Lima Norte.1. Los resultados de este Ajuste Inicial de Costos se presentan en los Formatos C que se adjuntan en el Anexo L del presente Informe. que corresponde a la Etapa 3 del Estudio. En el Capítulo 4 se describe el proceso efectuado para realizar la Revisión Inicial de los Costos de Explotación. y a la empresa modelo. Estos formatos se presentan en el Anexo K del presente Informe. de costos y del VNR a las distintas actividades de negocios de la distribuidora. 1-2 EDELNOR 21/7/09 . Se detallan los estudios. Durante este proceso de validación. inspecciones y análisis efectuados para cumplir lo indicado en los TDR. Con relación a la revisión de la información contable se recabó la siguiente documentación: • Documentación (factura o recibo. pasivos y activos contingentes.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. uso de estimaciones. Edelnor proporcionó al Consultor.2. los siguientes antecedentes contables: • Antecedentes contables de la Empresa de Distribución Eléctrica. impresos • Memoria de la Empresa por el ejercicio 2007 • Contratos suscritos con las firmas: Apoyo Consultoría SAC. SYNAPSIS por servicio de diseño de software • Política contable respecto a la preparación de los estados financieros. y al OSINERGMIN.EDELNOR proporcionó al Consultor. INGEDISA. 2. Electricidad. Transporte y Agua. establecidos por el OSINERGMIN – GART en el Sistema de Análisis Económico y Financiero.1. y al OSINERGMIN. que se indica en el Anexo Nº 1 para los Formatos del I al V para cada una de las actividades definidas. Política contable respecto a la provisión de la cuenta incobrable. comerciales y económicos sobre la Distribuidora.1. 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. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA REAL En este capítulo se describen los antecedentes contables. los siguientes antecedentes referentes a la organización: 2-1 EDELNOR 21/7/09 . Adicionalmente. y su posterior utilización en el desarrollo del estudio.GART por los años 2007 y 2008 • Estados Financieros auditados por el ejercicio 2007. recopilada para su revisión y validación. • Costos asociados a las actividades vinculadas a la prestación de otros servicios • Información de los estados financieros remitidos al OSINERGMIN . costos y gastos.1 ANTECEDENTES CONTABLES De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. CAM. según los Formatos para la Presentación de la Información Económica y Financiera de las Empresas de Servicio Público de Electricidad. existencias. asimismo respecto a la baja de bienes de activo fijo y de materiales de almacén • Planilla de haberes 2. inversiones. COBRA PERU S. ajuste moneda constante. AVANZIT.A. se solicitó la base de dato en medio magnético de las transacciones contables correspondiente a los años 2007 – 2008. reconocimiento de ingresos. nota contable con indicación de la orden de trabajo) que acredita la adquisición del bien y/o servicio. técnicos. provisiones. y con el objeto de revisar y validar el 20% de los costos de distribución. e − Información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica. − Información de los costos estándar de distribución para la fijación del VNR. beneficios. 2.3. Medición y Control − Equipos de Comunicación − Equipos de Oficina − Equipos de Computación. funciones. los que se efectuarán tomando como referencia la tabla indicada en los TDR. regalías. • Antecedentes de los costos de personal propio y de terceros. 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. Edelnor proporcionó al Consultor. y al OSINERGMIN. − Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la Empresa Modelo.1.2. Detalle: − Terrenos − Edificios y construcciones − Equipos y vehículos de Transporte y Carga − Equipos de Almacén. seccionamiento y compensación. personal.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y NO ELECTRICAS Metrados y Valorización 2. 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. 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. costos de personal por cargo y tipo desagregando remuneraciones. sobretiempos y otros. Antecedentes de la Empresa Real • Antecedentes de la organización. Edelnor entregó la información al 30 de junio de 2008 utilizando el Sistema de Información VNR GIS.1 De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. y − Otros equipos 2-2 EDELNOR 21/7/09 . Maestranza. − 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. Los costos unitarios fueron reportados utilizando el SICODI. Descripción. 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. • 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. Edelnor proporcionó al Consultor.1. − Programa anual de repuestos adquiridos en el año.1 ANTECEDENTES DE OPERACION Y MANTENIMIENTO Antecedentes de Explotación Técnica De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1 ANTECEDENTES COMERCIALES Compras y ventas de energía y potencia De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. • Información del Balance de Energía y Potencia que suministrada utilizando el Formato II indicado en el Anexo N°1 de los TDR.1.2. Responsable del área.5 2. 2-3 EDELNOR 21/7/09 . VI-2 y VI-3 del Anexo N°1. − Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución.5.4. 2. − Rol de turnos para la atención por emergencias. y Tipo de Instalaciones que comprende − Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento.4 2. y al OSINERGMIN. los siguientes antecedentes referentes a la operación y mantenimiento.1.4. 2. La información magnética se entregó en formato Excel. y al OSINERGMIN. Edelnor proporcionó al Consultor. 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. y al OSINERGMIN. La información del período enero 2007 – mayo 2008 se entregó según los formatos vigentes en dicho período. Edelnor proporcionó al Consultor.2 Balance de energía y potencia De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. los siguientes antecedentes referentes al balance de energía y potencia. Fecha. − Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas conteniendo: · · · · · N° de Orden de Trabajo. Antecedentes de la Empresa Real 2. costos unitarios por transacción. 2.).1. 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. Edelnor proporcionó al Consultor. Antecedentes de la Empresa Real − Recursos utilizados para la atención del servicio. y al OSINERGMIN. reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica. número de ventanillas de atención.3 Antecedentes de Gestión De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. los siguientes antecedentes referentes a la explotación comercial: • Información de otros costos comerciales relacionados con la atención de nuevos suministros.5. tipos de vías.2 Antecedentes de Explotación Comercial De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. alimentadores. número de centros de atención (de la Empresa. etc. 2. 2.7 OTROS ANTECEDENTES De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. Edelnor proporcionó al Consultor. y al OSINERGMIN. • Información de la modalidad de cobranza.1. y − Otros costos de operación y mantenimiento. − Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros. tiempo promedio de atención. los siguientes antecedentes diversos: • Información sobre las características técnicas de las SET AT/MT. Edelnor proporcionó al Consultor. y al OSINERGMIN. • Información de los ratios comerciales para las actividades que se presentan en el cuadro indicado en los TDR. operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica con el fin de preservar el patrimonio cultural 2-4 EDELNOR 21/7/09 . los siguientes antecedentes referentes a la gestión de la Empresa: • Presupuesto operativo detallado y ejecución de los períodos 2007 y 2008.2. Edelnor proporcionó al Consultor. subestaciones y demandas máximas • Otros servicios prestados por la Empresa Distribuidora • Información sobre vías.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. control de pérdidas y gestión de morosidad. Bancos.5. 2. Centros Autorizados de Recaudación. que requieren de un tratamiento especial en lo que respecta a la instalación. etc. 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. tipo de alumbrado y perfiles de vía de la zona • Información de zonas históricas o monumentales. cortes y reconexiones.1.1. 8. fueron presentado para los años 2007 y 2008. y a la empresa modelo.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 al OSINERGMIN. 2. y se incluyen en el Anexo J de este informe. también llamados Formatos A. Antecedentes de la Empresa Real 2. 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. 2.2.9 FORMATOS A Los Formatos indicados conteniendo la información presentada por la Empresa.1. se ha recopilado la siguiente información: • Criterios de asignación de los Costos Indirectos y de Supervisión a las distintas actividades de la empresa.1 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS A Nivel de Actividades De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5. 2-5 EDELNOR 21/7/09 .8 2. EDELNOR proporcionó al Consultor. • 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. • Información sobre los criterios de asignación e inductores de costos. Depreciación 8.4 59. Donaciones TOTAL Empresa Adecuación Reestructurado AÑO 2007 ESTADOS FINANCIEROS (EF) Empresa Adecuación Reestructurado (a) 1. tal como explica en el siguiente cuadro: 3-1 EDELNOR 21/7/09 .1 y 1.9 755.9 -12. 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.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente.4 75. muestran diferencias.162.1.2 -11.3.3 78.8 35.0 130.1 0.1 31.4 -1. por S/.8 -1.1 3.8 -1.9 0. Otras actividades SUB TOTAL 7.8 994.4 (a) 0.9 995.0 755. Comercialización 5.6 125.5 (b) 0.5 125.1 ANTECEDENTES CONTABLES Reestructuración de los Estados Financieros años 2008 y 2007 La información económica que EDELNOR remite trimestralmente a OSINERGMIN. Generación 2 Transmisión 3.2 9. distribución y comercialización.0 -66.3 1.8 1.4 1.0 64.1 1.6 78.9 1. correspondiente a los años 2007 y 2008. 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.9 1. 3. Distribución * Compra energia * Distribuciòn 4. Con la finalidad de mostrar esta separación de costos y gastos e identificarlos a nivel de las actividades de generación.8 116.4 66.9 9.9 803.5 54. 3. 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.0 En la reestructuración no se considera gastos por donaciones no deducibles del impuesto a la renta.1 37. distribución.0 0. Administración 6.5 116.0 59.045.044.M 1.5 803. cuyo resultado se muestra en el siguiente cuadro: AÑO 2008 ESTADOS FINANCIEROS (EF) COSTOS S/.7 (b) 0.3 -2.4 -64. comercialización y administración.120. transmisión.4 ( a+b ) 1.8 9.0 124.2 9.5 33.121.161.0 75.9 1.3 0. fue necesario reestructurar los estados financieros en lo que respecta al Estado de Costos y Gastos.9 1. transmisión.0 ( a+b ) 0. M.1 0.6 70. 31.1 0.044.9 9. en el proceso de distribución de los costos de supervisión directa y de los costos indirectos (Formatos “B”).0 994.5 1. Otros Servicios TOTAL 803. lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME de fecha 11.0 0.6 -33.0 59.2 9. Los importes que se anotan en la columna “metodología”.4 59. por corresponder a donaciones no deducibles del impuesto a la renta. deducidos de inversiones por ser considerado gastos.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente.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).9 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente. Validación y Revisión de Antecedentes AÑO 2008 COSTOS S/. Este análisis detallado se presenta en el punto 4.8 -1.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y NO ELÉCTRICAS Con referencia a las instalaciones eléctricas y no eléctricas.0 55. Distribución * Compra energia * Distribuciòn 4.5 1.8 64.0 81. 1.1 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. 3.3.3 (a) 0.9 34.1 1.8 y 18.3 9.9 (b) 1.5 -3.8 -18.014.4 75.3.7 80.9 -1.9 755.5 60.1 755.3 3.5 54.3 78. M. y de acuerdo a lo indicado en los TDR.8 -31.7 0.9 -4.b) Adiciones Metodologia -0. • Gastos.6 803.7 1.5 Diferencias (a .2 de este Informe. Generación 2 Transmisión 3.0 Los mayores importes que muestran los Formatos “A” respecto a los “B” se refieren a lo siguiente: • Importes por S/. Comercialización 5. utilizando los costos unitarios de inversión correspondientes al mes de diciembre de 2008 3-2 EDELNOR 21/7/09 . se ha efectuado a partir de la verificación in situ de muestras de instalaciones.5 30.0 (b) 1.0 9.1 0. por S/.6 Diferencias (a . Administraciòn 6.077.94 y los que fija los TDR del Estudio VAD 2009.0 87. son el resultado de aplicar.04. 3.b) Adiciones Metodologia -0.1 31.5 -20.5 1.8 35. 3.3 y 1.4 82.M VAD "B" VAD "A" AÑO 2007 VAD "B" VAD "A" (a) 1.8 1.1 0. 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. i.863 316 1460 Diferencia (%) -1.498 75.2.178 302 1493 total Verificado 65.007% -2. De las mismas se ha proporcionado copia al Supervisor y a Edelnor. Validación y Revisión de Antecedentes Al respecto se detallan a continuación los resultados de cada una de las actividades mencionadas. Para ejecutar y registrar los resultados de la inspección se elaboró un modelo de acta. el Consultor y 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. y de las 45 Subestaciones de distribución.SECCIONAMIENTOS Y ENLACE D.430% 2.RED AEREA B.260% 3-3 EDELNOR 21/7/09 . determinados por el Consultor y aprobados por el OSINERG GART. Tal como lo indican los TDR del Estudio del VAD en el punto 5. 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. Al respecto se detallan a continuación los resultados de las inspecciones de campo realizadas... Las variaciones encontradas reflejan un porcentaje menor al 3% en todos los casos. en la cual se levantó la información recopilada en el campo. y presentada al OSINERG en ocasión del estudio del VNR..RED SUBTERRANEA C. a.. se realizó por una parte comparando los valores incluidos en este formato con los resúmenes de la información contenida en el Sistema VNR Info. 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.154 76. INSPECCIONES DE CAMPO DE LA MUESTRA DE INSTALACIONES La revisión y validación del VNR presentados por la distribuidora en el Formato I. 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. La inspección de campo consistió en la verificación de los 15 alimentadores de Media Tensión incluyendo las subestaciones de seccionamiento y de terceros.ESTRUCTURAS Unidad Km Km Unidad Unidad Total Presentado 64. ALIMENTADORES MT Componente A. utilizando los códigos de OSINERG.3.193% -4. incluyendo sus redes de servicio particular y de alumbrado público. 873 16 22 38 Total verificado 5..ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO B1.EN ZANJA AP B3 ALUMBRADO PÚBLICO .SOBRE ESTRUCTURA AP A3.76% 2.95% 8.620 42.490 35.EN ZANJA SP B2+B3 TOTAL RED AEREA A5 EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO B5 EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO A5 + B5 TOTAL EQUIPOS DE CONTROL Unidad Km Km Km Km Km Km Unidad Unidad Unidad Total presentado 5..SOBRE ESTRUCTURA SP A2+A3 TOTAL RED AEREA B2 ALUMBRADO PÚBLICO ..73% Red Subterranea Se aprecia que las diferencias en las redes de servicio particular están dentro del rango de +/. En las redes de Alumbrado Público en el item A2 y B3 supera el rango de +/5%.620 1393 21 1320 Diferencia (%) 2.ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Los porcentajes se refieren a : ((Presentado/Verificado)-1)*100 Unidad Km Km Km Unidad Unidad Unidad Unidad Km Km Km Unidad Unidad Unidad Red Aerea Total presentado 19.183 15.EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO B6.490 35.626 15.3. Subestaciones de distribucion y Red de BT Tipo de red SUBCOMPONENTE A1 .267 5...292 41.EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO A6.632 6.EN ZANJA AP B3.EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO A5.292 1466 22 1356 Total verificado 18. 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.. 3-4 EDELNOR 21/7/09 .87% -14.715 5.24% 4.626 15.00% -1.88% -0. así como B2 y B3 se encuentran dentro del rango.ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR A7.708 5.SERVICIO PARTICULAR B2.21% -14.581 36.581 36.01% 1.ALUMBRADO PÚBLICO .SOBRE ESTRUCTURA SP A4.500 5.EN ZANJA SP B4.ALUMBRADO PÚBLICO . A continuación se muestra el cuadro con las variaciones antes indicadas.54% -3..SOBRE ESTRUCTURA AP A3 ALUMBRADO PÚBLICO .ALUMBRADO PÚBLICO .183 15.082 750 16 781 231 59.ALUMBRADO PÚBLICO .32% -1.32% 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%.111 20 21 41 Diferencia (%) 8.00% 4.01% 1...76% -7. Validación y Revisión de Antecedentes 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.54% -3. SUBCOMPONENTE A2 ALUMBRADO PÚBLICO ..88% 38.568 778 20 796 167 60..EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO B5.60% -20.SERVICIO PARTICULAR A2. sin embargo la suma de los items A2 y A3.568 20.57% -20.751 6.12% -3.88% 5.082 20.5%..12% -0. 529 160. Validación y Revisión de Antecedentes METRADO EQUIPOS DE ALUMBRADO PUBLICO EQUIPOS DE AP COMPONENTE RED AEREA RED SUBTERRANEA TOTAL EQUIPOS AP Unidad Jgo Jgo Jgo Total Presentado 750 1.466 2.539 36 I I I I I E E E I E E E I I I I E AA3241 AA3249 AB3249 AC3249 AU3247 BG3241 CJ1232 CJ1233 CJ1233 EL1232 EL1233 EPS0902 EPS1601 EPS1602 EPS1701 FK3111 GO3251 3-5 EDELNOR 21/7/09 .171 Diferencia (%) -3.620 16.280 11.3.223 116.944 2.653 265.037 Tipo Origen RED RED CodigoRED Longitud (m) 68.068 114 40.918 196.510 175.243 78 171 219.570 13.163 16.60% 5.422 6.141 35 17 9 1.531 A A A A A A A A A A A A SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP AA02503 AA03503 AA05003 AA07002 AA07003 AA12003 AA12503 AA18503 AA24003 AS07003 AS12003 CP05003 A A A A A A A A S S S S SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP CU01602 CU01603 CU02502 CU02503 CU03503 CU05003 CU07003 CU12003 N201603 N202503 N203503 N207003 S S S S S S S S S S SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP N212003 N224003 NK01603 NK02503 NK03503 NK07003 NK09503 NK12003 NK24002 NK24003 Equipos MT: CodInstalacion CodNorma Numero 66 39 131 781 90 6 3 834 826 26 521 2.304 284 650 66.07% ii.652 234.403 2.661 72.24% 2.517 46.481 204. según se presenta en las tablas siguientes: Red de MT: Tipo Origen RED RED CodigoRED Longitud (m) 127 3. 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.584 54.216 Total Verificado 778 1.504 321.708 7.393 2.796 Tipo Origen RED RED CodigoRED Longitud (m) 419 56.653 192.796 2. 286 56.697 60 25.600 968 258.378 936 35.890 79. Validación y Revisión de Antecedentes Red de BT: Tipo Origen RED RED CodigoRED Longitud (m) 508.770 1.801 20.000 728 1.629 1.982 Tipo Origen CodigoRED RED RED Longitud (m) 1.645 111 109.288 580 2.881 1 Tipo Origen CodigoRED RED RED Longitud (m) 310 130 6.888 7.608 356.985 19.336 180 6.670 7.164 25.060 33.445 8.370 206 1.115 982 470.626 34.449 3.724 1.269 10 Tipo Origen CodigoRED RED RED Longitud (m) 21.029.896 13.866 5.201 34 3.308 267 2.579 647 2.376 2.389 14.943 1.600 330.713 183 658.166 329 4.668 445.694 628.538 130 312.174 211 622 941 5.123 3.304 139.117 73.233 2.016 337.044 205.289 436.343 236 54 40 8.517 503 44.531 302 17.001 76.021 337.861 185.666 87.516 209.241 275.359 241.505 1.530 1.053 50.177 1 172 1.309 5.188 670.264 872 1.936 3.068 22.124 13.471 136 15.769 21.645 42.478 9.913 70.316 47.401 4.261 1.629 7.199.717 2.018 11.684 86.444 27.744 9.689 7.120 1.144 773 2.787 45.745 207 1.073 22.473 28 47.119 2.550 42.079 261.286 192 A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AS01632 AS02533 AS03533 AS05033 AS07033 CC00432 CC00632 CC00633 CC01032 CC01033 CC01632 CC01633 CS00632 CS01032 CS01633 CS02533 CS03533 CS05033 CU00662 CU00663 CU01062 CU01063 CU01662 CU01663 CU02563 CU03363 AS01622 AS025216 AS02523 AS035210 AS035216 AS03523 AS050216 AS05023 AS070216 AS07023 CC00422 CC00622 CC00623 CC01022 CC01023 CC01622 CC01623 A A A A A A A A A A A A A A A A A S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP CS00622 CS010206 CS01022 CS016206 CS016210 CS01623 CS02523 CS035210 CS03523 CS050210 CS05023 CU00642 CU01042 CU01043 CU01642 CU01643 CU02543 NK00632 NK00633 NK01032 NK01033 NK01633 NK02033 NK02533 NK03533 NK05033 NK07033 NY00632 NY00633 NY01032 NY01033 NY01632 NY01633 NY03533 NY07033 NK00622 NK00623 NK01022 NK01023 NK01623 NK02023 NK02523 NK03523 S S S S S S S S S S S A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP AP SP SP SP NK05023 NK07023 NY00622 NY00623 NY01022 NY01023 NY01622 NY01623 NY03522 NY03523 NY07023 AS01612 AS02513 AS03513 A A A A A S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S S SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP CU02523 CU03522 CU03523 CU05023 CU07023 NK00612 NK00613 NK01012 NK01013 NK01613 NK02013 NK02513 NK03513 NK05013 NK07013 NK09513 NK12013 NK15013 NK18513 NK20013 NK24013 NK30013 NK50013 NY00612 NY00613 NY01012 NY01013 NY01612 NY01613 NY02513 NY03513 NY05013 NY07013 NY12013 NY18513 NY24013 NY30013 NY50013 SP AS025216SP SP AS035210SP SP AS035216SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP SP AS05013 AS07013 CC00612 CC00613 CC01012 CC01013 CC01612 CC01613 CS00613 CS01012 CS01013 CS01613 SP AS050216SP SP AS070216SP SP CS010206SP SP CS016206SP SP CS016210SP SP CS035210SP SP SP SP SP SP SP SP SP CS07013 CU00622 CU00623 CU01022 CU01023 CU01622 CU01623 CU02522 3-6 EDELNOR 21/7/09 .875 198.825 419.119 1.978 6.497 284.500 834 560.852 3.747 1.929 697.037 185.049 141 1.545 28.803 2.206 8.374 4.201 223 468.107 18.317 3.116 2.221 815.912 247 765.597 6.519 1.188 82.294 126 33.250 163 8.751 74 75 29.131 1.3.044 52.451 118. 98 30 45 35 25 75 50 43.32 30 25.595 1 1 1 844 1 10 5 573 1 5 1 1 9 4 96 1 11 195 94 147 7 58 2 1 57 1 64 1 8 1 3 64 80 1 2 19 2 27 SM07503 SM07503 SM07504 SM07504 SM10004 SM16004 SV03704 SV05004 SV07504 SV10004 SV11004 SV11004 SV15004 SV16004 SV20004 SV25004 SV30004 SV30004 SV31504 SV32004 SV40004 SV63004 SP05004 SP07504 SP08004 SP10004 SP11004 SP16004 SP20004 SP25004 SP30004 SP31504 SP32004 SP40004 SP63004 SP64004 SC02501 SC02504 SC02504 SC02504 260 225 80 75 100 150 37 50 75 100 110 101 150 160 200 250 300 650 315 350 400 630 50 75 80 100 110 160 200 250 300 315 320 400 630 640 21.3 75 25 37 64.95 25.09 37 50 100 50 137 100 1 22 1 1 1 1 1 1 3 2 1 1 1 1 13 4 22 15 3 1 35 4 1 2 2 4 1 14 1 12 5 1 1 2 2 7 1 505 1 1 SB07504 SB10004 SB10004 SB12504 SB15004 SB16004 SB20004 SB20004 SB22004 SB25004 SB27504 SB27504 SB30004 SB31504 SB32004 SB37504 SB40004 SB50004 SB63004 SM01001 SM01002 SM01003 SM01004 SM01501 SM01502 SM01502 SM01502 SM01502 SM01503 SM01503 SM02501 SM02501 SM02502 SM02502 SM02503 SM02503 SM03703 SM05001 SM05002 SM05004 75 100 50 125 150 160 260 200 220 250 260 275 300 315 320 350 400 500 630 10 17.65 25.32 1050 275 1280 1650 880 17. Validación y Revisión de Antecedentes SED MTBT: CodigoRED PotInst Numero CodigoRED alada PotInst Numero CodigoRED alada PotInst Numero CodigoRED alada PotInst Numero CodigoRED alada PotInst Numero CodigoRED alada PotInst Numero alada EPS1102 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 0 600 1200 320 640 1260 825 700 1400 1030 220 440 1180 500 400 0 160 800 630 315 1610 150 1890 15 900 915 1040 2080 675 175 1350 350 1190 620 2100 550 1100 1900 100 250 1 1 1 12 36 12 1 15 1 9 25 2 1 2 130 22 65 29 70 1 1 2 3 3 3 1 5 1 2 1 1 49 1 1 2 42 2 1 33 54 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 EPS1103 SB01002 SB01003 SB01502 SB01503 SB02501 SB02502 SB02503 SB02504 SB03701 SB03702 SB03704 SB05001 SB05004 SB05004 SB07502 SB07504 20 200 21.96 111 50 86.32 50 100 150 137 160 175 200 220 440 250 500 275 550 550 315 320 350 650 700 400 750 800 520 550 900 1350 1040 1100 880 950 1030 630 600 640 129.98 45 25 43.6 50 1 1.9 1270 1190 1280 1180 3 17 32 2 1 63 1 20 24 1 51 1 36 1 1 1 12 50 1 6 129 1 14 1 38 2 1 5 1 1 4 3 69 1 35 1 3 1 3 1 SC64024 SC70004 SS10004 SS16004 SS22004 SS22024 SS25004 SS25024 SS35004 SS35024 SS35024 SS35034 SS40004 SS40024 SS48034 SS55004 SS55024 SS55024 SS55024 SS55024 SS55024 SS55024 SS55034 SS63004 SS63024 SS63024 SS64004 SS64024 SS64034 SS64034 SS70024 SS70034 1260 700 100 160 220 440 250 500 350 700 675 1050 400 800 1200 550 880 980 1030 900 890 1100 1650 630 1030 1260 640 1280 2080 1890 1400 2100 9 2 1 1 1 1 3 1 1 6 1 1 4 14 1 2 1 1 4 1 1 1 1 5 1 7 3 1 1 1 1 2 3-7 EDELNOR 21/7/09 .32 30 10 15 21.3 75 51.65 890 520 905 650 1670 1270 980 625 1250 137 750 25 950 50 10 17.65 20 10 25 1 1 1 2 37 2 1 88 25 169 3 26 16 156 27 101 13 1 4 1 29 2 14 5 4 59 2 164 10 183 15 6 1 94 29 2 1 1 1 2 SC02504 SC05004 SC10004 SC15004 SC15004 SC16004 SC17504 SC20004 SC22004 SC22024 SC25004 SC25024 SC27504 SC27504 SC27524 SC32004 SC32004 SC35004 SC35024 SC35024 SC40004 SC40024 SC40024 SC55004 SC55004 SC55024 SC55024 SC55024 SC55024 SC55024 SC55024 SC55024 SC63004 SC63004 SC64004 SC64024 SC64024 SC64024 SC64024 SC64024 17.3. 3.919 CR40008 -S 7 FA07002 -S 1 FA07002 -S 8 FA07002 -S 2 FA07002 -S 11 FA07002 -S 12 FA07002 -S 2 FA07002 -S 1 FA07002 -S 4 FA07002 -S 390 FA12501 -S 10 FA12501 -S 1.220 LU25003 -S 853 LU25003 -S 408 LU25003 -S 1.354 LU25001 -S ##### LU25001 -S 5.294 LU12501 -A 1 LU12501 -A 2 LU12501 -A 8 LU12501 -A 1 LU12501 -A 1 LU12501 -A 5 LU12501 -A 4 LU12501 -A 2 LU12501 -A 41 LU12501 -A 41 LU15002 -A 1 LU15002 -A 1 LU15002 -A 10 LU15002 -A 1 LU15002 -A 4 LU15002 -A 1 LU15002 -A 15 LU15002 -A 35 LU15002 -A 7 LU15002 -A 395 LU15002 -A 25 LU15002 -A 7 LU15002 -A 124 LU15002 -A 3 LU15002 -A 171 LU15002 -A 19 LU25001 -A 249 LU25001 -A 658 LU25001 -A ##### LU25001 -A 7.060 LU12501 -S 2 LU12501 -S 7 LU12501 -S 1.543 LU25002 -S 83 LU25002 -S 5 LU25002 -S 209 LU25002 -S 4.289 LU25002 -A B C E J K H D A N F O K I E B N A O D H J L Q F P M C L H J N B K I M C F P K A O H N E J D B 1.711 RF25002 -S 481 RF25002 -S 2.356 LU25002 -S 128 LU25002 -S 496 LU25002 -S H O N A J B I K E M C Q L F P P L Q B M I C E J K H F N O D A Q F L P M C I K E B D H N O A J 541 LU25003 -S 1.162 LU40002 -A 177 LU40002 -A 509 LU40002 -A 354 LU40002 -A 149 LU40002 -A 1.501 FA15002 -S I C L Q M B O H E B L C M B I Q L H D F K E F F L C Q C B K N A H Q L M Q I B H K N A D B L Q 140 FA15002 -S 4.295 LU25003 -S ##### LU25003 -S 561 LU25003 -S ##### LU25003 -S 443 LU25003 -S 199 LU25003 -S 4.194 LU12501 -S 4 LU12501 -S 7 LU12501 -S 1 LU12501 -S 7 LU12501 -S 5 LU12501 -S 23 LU12501 -S 1 LU12501 -S 6 LU12501 -S 1 LU12501 -S 24 LU15002 -S F L F L Q M C B E I O K A H I C B M K A N H J E F O D L Q P C B M I P L Q J H D A F O N K E D 3 LU15002 -S 3 LU15002 -S 3 LU15002 -S 2 LU15002 -S 14 LU15002 -S 324 LU15002 -S 44 LU15002 -S 232 LU15002 -S 2 LU15002 -S 7 LU15002 -S 4 LU15002 -S 178 LU15002 -S 544 LU15002 -S 3 LU15002 -S 626 LU15002 -S 1.134 LU25002 -A 23 LU25002 -A 28 LU25002 -A 21 LU25002 -A 1.774 LU40002 -A 981 LU40002 -A 1.485 LU40001 -S 326 LU40001 -S 90 LU40001 -S 9 LU40001 -S 81 LU40001 -S 18 LU40001 -S 67 LU40001 -S 9 LU40001 -S 8 LU40001 -S 7 LU40002 -S 8 LU40002 -S 55 LU40002 -S 128 LU40002 -S 4 LU40002 -S 6 LU40002 -S 102 LU40002 -S 71 LU40002 -S 4 LU40002 -S 4 LU40002 -S 43 LU40002 -S 585 LU40002 -S 1. Validación y Revisión de Antecedentes Instalaciones AP: CodNorma CodP astor Numero al CodNorma CodP astor Numero al CodNorma CodP astor Numero al CodNorma CodP astor Numero al CodNorma CodP astor Numero al CodNorma CodP astor Numero al FC001 -A FC001 -S CR40008 -A D CR40008 -A Q FA07002 -A FA07002 -A FA07002 -A FA07002 -A FA07002 -A FA07002 -A FA07002 -A FA12501 -A FA12501 -A FA12501 -A FA12501 -A FA12501 -A FA15002 -A FA15002 -A LU05002 -A LU05002 -A LU05002 -A LU05002 -A LU05002 -A LU05002 -A LU05002 -A LU05002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU07002 -A LU12501 -A LU12501 -A LU12501 -A LU12501 -A LU12501 -A B C A K H M Q Q B M H A B K F H K A B C M Q L P Q I B M C E H J K N D F O A L P Q I M 2.355 LU40002 -S 122 LU40002 -S 37 RF15002 -S 4.411 LU25001 -S 12 LU25001 -S 115 LU25001 -S 2.473 LU25002 -A 2.289 LU25002 -S 159 LU25002 -S 340 LU25002 -S 54 LU25002 -S 177 LU25002 -S 28 LU25002 -S 186 LU25002 -S 202 LU25002 -S 7.884 LU25001 -S 161 LU25001 -S 246 LU25001 -S 75 LU25001 -S 220 LU25001 -S 206 LU25001 -S 375 LU25001 -S 2.069 FA25001 -S 668 LU05002 -S 15 LU05002 -S 40 LU05002 -S 1 LU05002 -S 3 LU05002 -S 1 LU05002 -S 4 LU05002 -S 3 LU05002 -S 3 LU05002 -S 457 LU05002 -S 1 LU05002 -S 18 LU05002 -S 8 LU07002 -S 2 LU07002 -S 8 LU07002 -S 1 LU07002 -S 44 LU07002 -S 3 LU07002 -S 17 LU07002 -S 4 LU07002 -S 1 LU07002 -S 159 LU07002 -S 16 LU07002 -S 11 LU07002 -S 21 LU07002 -S 1 LU07002 -S 33 LU07002 -S 46 LU07002 -S 2 LU12501 -S 42 LU12501 -S 1 LU12501 -S 1.014 LU25003 -S 233 LU40001 -S 1.284 RF25002 -S 197 RF25002 -S 4.511 LU25001 -A 481 LU25001 -A 151 LU25001 -A ##### LU25001 -A 144 LU25001 -A ##### LU25002 -A 134 LU25002 -A 74 LU25002 -A 152 LU25002 -A 123 LU25002 -A 5.935 LU12501 -A 2.620 LU40002 -A 708 LU40002 -A 227 LU40002 -A 8.909 LU25001 -S 343 LU25001 -S 1.511 LU25002 -A 27 LU25002 -A 7 LU25002 -A 340 LU25002 -A 49 LU25002 -A 2.249 LU25003 -A 9 LU40001 -A 119 LU40001 -A 31 LU40001 -A 4 LU40001 -A 48 LU40001 -A 5.367 LU25001 -S ##### LU25001 -S 4.752 FA12501 -S 51 FA12501 -S 66 FA12501 -S 120 FA12501 -S 17 FA12501 -S 235 FA12501 -S 45 FA15002 -S 132 FA15002 -S 2.208 LU25002 -S 1.589 591 132 206 266 113 414 I B J K E O A N H Q L J N O K F L Q B C I B C I J E K D N O F A Q P L C F B C L 2 87 1 2 3 3 1 10 1 58 3 2 11 8 12 2 14 20 1 1 28 142 504 24 5 15 24 33 3 10 108 35 13 5 55 6 11 1 41 12 3-8 EDELNOR 21/7/09 .010 LU40002 -A 28 RF15002 -A 130 RF25002 -A 28 RF25002 -A 206 RF25002 -A 2. 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. 3-9 EDELNOR 21/7/09 .4 7.0 0.6 261. Metrados Sistema Eléctrcico Modelo Unidad Media Tensión Red Aérea Red Subterránea Equipos de Protección y Seccionamiento Sub Total Red Media Tensión Subestaciones Subestaciones de Distribución MT/BT Monoposte Biposte Convencional Compacta Pedestal Compacta Bóveda Otras Subestaciones Elevadora/Reductora De Seccionamiento Baja Tensión Red Aérea Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control Red Subterránea Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control Instalaciones No Eléctricas TOTAL km km unidad 1.472. en equipos de protección y seccionamiento MT (1 equipo) y en SED aéreas biposte (1 SED).4 7.5 261.364. Tomando en cuenta esa equivalencia se efectuó la valorización de las distintas instalaciones.230.3.7 105.472. según se muestra en las tablas siguientes.099 2.7 4.294 8.8 155.3 7. iii.935 6.955 2.678 2.982 2.294 6. según se indica en la tabla siguiente.7 105.602.100 Diferencia (2-1) 0.289.1 km). Validación y Revisión de Antecedentes Se agruparon los metrados por tipo de instalación y se compararon con los metrados informados en el Formato I-1.660 5. correspondientes al mes de diciembre de 2008. y los costos unitarios de inversión de las instalaciones típicas.1%).7 4.289.0 -0.0 0.2 1.9 155.865.VNR Info 1.058.2 1.721 724 588 662 0 1 0 0 0 km km unidad unidad km km unidad unidad km km unidad unidad 254.7 2.543.229 2.058. Existe una diferencia importante en los metrados de la red aérea de BT SP. en algunas longitudes de red MT y BT AP (del orden de 0.364.230.1 201.313.229 2.105.1 27 0 2.0 0.Formato I-1 1.720 724 588 662 878 3.0 Según se observa se registraron diferencias mínimas en la cantidad de luminarias (un 0.105.0 -0.1 1 unidad unidad unidad unidad unidad unidad unidad 878 3.459 5.935 6.504 2.7 2. 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.865.4 7.0 174 0 0. US$ / unid.3 292.3 620.327 26. US$ / unid. 114 198 199 151 84 174 204 95 31 25 32 67 132 193 205 1 1 4 6 58 415 369 19 75 2. US$ / unid.3.548 3.899 6. US$ / unid. US$ / unid.149.6 889.539 30. US$ / unid.164 US$ / unid.3 3.0 42.537 46.141 547 - km km km km km km km km km km km km km km km km km km km km km km km km Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud 9.045 39.CABLE Cu N2XSY 3x1x25 mm2 RED SUBTERRÁNEA MT .086 37.0 2.CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 RED SUBTERRÁNEA MT .3 2.432 103.9 10.2 144. US$ / unid.8 11.CABLE Cu N2XSY 3x1x35 mm2 RED SUBTERRÁNEA MT .Bóveda .Bóveda .8 1.016 46.250 kVA SED Compacta .576. US$ / unid.876. US$ / unid.498.316 5.229.196 30.179 21.160 kVA SED Compacta .915 103.1 18.233.853 19.809 30.510 940 1.295 46. US$ / unid.0 2. US$ / unid.322 131.7 665.Pedestal .896 34.604 88.258.Bóveda .1 1.1 12.6 275.076 109.940 17. 3x185 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.4 4.878.630 kVA SED Convencional a Nivel 50 kVA SED Convencional a Nivel 100 kVA SED Convencional a Nivel 160 kVA SED Convencional a Nivel 250 kVA SED Convencional a Nivel 400 kVA SED Convencional a Nivel 630 kVA SED Convencional Subterránea 50 kVA SED Convencional Subterránea 100 kVA SED Convencional Subterránea 160 kVA SED Convencional Subterránea 250 kVA SED Convencional Subterránea 400 kVA SED Convencional Subterránea 630 kVA SED Aérea Monoposte 15 kVA SED Aérea Monoposte 25 kVA SED Aérea Monoposte 37. US$ / unid.602 26. US$ / unid.Pedestal .250 kVA SED Compacta . 3x50 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. US$ / unid.0 410.510.675.634 98.6 13.8 61.3 1.870 40.938 23.4 497.6 49.876.523.CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 RED SUBTERRÁNEA MT .2 35. US$ / unid. US$ / unid. US$ / unid.7 39.340.CABLE Cu N2XSY 3x1x120 mm2 RED SUBTERRÁNEA MT .685 20.50 kVA SED Compacta .062.448.8 514.CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 RED SUBTERRÁNEA MT .324.0 3-10 EDELNOR 21/7/09 .711 60.Pedestal .9 3.5 1.4 30.534.870 28.393 10.2 10.817.Bóveda .7 4.7 177.044.9 4. US$ / unid.573.4 1.888 26. US$ / unid.3 54.822 6.5 23.599 1.046 23.652 23.3 2.078.1 396.Pedestal .4 44.504. 3x120 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. US$ / unid.CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 RED SUBTERRÁNEA MT . 3x70 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.0 378.478 23.577 8.086 181.5 kVA SED Aérea Monoposte 50 kVA SED Aérea Biposte 100 kVA SED Aérea Biposte 160 kVA SED Aérea Biposte 250 kVA SED Aérea Biposte 400 kVA SED Aérea Biposte 630 kVA Costo Unitario Cantidad total 15.0 629.098.234 62.223 39.0 187.570 19. US$ / unid.853 39.803 7.505.697.400 kVA SED Compacta .2 23.397 93.2 VNR [ miles US$ ] Descripción de la Instalación Subestaciones de Distribución SED Compacta . Cantidad total VNR [ miles US$ ] Interruptores en SE subterránea Seccionadores Bajo Carga en SE subterránea Seccionadores en SE subterránea Reconectadores Seccionadores Bajo Carga Aéreos Seccionadores Aéreos Seccionadores Fusible Aéreos (Cut Out) Descargadores de Sobretensión 22.774 120.2 450.457 13.100 kVA SED Compacta .083. US$ / unid.CABLE Cu N2XSY 3x1x50 mm2 RED SUBTERRÁNEA MT . US$ / unid.757.9 8. US$ / unid. US$ / unid.7 7.062 9.160 kVA SED Compacta . US$ / unid.3 340.100 kVA SED Compacta .Pedestal . US$ / unid.9 2.818 48. US$ / unid.3 11.233.366 22. US$ / unid. US$ / unid.559 34.2 56. 3x240 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portante RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante RED SUBTERRÁNEA MT .2 3.891 14.279 40.253.4 5.156 847 595 111 12 Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud 1.4 2.104 112.417 36 843 2.822. US$ / unid.3 23.116 2.CABLE Cu N2XSY 3x1x70 mm2 RED SUBTERRÁNEA MT .481. Validación y Revisión de Antecedentes Descripción de la Instalación Redes de Media Tensión RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL.624 27. US$ / unid.062.039 42.481 49.1 3.787 35.707.5 0. US$ / unid.838 31.5 192.589 37. US$ / unid.CABLE Cu N2XSY 3x1x240 mm2 Costo Unitario US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / unid.620 411.6 5.563. US$ / unid.8 267.0 3. US$ / unid. 436 100.087 12.sobre poste SP Red Aérea AP .9 827. US$ / unid.Pastoral Ac.4 / 1.9 0.879.191.Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 Luminaria 150 W .022 498 550 311 15.Simple 1.1 6.9 / 1.705.841 20.6 770.2 15.0 18.452 2.8 1.Autoportante Al 3x35 mm2+portante .219 11.en zanja BT .6 6.sobre poste AP Red Aérea AP . US$ / unid.053 1.4 1.2 64.139 8.5 .9 37 35.600 33. 3x50 mm2 + portante RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.5 / 1.356 9.3 2.233 2. US$ / unid.55 / 1.Autoportante Al 2x16 mm2+portante . US$ / unid.961 US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / unid.5 / 1.55 / 1.0 / 1.230 9.9 / 1.529 3.Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 Red Subterránea AP .2 3.2 28.Pastoral Ac.Autoportante Al 2x25 mm2+portante .8 42.8 109.Red Subterrán Corona Metálica de 10 reflectores con 20 lámparas de 400 W Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 400 W 71.4 / 1.Simple 0.7 38.Poste AP 7 m Luminaria 400 W .5 Luminaria 150 W . US$ / unid.sobre poste AP Red Aérea AP .Simple 1.Poste AP 8 m Luminaria 150 W .Pastoral Ac.Pastoral Ac.078.828.4 5 23.960 23.Autoportante Al 3x35 mm2+portante .en zanja BT .7 1.927 5.Pastoral Ac.064 3. 3x25 mm2 + portante RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.5 .Autoportante Al 3x25 mm2+portante .Simple 1 / 3 / 1.5 / 1.685 9.071 63.001 1.9 34.Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 Red Subterránea AP .55 / 1.Simple 0.Simple 3.Fotocélula y contactor (incluye medición) .Autoportante Al 2x16 mm2+portante .Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 Red Subterránea AP .461 2.9 / 1.694 16.716.5 11.9 / 1.Simple 1 / 3 / 1.Autoportante Al 3x25 mm2+portante . 2.5 / 1.en zanja BT .Fotocélula y contactor (incluye medición) .335.sobre poste AP Red Aérea AP .3 / 3.3 36.0 287.5 / 1.168 19.Pastoral Ac.0 4.55 / 1.Poste AP 9 m Luminaria 400 W .4 / 1.937 3.Pastoral Ac.049 83.392 15.Poste AP 8 m Luminaria 70 W . US$ / unid.815 976 16.5 Luminaria 400 W .Simple 1.589 10.5 .023 11.2 6.0 / 1.Poste AP 9 m Luminaria 400 W .Simple 0.569 65.sobre poste SP Red Aérea AP .0 / 1.8 713.2 912.5 Luminaria 250 W .0 23.Pastoral Ac.9 77.sobre poste SP Red Aérea AP .150 20.Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 Red Subterránea AP .3 Descripción de la Instalación Redes de Baja Tensión y AP RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x120 mm2 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x240 mm2 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x400 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x16 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x70 mm2 Costo Unitario Cantidad total VNR [ miles US$ ] Red Subterránea AP .4 226.5 Luminaria 400 W .Autoportante Al 3x70 mm2+portante .0 750. US$ / unid.9 / 1.366.5 638.998.671.031 116 71.9 12.5 Equipos de Control de AP .324 62. Validación y Revisión de Antecedentes Descripción de la Instalación Redes de Baja Tensión y AP RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.8 5.9 / 1.5 / 1.657 437 447 350 360 1.Pastoral Ac.Red Aérea 14.522 15.Simple 3.Simple 1.751.343.6 623.5 .5 502.935 km km km km km km km km km km km km km km km km km km Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud 33.6 100.3 256.210.6 9.8 234.449. US$ / unid.Pastoral Ac.0 802.3 1.661 140 150 126 136 416 468 437 200 253 311 US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / km US$ / unid. 3x120 mm2 + portante Red Aérea AP .5 1.5 Luminaria 250 W .en zanja BT .4 37.652 74.290 76.Poste AP 7 m Luminaria 70 W .4 22.294 24 km km km km km km km km km km km km km km Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud Ud 206.0 2.529 93.256.5 . US$ / unid.3.808.5 / 1.7 14.821 10.Pastoral Ac.1 31.5 .Pastoral Ac.1 14.0 26.5 62. 3x70 mm2 + portante RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.en zanja BT .191.043. US$ / unid.4 5.398.Pastoral Ac. US$ / unid. US$ / unid. US$ / unid.Pastoral Ac.Simple 1. US$ / unid.2 1.4 / 1.Poste AP 8 m Luminaria 250 W .1 5.sobre poste SP Red Aérea AP .5 / 1.sobre poste AP Red Aérea AP .2 387.713.Simple 1.sobre poste AP Costo Unitario Cantidad total VNR [ miles US$ ] Luminaria 150 W .Poste AP 8 m Equipos de Control AP .0 854. US$ / unid. US$ / unid.9 / 1.5 Luminaria 70 W .Autoportante Al 3x16 mm2+portante .4 370. US$ / unid. US$ / unid.956.Simple 1.5 Luminaria 70 W .062. US$ / unid.7 74.511 563 10.2 97. 3x95 mm2 + portante RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.7 3.7 2.3 24. US$ / unid.9 976.Poste AP 9 m Luminaria 250 W .3 / 3.937.082 87.5 14.299.sobre poste SP Red Aérea AP .3 / 3.348.5 .Simple 3.Pastoral Ac.9 16.6 4. 2.094.Simple 3.9 255.3 / 3.9 / 1.Simple 1.977 3.547.5 Luminaria 400 W .7 852.0 324.Autoportante Al 3x70 mm2+portante .649 73.sobre poste AP Red Aérea AP .8 2.9 9.Simple 0.567.3 1.5 .6 89.0 / 1.Pastoral Ac.Autoportante Al 3x16 mm2+portante .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 3-11 EDELNOR 21/7/09 .5 .Pastoral Ac. 3x35 mm2 + portante RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL.6 5.Autoportante Al 2x25 mm2+portante .1 17.8 8.sobre poste SP Red Aérea AP .4 38.Pastoral Ac.369 9.316. 404 27.875 1.880 62.2008 correspondiente al Sector Típico 1.340 12.408 -34.2 Revisión y Validación del VNR No Eléctrico El VNR No Eléctrico de la Empresa real al 31.043.821 39.2 millones. Inversión No Electrica Reportada A Terrenos B Edificios y Construcciones Equipos y Vehiculos de C Transporte y Carga Equipo de Almacen.410 Año 2005 US$ Area (m2 (2) 45.9 millones representa un incremento del 0.991 37.267 269 -31.856 177.356 28.256 -11.029 798 1. tal como se muestra en el cuadro siguiente. Validación y Revisión de Antecedentes VNR Sistema Eléctrcico Modelo ( miles US$ ) 1.045. que fue de US$ 33.097 2.807 5.677 56.805 Diferencia (2-1) 30.837 8.717 54.219 3.2) -150 -238 -175 62 -259 558 487 285 3-12 EDELNOR 21/7/09 .017 15.3.734 69.798 109.987 8.846 827 1.866 15.746 77.499 912 458.594 5.935 814 989 Año 2008 MUS$ Area (m2 (1) 17.611 93.VNR Info valorizado 261.857 18. TOTAL 1939 2336 2307 11295 34.376 713 495.849 -238 529 -32.522 606 2. Este VNR comparado con el reportado el año 2005.925 27.485 -13.863 -4.434 3.250 175.092 36.Formato I-1 Media Tensión Red Aérea Red Subterránea Equipos de Protección y Seccionamiento Subestaciones Subestaciones de Distribución MT/BT Monoposte Biposte Convencional Compacta Pedestal Compacta Bóveda Otras Subestaciones Elevadora/Reductora De Seccionamiento Baja Tensión Red Aérea Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control Red Subterránea Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular Alumbrado Público Luminarias Equipos de Control TOTAL INSTALACIONES ELECTRICAS 231.719 36.732 50.737 383 490. Maesyranza D Medición y Control E Equipos de Comunicación F Equipos de Oficina G Equipos de Computación.12.799 6.229 1.105 12.715 668.477 17. que reporta la empresa.109 444 526.587 1. con ocasión del Estudio del Valor Nuevo de Reemplazo.292 703.911 10.220 1877 2595 1749 10808 33.322 27.675 37.854 6.693 3.540 -6.392 114.304 13.269 9.09 %.685 105.3. asciende a US $ 34.119 9.648 Diferencia (1.259 29.625 1.671 16.074 12.126 79.429 93.416 1. 00 0. • Áreas destinadas exclusivamente a depósito de bienes sin valor comercial.70 5.221.72 986. 3-13 EDELNOR 21/7/09 . En coordinación con personal de la Supervisión VAD.269. La verificación física de los bienes.463.00 5.55 6.00 0. El Acta de la Verificación física se muestra en el Anexo I.150. • Áreas libres sin uso • Locales inhabilitados.00 0.75 1. tomando como base de información el Formato C2.89 3.28 682. que: • No viene siendo utilizado.70 Sub Total 7.702.70 0. aunque en un futuro si.2) EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES Area (m2 ) Reportado (1) Validado (2) Diferencia (1 .27 14.702.55 6.00 AV AC AC AC 147 351 5 4 12 519 Jr Rufino Torrico Nº 160 Lima 1 561.773. destinados a comedores. 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. TERRENOS Y CONSTRUCCIONES TERRENOS Area (m2 ) Item Ubicación Reportado Diferencia Validado (2) (1) (1 . donde existe un proceso de constricción que concluirá en un futuro.87 0.221.2) Uso Nº T/ P 1 2 3 4 5 Luis Banchero Rossi 120 y Cesar Lòpez Rojas Cèsar Lòpez Rojas 201 y Carlos Gonzalez -San Miguel Luis Banchero Rossi 120 y Cèsar Lòpez Rojas Av.25 1.25 1.3.41 682.176. se procedió a la inspección en campo de la muestra seleccionada.00 0. cuyos resultados se muestran a continuación: a.00 0.269. 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.00 0.75 1. para lo cual se tomo en cuenta el numero de clientes que atiende el sistema eléctrico. se seleccionó una muestra representativa de ítems más relevantes (económicamente) de las categorías de bienes establecidos a ser inspeccionados.87 AC = Areá Comercial RH = Recursos Humanos AV = Areás Varias T/P = Trabajadores Permanentes La validación no considera aquel terreno y/o construcción o parte de él.70 7.RH 0.00 AC .773. Saenz Peña Nº 140 Callao 3.176.72 986. • Áreas de estacionamiento de vehículos que no son propiedad de la empresa ni de clientes.00 0.28 682. • Áreas destinadas a la recreación y deporte de los trabajadores.75 699.27 14. • Aquel terreno o parte de él.89 561. Validación y Revisión de Antecedentes A efecto de la revisión y validación del VNR No Eléctrico. debidamente depurado y corregido presentado en el mes de Abril último por EDELNOR.150. • Áreas en uso por otras empresas.75 699. cocina.41 682.463. 40 18.575. alcanza la suma de US$ 6. Validación y Revisión de Antecedentes En cuanto al área destinada a estacionamiento de vehículos se tomo en cuenta normas especiales establecidas por la Municipalidad respectiva.856.695 1.53 5..695 1.799.119. del Ministerio de Vivienda. tal como se muestra en el Cuadro siguiente: Terrenos y Construcciones –Valorización.119. almacenes.4 millones para edificios y construcciones. se tomo en cuenta. de fecha 30 de octubre de 2008. habiendo optado por la contratación de servicios de terceros.2) ((1 .410.1 millones como cifra validada para terrenos y de US$ 9.40 18.823.410. la empresa solo cuenta con cuatro unidades. atención a clientes).432. 3-14 EDELNOR 21/7/09 . En cuanto a equipos y vehículos de transporte de carga para las áreas de distribución. se tomo en cuenta el número de personal gerencial.06 17.094 V ALIDADO Cantidad US $ 12.799.366.3.730 Honda Accord 1 1 9 Automóvil Placa CIH-735 Volswagen Assat 2.53 5.535. que fija el espacio mínimo requerido por área construida para uso de oficina La asignación del valor nuevo de reemplazo.148 1.775 Volvo S80/2002 Assat 2. su utilización (para oficinas.823.575.433 4.875.535. VNR REPORTADO Cantidad US $ 12. en las oportunidades de requerir un mayor numero de transporte de carga.36 7.59 TOTAL TERRENOS ITEM EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES B3 B4 OFICINAS CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO TOTAL EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES 14. tomo en cuenta lo establecido por Resolución Ministerial Nº 685-2008.2)/2)*100 Uso GG ACC RH AC AL AT AA AT 1 1 1 1 1 8 Automóvil Placa CN .399 6.96 4. En cuanto a edificios y construcciones.36 7.0 1 1 12 Camioneta Placa RQX-158 SSANGYONG Rextom 2. su nivel ocupacional y funciones que cumplen.148 1.033. además del tipo de construcción.094 ITEM TERRENOS A3 A4 PARA OFICINAS PARA CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO En la fijación del precio por metro cuadrado de los terrenos urbanos se calculo sobre la base de los precios estándares de mercado. eficientes y estándares. b.9 1 1 13 Camión Grua Placa XG-1998 VOLVO N1055 1 Sub Total 8 8 GG = Gerencia General ACC =Area de Comunicaciones AL =Asesoria Legal AT = Area Técnica Automóvil Placa CIS-533 Volkswagen 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AA= Area Administración En la validación de la cantidad de vehículos.06 17.433 14.0 1 1 10 Automóvil Placa CIH-734 Volswagen Assat 2. La metodología de cálculo de los precios.285 9.366.543.0 1 1 11 Automóvil Placa CIH-753 Volswagen Assat 2.399 6.0 Reportado (1) Validado (2) Diferencia % (1 . teniendo en cuenta su ubicación.856.59 4. EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA Equipos y Vehículos de Transporte y Carga Item C 6 7 Activos Marca Modelo EQUIPOS Y VEHICULOS DE TRANSPORTE Y CARGA Automóvil Placa BIY .543.875. A cada tipo de construcción se asigno precios unitarios por metro cuadrado.033.285 9.432.96 4. camioneta.536 En la asignación del valor nuevo de reemplazo.2)/2)*100 Uso D 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 EQUIPOS DE ALMACEN. no se considera aquel equipo: • Declarado fuera de servicio • Utilizado en un fin distinto al del negocio eléctrico • En proceso de venta o transferencia a otra empresa o persona natural. camión.536 813. MEDICIÓN Y CONTROL Equipo de Almacén.5 miles como cifra validada. sin considerar marca o modelo. MAESTRANZA. escalera telescópica. alcanza la suma de. c.2) % ((1 . monta carga.000 TOTAL 15 813. los equipos y vehículos son clasificados por tipo.5 KW y 19 KVA Mod. MAESTRANZA. tal como muestra el Cuadro siguiente: Equipos y Vehículos de Transporte y Carga. fijándoles valores promedios de mercado.1650 serie 1650 -10578 Maleta Monofásica de Pruebas SVERKER 750 Maleta Trifásica de Pruebas FREJA 300 Probador de redes AVO Probador de redes marca PROGRAM 16 En la validación de los equipos de Almacén. así tenemos por ejemplo: automóvil.000 400. EE. EQUIPO DE ALMACÉN.C400A6-4 Grupo Electrógeno 400KW MITSUI Grupo Electrógeno 170KW MITSUI Amplificador de Corriente FREJA CA3 Analizador de Redes RPM Mod. 15 KVA N 15-Perkins 15. VNR REPORTADO V ALIDADO ITEM VEHICULOS Cantidad US $ US $ C1 PARA USO DE LA ADMINISTRACIÓN 11 413. Medición y Control Item Activos Reportado (1) Validado (2) Diferencia (1 . cargador (pato). 1650 serie 1650-10577 Analizador de Redes SIEMOS II Analizador de RedesRPM Mod.3. Maestranza. US$ 853. grúa. 3-15 EDELNOR 21/7/09 .536 C3 EQUIPOS Y VEHICULOS DE CARGA 4 400.536 413. VOLSWAGEN 1 1 2 1 1 2 1 1 1 1 2 1 1 Sub Total 1 1 2 1 1 2 1 1 1 1 2 1 1 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AT AT AT AT AT AT AT AT AT AT AT AT AT GG. Validación y Revisión de Antecedentes 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. MEDICIÓN Y CONTROL Unidad de Laboratorio MINV. Maestranza y Medición.MM16 Grupo Electrógeno 288KW MITSUI Mod. corrector FEC marca DMC-01 Modem a Cerro Verd 28 Conf. . standard Pw marca DMC-03 Modem a Cerro Verde 30 Conf.290 989. 1+ 1 high PW.939.904 365. esta dado sobre la base de Ordenes de Compra o cotizaciones de proveedores.9 millones como cifra validada. 1+ 0. 122-94-EF Art.3. de los bienes que conforman este grupo. S. 3-16 EDELNOR 21/7/09 . 1+ 0.285 1.2) ((1 .00 (D.090 989. MEDIC Y CONTROL D1 D2 D3 D4 EQUIPOS DE ALMACEN EQUIPOS DE MAESTRANZA EQUIPOS DE MEDICION EQUIPOS DE CONTROL En consideración a las características de los equipos y al uso casi exclusivo por parte de la industria eléctrica. standard Pw Marca DMC-05 Sub Total 1 1 1 1 1 5 1 1 1 1 1 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AT AT AT AT AT La validación tomo en cuenta que. 1+ 1 high PW.488 VALIDADO US $ 101. Maestranza. 1+ 0.758 443. su dimensionamiento esta en función al número de clientes y a la extensión del área de concesión en que se presta el servicio. Validación y Revisión de Antecedentes • Con un valor unitario igual o menor a US $ 250. En la validación no se considera aquel equipo: • Declarado fuera de servicio • Utilizado en un fin distinto al del negocio eléctrico • En proceso de venta o transferencia a otra empresa o persona natural. para definir la cantidad adecuada y razonable de registradores de tensión (nivel de baja y media tensión) y de perturbaciones.758 TOTAL 444. alcanza la suma de US$ 1. EQUIPO DE COMUNICACIÓN Equipo de Comunicación Item Activos Reportado (1) Validado Diferencia % (2) (1 . 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.285 1.2)/2)*100 Uso E EQUIPO DE COMUNICACION 27 Conf. MAEST.038 ITEM EQUIPOS ALMACEN.VNR REPORTADO US $ 103.154 402. su valor nuevo de reemplazo.900. standard Pw marca DMC-04 Modem a Pershing 31 Conf. Medición y Control . que requiere contar. d. tal como muestra el Cuadro siguiente Equipo de Almacén. La asignación del valor nuevo de reemplazo. su validación tomo en cuenta lo que establece las Normas Técnicas de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE) respecto a la realización de los controles. corrector FEC marca DMC-02 Modem a Cerro Verd 29 Conf. 601 El VNR de cada uno de los equipos que conforman este grupo.2)/2)*100 Uso F EQUIPO DE OFICINA 1 1 2 1 1 2 0 0 0 0 0 0 AV AC 32 Aire acondicionado marca YORK serie ROBTM021851 Equipo 460V-3 ø 60Hz refrigerante 134C (Edificio Principal) 33 Aire acondicionado marca YORK serie ROBTM021851 Equipo 460V-3 ø 60Hz refrigerante 134C (Edificio Comercial) Sub Total Equipo de Cómputo y Software Item Activos Reportado (1) Validado Diferencia (2) (1 .5 Ghz 4 Gb Ram 3x72GB R5. 4xltaniun 21.2 Ghz 4 Gb Ram 2x36GB R1.5 Ghz 8 Gb Ram400 Gb marca HP Servidor UNIX EDELNOR B Servidor UNIX EDELNOR 2 Mod. H marca HP Integrity rx7620.601 VALIDADO US $ 284. VNR ITEM EQUIPOS DE COMUNICACIÓN E1 E3 E5 EQUIPOS DE TELEFONIA FIJA ESTACIONES DE RADIO Y ANTENAS OTROS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN TOTAL REPORTADO US $ 284. 4xltaniun 21.2) % ((1 .823.823. nGhz 8 Gb Ram 2x36GB R1.2) ((1 . H marca HP Integrity rx2620.5 Ghz 8 Gb Ram 2x36GB R1.2) ((1 .755 1.5 Ghz 16 Gb Ram 2x36GB R1.335.5 Ghz 8 Gb Ram400 Gb marca HP 2 Proc 1. H marca HP Integrity rx4640. 2xltaniun 21.409 227.3 millones como cifra validada. alcanza la suma de US$ 2.3. H marca HP Integrity rx4640.437 2. H marca HP Sub Total 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AC AC AV AV AV AV AC AC AC AC AC Item Activos Reportado (1) % Validado Diferencia (2) (1 . tal como muestra el Cuadro siguiente Equipo de Comunicación.409 227.335.755 1. A3579 A Serie 3832 A44573 Integrity rx4640. esta dado sobre la base de Órdenes de Compra o cotizaciones de proveedores nacionales y/o extranjeros. 2xltaniun 21. A3666 B Serie 3906 A69626 Servidor UNIX EDELNOR P Mod. e.2)/2)*100 Uso G 4 EQUIPO DE COMPUTO ( SERVIDORES) 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 2 Proc 1. Validación y Revisión de Antecedentes La asignación del valor nuevo de reemplazo. 3xltaniun 21.2)/2)*100 Uso G 5 OTOS EQUIPOS DE COMPUTO 45 46 Arreglo de Discos HP 128 Disk ARRAY XP 128 Lap Top Intel Pentium 4/256 Mb/ 40 Gb N B marca Compag Sub Total 1 1 2 1 1 2 0 0 0 0 0 0 AC AC 3-17 EDELNOR 21/7/09 . EQUIPO DE OFICINA Y EQUIPO DE COMPUTO Equipo de Oficina Item Activos Reportado (1) Validado Diferencia % (2) (1 .437 2.A3663 B Serie 3906 A69627 Servidor UNIX EDELNOR 1 Mod. 3 millones como cifra validada para equipos de oficina y US$ 10.892 VALIDADO US $ 2. S.3 millones para equipos de cómputo y software. VNR ITEM EQUIPOS PARA OFICINAS F1 EQUIPOS PARA OFICINAS TOTAL REPORTADO US $ 2. SISTEMA AM/FM/GIS INFOMANTE.306. • Número de licencia La asignación del valor nuevo de reemplazo. la validación tomo en cuenta el número de personal fijado en su estructura orgánica. alcanza la suma de US$ 2.2)/2)*100 Uso G 6/7 SOFTWARES TECNICOS Y DE GESTION 47 48 49 50 51 52 GEO RED.2) ((1 . tal como muestran los Cuadros siguientes Equipo de Oficina. • Plataforma y manejador de datos.057 3-18 EDELNOR 21/7/09 . GEOESPACIAL SIG.306. TECNOLOGY.305. Sistema Cliente Servidor y Otros ISIE 200A. • Número de usuarios. Sistema Administrativo y Financiero META 4. • O software que tiene un valor unitario igual o menor a US $ 250. 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. 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. Sistema de Nòmina y Recursos Humanos SDE Gestión Sistema que cubre las funciones de los sistemas Nuevo Software Comercial SC4J Sub Total 1 1 1 1 1 1 6 1 1 1 1 1 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AT AT AA RH AA AC En su validación no se considera aquel equipo • Declarado fuera de servicio • Utilizado en un fin distinto al del negocio eléctrico • En proceso de venta o transferencia a otra empresa o persona natural.3.305. 12294-EF Art.00 (D.892 2. Validación y Revisión de Antecedentes Activos Item Reportado (1) % Validado Diferencia (2) (1 .057 2. 295. 3-19 EDELNOR 21/7/09 .500 120. su valor nuevo de reemplazo esta dado sobre la base de los Contratos suscritos con proveedores.434 2. En consideración a las características de los software.743.842 99.743.3 2 6 7 7 6.081 El valor nuevo de reemplazo de cada uno de los equipos de oficina y de cómputo.1 100 A continuación se muestra algunos indicadores de la Inversión No Eléctrica.295.12.3 2. VNR ITEM EQUIPOS DE COMPUTO Y SOFTWAR G2 ESTACIONES DE TRABAJO G3 G4 G5 G6 G7 G8 IMPRESORAS SERVIDORES OTROS EQUIPOS DE COMPUTO SOFTWARES TECNICOS SOFTWARES DE GESTION OTROS SOFTWARES A cargo de Otros Negocios TOTAL 11. en relación al número de Clientes.2008 Cód A B C D E F G Activos Terrenos Edificios y Construcciones Equipos y vehículos de transporte y carga Equipos de Almacén. cuya distribución por Actividad se muestra en el Cuadro siguiente: VNR Inversión No Eléctrica al 31.356.8 1. f.484 REPORTADO US $ 639.2 100 10. CUADRO RESUMEN E INDICADORES En resumen el VNR No eléctrico validado alcanza la suma de US$ 33.976 -777.3 31 33.000 6.256.1 millones.9 2. esta dado sobre la base de valores promedio de mercado.842 282.500 192.484 VALIDADO US $ 639. Medición y Control Equipos Comunicación Equipos de Oficina Equipos Computación TOTAL Reportado Validado % 12 Reportado 6. MWh facturación anualizada y al número de trabajadores permanentes.267 2.356.1 18 MM US$ 9.550 80.033.290 1.3.000. Validación y Revisión de Antecedentes Equipo de Cómputo y Software.4 28 0.4 27 0.618 11.3 2.000.895 10.150 74.1 18 9.868 11. que han sido desarrollados para cubrir necesidades propias de EDELNOR.3 33 34.8 1.3 2 6 7 7 10 8 6 4 2 0 A B C D Activos E F G Validado MM US$ % MM US$ 11.600 1.000 6.9 2. 119.8 11.0 6.9 33. Validación y Revisión de Antecedentes Sector Típico 1 Lima Norte VNR No Eléctrico Sector Típico 1 Lima Norte Tipo de activo Datos Nº de Clientes Mwh Facturados Nº de Trabajadores Conceptos US $ US $ / Cliente US $ / Mwh Facturado US $ Trabajador US $ US $ / Cliente US $ / Mwh Facturado US $ Trabajador US $ US $ / Cliente US $ / Mwh Facturado US $ Trabajador US $ US $ / Cliente US $ / Mwh Facturado US $ Trabajador US $ US $ / Cliente US $ / Mwh Facturado US $ Trabajador US $ US $ / Cliente US $ / Mwh Facturado US $ Trabajador US $ US $ / Cliente US $ / Mwh Facturado US $ Trabajador US $ US $ / Cliente US $ / Mwh Facturado US $ Trabajador REPORTADO 933.231.555.8 10.402 552 6.535.4 2.231.1 3.8 1.5 4.419 4.502.081.5 871.442.473.306.839.8 1.8 11.6 2.305.4 517.0 4.0 6.892.119.7 7.987.9 A Terrenos B Edificios y construcciones C Equipos y vehiculos de transporte y carga Equipos de almacén.462. vale decir del Sector Típico 1 Lima Norte.037.6 1.081.1 20.094.419 4.601.372.2 17.2 61.5 517.8 10.677. medición y control Equipos de comunicación D E F Equipos de oficina G Equipo de computación TOTAL El siguiente Cuadro Resumen muestra el VNR de la Inversión No Eléctrica a nivel de Empresa.3 3.179.6 2.175.335.1 10.5 35.4 2.601.2 17.7 VALIDADO 933.5 1.047.7 2. 3-20 EDELNOR 21/7/09 .900.2 11.3 9.469.9 813.457.5 1.579.3 9.534.047.434.2 2.111.2 524.432.0 4.035.8 60.2 524.057. del Sector Típico 2 Huaral – Chancay y del Sector Típico 2 Huacho.101.410.432.5 12.081.1 2.9 36. maestranza.295.2 2.335.094.661.1 4.8 34.256.8 10.6 2.410.1 2.457.526.085.6 426.139.993.513.535.5 7.487.471.6 2.2 2.372.6 1.8 435.9 18.077.220.555.503.6 182.5 871.1 2.7 2.3.035.483.6 182.402 552 6.085.502.9 813.473.111.300.939. 5 7.1 2.000.000.895.233.690.842.410.453.535.443.4 21.150.575.798.976.07 F 2.0 51.006.543.8 19.465.367.159.0 1.3 96 47 8 4 68.9 0.7 99.9 295.0 1.266.803.381.5 5.183.0 6.0 342.3 6.823.5 0.33 6 9 3 18 3.600.9 9.463 Total EQUIPOS DE OFICINA G1 EQUIPOS DE RED DE COMPUTO G2 ESTACIONES DE TRABAJO 668 G3 IMPRESORAS 111 G4 SERVIDORES 103 G5 OTROS EQUIPOS DE COMPUTO 29 G6 SOFTWARES TECNICOS 2 G7 SOFTWARES DE GESTION 4 G8 OTROS SOFTWARES 92 Total EQUIPOS DE COMPUTACION 1.8 2.961.945.7 11.427.0 18.755.5 0.9 10.0 13. Validación y Revisión de Antecedentes EDELNOR VAD 2009 .0 2.786.5 101.5 8.535.0 255.0 6.804.000.3 10.799.83 G 0 14 0.6 2.8 1.4 0.009 Total EQUIPOS DE COMPUTACION TOTAL GENERAL US $ 4.266.0 11.0 158.865.535.1 2.581.0 0.300.179.501.2013 VNR NO ELECTRICO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 SECTOR 1 Lima Norte IItem Clasif Descripción 2 Cantidad A1 TERRENOS PARA ALMACEN DE EQUIPOS A3 TERRENOS PARA OFICINAS 12.440.961.68 E 2 45 47 12 6.3 10.632.546.40 B C D 7.0 -777.335.0 6.1 99.690.284.823.660.0 2.037.0 51.3 365.129.97 2.695.2 0 59 0.119.1 1.986.2 457.2 10.972.033.512.786.0 482.3 22.8 413.300.753.000.535.913.0 813.0 413.0 9.0 0.0 1.5 101.0 120.0 22.535.150.465.0 120.571 0 723 123 109 29 2 4 92 1. MEDICION Y E1 EQUIPO DE TELEFONIA FIJA 613 E2 EQUIPOS DE TELEFONIA MOVIL E3 ESTACIONES DE RADIO Y ANTENAS 48 E4 RADIOS PORTATILES E5 OTROS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 221 Total EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 882 F1 EQUIPOS PARA OFICINAS 1.552.4 0.1 2.7 83.393.0 8.432.0 3-21 EDELNOR 21/7/09 .0 74.904.839.3 72.386.385.297.5 243.842.1 A5 OTROS TERRENOS 0.0 1.028.0 6.1 1.000.1 0.0 6.804.0 123.6 284.5 29 12 11 52 22 7 13 42 96 21.2 1.000.086.0 426.944.0 B4 CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO 4.094.256.463.700.895.3 29.0 813.6 2.090.5 39.986.332.5 400.0 53.986.000.4 -777.356.743.913.000.816.448.254.611.0 116.6 21.3.530.571 0 0 1.4 C1 VEHICULOS ADMINISTRATIVOS 11 C3 EQUIPOS Y VEHICULOS DE CARGA 4 15 Total EQUIPOS Y VEHICULOS DE TRANSPORTE Y CARGA D1 EQUIPOS DE ALMACEN 22 D2 EQUIPOS DE MAESTRANZA 9 D3 EQUIPOS DE MEEDICION 533 D4 EQUIPOS DE CONTROL 28 592 Total EQUIPOS DE ALMACEN.3 6.70 100.365.746.500.0 SECTOR 2 Huaral Chancay Cantidad US $ SECTOR 2 Huacho Cantidad 706.8 1.033.333.0 123.0 Total TERRENOS 17.4 Total EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES 18.2 21.8 227.6 B1 ALMACEN DE EQUIPOS B2 ALMACEN DE VEHICULOS B3 OFICINAS 14.082 0 0 0 TOTAL US $ 4.648.031.535.629.0 72.980.100.0 3.5 0.0 26.7 3.0 6.875.4 362.617.0 US $ 84.095.849.413.0 362.463 F2 EQUIPOS PARA ATENCION AL PUBLICO F3 OTROS EQUIPOS DE OFICINA 1.2 909.366.351.285.900.147.9 68.511.758.0 1.1 33.673.7 34.305.0 20.3 443.057.110.3 1.331.305.0 86.3 10.2 29.863.5 12 8 4 2 8.5 Cantidad 13.0 989.500.408.862.0 % A 342.481.4 1.081.139.4 11 4 15 22 44 554 42 662 635 0 57 0 279 971 1. MAESTRANZA.432.0 1.0 1.601.904.920.535.5 A4 TERRENOS PARA CENTROS ATENCION AL PUB 5.0 0.0 687.856.127.557.0 15.700.4 639.5 400.617.399.393.0 0.0 7.3 246.535.368.437.2 1.356.381.7 11.0 2.3 390.0 24.779.2 0.057. el resultado obtenido es el que se presenta a continuación. y del balance de potencia y energía para el mismo año.991                        94.812                        65.904 MT1 ‐ PEAJE                213.311                       157.4 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 2008.174                       243.864.666                        17.322                  1.802                       641.1 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. 3.617                          5.459                        52.388 Tarifa La energía facturada presentada en el balance de la empresa para el 2008. Validación y Revisión de Antecedentes 3.484 TOTAL ‐ PEAJE                445.850                        13.455                        89. 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.647                        76.4.568                       183.466 Energía Anual  [MWh] AT1 ‐ PEAJE                231.965.159                          9.187                  4. se presenta en el siguiente cuadro: 3-22 EDELNOR 21/7/09 .073                        65.3. a.901                       786.473                       315. Tarifa MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP BT2 BT3P BT3FP BT4P BT4FP BT4AP BT5B‐R BT5B‐NR BT6 AT1 MT1 BT5A AP TOTAL Energía Anual  [MWh]                        80. 360 AT1 AT1‐PEAJE MT1 MT1‐PEAJE MT2 MT3 MT4 BT4AP BT2 BT3 BT4 BT5 BT5A BT6 TOTAL Como puede observarse.174                243.742                296.904                786.472                 80.986                   9.509                   9. las diferencias resultantes entre los valores informados en el balance y los detallados en las Bases enviadas al OSINERG en forma mensual despreciables.125                170.204                996.484                 80.281.854 Balance                321.509                 17.901                231.280.456           5.742                296.647                142.306.306.071                 65.926                 52.159                213.090                   9.3.802                641.311                   5.509                 17. nos queda la siguiente tabla: Energía [MWh] Tarifa Base Comercial                 89.802                824.568                183.647                142.647                 76.812                 65.764                170.803                159.666                 17.311           2.455           5. 3-23 EDELNOR 21/7/09 .360 Agrupando por Tarifa y comparando.986                   5. Validación y Revisión de Antecedentes Energía [MWh] Tarifa AT1 MT1 MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP BT2 BT3P BT3FP BT4P BT4FP BT5C BT5A BT5B BT6 Total                321.592                170.923           2.835           2.802                824.309.803                159.204                996.311                   5.991                 94.280.472                 80.456 5. 3. Validación y Revisión de Antecedentes b.787 469. El valor informado en el balance entregado resulta de 5.621 490.589 En la siguiente figura se presenta la curva monótona horaria de la potencia comprada durante el 2008.060 478.283 482. en MW.968 477.904 469. A continuación se presentan los valores de energía comprada.9 MW POTENCIA COMPRADA  [MW] 800  700  600  500  400  300  200  100  ‐ 1 HORAS DEL AÑO 8784 3-24 EDELNOR 21/7/09 . 1. La energía Comprada por EDELNOR en el 2008 (valor obtenido de las curvas de compra del 2008) es de 5.201 477.904 481. MES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL ENERGIA [MWh] 469.744 496.758.746 GWh.149 494.438 470. 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.000  900  POTENCIA MAXIMA = 898.528 5. por mes.759 GWh. hasta el ingreso a la red de Media Tensión. 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. la energía facturada en el año 2008. a. PROCESO REALIZADO Para el procesamiento de la información se consideraron las siguientes etapas: • Importación de la Base Comercial informada con una discriminación mensual. • Se verificaron los volúmenes de Potencia y Energía registrada en el Año 2008 en los puntos de compra de la Distribuidora. c. b. • Se totalizó para cada tarifa. 3-25 EDELNOR 21/7/09 . 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. Los valores correspondientes a los niveles de Alta Tensión.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. como se indicó. Las pérdidas de energía asignadas a cada Etapa se determinaron a partir de lo informado por EDELNOR en los Balances presentados d. y considera como punto de partida la potencia Máxima registrada por la Empresa Distribuidora (11/12/2008 19:45). DETERMINACIÓN DEL BALANCE DE POTENCIA El Balance de Potencia también se ha determinado a partir del ingreso a la red de AT. 3. de los valores de potencia y energía ingresados a la empresa Distribuidora desde la Alta Tensión. • Resultados preliminares del Estudio de Caracterización del Consumo de los Clientes solicitado por EDELNOR a PA Consulting Group. Para determinar el Balance de Energía a partir del ingreso a la red. se han validado a través de la existencia de mediciones de energía y potencia que permiten discriminar los flujos.3.4. Validación y Revisión de Antecedentes Las diferencias resultantes entre los valores de compra informada para el periodo 2008 y el detalle de las curvas de compra son despreciables. DETERMINACIÓN DEL BALANCE ENERGÍA Se verificó la validez. INFORMACIÓN DISPONIBLE Para realizar dicha validación se ha utilizado la siguiente información: • Base Comercial con los clientes existentes durante el año 2008. 67 1.78 0. Validación y Revisión de Antecedentes 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.00 0.48 0.98 0. MT y de BT.00 1.57 0. Energía annual Facturada a los Usuarios en Baja Tensión. Factor de Carga sobre el Factor de Coincidencia de la opción Tarifaria.58 0.59 Factor de Coincidencia 0.00 0.76 0. La potencia Máxima Simultanea para cada opción Tarifaria se determinó a partir de la siguiente expresión: E DSTARIFA = FCFACT TARIFA TARIFA FCOTARIFA Donde: * 8784 DSTARIFA : EFACT TARIFA : Demanda Simultánea de la opción Tarifaria.3.60 0.57 0.63 1.98 0.78 0.98 0.65 0.56 0.61 0.59 0.82 0. FCTARIFA : FCOTARIFA Los Factores de Carga y Coincidencia para cada opción tarifaria se presenta en la siguiente tabla: Opción Tarifaria MT1 TD1 MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP BT1 BT2 BT3P BT3FP BT4P BT4FP BT5C BT5 BT5A BT5B Factor de Carga 0.62 1.84 0.61 0.58 0.00 0.94 0. 3-26 EDELNOR 21/7/09 .90 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.90 0.50 0.56 0.72 0. 4 3-27 EDELNOR 21/7/09 .7 33. Validación y Revisión de Antecedentes Para la red de AT se adoptó un valor de para el FCpérdidas de 0.501 78.786.666 243. revisado: DETALLE ENTRADA RED DE AT PERDIDAS AT RESUMEN FACTURADA AT1 ENERGIA [MWh] 5.071 4.926 3.4 609.472 80. Red de MT: 1. y las pérdidas de energía ya determinadas.8 8.89 % e.167 330.5 870.872 330.4% 59.60. Teniendo en cuenta estos Factores de Carga de las pérdidas.274 FC [% ] FCO [% ] POTENCIA [MW] 900.975 246. Estos valores fueron determinados a partir de aplicar las fórmulas de “Buller Woodrow”.812 170.4 19.5 91.802 183.095.61 % y Red de BT: 12. mientras que en el caso de la red de BT se determinó un FCpérdidas de 0.2 14. Los valores obtenidos referidos a cada etapa fueron los siguientes: Red de AT: 1.988 52.268 2.796 ENTRADA RED DE MT PERDIDAS MT RESUMEN FACTURADA MT1 MT2 MT3FP MT3P MT4FP MT4P 90% 60% 61% 84% 67% 82% 78% 48% 59% 94% 63% 98% 99.3 2.568 52.286.48.037 5.608 996.272 13.0 20.6 0.764 94.167 5.991 76.363.11 %. 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.9 81.548 2.3.3% 20.647 65.1 7.443 17.63.2 38.174 641.5 5.746.5 0.555 530.525 2.8 11.198.949 70.509 65.1 7.7 10.073 308.946 ENTRADA RED DE BT PERDIDAS BT RESUMEN FACTURADA BT5 BT2 BT3FP BT3P BT5C BT4FP BT4P BT5A-A BT5A-B 58% 61% 56% 76% 50% 57% 72% 56% 59% 100% 65% 58% 98% 100% 62% 98% 57% 44% 447. para la MT se adoptó un valor de para el FCpérdidas de 0. se obtuvo el valor de pérdidas de potencia para cada una de las etapas de la red. • El resultado de la revisión obligo a una reestructuración de los Estados de Costos y Gastos de los años 2007 y 2008.5 y MS/.3. 44. nota contable etc.5.5. 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 3.5.2 Antecedentes de Explotación Comercial La revisión y validación de estos antecedentes se desarrolla en conjunto con los otros antecedentes de operación y mantenimiento en el punto 3. 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).4.5.1 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. Validación y Revisión de Antecedentes 3. si corresponde asignarle al rubro del negocio eléctrico y si se trata de costos que dan lugar a inversión o gasto.5. 3. Constancia de esta revisión se presenta en el Anexo H.5.4.4 Revisión y validación de los Costos de Distribución. • Revisión de los vouchers contables (facturas o recibos. 3.3 Antecedentes de Gestión La revisión y validación de estos antecedentes se desarrolla en conjunto con los otros antecedentes de operación y mantenimiento en el punto 3. 34. La suma de los importes consignados en la documentación revisada alcanzo la cifra de MS/.4. 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 2008.8 por los ejercicios económicos 2007 y 2008 respectivamente. verificando si el costo efectivamente se efectuó.5.) referidos al costo del servicio eléctrico.5 ANTECEDENTES DE OPERACION Y MANTENIMIENTO La revisión y validación de los Antecedentes de Operación y Mantenimiento se presenta en el punto 3. con la finalidad de mostrar una 3-28 EDELNOR 21/7/09 .5. 3.4 siguiente. prestación de Servicios de Mantenimiento de Alumbrando Público.690 9.166 15.893 44. • Revisión de los Contratos suscritos con las firmas: COBRA PERU S.319 78.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente.277 -2.015 -4.537 -22. • Revisión de la planilla de haberes. tal como se muestra en el cuadro siguiente: COSTOS DISTRIBUCION (Actividades) AÑO 2008 A4 Distribución Media Tensión A5 Distribución Baja Tensión A6 Alumbrado Público A7 Comercialización Total Costo de Distribucion Verificación Año 2007 A4 Distribución Media Tensión A5 Distribución Baja Tensión A6 Alumbrado Público A7 Comercialización Total Costo de Distribucion Verificación VAD "A" S/.06 % y 42.181 -11.025 -29.326 -13.21 23.944 -4.438 Explicación Diferencia N1 N2 -9.41 100.316 71.43 10. CAM PERU SRL por Servicios de Mediciones. provisión de la cuenta incobrable. lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME de fecha 11.913 65.54 26.45 27.030 35.927 42.406 -12.808 -2. • Revisión de la política contable respecto a: reconocimiento de ingresos.043 -38.326 -13.50 % respectivamente.592 16.211 46.82 9.57 100. 3-29 EDELNOR 21/7/09 .601 29. deducidos de inversiones por ser considerado gastos. En distribución.28 27. uso de estimaciones.499 154.00 -7.529 17. pasivos y activos contingentes.05 100.091 34.436 -4. Copia de los Contratos revisados se muestra el Anexo H • Revisión de los criterios de asignación de los costos indirectos de inversión.097 N1= Corresponde a la aplicación de gastos cargados a inversiones N2= Importes resultantes por cambio de metodologia en la aplicación de costos de supervisión directa y costos indirectos Los mayores importes que muestra el VAD “A” con respecto al “B” se refieren a los conceptos que señaláramos en el numeral 3.46 49.857 18.00 42. existencias.94 10.515 13. por Servicio de Lectura de Medidores y reparto de Factura de Suministros.908 16.469 -2.06 14.3 y 1.025 -10.730 11. SYNAPSIS por Servicio de Soporte y Mantenimiento de los sistemas de Telecomunicaciones. el porcentaje de revisión de los costos correspondiente a los ejercicios económicos del 2008 y 2007 han alcanzado el 31.34 45.A.43 100. en el proceso de distribución de los costos de supervisión directa y de los costos indirectos (Formatos “B”). por S/.538 -14.1.3.380 -18.9 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente.228 -4. Los importes que se anotan en la columna N2.37 53. Miles % 30. • Gastos.8 y 18. inversiones. por corresponder a donaciones no deducibles del impuesto a la renta.181 -11.50 Diferencia B-A (*) -12.364 133.869 9.043 -6.04. de aquellos que corresponden a otras actividades que EDELNOR realiza paralelamente a la actividad principal. 31.784 14. costos y gastos. provisiones.00 31.1 es decir • Importes por S/. costos de supervisión directa y costos de administración.474 125.814 25. son el resultado de aplicar.918 -2. AVANZIT PERU SAC. 1.00 VAD "B" S/.407 171. Validación y Revisión de Antecedentes separación de los costos y gastos pertenecientes al negocio eléctrico.68 45. ajuste moneda constante.01 9.94 y los que fija los TDR del Estudio VAD 2009.088 66.624 -31. Miles % 17. 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.5 de [Horas Interrumpidas Usuario / Año]. y con un nivel aceptable de calidad y continuidad.5 y 6. la Provincia Constitucional del Callao. EDELNOR S. operación y gestión actuales por parte de las empresas Distribuidoras. Barranca.7 OTROS ANTECEDENTES 3. La calidad del servicio técnico se caracteriza por el número y duración de las interrupciones del abastecimiento eléctrico a los clientes finales. Se establecen además atenuantes en la determinación de las compensaciones entre los periodos 2009 al 2012 en fracciones del 25%. Las redes eléctricas de la distribuidora se encuentran segmentadas en 4 Sectores Eléctricos tal como se detalla en el siguiente cuadro: 3-30 EDELNOR 21/7/09 . 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. Si bien la Empresa Modelo debe ser diseñada con el objeto de poder cumplir con estos límites al igual que los individuales por usuarios. 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. Validación y Revisión de Antecedentes 3. comprende el norte de Lima capital. Chancay.A. Huaral. 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. que imponen una revisión de los sistemas de inversión. Pativilca.A. Mas bien la función esperada es la provisión de un abastecimiento que satisfaga las necesidades de energía y potencia de los usuarios económicamente. llegando al valor pleno una vez superado los 4 años previstos en la normativa. Está ampliamente aceptado que no resulta ni técnica ni económicamente posible asegurar que el abastecimiento de energía eléctrica esté continuamente disponible para la demanda.. En particular para el Sector Típico I se ha previsto un Costo Unitario por MW igual a 12 [UITs].7. 3.A.A. Supe.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.1 Asignación de Instalaciones al Sistema Eléctrico Modelo El área de concesión de la empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.3. y provincias del Norte Chico: Huacho. Existe una separación entre las Sectores Eléctricos. CHAVARRIA. o del secundario de las SET. por lo que las instalaciones a asignar al Sistema Eléctrico Modelo. son las redes de MT y BT asociadas a las SET perteneciente al Sistema Eléctrico de Lima Norte.3. SANTA ROSA Y CHILLON de 60 kV. detallando las SET que alimentan la demanda en MT. La vinculación con los Sistemas de Transmisión y Generación se realiza en las SET BARSI. 3-31 EDELNOR 21/7/09 . excepto en los casos en que se indica una tensión diferente. y la tensión en la red de MT. Validación y Revisión de Antecedentes SECTOR ELECTRICO I II III V SISTEMA ELECTRICO LIMA NORTE HUACHO-SUPE-BARRANCA HUARALCHANCAY HUACHO SUPE-BARRANCA SAYÁN-HUMAYA PATIVILCA CANTA CHURÍN RAVIRA-PACARAOS HOYOS-ACOS YASO A continuación se presenta el diagrama unifilar esquemático del Sector Eléctrico I. es en todos los casos de 10 kV. La tensión del sistema de Alta Tensión es de 60 kV. o sea el Sector Eléctrico I. 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. 3. Validación y Revisión de Antecedentes 3-32 EDELNOR 21/7/09 . 3. Validación y Revisión de Antecedentes 3-33 EDELNOR 21/7/09 . Validación y Revisión de Antecedentes 3-34 EDELNOR 21/7/09 .3. Validación y Revisión de Antecedentes 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.3. ID 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 SET ANCON ANCON ANCON ANCON ANCON BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI BARSI CAUDIVILLA CAUDIVILLA CAUDIVILLA CAUDIVILLA CAUDIVILLA CAUDIVILLA CAUDIVILLA CAUDIVILLA CAUDIVILLA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA CHAVARRIA AlimMT N‐01 N‐02 N‐04 N‐05 N‐06 K‐01 K‐02 K‐03 K‐05 K‐07 K‐08 K‐09 K‐10 K‐11 K‐12 K‐13 K‐14 K‐15 K‐16 K‐17 K‐19 K‐20 K‐21 K‐22 K‐23 K‐24 CV‐01 CV‐02 CV‐03 CV‐04 CV‐05 CV‐06 CV‐07 CV‐08 CV‐09 CH‐01 CH‐02 CH‐03 CH‐04 CH‐05 CH‐06 CH‐07 CH‐08 CH‐10 CH‐11 CH‐12 CH‐13 CH‐14 CH‐15 CH‐16 CH‐17 CH‐18 CH‐19 CH‐20 CH‐21 CH‐22 CH‐23 CH‐24 ID 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 SET CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE CTO GRANDE INDUSTRIAL INDUSTRIAL INDUSTRIAL INDUSTRIAL INDUSTRIAL INDUSTRIAL INDUSTRIAL INDUSTRIAL INDUSTRIAL INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS INFANTAS JICAMARCA JICAMARCA JICAMARCA JICAMARCA JICAMARCA JICAMARCA JICAMARCA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA MARANGA AlimMT CG‐01 CG‐02 CG‐03 CG‐04 CG‐05 CG‐06 CG‐07 CG‐08 CG‐09 CG‐10 CG‐11 CG‐12 ID‐01 ID‐02 ID‐03 ID‐04 ID‐05 ID‐07 ID‐08 ID‐09 ID‐10 I‐01 I‐02 I‐03 I‐04 I‐05 I‐06 I‐07 I‐08 I‐11 I‐12 I‐13 I‐14 I‐15 I‐16 I‐17 I‐18 I‐19 J‐01 J‐02 J‐03 J‐04 J‐05 J‐06 J‐07 MA‐01 MA‐03 MA‐04 MA‐05 MA‐06 MA‐07 MA‐08 MA‐09 MA‐10 MA‐11 MA‐12 MA‐13 MA‐15 ID 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 SET MARANGA MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES MIRONES NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL NARANJAL OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO OQUENDO PANDO AlimMT MA‐16 M‐01 M‐02 M‐03 M‐04 M‐05 M‐06 M‐07 M‐08 M‐09 M‐10 M‐11 M‐12 M‐13 M‐14 M‐15 M‐16 M‐17 M‐18 M‐19 M‐20 M‐21 M‐22 M‐23 M‐24 M‐25 M‐26 M‐28 M‐29 M‐31 NJ‐01 NJ‐02 NJ‐03 NJ‐04 NJ‐05 NJ‐06 NJ‐07 NJ‐08 NJ‐09 NJ‐10 NJ‐11 NJ‐12 NJ‐13 O‐01 O‐02 O‐03 O‐04 O‐05 O‐06 O‐07 O‐08 O‐09 O‐10 O‐11 O‐12 O‐13 O‐14 PA‐01 3-35 EDELNOR 21/7/09 . ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA. alimentados desde cada SET.3.ROSA A STA. Las mismas se han agrupado por tipo de SED.ROSA A STA.ROSA A STA. y se indica su cantidad y la potencia total instalada.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA. 3-36 EDELNOR 21/7/09 .ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA. Validación y Revisión de Antecedentes ID 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 SET PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PANDO PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PERSHING PT‐PIEDRA PT‐PIEDRA PT‐PIEDRA PT‐PIEDRA PT‐PIEDRA PT‐PIEDRA PT‐PIEDRA STA.ROSA A STA.ROSA A STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA STA‐MARINA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA TACNA T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE AlimMT P‐28 P‐29 P‐31 P‐32 P‐33 P‐34 SR‐40 SR‐51 SR‐52 F‐01 F‐03 F‐04 F‐05 F‐06 F‐07 F‐08 F‐09 F‐11 F‐12 F‐14 F‐16 F‐17 F‐18 F‐19 F‐21 T‐01 T‐02 T‐03 T‐04 T‐05 T‐06 T‐07 T‐08 T‐09 T‐10 T‐11 T‐12 T‐13 T‐14 T‐15 T‐16 T‐17 T‐18 T‐19 T‐21 T‐22 T‐23 T‐24 T‐25 T‐27 T‐29 T‐30 TV‐01 TV‐02 TV‐03 TV‐04 TV‐05 TV‐06 ID 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 SET T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE T‐VALLE VENTANILLA VENTANILLA VENTANILLA VENTANILLA VENTANILLA VENTANILLA VENTANILLA ZAPALLAL ZAPALLAL ZAPALLAL ZAPALLAL ZAPALLAL AlimMT TV‐07 TV‐08 TV‐09 TV‐10 TV‐11 TV‐13 TV‐14 TV‐15 TV‐16 TV‐17 TV‐18 V‐01 V‐02 V‐03 V‐04 V‐05 V‐06 V‐07 W‐01 W‐02 W‐03 W‐04 W‐05 Finalmente se han relevado todas las Subestaciones de Distribución (SED) y transformadores de clientes MT.ROSA A AlimMT PA‐02 PA‐03 PA‐04 PA‐05 PA‐06 PA‐07 PA‐08 PA‐09 PA‐10 PA‐11 PA‐12 PA‐13 PA‐14 PA‐15 Q‐02 Q‐03 Q‐04 Q‐05 Q‐06 Q‐07 Q‐08 Q‐10 Q‐11 Q‐12 Q‐13 Q‐14 Q‐15 Q‐16 Q‐17 Q‐18 Q‐20 PP‐02 PP‐03 PP‐04 PP‐05 PP‐06 PP‐07 PP‐10 P‐01 P‐05 P‐06 P‐07 P‐12 P‐13 P‐14 P‐15 P‐16 P‐17 P‐18 P‐19 P‐20 P‐21 P‐22 P‐23 P‐24 P‐25 P‐26 P‐27 ID 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 SET STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA.ROSA A STA. 3. Validación y Revisión de Antecedentes SET ANCON BARSI CAUDIVILLA CHAVARRIA CTO GRANDE INDUSTRIAL INFANTAS JICAMARCA MARANGA MIRONES NARANJAL OQUENDO PANDO PERSHING PT‐PIEDRA STA.ROSA A STA‐MARINA TACNA T‐VALLE VENTANILLA ZAPALLAL AEREA MONOPOSTE BIPOSTE N° kVA  N° kVA  10 426 53 5521 25 546 72 11830 102 4830 264 27502 46 1752 261 40388 61 1851 360 49946 0 0 15 4080 50 2351 321 44607 45 1614 207 24526 0 0 50 11385 10 536 115 23895 115 3083 194 26285 37 1186 108 13970 3 112 59 12730 0 0 89 23700 146 4202 209 21228 31 1326 247 42855 58 1348 247 31150 9 552 141 19530 23 657 172 29810 22 591 302 32735 124 4036 244 25708 CONVENCIONALES A NIVEL SUBTERRANEA N° kVA  N° kVA  16 3165 0 0 38 13400 1 100 22 4502 0 0 43 16220 5 2980 25 6570 1 100 12 3375 0 0 32 9660 0 0 2 410 0 0 34 20160 0 0 73 37272 0 0 28 8232 0 0 18 4010 0 0 44 23275 0 0 59 38505 2 1730 14 2657 0 0 56 23515 13 11220 49 16690 1 160 41 22130 48 43645 31 10320 0 0 12 2565 0 0 6 667 0 0 COMPACTAS PEDESTAL BOVEDA N° kVA  N° kVA  6 705 121 18411 13 3940 294 114143 34 5510 591 69820 39 9320 614 161857 46 9175 599 102694 4 820 109 53977 73 14010 633 118222 0 0 272 32012 36 10925 211 99346 24 7685 470 213759 34 8090 482 94629 3 660 260 93219 28 8440 264 116463 60 18685 345 148443 7 890 451 72430 42 9495 628 214027 23 4705 522 107283 32 11000 481 211115 78 20625 410 123039 8 1190 389 48591 1 75 402 34864 CLIENTES MT N° 17 71 23 88 41 50 55 14 33 113 41 71 55 36 54 112 45 57 60 31 20 kVA  5154 64250 10438 56942 23160 39037 29867 5032 25511 92024 35985 66863 42236 16803 39641 78845 28340 30700 46242 8860 3730 TOTAL SED Y  CLIENTES MT N° kVA  223 33382 514 208209 1036 122601 1096 289460 1133 193496 190 101289 1164 218718 540 63594 364 167327 805 375172 894 176304 497 179909 453 203257 591 247866 881 141048 1129 381283 945 189676 809 338672 774 230693 764 94532 797 69080 A continuación y a modo de ejemplo se presenta la distribución geográfica de las diferentes SED 3-37 EDELNOR 21/7/09 . 3-38 EDELNOR 21/7/09 .3. considerando que comienza a suministrar energía el 1 de enero.xls”). 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.2 Estudio del Costo del Capital de Trabajo De acuerdo a lo indicado en el Punto 5.17 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.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. Validación y Revisión de Antecedentes 3. La información se obtuvo del Estado de Resultados para el Año 2008 presentado como información financiera por Edelnor (archivo “EERR_2008-2007. El costo anual del capital de trabajo de la empresa modelo calculado resulta de 3.7. en relación al mes de ejecución del egreso. gastos de explotación. 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. y siguiendo por 2. i.3. 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. 3. se factura y se cobra todos los días hábiles del año. incluyendo compras de energía. incluyendo el IGV. 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. CRITERIOS DE CÁLCULO 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. pago de tributo e impuestos. El fondo fijo se estima equivalente a 1 día de facturación. el 1 de Enero. 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 3-39 EDELNOR 21/7/09 . 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. facturado y cobrado en cada plan es creciente comenzando por 1 día. anticipo de pago de impuesto a la renta y anticipo de pago de dividendos. 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. • Se considera que se leen los medidores. • Se consideran todos los egresos de la compañía. Validación y Revisión de Antecedentes a. etc. hasta completar los 30 días al finalizar el primer mes ii. 751.359 154.943 10.408 46. del Estado de Resultados para el año 2008. pérdida por diferencia de cambio. amortización.266 253.483 234.381.830 1.881.148.759 153.983 0.923 0.578 803.014.953.689.311. 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. DATOS UTILIZADOS Los ingresos y costos considerados en el cálculo se obtuvieron.143.018 249.3.314 15.7 millones de soles.215.716 52.184 5.616. o sea una tasa de interés diario del 0. otros.417 3.159. El monto total de inversiones considerado es de 186.112. Los valores adoptados se presentan en la siguiente tabla.713 91. S/.935.031%.365 45. cargas financieras.851 490.922 0.982 0. actualizados al final del año de análisis (31 de diciembre). costo de venta de almacén.348 186. como se indicó.566.360 9. b.700.446.167.484.555. / año S/.005.943 0. provisión cobranza dudosa. / año Empresa Modelo US$ / año Facturación Compras de Energía Costo de Personal ( Salarios ) Cargas Sociales y CTS Monto de Materiales ( Explotación + Inversiones ) Monto de Servicios ( Explotación + Inversiones ) Otros Gastos Tributos e Impuestos ( excepto IGV ) Utilidades a repartir TC promedio 2008 1. venta de almacén. 3-40 EDELNOR 21/7/09 . Validación y Revisión de Antecedentes iii.974 740.992 0. iv. El costo del capital de trabajo se obtiene aplicando el interés diario al capital de trabajo diario. ganancia por diferencia de cambio.188 5.120. egresos excepcionales.113 2.678.686.435. y efectuando el valor presente neto del flujo de intereses.400. Tasa de interés Se ha considerado para calcular el costo del capital de trabajo una tasa anual del 12%.738 30.907 A partir de esta información se determinaron los siguientes montos considerando el IGV correspondiente.992 1.329.696.939 0. Costos no considerados: provisiones del ejercicio.127 16.835 5.125. Relación Emp Mod / Total Emp Empresa Modelo S/.000 Total Empresa S/. depreciación.331 88. otros egresos.954 0. Total Costos de Explotación Total Inversiones 232.387.985 80.967 0.590 15. Cálculo del Costo del Capital de Trabajo El capital de trabajo diario se determina como el saldo negativo de caja.342. 00% 0.849.835 584.542.311.877 2.710 25 de cada mes n 15 días del mes n+1 DIVIDENDOS Pago trimestral: Mayo-Agosto-Noviembre-Abril CARGOS E IMPUESTOS 15 días del mes siguiente n+1 15 días del mes siguiente n+1 15 días del mes siguiente n+1 MATERIALES Y SERVICIOS 13 días del mes n+2 SOCK Y FONDO FIJO .417 3. Validación y Revisión de Antecedentes DATOS Tasa de Interés Tasa promedio del IGV en las compras de energía Tasa promedio del IGV en los pagos de servicios y materiales Tasa promedio del IGV en la venta de energía Pago a Cuenta Impuesto a las rentas ( 6% Ingresos ) Facturación total sin IGV IGV ventas Facturación total con IGV Compras de energía sin IGV Materiales sin IGV Servicios sin IGV Otros Gastos sin IGV IGV compras Pago neto del IGV monto anual monto anual monto anual monto anual monto anual monto anual monto anual monto anual monto anual 12.1 día de facturación c.546.3 meses del consumo anual Fondo Fijo (caja+bancos) .3.807 2.477 1.148.735.809 253.309 Mensuales [ US$ / mes ] Día 24 del mes n+1 COSTOS DE PERSONAL 25.829 9.524 35.Anticipo Rentas OT . CALCULO DE INGRESOS Plazo Medio de Cobro Monto total anual facturado período lectura-cobro con IGV 30 584.025 131.Salarios PIS .829 490.213.518 23.052.830 1.IGV C/I .128.542.052.585 10.961.751.809 días US$ Finalmente en lo que respecta a los montos de los egresos modelados.381. 3-41 EDELNOR 21/7/09 .907 23.985 80.308.921.031% 19.167.0% 19.939. CTS DIV C/I .CS.Materiales y Servicios Exp/Inv Stock de Materiales Fondo Fijo 301.365 30.434 15.0% 19.400.276.069 145.318.935.738 52.0% 35.283.213.069 773. y sus correspondientes fechas de erogación los valores considerados se presentan a continuación.978 13.870 1.696.095.1er día del año Stock de Materiales .184 69.Otros gastos y tributos M/S .524 anual diaria US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ Los datos utilizados para el cálculo de los ingresos son los siguientes.974 93.311 23. 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. EGRESOS COMPRAS DE ENERGIA Anuales [ US$ / año ] Compras de Energía P .277. transmisión. Conexión a la Red de Distribución Eléctrica. comercialización y administración) así como sus correspondientes costos indirectos que de ellos se deriven.000 miles US$ 15. Generación • A3. Las actividades de negocio establecidas por los TDR.000 Ingresos Egresos Capital de Trabajo 3.000 -30.000 35. Este Manual de Costos. Alumbrado Público • A7. los mismos que se señalan en el numeral 4.000 25.000 -15.000 5. EDELNOR establece. que asumen costos de supervisión directa y costos indirectos.Tensión • A6.Tensión • A5. Validación y Revisión de Antecedentes 55. Comercialización • A8. son las siguientes: • A1: Actividad Compra de Energía • A2.000 -20.04. 3-42 EDELNOR 21/7/09 2008-12-27 .000 0 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 -5.000 -25.94. establece el registro de las transacciones identificando los gastos directos que deben imputarse a cada unidad de costos.000 45. 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. Distribución Baja . distribución.3.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS Por Resolución Ministerial Nº197-94 EM/VME de fecha 11. teniendo en cuenta la actividad desarrollada (generación. criterios de base para la asignación de costos de supervisión directa y costos de administración fijando procedimientos a seguir. tomando en cuenta el Manual de Costos en cuanto se refiere a las actividades que desarrolla. Distribución Media .000 -35.000 40. Transmisión • A4.000 50.000 20.000 10.000 30. transmisión y distribución.1.000 -10. 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. 7. Los porcentajes de asignación de estos costos totales resultantes de la aplicación de este criterio.476 2007 Distribución Inversión Gastos 0.61% Los importes que se asignan a inversiones son MS/. VNR. en la asignación de estos costos en las actividades de inversión.3. 3.10% 67. para los años 2008 y 2007 son: 2008 Distribución Importe MS/. Otros Servicios • A14. El criterio utilizado por EDELNOR. EDELNOR atiende el área del mercado de la distribuidora correspondiente al Sector Típico 1. o sea el Sector en estudio.46 % para el año 2008 y 8. 6. establece que se debe extraer de costos indirectos un 25 % de ellos 3-43 EDELNOR 21/7/09 . Depreciación • A16. procediendo a determinar un porcentaje que se aplica sobre los gastos directos con la obra. Inversión Gastos Costos de Supervisión Directa Costos Indirectos 3.843 64. definido en el documento explicativo entregado por la empresa. Gestión de Inversiones en Otras Áreas • A12. del total de los costos de supervisión directa más los costos indirectos. Corte y Reconexión • A10.1 Asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos a las inversiones (margen de contribución a inversiones o activación de gastos). ingresos y margen de distribución correspondientes a cada actividad.483 32. Los costos indirectos son aquellos vinculados con la administración y servicios funcionales de la empresa.34% 8.466 y MS/.756 por los años 2008 y 2007 respectivamente.8.66% 91.39% 99. Otras. 5.05% 90. Validación y Revisión de Antecedentes • A9. De acuerdo a la RM Nº 197-94-EM-VME (Manual de Costos de las Empresas Eléctricas Concesionarias).41 % para el año 2007. • A11. El área de servicio de esta Empresa es el de Lima Norte.931 60. A continuación se efectúa la revisión y la validación de los criterios utilizados por la distribuidora para asignar los diversos costos.90% Importe MS/. Apoyo en Postes • A13. que representa en promedio el 9.95% 9. es el mismo utilizado en sus balances de los años 2005 y 2006. Gestión de Inversiones en Distribución. Negocios Financieros • A15. 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. 3. Los cuadros siguientes muestran los porcentajes de asignación. 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.CI. Validación y Revisión de Antecedentes para llevarlos a la cuenta de inversiones. Sub-Gerencias y Departamentos de Apoyo.CSD.8. 3.. la empresa de distribución ha establecido dos tablas: • Tabla de asignación de costos de supervisión directa . 7.2 Asignación del margen de contribución a inversiones o activación de gastos a las actividades de inversión.5 % del monto de la inversión anualizada. En la aplicación de este criterio. De acuerdo al criterio definido por EDELNOR. de los costos indirectos y de los costos de supervisión directa a las diferentes actividades que desarrolla la empresa 3-44 EDELNOR 21/7/09 . • Tabla de asignación de costos generales de administración. considera la asignación de estos costos entre las distintas actividades sobre la base de la utilización del tiempo que dedica. una vez determinado el margen de contribución a inversiones según lo detallado en el punto anterior. Distribución.8. 3. personal de las Gerencias.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. Estas tablas fijan. en términos porcentuales. Comercialización etc. considera asociar costos y gastos indirectos a inversiones por MS/.007 para el año 2008 y MS/. sobre la base de sus respectivos costos de inversión ejecutada en el año. lo que implica que se ha dejado de aplicar a inversiones la cantidad de MS/. se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obras de inversión de la Distribuidora (Transmisión.541 y MS/.). teniendo como límite el 7. 8.773 para el 2007.017 por los años 2008 y 2007 respectivamente. 14. La verificación de los limites establecidos por la normatividad. en cada una de las actividades.3. 64% 41.73% 29.04% 84.00% TABLA DE ASIGNACION DE COSTOS DIRECTOS DE SUPERVISION Sub Gerencia Ingenieria y Obras Sub Gerencia Mantenimiento Sub Sub Sub Gerencia Gerencia Gerencia Operaciones Operaciones Mercado No y Calidad del Comerciales Regulado Servicio 0.34% 64.00% 100.89% 0.78% 13.64% 41.67% 0.41% 18.17% 12.78% 13.04% 6.49% 3.38% 2.41% 18.30% 8.30% 8.00% 0.46% 1.66% 2.5 % del monto de la inversión anualizada.07% 5.46% 1. 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 7.01% 12.19% 43.04% 1.46% 1.00% 100.17% 26.62% 0.04% 6.46% 1. definiendo la distribución de los costos sobre la base del tiempo que las respectivas jefaturas destinan a cada actividad.38% 2.41% 18.02% 1.04% 1.60% 14.02% 1.41% 0.00% 100.73% 0.60% 16. 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 3-45 EDELNOR 21/7/09 .00% La observación a plantear en este caso.04% 1.00% 100.38% 2.00% 100.83% 1.01% 15.07% 5.30% 8.12% 1.88% 0.85% 0.07% 5.85% 0.30% 0.04% 1.41% 18.64% 41. para la asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos a las distintas actividades.00% 100.99% 31.41% Gerencia Técnica Gerencia de Gerencia de Administració RRHH n y Finanzas ITEM ACTIVIDAD A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 Compra de Energía Generación Transmisión Distribución Media Tensión Distribución Baja Tensión Alumbrado Público Comercialización Conexión a la Red de Distribución Eléctrica Corte y Reconexión Gestión de Inversión en Distribución Gestión de Inversión en Otras Áreas Asesoria a Terceros Otros Servicios Negocios Financieros Depreciación Otras Total Actividades 0.62% 0.64% 41.04% 6.78% 3.54% 8. Validación y Revisión de Antecedentes TABLA DE ASIGNACION DE COSTOS INDIRECTOS Directorio Gerencia General Gerencia de Comercialización Gerencia de Regulación y Gesión de Energía 0.62% 0.41% 100.41% 0.71% 6.69% 2.78% 13.00% 100.41% 0.41% 0.41% 18.38% 29.07% 5.14% 0.38% 2.67% 61. Esta metodología utilizada por EDELNOR.3.04% 6.46% 1.00% 100.71% 0.38% 2.29% 0.00% 100. 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.85% 0. es que la encuesta de distribución de tiempo ha sido efectuada al nivel de sub-gerencias y departamentos operativos y de apoyo.00% 100.64% 41.69% 54.01% 0.04% 1.24% 4.85% 0.06% 0.30% 8.11% Sección Sub Administració Gerencia n y Control Desarrollo Gestión Comercial Comercial ITEM ACTIVIDAD A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 Compra de Energía Generación Transmisión Distribución Media Tensión Distribución Baja Tensión Alumbrado Público Comercialización Conexión a la Red de Distribución Eléctrica Corte y Reconexión Gestión de Inversión en Distribución Gestión de Inversión en Otras Áreas Asesoria a Terceros Otros Servicios Negocios Financieros Depreciación Otras Total Actividades 0.24% 4.85% 0.04% 6.30% 8.13% 29.62% 0.05% 2.07% 5.78% 13.04% 37.78% 13.34% 21.65% 15.41% 100.20% 52.04% 0.62% 0. Criterio alternativo. Distribución Baja Tensión. 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. Transmisión. Conexión a la Red de Distribución Eléctrica. Distribución Media Tensión. son aplicados en forma proporcional a sus respectivos costos directos. Los costos de supervisión en la operación comercial del servicio eléctrico. 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. Conexiones a la Red de la Distribución Eléctrica y Corte y Reconexiones. son aplicados en forma proporcional al costo directo de las actividades de Generación. Corte y Reconexión. Alumbrado Público. que en la formulación de los Formatos “B” aplicar. Transmisión. − · Sub Gerencia Técnica.5 % del monto de la inversión anualizada (Resolución Ministerial Nº 197-94EM-VME).3. Una vez determinado el margen de contribución a inversiones. 3-46 EDELNOR 21/7/09 . 3. 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 ). sobre la base de sus respectivos costos directos de inversión ejecutada en el año. − Una vez determinado el margen de contribución a inversiones. teniendo como límite el 7. se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obra. Distribución Baja Tensión y Alumbrado Público. son aplicados en forma proporcional al costo directo de las actividades de Comercialización.4 Asignación de los gastos de supervisión directa y costos indirectos a las distintas actividades de la distribuidora. Como criterio alternativo a la metodología establecida por EDELNOR se ha definido. Los costos de supervisión de las actividades de Asesoria a Terceros y Otros Servicios. Las actividades que absorben estos costos indirectos son Generación. · · − Sub Gerencia Comercial · · • 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.8. Asesoria a Terceros y Otros Servicios. Comercialización. Validación y Revisión de Antecedentes contribución de cada actividad a la utilidad de la empresa y en el caso de profesionales. se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obra. Distribución Media Tensión. técnicos o administrativos el tiempo que dedican a cada actividad. Los costos de supervisión directa en el desarrollo de la Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico. 3.96 7.49 0.831 7. 3-47 EDELNOR 21/7/09 .17 2.211 46.8.927 42.29 1.94 803.00 1. • Para la actividad de transmisión A3 se ha considerado a los ingresos por peaje e ingreso tarifario.453 74.18% 16.05 4. que representan 26. el siguiente Cuadro de Costos y Gastos Totales muestra. % MS/.849 4.72 6.120 5.30 1.49 0.13 1. 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.316 71.01 1.06 0.043 1.88 0.63% 76.090 por el año 2008 y MS/ 8.74 1.60% 96.10 1.57 4.76 0.189 3.624 30.21 3.40% 2007 Distribución Inversión Gastos 4.19 2.43 1. 2.63 1.58 0. % 755.10 1.784 14.50 0.624 100.074 31.044.55 1.52 0. % MS/.91 0.3.03 1.391 54. Validación y Revisión de Antecedentes Como resultado de la aplicación de la metodología establecida por EDELNOR y la que se fija como Criterio Alternativo.319 78.55 0.32 0.633 8.82% 83.499 25.014.014 1. A continuación se describe con mayor detalle el procedimiento empleado por la distribuidora.931 4. Las pérdidas reconocidas en potencia y energía al nivel de distribución al ser factores de expansión aplicados a los precios de barra.168 17. tal como muestra el Cuadro siguiente.52 0.58 755.043 971 16.453 474 42.35% del total de costos de supervisión directa mas costos indirectos de los años 2008 y 2007 respectivammente.50 7. en la distribución del costo de supervisión directa y de los costos indirectos.914 65.58 0.014 1.520 100.50 4.76 0.43 0.09 Año 2007 Edelnor Criterio Altenativo MS/.364 26.00 Bajo el Criterio Alternativo.592 16.099 75. • Para la actividad de compra de energía A1 contienen los precios de potencia y energía al nivel de barra publicada.5 Criterios de asignación de ingresos a cada una de las actividades de la empresa. cumple con lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94-EM-VME respecto a la absorción de los costos indirectos.539 25.31 2.269 16.41 0.257 El proceso de asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos.42 0.166 15.959 12.41 0.515 100. a las actividades de inversión.462 11.39 2. : 2008 Distribución Importe MS/.12 1.31 2.543 100.06 4.26 2. Inversión Gastos Costos de Supervisión Directa Costos Indirectos 2.81 7.972 9. se asigna a Inversiones MS/: 14. en energía y potencia.242 4.97% y el 20.34 3. los resultados obtenidos: COSTOS Y GASTOS TOTALES Código A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 Actividad Compra de Energía Generación Transmisión Distribución Media Tensión Distribución Baja Tensión Alumbrado Público Comercialización Conexión a la Red de Distribución Eléctrica Corte y Reconexión Gestión de Inversión en Distribución Gestión de Inversión en Otras Áreas Apoyo en Postes Otros Servicios Negocios Financieros Depreciación Otras Total Actividades Año 2008 Edelnor Criterio Altenativo MS/.37% 23.039 13. han sido consideradas en la parte de ingresos de la actividad compra de energía.04 3.481 74.047 4.07 4.92 0.030 35.191 586 42.509 4.493 69.407 27.077.833 por el 2007.17% 95.687 76.800 4.83% Importe MS/.213 19. % 803.00 994.271 25.104 661 47.374 13.00 1.363 3.247 545 46.524 59. 11 5.453 56.043 1.922 51.728 24. parcial (CFS) y horaria (CFH).06 3.13 3.98 1.88 0.07 3.278 52. Validación y Revisión de Antecedentes • 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.15 4.737 100. balance de potencia (FBP) y PTP.00 1.453 55. se obtiene el Cuadro siguiente que muestra los ingresos correspondientes a los ejercicios económicos 2008 y 2007: INGRESOS TOTALES Código A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 Actividad Compra de Energía Generación Transmisión Distribución Media Tensión Distribución Baja Tensión Alumbrado Público Comercialización Conexión a la Red de Distribución Eléctrica Corte y Reconexión Gestión de Inversión en Distribución Gestión de Inversión en Otras Áreas Apoyo en Postes Otros Servicios Negocios Financieros Depreciación Otras Total Actividades Año 2008 Edelnor Criterio Alternativo M S/.00 0. Respecto a la tarifa en alta tensión AT1 solo presenta ingresos para generación y transmisión.81 1.11 5.513 29.641 57.88 24.80 0.439.236 364. % 755.05 1. Para el mercado libre en media tensión MT1 se asume la estructura tarifaría de la MT2.00 0.05 3.15 4.424 26.25 0.13 3.891 3.58 Año 2007 Edelnor Criterio Alternativo M S/.641 57. 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).452 68.601 72.663 3.663 3.84 2.81 1.449 26.278 52.3.424 26.014 1. 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”.25 0.00 0.348.02 1.293 331.452 68.546 0 0 1.98 1.922 51.299 55.83 0.601 72.95 0. economías de escala.349.037 60.47 1.470 100.432. • Para las actividades A12 “Apoyo en Poste” y A13 “Otros Servicios” los ingresos provienen de lo consignado en los asientos contables.11 5. • Para la actividad Comercialización A7 corresponde a la facturación por cargo fijo comercial para medición simple (CFE).898 100.97 0. 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. % 803. También se han incluido los ingresos provenientes del concepto “Consumos no Registrados”.014 1.719 55.755 26.47 755.293 330.021 100.06 3.100 24.99 25.043 1.00 0.59 803.98 25.83 0. • 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.00 1.252 24.00 0.05 0. el cual fue distribuido entre las actividades en forma proporcional a los ingresos determinados para estas actividades por “Venta de Energía al Público”.06 1.513 29.546 0 0 1.037 59.236 358.27 0. • 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.00 0.85 2.35 1.00 0.00 1.88 24.728 24. Respecto a otros servicios corresponde a ingresos por otros negocios paralelos al servicio eléctrico.580 0 0 2.891 3.00 0. % M S/.43 1.580 0 0 2.449 26.00 3-48 EDELNOR 21/7/09 . % M S/. Asimismo se aplica el mismo criterio para la tarifa TD1.55 1.11 5.27 0.87 0.472 26. 484 -5.021 1.766 EDELNOR Margen Económico MS/. obteniéndose de esa manera los Formatos B que se adjuntan en el Anexo K de este informe.029 35.397 -65.380 según muestra el Cuadro siguiente: MARGEN ECONOMICO DISTRIBUCION 2008 Ingreso Código A1 A4 A5 A6 A7 Actividad Compra de Energía Distribución Media Tensión Distribución Baja Tensión Alumbrado Público Comercialización Total Actividades MS/.254 El margen económico de las actividades operativas propias del servicio eléctrico.423 -40 -915 -11. mientras que bajo el criterio alternativo alcanza la cifra negativa de MS/.767 y 1. -1.914 65.236 364.546 0 0 1.380 Margen Económico MS/.191 586 42.242 -4.891 3. 573 para los años 2008 y 2007 respectivamente.916 -40 -915 -11.453 Criterio Alternativo Margen Margen Egresos Anualidad Bruto Económico MS/.518 -57.120 5.3.632 52.106 Criterio Alternativo Margen Anualidad Bruto MS/.931 4.364 26. 803.062 -53.132 -19.280.535 92.120 -5.462 11.641 57.449 1.777 18. 92.168 17.380 Diferencia Total Margen Real 3.191 1. 803. MARGEN ECONOMICO 2008 Ingreso Código A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 Actividad Compra de Energía Generación Transmisión Distribución Media Tensión Distribución Baja Tensión Alumbrado Público Comercialización Conexión a la Red de Distribución Eléctrica Corte y Reconexión Gestión de Inversión en Distribución Gestión de Inversión en Otras Áreas Apoyo en Postes Otros Servicios Negocios Financieros Depreciación Otras Total Actividades MS/. 65.322 298.120 -5.507 MS/.597 -59.916 344.236 364.021 y 1.484 -5. 54. se obtienen los resultados que muestra el Cuadro siguiente.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. 803.687 MS/. 1. -57.517 2.449 26.632 52.513 29.513 29.498 -83. Los Formatos “A” registran como ingreso la suma de MS/.917 63.597 -59.192 -94. 83. -1. lo que resulta una diferencia de menos MS/.336 8.033 -8. 803. 439.014 1.690 -4. 384.744 52. con los que resulta de la aplicación del Criterio Alternativo. -53.364 936.132 -19.501 475.897 para los años antes citados.254 y MS/.693 -81.914 65.044.755 26.263 68.862 MS/.470 por los años 2008 y 2007 respectivamente.971 12.507 410.191 1.029 35.971 12. 3.954 246.784 14.517 2.423 -65. 349.520 394.033 -8. 39.744 52.708 -56. 1.766 MS/.014 1.601 72. 3-49 EDELNOR 21/7/09 .014 17. 331 56. 1.922 51. 348.498 -908 -1.453 1. Validación y Revisión de Antecedentes La contabilidad registra como ingresos por todo concepto la suma de MS/.6 Revisión y validación de la asignación del margen económico a las actividades de la empresa Al comparar.784 14.473 39.8.586 -7. alcanza la cifra negativa de MS/.448 8.972 1.086 -8.263 68.269 16.336 8.241 EDELNOR Margen Económico MS/.777 según lo reportado por la empresa Distribuidora.755 26.708 -56.322 298. los márgenes económicos por actividad reportados por la empresa distribuidora.967 Egresos MS/.954 246.014 57.439. dedicada a las actividades de explotación comercial. 4-1 EDELNOR 21/7/09 . Costo anual en miles US$ 237 218 19 20.5. no se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos.349 154 En lo referente a las otras componentes de costos.3 de los TDR para el Estudio de Costos del VAD.Empresa Optimizada Diferencia Real vs Optimizada Costo anual en miles S/. se presentan en la siguiente tabla. que se presenta en el punto 4.5.1 de este Informe.559 6.1 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.806 485 5.503 5.609 19.Empresa Real Explotación Comercial . Dotación Explotación Comercial . suministros y otros costos de gestión. suministros y otros costos de gestión.5 de este capítulo.1.Empresa Real Explotación Técnica .2 de este Informe.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. se presentan en la siguiente tabla. y los resultados obtenidos para el la dotación y costo de personal de la Gerencia Técnica. Costo anual en miles US$ 218 211 7 17.291 16.1.157 1. 4. incluyendo la revisión del nivel de sueldos tomando en consideración los resultados de estudios de mercados de remuneraciones.Empresa Optimizada Diferencia Real vs Optimizada Costo anual en miles S/. REVISIÓN INICIAL DE COSTOS En función de lo indicado en el punto 5. Dotación Explotación Técnica . Los resultados del ajuste efectuado para los Costos de Explotación Comercial.4. no se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos.452 6. 4. hemos efectuado el análisis de la organización y de la estructura de personal relevada.097 462 En lo referente a las otras componentes de costos. dedicada a las actividades de explotación técnica. Sobre la base de la estructura relevada se ha efectuado la revisión y optimización de la estructura de personal. servicios de terceros. Explotación Técnica y Gestión se presentan a continuación.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. y los resultados obtenidos para el la dotación y costo de personal de la Gerencia Comercial. 4. servicios de terceros. 261 0 4. 4.1 Estructura Organizativa Las funciones ejecutivas máximas están concentradas en la figura del Gerente General.2.857 4.261 15.Empresa Optimizada Diferencia Real vs Optimizada Costo anual en miles S/. servicios de terceros.1. Cabe destacar la colaboración y aporte esclarecedor recibido durante la confección del mismo. como sustento para establecer la estructura y dimensión de una empresa ideal operando en su territorio. Revisión Inicial de Costos 4.4. según se muestra en el organigrama que se incluye a continuación: GERENCIA GENERAL 3 Total Empresa: 575 GERENCIA COMUNICACION 13 7 GERENCIA LEGAL GERENCIA ORGANIZ. suministros y otros costos de gestión. modificaciones a efectuar sobre la estructura y costos reales de Edelnor. Dotación Gestión .2 DEFINICION Y DESCRIPCION DE LA ORGANIZACIÓN En este punto se describen las condiciones en que se desarrollan las actividades de EDELNOR. Y RECURSOS HUMANOS 31 8 GERENCIA REGULACION Y GESTION DE ENERGIA GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA 41 7 SUBGERENCIA CONTRATOS 4 AUDITORIA INTERNA 6 SUBGERENCIA PLANIFICACIÓN TRIBUTARIA 237 218 GERENCIA TECNICA GERENCIA COMERCIAL 4-2 EDELNOR 21/7/09 . por parte del personal de la institución. tampoco se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos. Costo anual en miles US$ 120 120 0 15. 4. no se han identificado en esta revisión y ajuste inicial.Empresa Real Gestión . del cual dependen siete gerencias. dos subgerencias y un área de control.3 Costos de Gestión Finalmente en lo referente a los Costos de Gestión.857 0 En lo referente a las otras componentes de costos. por lo que los valores de estos costos de personal se mantienen sin variación. a. de Mantenimiento y de Operación y Calidad de Servicio. Revisión Inicial de Costos Cabe destacar que tanto en este. GERENCIA COMERCIAL Del Gerente Comercial dependen las Subgerencias de Mercado No Regulado. así como el Departamento de Mercado Regulado y como órgano de control el área de Administración de Gestión Comercial GERENCIA COMERCIAL 5 Total Ger: 218 ADM. Y CONTROL DE GESTION COMERCIAL 11 22 33 55 92 SUBGERENCIA MERCADO NO REGULADO 2 SUBGERENCIA DESARROLLO COMERCIAL 7 SUBGERENCIA OPERACIONES COMERCIALES 1 MERCADO REGULADO 1 CLIENTES EMPRESARIALES E INSTITUCIONALES 13 UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 13 CONTROL DE PERDIDAS 22 CANALES DE ATENCION 85 CLIENTES LIBRES . 4-3 EDELNOR 21/7/09 . 7 UNIDAD DE NEGOCIO CONSTRUCTORES 4 CONTROL DE MOROSIDAD . 6 EXPANSION 6 UNIDAD DE NEGOCIO FINANCIERO 8 CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 10 UNIDAD DE NEGOCIO SEGUROS 1 EXPLOTACION Y FACTURACION CLIENTES REGULADOS 16 b. GERENCIA TÉCNICA Del Gerente Técnico dependen las Subgerencias de Ingeniería y Obras. 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. Desarrollo Comercial y Operaciones Comerciales.4. Total Ger: 31 GERENCIA DE ORGANIZACIÓN GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS Y RECURSOS HUMANOS 2 GESTIÓN DE LA INNOVACIÓN . 4-4 EDELNOR 21/7/09 . OPERACIONES Y CALIDAD DE SERVICIO 2 PLANIFICACION TECNICA 7 6 CONTROL DE OBRAS . Revisión Inicial de Costos Total Ger: 237 GERENCIA TECNICA 2 77 108 49 SUBGERENCIA INGENIERIA Y OBRAS 2 SUBGERENCIA MANTENIMIENTO 2 SUBG. MEDIO AMBIENTE Y GEST CONTRATISTAS d. así como el Departamento de Contabilidad General. GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS De esta Gerencia dependen siete Departamentos. ANALISIS TECNICO 7 9 CONTROL DE TRABAJOS 4 GESTION DATOS TECNICOS NORMALIZACION 7 PROYECTOS DISTRIBUCION 13 MANTENIMIENTO DISTRIBUCION 47 OPERACION 30 PROYECTOS Y OBRAS TRANSMISION 1 MANTENIMIENTO TRANSMISION 33 CALIDAD DE PRODUCTO Y ANALISIS 8 OBRAS TRANSMISION 8 MANTENIMIENTO ALUMBRADO PUBLICO 11 CALIDAD DEL SERVICIO 5 PROYECTOS TRANSMISION 10 OBRAS DISTRIBUCION 23 c. 1 7 SERVICIOS GENERALES SEGURIDAD PATRIMONIAL 1 DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS 5 CAPACITACIÓN Y BIENESTAR 3 5 ADMINISTRACIÓN DE PERSONAL 7 SEGURIDAD LABORAL. GERENCIA ECONÓMICO-FINANCIERA Esta Gerencia está compuesta de las Subgerencias de Tesorería y Finanzas y de Planificación y control.4. Revisión Inicial de Costos Total Ger: 41 GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA 3 14 17 7 CONTABILIDAD GENERAL 3 SUBGERENCIA TESORERIA Y FINANZAS 1 SUBGERENCIA PLANIFICACION Y CONTROL 3 CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS 8 TESORERIA Y CAJA 10 PRESUPUESTOS . cuyas actividades se describen a continuación.4. Total Ger: 8 GERENCIA DE REGULACION GERENCIA DE REGULACION Y GESTION DE ENERGIA Y GESTION DE ENERGIA 2 GESTIÓN DE LA ENERGIA . GERENCIA DE COMUNICACIÓN Esta Gerencia está compuesta de cuatro Departamentos. cuyas actividades se describen a continuación. GERENCIA DE REGULACIÓN Y GESTIÓN DE ENERGÍA Esta Gerencia está compuesta por dos Departamentos. 4-5 EDELNOR 21/7/09 . 3 3 REGULACION f. 3 COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR 6 VALORES Y SEGUROS 3 PLANIFICACION 1 e. GERENCIA COMERCIAL Funciones de la Subgerencia de Mercado No Regulado Esta Subgerencia está integrada por dos Departamentos cuyas actividades se describen a continuación. GERENCIA LEGAL Dirige y controla las actividades legales y regulatorias de EDELNOR. para asegurar el logro de los objetivos de plazo de atención. la Gerencia General y otros. de acuerdo con las directrices de los Organos Societarios. subgerentes y jefes de departamento) cuyas tareas principales son la coordinación y el control de la ejecución de las mencionadas actividades.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. cortes y reconexiones. coordina los planes estratégicos definidos con la Gerencia para las relaciones con los entes reguladores. cobrabilidad. Revisión Inicial de Costos GERENCIA COMUNICACION 7 1 1 3 2 PROMOCION Y PUBLICIDAD EXPERIENCIA DE SER CLIENTE PRENSA RELACIONES PUBLICAS g. h. a. supervisar el cumplimiento de las conexiones.4. supervisa la emisión de los informes de gestión del Departamento. AUDITORIA INTERNA i. SUBGERENCIA DE PLANIFICACIÓN TRIBUTARIA 4. para garantizar una protección eficaz de los intereses económicos de la compañía. 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. revisa el Informe Comercial. observaciones de la gestión y redirecciona 4-6 EDELNOR 21/7/09 . morosidad y comercialización de productos complementarios. SUBGERENCIA DE CONTRATOS j. realiza estudios por reconocimiento de pérdidas y cargos adicionales no tarifarios. El Departamento Clientes Empresariales e Institucionales. i. Asimismo. Para esto.2. así como fomentar el incremento del número de clientes a través de negocios de venta de energía. El Departamento Constructores. bajas y modificaciones que se realicen a las tablas de parametrización del sistema. conexiones . atiende solicitudes comerciales y técnicas de los clientes en media y alta tensión asignados bajo su responsabilidad. 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. realiza el seguimiento del proceso de facturación. corte y reconexiones. valorizaciones y solución de requerimientos presentados por los clientes. lo que conlleva el análisis de novedades diarias. El Departamento Control Facturación. Además coordinar y establecer el tratamiento a clientes libres con tarifas reguladas en media tensión –VAD. Para ello establece la metodología de muestreos y seguimiento de los respectivos contratistas que resulte adecuada en cada caso. instalación. Funciones de la Subgerencia Desarrollo Comercial Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación. Revisión Inicial de Costos las acciones necesarias para un mejor desempeño. Programar cortes y reconexiones a solicitud y/o por incumplimiento de pago de los clñientes en media y alta tensión. Es responsable por las altas. la venta de nuevos productos y servicios a los clientes libres. brinda el servicio de post venta. supervisa el reparto de facturas. liquidación de los materiales y mano de obra que se involucran en el desarrollo de los proyectos de obras y mantenimiento. así como identifica necesidades y oportunidades de nuevos negocios. atiende comercialmente la cartera de clientes libres en media y alta tensión encargada. dirige y controla el cumplimiento de los parámetros exigidos por la NTCSE. comunicaciones varias y otros a los clientes en media y alta tensión asignados. coordina y la reserva. la solución los inconvenientes que pudieran surgir y finalmente de la validación de la liquidación a los efectos de iniciar la distribución de facturas. con la finalidad de buscar el mejor resultado tanto para EDELNOR como para el cliente. 4-7 EDELNOR 21/7/09 . elabora informes para el OSINERGMIN de los contratos con los clientes libres de media y alta tensión. programas de cortes y reconexiones y notificaciones. 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. Para esto. efectúa el seguimiento de proyectos. El Departamento de Clientes Libres. 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.4. 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. gestiona la morosidad de los clientes en media y alta tensión asignados. negocia contratos de suministro y convenios de facilidades de pago para los clientes en media y alta tensión. Finalmente se encarga del control de la calidad de lectura de medidores y distribución de facturas. incluyendo la aplicación de tarifas reguladas como el VAD. teniendo en cuenta el tipo de terreno y la densidad y tipo de clientela. realizando la preliquidación de los trabajos efectuados. Para esto. Funciones del Departamento de Mercado Regulado Este departamento está integrado por dos secciones. desarrolla el proceso de implementación de los nuevos negocios y servicios no eléctricos. Así mismo desarrolla productos innovadores que cubran las necesidades y expectativas de los clientes. así como controlar la ejecución de las labores efectuadas en las conexiones de BT. gestionando y coordinando la promoción. encargada de la atención prestada en forma personal y telefónica a los clientes de baja y media tensión. El Departamento de Control de Morosidad. Así mismo. El Departamento de Conexiones y Calidad de Medida. el presupuesto e informes de auditoria y fiscalización sobre los temas antes mencionados. La Sección de Canales de Atención. El Departamento De Explotación Y Facturación Clientes Regulados. Funciones de la Subgerencia de Operaciones Comerciales Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación. administrando y gestionando los nuevos negocios. así como el análisis de los resultados obtenidos. 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. a fin de que se realicen dentro de los plazos establecidos. 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. controlando la adecuada ejecución de las instalaciones de conexiones. informes de auditoria y los de ejecución presupuestal. a fin de cumplir con lo dispuesto en la NTCSE y otras normas internas y externas. administra y gestiona el presupuesto de ingresos y gastos de la subgerencia. Revisión Inicial de Costos El Departamento Financiero. supervisa y controla la relación con los Asociados del negocio de seguros.. cuyas actividades se describen a continuación. encargado de la recepción y distribución de las boletas/facturas de consumo eléctrico. para ser comercializados a través de los diversos canales de distribución iii. gestiona. El. 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 4-8 EDELNOR 21/7/09 . la solución de problemas de interpretación de normas del sector. El Departamento de Control de Pérdidas. el envío de inspecciones por requerimientos y reclamos. así como la información anexada. relacionados con las pérdidas en distribución en baja y media tensión. iv. prepara documentos tales como los informes de gestión y administración. afiliación y venta de los mismos. a fin de poder facilitar su aplicación en las operaciones de DIMER. brinda asesoría legal respecto a interpretaciones de normas. leyes y reglamentaciones que afecten directamente las labores comerciales de control de hurtos y morosidad. encargado de las actividades orientadas a mejorar la calidad de las conexiones y del parque de medidores de la compañía. así como representar a la empresa en conciliaciones extrajudiciales con los usuarios y ante las autoridades en procesos judiciales. así como su oportuno mantenimiento y normalización.4. gestionando a través de la relación con el ente regulador. a fin de garantizar la disponibilidad de la información en los plazos establecidos. calidad y eficiencia del servicio. conexiones. Funciones del Departamento de administración y Control de la Gestión Comercial. Revisión Inicial de Costos FONOCLIENTE. 4-9 EDELNOR 21/7/09 . se encarga de las tareas de normalización de componentes eléctricos que se utilizan en la distribución de la energía en MT/BT. a fin de llevar el control de las mismas. difundiendo los procedimientos de atención comercial en los Centro de Servicios y supervisar su cumplimiento. Analizar los informes presupuestales y administrativos de la sección a fin de garantizar la disponibilidad de la información en los plazos establecidos. en los plazos y condiciones establecidas logrando una optimización en los procesos. v. cortes y reconexiones. conexiones. atender consultas internas de las diferentes jefaturas con relación a media y baja tensión. El Departamento de Control de Obras. en los tiempos establecidos por parte del OSINERG. encargada de atender los reclamos y requerimientos presentados vía carta por los usuarios del mercado regulado en baja y media tensión.4. garantizar la confiabilidad. bajo normas técnicas internacionales. elaborando las normas y especificaciones técnicas de los componentes eléctricos utilizados en la red de media y baja tensión. El Departamento Planificación Técnica. elaborar los informes presupuestales y administrativos de la sección con relación a media y baja tensión. La Sección de Expansión. El Departamento de Normalización. 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. cortes y reconexiones e Imputación de facturas en el sistema. i. conexiones. con la finalidad de estandarizar las especificaciones de diseño y uso y asegurar la disponibilidad de dicha información. acordes con los estándares de calidad de servicio y medio ambiente exigidos en la legislación vigente. 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. tiene a su cargo la planificación y desarrollo óptimo del Sistema de Distribución. 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. corte y reconexiones. GERENCIA TÉCNICA Funciones de la Subgerencia de Ingeniería y Obras Esta Subgerencia está integrada por seis Departamentos cuyas actividades se describen a continuación. coordinando y controlando la ejecución de las diferentes fases del proceso de recaudación y el proceso de atención al cliente en forma telefónica. a fin de evitar sanciones o multas cumpliendo con las normas de calidad y los procedimientos y políticas comerciales de la empresa. así como. con la finalidad de brindar herramientas adecuadas para la toma de decisiones y garantizar el cumplimiento del plan técnico. 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. así como satisfacer las expectativas de atención y tiempo en los requerimientos de los clientes. b. clientes y entes reguladores. 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. El Departamento Análisis Técnico. BT inclusive alumbrado público. en la zona de concesión de Edelnor. para Generación. a fin de atender oportunamente la demanda de energía en la zona de concesión de EDELNOR. en la zona de concesión de Edelnor.4. calidad. 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. AT. ii. Promover la mejora continua en las prácticas del mantenimiento preventivo empleando adecuadamente la información técnica de las redes y los sistemas de protección. normalización de la filosofía de la protección en distribución. El Departamento Control de Trabajos. se encarga de la elaboración de proyectos de distribución en MT y BT .. El Departamento de Obras de Distribución. seguridad y requisitos legales. el cumplimiento de las metas presupuestales y la correcta asignación de recursos en la ejecución de trabajos. encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento y la operación de redes y subestaciones de transmisión. proyectos civiles y electromecánicos. a fin de atender el crecimiento de la demanda de energía. gestionando y supervisando las actividades relacionadas al desarrollo de proyectos de distribución en MT y BT. participando indirectamente en la evaluación de proyectos de inversión por demanda. supervisando la revisión de los Anteproyectos de Inversión y supervisar el análisis de la Calidad del Servicio del Sistema Eléctrico. El Departamento de Mantenimiento de Transmisión. El Departamento de Proyectos y Obras de Transmisión. todas enmarcadas en las expectativas de los accionistas. analizando procesos de mejora continua. cumplir con las normas de calidad y seguridad y requisitos legales. encargado de la elaboración de proyectos eléctricos y civiles de subestaciones y líneas de transmisión. El Departamento Mantenimiento de Distribución. encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento anual de las redes de 4-10 EDELNOR 21/7/09 . encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento y la operación de redes de distribución primaria y secundaria. BT y Alumbrado Público del Plan Anual de inversiones. a fin de mantener la confiabilidad y calidad del servicio y cumplir con las exigencias de la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos. encargado de promover la planificación y programación óptima de las intervenciones preventivas de mantenimiento y de inversiones en distribución. MT. cumplir con las normas de calidad y seguridad y requisitos legales. Revisión Inicial de Costos El Departamento de Proyectos de Distribución. cumplir con las normas de calidad. seguridad y requisitos legales. así como de controlar la ejecución de los proyectos de obras en subestaciones y líneas de transmisión. Funciones de la Subgerencia de Mantenimiento Esta Subgerencia está integrada por cinco Departamentos cuyas actividades se describen a continuación. a fin de atender el crecimiento de la demanda de energía. encargado de gestionar y controlar los recursos de la Subgerencia de Mantenimiento. a fin de atender oportunamente la demanda de la energía. encargado de controlar y gestionar la ejecución de los proyectos de obras eléctricas de distribución en MT . iii. a fin de garantizar la calidad. envía información al ente regulador OSINERG. calcular y supervisar el pago de compensaciones por exceder los niveles mínimos de calidad permitidos. con la finalidad de orientar las mejoras que aseguren el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y eviten la aplicación de multas. se ocupa de las actividades de control de calidad del servicio eléctrico para media y baja tensión inclusive alumbrado público. continuidad y el cumplimiento de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. c. controlar el cronograma y ejecución de los cortes programados y analizar aquellos realizados por causa de fuerza mayor. supervisa el proceso de compensaciones por interrupciones y genera la información necesaria sobre interrupciones imprevistas y programadas para las áreas operativas. 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. el desarrollo de las actividades orientadas a determinar el nivel de calidad técnico en el servicio de alumbrado público. validando confiabilidad en redes y el establecimiento de metas eficientes de LDA (Life Data Análisis). Funciones de la Subgerencia de Operaciones y Calidad de Servicio Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación. 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. administración de flota vehicular. buscando mejorar su rendimiento personal y favoreciendo su desarrollo dentro de la empresa El Departamento de Servicios Generales. El Departamento Gestión de Datos Técnicos. niveles de tensión y perturbaciones en la red. evitando de esta manera sanciones o multas. políticas y normas establecidas El Departamento de Operación.. servicios generales. tiene a su cargo el proceso de capacitación al personal. las mejores condiciones de operación. encargado del mantenimiento de la información del inventario de las redes AT. las actividades referidas al mantenimiento de instalaciones. El Departamento de Calidad de Producto y Análisis.4. 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. 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. con la finalidad de brindar a las diferentes unidades de la empresa. informadas al ente regulador a fin de cumplir con los plazos establecidos de interrupciones. gestionando el aprovisionamiento de materiales y suministros para el mantenimiento y 4-11 EDELNOR 21/7/09 . El Departamento de Calidad de Servicio. programadas o por causa de fuerza mayor) en el suministro eléctrico de nuestros clientes. Revisión Inicial de Costos Alumbrado Público. encargado de las actividades de control de interrupciones en MT (imprevistas. Enviar información al ente regulador OSINERG de los cronogramas de medición y resultados obtenidos. para garantizar la confiabilidad de las operaciones del sistema eléctrico de Edelnor y de la consistencia de los datos de la red de MT. GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS El Departamento Gestión de la Innovación. economato. encargado de las actividades orientadas a la formación y desarrollo profesional de los trabajadores de EDELNOR. así como el mantenimiento de las flotas vehiculares de la empresa. coordinar y supervisar los distintos procesos orientados al análisis organizacional. 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. El Departamento de Capacitación y Bienestar. dentro del marco legal y formativo vigente. tales como compensaciones. atender en primera instancia los asuntos laborales individuales y colectivos. clima laboral. tales como compensaciones. movimientos. coordinar la contratación. clima laboral. 4-12 EDELNOR 21/7/09 . Realizar inspecciones. GERENCIA ECONÓMICO-FINANCIERA Funciones de la Subgerencia de Tesorería y Finanzas Esta Subgerencia está integrada por dos Departamentos cuyas actividades se describen a continuación. transferencias. culturales y deportivas para los trabajadores y sus familias. etc. con la finalidad de mejorar la eficacia y productividad de EDELNOR. con la finalidad de cumplir con las obligaciones de la empresa y fomentar un adecuado clima laboral. El Departamento de Administración de Personal. El Departamento de Seguridad Laboral. 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 los procesos de administración de personal y procesamiento de remuneraciones de los empleados de Edelnor y practicantes. planificando. así como organizar y administrar programas de asistencia y bienestar social. encargado de las actividades orientadas al desarrollo del personal de la empresa. ingresos y movimientos internos de personal y efectuar estudios diversos en materia de recursos humanos. 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. así como controlar la aplicación de las políticas y normas laborales al interior de la empresa. Revisión Inicial de Costos limpieza de las instalaciones de la empresa. con la finalidad de prevenir la ocurrencia de accidentes de los trabajadores propios y contratistas durante la ejecución de sus tareas. organiza y controla las actividades de administración del servicio de transportes. etc. fotocopiado. organizar y supervisar el desarrollo de actividades sociales. Medio Ambiente Y Gestión Contratistas. 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. i. encargado de establecer las condiciones de trabajo y actuaciones a seguir por parte de la empresa. desempeño del personal. incidentes e impactos ambientales. 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. coordinando los procesos de contratación. ceses y actualizaciones de datos del personal.4. dentro del marco de políticas y normas generales vigentes. d. evaluar y proponer mejoras en los procesos de la empresa. administrar los seguros médicos contratados con las Entidades Prestadoras de Salud y desarrollar programas de atención médica para los trabajadores y sus familias. desempeño del personal. organiza y controla las actividades de administración de servicios de limpieza. organizando y controlando la ejecución de los procesos de la planilla de remuneraciones. así como atender diversos asuntos laborales individuales y/o colectivos. controlar las emisiones y transacciones bursátiles efectuadas con valores de EDELNOR (bonos. con la finalidad de proveer información confiable. ii. Funciones del Departamento de Contabilidad General Este Departamento está compuesto por dos secciones cuyas actividades se describen a continuación. legales vigentes. con la finalidad de minimizar el coste de tesorería a través de la gestión de niveles de riesgos. elabora informes de gestión diversos y supervisa la evaluación económica y financiera de proyectos. electrónica o manual. transporte internacional y nacional. presentadas por las compañías aseguradoras. analiza los márgenes de compra – venta de energía y elabora informe de gestión para el exterior. El Departamento Valores y Seguros se ocupa de coordinar las actividades relacionadas con la administración y control del sistema de valores. elabora y realiza seguimiento del plan estratégico. analiza y controla la ejecución presupuestal por cuentas. coordina y supervisa las operaciones de compraventa de divisas. compra venta de divisas. supervisar y participar en la 4-13 EDELNOR 21/7/09 . controla la Elaboración y análisis del presupuesto general de la compañía y las actualizaciones trimestrales del mismo. transmisión y distribución. elabora informes a la LNDR y otros. buscar permanentemente información y nuevos productos y Organiza. toma o colocación de fondos subastadas en el sistema bancario mediante la mesa de dinero. controla el cumplimiento de metas y planes establecidos para cada área. analizando y determinando las operaciones diarias de manejo del efectivo de la empresa (recaudaciones. responsabilidad civil. 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. supervisa la ejecución presupuestal de los estados financieros de la compañía (POA y UPA). con la finalidad de facilitar información adecuada y oportuna para la toma de decisiones. automóviles.. Revisión Inicial de Costos El Departamento Tesorería y Caja se ocupa de las operaciones diarias de manejo de efectivo de la empresa. se ocupa del análisis y elaboración de los estados financieros de la empresa en generación. mantiene contacto con las entidades financieras. acciones. organiza. iii.4. transferencias interbancarias. papeles comerciales). 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. veraz y oportuna para fines internos y externos diversos. toma de préstamos y colocación de excedentes). La Sección de Contabilidad y Activos Fijos. así como el pronto pago. contratación y control de las pólizas de seguros patrimoniales de la empresa. coordina y supervisa la gestión de pagos. autorizando la oportunidad y la vía de los pagos vencidos. El Departamento de Presupuestos se ocupa de analizar las cuentas para los informes de gestión. y coordina la disponibilidad de fondos para el cumplimiento de la política de dividendos e intereses. tasas en colocaciones y condiciones de endeudamiento. así como controlar el cumplimiento de metas y planes establecidos en la fase de planificación. bajo criterios contables locales y externos. el registro contable de las operaciones de la empresa. analizando y estudiando las propuestas de aseguramiento por deshonestidad. así como gestionar los procesos de licitación. análisis de cuentas contables de Edelnor. i. con la finalidad de garantizar el pago correcto por la compra efectuada. venta de productos. trámites administrativos necesarios para formalizar la titularidad de las propiedades que la empresa adquiere y los procesos de conciliaciones bancarias. tanto en moneda nacional como en moneda extranjera. importación y compras nacionales. e. Avisos. realizando las actividades de verificación de registros contables y montos a pagar de las facturas de servicios. con el fin de garantizar los mayores ingresos para la compañía. f. las actividades de costeo de compra de materiales y supervisar los procesos de inventario. 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. desarrolla y/o coordina campañas de comunicación internas destinadas al conocimiento de los valores corporativos. saneamiento de las propiedades y servidumbres de la compañía. con la finalidad de que la información contable registre adecuadamente la naturaleza de las operaciones de la compañía. traspasos de obra en curso y transferencias. cálculo de la depreciación de los activos fijos de la empresa. GERENCIA DE COMUNICACIÓN 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. validando la facturación por compra de energía de acuerdo a los contratos vigentes. coordina y participa en los estudios de fijación tarifaria tales como VAD. análisis de la evolución del margen tarifario bruto y de previsiones de tarifas y analizar y promover cambios en la normatividad vigente. elaboración de informes. participación de trabajadores en campañas de apoyo 4-14 EDELNOR 21/7/09 . Edita los Productos de comunicación interna y externa así como gestionar los medios de la empresa y locales. intranet local. Revisión Inicial de Costos elaboración de informes económicos contables para distintos entes internos y externos en moneda local y en dólares y euros. registro de altas. notas de crédito y notas de débito correspondientes a ventas no relacionadas con el giro principal del negocio. a través de la elaboración de información. análisis y estudios relacionados con las tarifas eléctricas para uso interno y externo. Para esto. prepara bases y organizar proceso de licitación de compra de energía. análisis y estudios tarifarios.4. verificándolos inventarios físicos versus lo registrado en sistema contable y la emisión de facturas. para registrarlas como cuentas por pagar. como así como la administración de publicaciones de carácter oficial en medios locales (avisos por corte. GERENCIA DE REGULACIÓN Y GESTIÓN DE ENERGÍA Funciones del Departamento de Regulación Participa en el desarrollo de los procesos de fijación tarifaria de transmisión y distribución de energía eléctrica de EDELNOR. i. analiza la evolución de la demanda de energía y negocia los contratos de compra de energía para mercado libre. ii.. bajas. participando en la negociación de tarifas con los organismos reguladores. VNR y peajes de transmisión secundaria. analizando información y realizando un seguimiento de la misma. cálculo de márgenes de contribución a gastos. inventario de materiales. Junta de Accionistas. La Sección de Costos y Cuentas por Pagar se ocupa del análisis de cuentas contables. Lograr la titulación a nombre de la empresa. etc. costeo de importaciones y compras nacionales.). efectúa lecturas diarias en los puntos de compra de energía a los generadores. administra la Web e intranet de Edelnor. para garantizar una protección eficaz de los intereses económicos de la compañía. 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. GERENCIA LEGAL Dirige y controla las actividades legales y regulatorias de EDELNOR. • Dirigir y controlar las relaciones operativas de EDELNOR con los entes regulatorios y autoridades del sector. iv. las actuaciones más importantes de la compañía. técnicas y comerciales de la empresa Edelnor. iii. realiza las siguientes actividades: • Dirigir. y un menor coste en multas y fiscalización.4. depurar y analizar la información recopilada en campo y preparar los informes correspondientes. de forma coordinada con otras gerencias de la compañía y la Gerencia General. entregando a las áreas usuarias informes de investigación que les permitan medir el resultado de su gestión. Para esto. monitoreando la información sobre Edelnor y de las principales empresas del sector eléctrico. elaborando encuestas de investigación con base en los requerimientos de las áreas usuarias. g. relacionadas con el 4-15 EDELNOR 21/7/09 . y organizar eventos culturales y educativos de acercamiento a la comunidad. gestionando los Programas de Responsabilidad Social de Edelnor para beneficio directo a comunidad y posicionamiento de la imagen de la empresa. con la finalidad de mejorar la imagen de la empresa. Revisión Inicial de Costos social y otros. así como para dar a conocer a la sociedad. • Dirigir y controlar los aspectos legales en el desarrollo de las actividades productivas. convocatoria a periodistas para la comunicación de actividades de la empresa y convocar a los medios de comunicación en forma permanente. coordinar y ejecutar las estrategias de gestión de la Regulación. 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. prepara expedientes para concursos. Funciones del Departamento de Experiencia de Ser Cliente Elabora y supervisa estudios de mercado. Funciones del Departamento de Prensa Desarrolla actividades tales como la coordinación con medios de comunicación. ii. para la revalorización del patrimonio peruanos y posicionamiento de la marca Edelnor en Líderes de opinión y clientes. para garantizar los intereses económicos de las compañías. y medios de comunicación alternativos a nuestros clientes y administra los proyectos editoriales y proyectos nuevos para nuestros clientes. de acuerdo con las directrices de los Organos Societarios. elaboración de notas de prensa. Funciones del Departamento de Relaciones Públicas Atiende y gestiona solicitudes de apoyo social presentadas por diversas entidades. prepara la información referida a la empresa para su publicación en los diferentes medios. con la finalidad de medir la imagen de la empresa y mejorar la calidad del servicio de la misma. para lograr de los entes y autoridades eléctricas un adecuado reconocimiento de los costes de EDELNOR. la Gerencia General y otros. operativo de diversas áreas usuarias. Revisión Inicial de Costos cumplimiento de la Ley de Concesiones Eléctricas. identificar riesgos y recomendar acciones que permitan mejorar la gestión del negocio y evitar contingencias futuras. i. • Dirigir y controlar el área procesal de EDELNOR. • Prepara los informes de auditoria de la parte del trabajo que desarrolla. 4-16 EDELNOR 21/7/09 . para garantizar una defensa eficaz de los intereses de las mismas en los procesos civiles y penales en los que se halla involucrada. sus normas reglamentarias y complementarias. para recomendar acciones de mejora. trabajando en conjunto las oportunidades de mejora en los servicios prestados. con la finalidad de evaluar el grado de control interno. h. 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. reducción de costos e incremento de niveles de servicio. siguiendo los lineamientos del Manual de Auditoría y bajo supervisión del Jefe de Equipo. analizando normas tributarias para determinar el impacto que pudiera tener sobre los resultados. a través de la contratación de proveedores serios y solventes. supervisa el cálculo y liquidación de los tributos y aportes a diversas entidades del Estado. que permitan conocer y evaluar procedimientos.) para garantizar un funcionamiento correcto y ajustado a derecho de las compañías. SUBGERENCIA DE CONTRATOS Se encarga de los procesos logísticos y de aprovisionamientos propiciando la optimización. la prestación de servicios de Tecnología y telecomunicaciones de Edelnor. y supervisar las actividades de cálculo y liquidación de tributos y aportes diversos. • Ejecuta auditorías especiales no programados a solicitud del área usuaria (gerente general o gerente de área). j. con la finalidad de optimizar los resultados de la empresa en materia tributaria. AUDITORÍA INTERNA El Área de Auditoría Interna es la responsable de ejecutar las auditorías en la empresa. • Dirigir y controlar los aspectos legales de las actividades de EDELNOR (relacionados con las operaciones en el mercado de valores y de deuda.Funciones del Área Asesoria Legal. SUBGERENCIA DE PLANIFICACIÓN TRIBUTARIA Se encarga de evaluar el marco tributario vigente para determinar los posibles regímenes en los cuales puede ubicarse la compañía. Para esto. funcionalidad de procesos y riesgos inherentes al negocio. etc. atiende a los fiscalizadores tributarios y supervisa las actividades de análisis contable referidas a tributos. y en general de toda la legislación y regulación vigente. licencias. realiza las siguientes actividades: • Ejecuta las auditorías programadas en la empresa. contratación. Así mismo. • Analiza y absuelve consultas sobre aspectos técnico.4. actividades de Secretaría de los Directorios relacionadas con la actividad de los mismos o de la Junta de Accionistas. por razones de confidencialidad. con una apertura hasta el nivel de gerencias. En caso de discrepancias entre la cantidad de personas. miles US$ 4-17 EDELNOR 21/7/09 . el costo anual del gerente general y de los gerentes. y en los Formatos V del Anexo I de los TDR. El organigrama base desarrollado a partir de la información recopilada y las entrevistas efectuadas en el campo se presenta a continuación. 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. de acuerdo al siguiente esquema: Gerencia Técnica Total 237 23. además del personal propio perteneciente a la plantilla de la empresa. y el costo anual de personal total correspondiente en miles de soles. 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.2. 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.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. 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.677 Cantidad de Personas Costo anual Costo anual miles S/. y su nivel correspondiente. por lo que las mismas se estimaron. en el archivo de detalle de costos de Recursos Humanos. En el mismo se indican la cantidad de personas correspondiente a cada área. Revisión Inicial de Costos 4. En la planilla del archivo de costos de RRHH la distribuidora no informó.4. En el relevamiento detallado de la estructura orgánica de la Distribuidora se consideró. 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. Consideramos que esta clasificación es adecuada para efectuar estudios de optimización de la organización y los costos.4.365 Gerencia EconómicoFinanciera Total 41 5.130 Gerencia Organización y Recursos Humanos Total 31 3.161 987 GG1 Gerente General GG2 Empleado SCO AUD Auditoría Interna Total 4 512 Subgerencia Contratos Total 7 1092 SPTR Subgerencia de Planificación Tributaria Total 6 831 gl Gerencia Comunicación Total 13 1.818 Para el análisis de la estructura de personal hemos clasificado al personal en 10 niveles agrupados.654 grge Gerencia Regulación y Gestión de Energía Total 8 1. Los niveles definidos son los siguientes: 4-18 EDELNOR 21/7/09 .059 Gerencia Comercial Total 218 15.051 gc Gerencia Técnica Total 237 21.662 Gerencia Legal Total 7 1. Revisión Inicial de Costos Organigrama Edelnor GG Gerencia General Total 575 1 2 53. 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. DE GESTION COM SECCION CANALES DE ATENCION SECCION EXPANSION SECCION MERCADO REGULADO (en blanco) Total (en blanco) 2 10 22 6 1 2 55 13 7 2 22 11 85 6 1 1 1 1 1 1 3 5 108 218 1 3 2 6 1 13 13 Total GERENCIA COMERCIAL GERENCIA COMUNICACION (en blanco) SECCION EXPERIENCIA DE SERVICIO AL CLIENTE SECCION PRENSA SECCION RELACIONES PUBLICAS (en blanco) PROMOCION Y PUBLICIDAD 1 1 1 Total (en blanco) Total GERENCIA COMUNICACION 4-19 EDELNOR 21/7/09 .MERCADO NO REGULADO SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. EXPL.4. SECCION CLIENTES LIBRES (en blanco) Total SUBG. Revisión Inicial de Costos Gerente General Gerente Subgerente Jefe de Departamento Jefe de Sección Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) Supervisor Empleado Capataz / Caporal Técnico / Operario N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 N-7 N-8 N-9 N-10 A partir de estos niveles. OPERACIONES COMERCIALES SECC. DESARROLLO COMERCIAL SUBG. y de la clasificación dentro de los mismos del personal de la distribuidora. DESARROLLO COMERCIAL SECCION SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES (en blanco) UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL UNIDAD DE NEGOCIOS SEGUROS UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS Total SUBG. resulta la siguiente distribución: GERENCIA SUB GERENCIA SUBG.MERCADO NO REGULADO (en blanco) SECCION ADMINIS. OPERACIONES COMERCIALES SUBG. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 1 2 3 1 PERSONAL POR NIVEL 4 5 6 7 8 1 4 1 2 1 8 1 1 1 1 1 3 16 1 1 1 1 1 3 1 1 5 11 5 2 6 3 17 1 2 1 1 4 1 3 3 7 7 1 2 2 1 23 50 65 70 1 12 74 65 4 29 13 6 1 20 5 6 5 10 1 3 10 1 1 4 2 13 11 2 11 5 3 2 2 4 7 10 Total 4 7 13 1 8 33 16 GERENCIA COMERCIAL SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA SECCION CONTROL DE PERDIDAS SECCION CONTROL MOROSIDAD (en blanco) Total SUBG. Y CTRL. PLANIFICACION TRIBUTARIA SECCION TRIBUTOS (en blanco) Total SUBG.4. SEG. Revisión Inicial de Costos PERSONAL POR NIVEL 4 5 6 7 8 1 1 1 1 SECCION PLANIFICACION SECCION PRESUPUESTOS (en blanco) Total SUBG. TESORERIA Y FINANZAS (en blanco) Total (en blanco) Total GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA AUDITORIA INTERNA Total AUDITORIA INTERNA GERENCIA GENERAL SUBG. LABORAL. CONTRATISTAS SECCION SEGURIDAD PATRIMONIAL SECCION CAPACITACION Y BIENESTAR Total (en blanco) GERENCIA REGULACION Y GESTION DE ENERGIA Total GERENCIA ORGANIZACION Y RR-HH (en blanco) SECCION GESTION DE LA ENERGIA SECCION REGULACION (en blanco) Total (en blanco) 4-20 EDELNOR 21/7/09 . MEDIO AMBIENTE Y GEST. TESORERIA Y FINANZAS SECCION TESORERIA Y CAJA SECCION VALORES Y SEGUROS (en blanco) Total SUBG. CONTRATOS SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL 2 1 3 3 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 3 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6 6 1 1 1 1 5 1 1 1 5 2 2 5 9 2 11 1 1 9 1 1 2 2 4 2 3 2 3 2 2 6 4 4 4 3 1 3 4 3 2 13 13 3 2 1 6 6 6 5 5 3 3 1 1 6 2 2 2 1 1 1 1 1 23 10 3 1 14 3 3 41 4 4 3 4 7 2 4 6 3 3 20 7 7 7 5 1 7 2 5 7 1 3 31 31 3 3 2 8 Total GERENCIA LEGAL GERENCIA ORGANIZACION Y RR-HH (en blanco) SECCION ADMINISTRACION DE PERSONAL SECCION GESTION DE LA INNOVACION SECCION SERVICIOS GENERALES (en blanco) SECCION DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS SECC. PLANIFICACION TRIBUTARIA (en blanco) Total (en blanco) Total GERENCIA GENERAL GEREN CIA LEGAL (en blanco) Total (en blanco) (en blanco) (en blanco) (en blanco) (en blanco) GERENCIA SUB GERENCIA CONTABILIDAD GENERAL SECCION SECCION CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS SECCION COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR 1 2 3 10 5 5 1 Total 8 6 3 17 1 3 3 7 2 1 GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA (en blanco) Total CONTABILIDAD GENERAL SUBG. CONTRATOS SECCION GESTION APROVISIONAMIENTOS (en blanco) Total SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL SUBG. 048 616 496 2.4.962 1.613 173 201 23 161 26 383 56 84 419 609 78 419 609 78 10 Total 336 912 1.649 98 457 234 224 830 2.923 703 1. DESARROLLO COMERCIAL SECCION SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES (en blanco) UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL UNIDAD DE NEGOCIOS SEGUROS UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS Total SUBG.227 286 1. ALUMBRADO PUBLICO SECCION MANTENIM. Revisión Inicial de Costos PERSONAL POR NIVEL 4 5 6 7 8 1 1 1 1 1 1 1 SECCION CONTROL DE OBRAS SECCION NORMALIZACION GERENCIA SUB GERENCIA SUBG.222 152 542 3. INGENIERIA Y OBRAS SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. OPERACIONES COMERCIALES SUBG. INGENIERIA Y OBRAS 5 1 1 1 1 1 1 1 18 3 1 3 1 1 GERENCIA TECNICA SECCION OBRAS DISTRIBUCION SECCION OBRAS TRANSMISION SECCION PLANIFICACION TECNICA SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION SECCION PROYECTOS TRANSMISION SECCION PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION (en blanco) Total SUBG.MERCADO NO REGULADO SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. (en blanco) Total (en blanco) (en blanco) 8 3 4 4 23 8 7 13 10 1 2 1 1 7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 16 96 2 4 15 2 40 6 4 3 2 2 1 10 1 19 77 8 5 4 1 1 3 1 1 32 24 24 30 2 49 2 2 Total GERENCIA TECNICA 87 237 TOTAL 1 7 13 1 49 191 79 144 90 575 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.836 3.166 972 101 654 1. TRANSMISION (en blanco) 1 2 3 10 3 4 2 6 2 1 5 19 20 44 Total 7 9 11 47 33 2 109 6 7 3 4 3 21 10 41 3 5 11 3 6 7 5 Total SUBG.MERCADO NO REGULADO (en blanco) SECCION ADMINIS. Y FACT. DE GESTION COM SECCION CANALES DE ATENCION SECCION EXPANSION SECCION MERCADO REGULADO (en blanco) Total (en blanco) Total GERENCIA COMERCIAL (en blanco) SECCION EXPERIENCIA DE SERVICIO AL CLIENTE SECCION PRENSA SECCION RELACIONES PUBLICAS (en blanco) PROMOCION Y PUBLICIDAD Total (en blanco) 1 2 556 556 556 556 556 556 Total GERENCIA COMUNICACION COSTO TOTAL POR NIVELES (en miles de soles) 3 4 5 6 7 8 90 246 418 215 278 611 227 385 152 251 116 74 101 418 1.099 3.662 G E R E N C IA C O M U N IC A C IO N G E R E N C IA C O M E R C IA L 4-21 EDELNOR 21/7/09 .531 176 15.105 805 74 764 160 286 527 124 326 102 147 847 534 55 335 418 418 431 1.923 402 71 404 169 20 67 562 1. DE MANTENIMIENTO SECCION SECCION ANALISIS TECNICO SECCION CONTROL DE TRABAJOS SECCION MANTENIM.528 390 418 101 3. DE MANTENIMIENTO SUBG. DISTRIBUCION SECCION MANTENIM.379 475 169 75 718 75 6. SECCION CLIENTES LIBRES (en blanco) Total SUBG.048 92 524 418 77 418 92 1. OPERACIONES COMERCIALES SECC.712 2. DESARROLLO COMERCIAL SUBG. Y CTRL.498 1. EXPL.160 790 4. CLIENTES REGULADOS SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA SECCION CONTROL DE PERDIDAS SECCION CONTROL MOROSIDAD (en blanco) Total SUBG.818 173 224 187 994 84 1.662 1.283 4. tal como se presenta a continuación: GERENCIA SUB GERENCIA SUBG.255 2. OPERACIONES Y CALIDAD DEL S SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS SECCION CALIDAD DEL SERVICIO SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS SECCION OPERACION (en blanco) Total SUBG. 202 217 529 147 552 438 438 438 388 66 323 213 183 160 1.687 675 675 5.011 196 556 556 556 196 196 328 Total GERENCIA ORGANIZACION Y RR-HH G E R E N C IA R E G U L A C IO N Y G E S T IO N D E E N E R G IA 556 556 652 652 427 427 Total GERENCIA REGULACION Y GESTION DE ENERGIA 4-22 EDELNOR 21/7/09 .654 3.929 365 147 365 147 217 113 418 269 75 418 217 382 75 147 418 265 418 147 265 212 212 1.011 1. CONTRATOS SUBG.421 1.130 648 66 661 696 404 695 136 348 3.009 340 219 55 613 613 136 136 136 95 192 140 GERENCIA SUB GERENCIA CONTABILIDAD GENERAL SECCION SECCION CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS SECCION COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR (en blanco) 1 2 Total CONTABILIDAD GENERAL SUBG. TESORERIA Y FINANZAS (en blanco) Total (en blanco) (en blanco) Total GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA AUDITORIA INTERNA Total AUDITORIA INTERNA G E R E N C IA G E N E R A L SUBG.051 512 512 330 762 1.4. CONTRATISTAS SECCION SEGURIDAD PATRIMONIAL SECCION CAPACITACION Y BIENESTAR Total (en blanco) (en blanco) SECCION GESTION DE LA ENERGIA SECCION REGULACION (en blanco) Total (en blanco) (en blanco) (en blanco) SECCION TRIBUTOS (en blanco) SECCION GESTION APROVISIONAMIENTOS (en blanco) (en blanco) 556 556 556 775 775 775 556 556 556 10 Total 828 600 268 1.654 340 415 611 1.009 1. Revisión Inicial de Costos COSTO TOTAL POR NIVELES (en miles de soles) 3 4 5 6 7 8 224 191 413 134 467 197 39 32 197 358 229 912 164 307 418 103 418 164 410 184 800 144 142 418 418 327 941 44 75 44 75 837 197 849 683 1. MEDIO AMBIENTE Y GEST.365 1. PLANIFICACION Y CONTROL SUBG.092 147 684 831 987 987 3. PLANIFICACION Y CONTROL SECCION PLANIFICACION SECCION PRESUPUESTOS (en blanco) Total SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA (en blanco) Total (en blanco) Total GERENCIA GENERAL G E R E N C IA LEGAL (en blanco) Total (en blanco) (en blanco) SECCION ADMINISTRACION DE PERSONAL SECCION GESTION DE LA INNOVACION SECCION SERVICIOS GENERALES (en blanco) SECCION DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS SECC. SEG. PLANIFICACION TRIBUTARIA Total SUBG. CONTRATOS Total SUBG.130 1. LABORAL. TESORERIA Y FINANZAS SECCION TESORERIA Y CAJA SECCION VALORES Y SEGUROS (en blanco) Total SUBG.696 164 307 522 992 983 285 418 1.365 Total GERENCIA LEGAL G E R E N C IA E C O N O M IC O -F IN A N C IE R A G E R E N C IA O R G A N IZ A C IO N Y R R -H H 165 146 556 191 184 136 188 1.130 1. TRANSMISION (en blanco) 1 2 Total SUBG.2 54.902 4.3 23.9 73. tributos.6 26.063 351 838 1. pero los montos por área difieren por tratarse en este caso de remuneraciones promedio por nivel de la organización. el costo total promedio por persona y por año para cada uno de los niveles.585 1.147 2.443 1.0 556.569 222 674 632 259 1. DISTRIBUCION SECCION MANTENIM.945 648 648 6.161 De esta manera los costos totales de personal (incluyendo el gerente general. a partir de los costos anuales informados por la distribuidora para su personal. NIVEL COSTO PROMEDIO EDELNOR M S/.421 870 435 331 2. los gerentes.6 149.5 66.675 316 178 971 116 418 68 418 885 3.044 321 656 441 1.811 498 2.255 2.3 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.6 47.595 53. (en blanco) Total (en blanco) Total GERENCIA TECNICA TOTAL (en blanco) 775 556 556 556 3. resulta de 62 905 miles de soles. Estos costos incluyen el total de remuneraciones.3 246.3 21.059 6.418 21.537 8. 4-23 EDELNOR 21/7/09 .0 350.0 196.4 62.9 111. SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS SECCION CALIDAD DEL SERVICIO SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS SECCION OPERACION (en blanco) Total SUBG.238 220 198 92 92 1.119 188 133 97 506 53 145 813 170 96 313 43 108 524 171 574 51 145 428 167 418 43 418 928 3.658 486 3. ALUMBRADO PUBLICO SECCION MANTENIM. beneficios.235 6. Por otra parte se ha determinado.037 9.347 493 303 528 39 129 306 113 218 179 185 220 80 418 79 418 724 1. Revisión Inicial de Costos COSTO TOTAL POR NIVELES (en miles de soles) 3 4 5 6 7 8 133 251 171 262 445 355 153 243 92 158 1. INGENIERIA Y OBRAS SECCION CONTROL DE OBRAS SECCION NORMALIZACION SECCION OBRAS DISTRIBUCION SECCION OBRAS TRANSMISION SECCION PLANIFICACION TECNICA SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION SECCION PROYECTOS TRANSMISION SECCION PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION (en blanco) Total SUBG. / año M US$/año G E R E N C IA T E C N IC A Gerente General Gerente Subgerente Jefe de Departamento Jefe de Sección Profesional Supervisor Empleado Capataz Técnico 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 775.5 17.055 312 886 167 461 1.302 9. es decir que representan el costo total para la empresa.327 15. el personal contratado y los practicantes). OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV.5 83.550 197 7.170 220 1. Como resulta lógico el monto total corresponde al real de la empresa.293 3.4. DE MANTENIMIENTO SECCION SECCION ANALISIS TECNICO SECCION CONTROL DE TRABAJOS SECCION MANTENIM.393 2. considerando la CTS.6 176. INGENIERIA Y OBRAS SUBG. cargas sociales. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV.637 GERENCIA SUB GERENCIA SUBG. DE MANTENIMIENTO SUBG.892 10 Total 556 1.888 4.147 4. 4.161 909 GG1 Gerente General GG2 Empleado SCO AUD Auditoría Interna Total 4 1104 Subgerencia Contratos Total 7 899 SPTR Subgerencia de Planificación Tributaria Total 6 717 gl Gerencia Comunicación Total 13 1. Revisión Inicial de Costos Edelnor Organigrama GG Gerencia General Total 575 1 2 53.609 Gerencia Comercial Total 218 17.488 gc Gerencia Técnica Total 237 20.196 grge Gerencia Regulación y Gestión de Energía Total 8 1.291 4-24 EDELNOR 21/7/09 .721 Total Gerencia Legal 7 1.205 Gerencia EconómicoFinanciera Total 41 4.023 Gerencia Organización y Recursos Humanos Total 31 3. 428 gc Gerencia Técnica Total 237 6. Revisión Inicial de Costos COSTOS EN MILES DE US$/ AÑO Organigrama Edelnor GG Gerencia General Total 575 1 2 16. valorizados en miles de soles por año y correspondientes a cada área se presentan en el Anexo A.4. 4-25 EDELNOR 21/7/09 .559 Gerencia Comercial Total 218 5.503 Los organigramas detallados.017 grge Gerencia Regulación y Gestión de Energía Total 8 383 Gerencia EconómicoFinanciera Total 41 1.920 289 GG1 Gerente General GG2 Empleado SCO AUD Auditoría Interna Total 4 351 Subgerencia Contratos Total 7 286 SPTR Subgerencia de Planificación Tributaria Total 6 228 gl Gerencia Comunicación Total 13 548 Gerencia Legal Total 7 325 Gerencia Organización y Recursos Humanos Total 31 1. En el siguiente cuadro se presentan los datos abiertos por nivel de la organización.369 3.920 A continuación se presenta la misma información pero abierta por área de la organización de la empresa real. en miles US$ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 7 13 1 49 191 79 144 0 90 575 775 3. Revisión Inicial de Costos 4.892 4. Costos anuales de personal por nivel de la organización Gerente General Gerente Subgerente Jefe de Departamento Jefe de Sección Profesional Supervisor Empleado Capataz Técnico/Operario Total Empresa Empresa Real con costos promedio de Edelnor Dotación Costo anual en Costo anual miles S/.332 5.3 ANALISIS Y DETERMINACION DEL NIVEL DE REMUNERACIONES De acuerdo a lo indicado en los TDR para el Estudio de Costos del VAD.550 197 7.302 9.099 16.4.3.2.888 4. 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).327 15.448 63 2.239 1. se ha efectuado el análisis de la organización y de la estructura de personal relevada. 4-26 EDELNOR 21/7/09 .595 53. correspondiente a la existente en Diciembre de 2008.161 247 1.057 1. y expresados en soles y en dólares.067 0 2. valores que son equivalentes a los de los organigramas y tablas del punto 4.637 0 6. 1 de este Informe. Gerencia Regulación y Gestión de Ene Gerencia Económico-Financiera Gerencia Técnica Gerencia Comercial Total Empresa 7 31 8 41 237 218 575 1. Las conclusiones de esta revisión. 4-27 EDELNOR 21/7/09 .HH.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.4 ANALISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS Como ya se ha indicado en el punto 4.017 383 1.559 5.4. comerciales o de gestión. 4.428 6.205 4.5. miles US$ Costos anuales de personal por área de la organización Gerencia General Auditoria Interna Subgerencia Contratos Subgerencia de Planificación Tributaria 3 4 7 6 13 909 1. se puede reducir un (1) profesional del Nivel 6 y 1 (1) empleado de Nivel 7.104 899 717 1. fueron las siguientes posibilidades de optimización identificadas: 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). comerciales o de gestión. 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.4. Revisión Inicial de Costos Empresa Real con costos promedio de Edelnor Dotación Costo anual Costo anual en en miles S/. 4.161 325 1. comerciales o de gestión de la distribuidora.488 20.023 3.1 Gerencia Comercial: • Optimizando las labores del Departamento de Administración y Control de la Gestión Comercial.721 289 351 286 228 548 Gerencia Comunicaciones Gerencia Legal Gerencia Organización y RR. del análisis de los servicios mercerizados.196 1.920 4. para cada una de las áreas organizativas involucradas.609 17. tomando en cuenta la información disponible hasta la fecha. se efectuó un análisis y una revisión inicial de la dotación comparando las distintas actividades contra las prácticas habituales de empresas distribuidoras en Latinoamérica.503 16.1 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. 4.291 53. • Departamento de Mantenimiento de Transmisión: reducción de cinco (5) técnicos de nivel 8. • Departamento de Mantenimiento de Distribución: reducción de tres (3) profesionales de Nivel 8 y cuatro (4) técnicos de nivel 8. se plantea la reducción de personal en la forma que se indica a continuación: • Departamento de Obras de Distribución: reducción de tres (3) profesionales. 4. 4. Revisión Inicial de Costos • 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. teniendo en cuenta la tercerización existente en estas tareas. con el resultado esperado de la reducción de dos (2) profesionales de Nivel 6 y 3 técnicos de campo de Nivel 8.4.5.5. • Departamento de Operaciones: Reducción de 4 técnicos de Nivel 8. • En el Departamento de Explotación y Facturación de Clientes Regulados. 4-28 EDELNOR 21/7/09 . se plantea la reducción de tres (3) empleados de Nivel 7. teniendo en cuenta la tercerización de las labores de campo.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. aprovechando más integralmente los tiempos disponibles para la ejecución de las tareas. • En el Departamento de Control de Pérdidas se plantea una modificación en los métodos de detección y normalización de Consumos No Registrados Reducción.2 Gerencia Técnica: • En general. pero con los costos expresados en dólares es el siguiente: 4-29 EDELNOR 21/7/09 .806 El mismo organigrama.225 909 GG1 Gerente General GG2 Empleado SCO AUD Auditoría Interna Total 4 1104 Subgerencia Contratos Total 7 899 SPTR Subgerencia de Planificación Tributaria Total 6 717 gl Gerencia Comunicación Total 13 1. Revisión Inicial de Costos Organigrama Edelnor GG Gerencia General Total 549 1 2 51.023 Gerencia Organización y Recursos Humanos Total 31 3.196 grge Gerencia Regulación y Gestión de Energía Total 8 1.4.488 gc Gerencia Técnica Total 218 19.157 Gerencia Comercial Total 211 16.721 Total Gerencia Legal 7 1.205 Gerencia EconómicoFinanciera Total 41 4. 303 289 GG1 Gerente General GG2 Empleado SCO AUD Auditoría Interna 4 351 Subgerencia Contratos Total 7 286 Total SPTR Subgerencia de Planificación Tributaria Total 6 228 gl Gerencia Comunicación Total 13 548 Total Gerencia Legal 7 325 Gerencia Organización y Recursos Humanos Total 31 1.4.017 grge Gerencia Regulación y Gestión de Energía Total 8 383 Gerencia EconómicoFinanciera Total 41 1.428 gc Gerencia Técnica Total 218 6.349 Los datos de dotación de personal y de los costos totales correspondientes se presentan a continuación abiertos por nivel de la organización: 4-30 EDELNOR 21/7/09 . Revisión Inicial de Costos Organigrama Edelnor GG Gerencia General Total 549 1 2 16.097 Gerencia Comercial Total 211 5. 332 4.097 5.550 197 7.225 247 1.327 15.017 383 1.488 19.6 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.642 51.871 1. en miles US$ Costos anuales de personal por nivel de la organización Gerente General Gerente Subgerente Jefe de Departamento Jefe de Sección Profesional Supervisor Empleado Capataz Técnico/Operario Total Empresa 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 7 13 1 49 184 79 138 0 77 549 775 3.239 1. Gerencia Regulación y Gestión de Ene Gerencia Económico-Financiera Gerencia Técnica Gerencia Comercial Total Empresa 7 31 8 41 218 211 549 1.306 4.428 6.196 1.104 899 717 1.892 4.806 51.023 3.796 16.369 2. para lo que se utilizó una encuesta de remuneraciones de mercado.4. 4-31 EDELNOR 21/7/09 . se utilizó una encuesta de remuneraciones de mercado desarrollada por la empresa Price Waterhouse Coopers (PWC) durante el mes de febrero de 2009. 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 2008.939 0 1.349 16.205 4.721 289 351 286 228 548 Gerencia Comunicaciones Gerencia Legal Gerencia Organización y RR. o sea diciembre de 2008.235 0 5.225 325 1.303 4.302 9.157 16.448 63 2. Revisión Inicial de Costos Empresa Optimizada con costos promedio de Edelnor Dotación Costo anual en Costo anual miles S/.303 A continuación se presenta la misma información pero abierta de acuerdo a cada área de la organización: Costos anuales de personal por área de la organización Gerencia General Auditoria Interna Subgerencia Contratos Subgerencia de Planificación Tributaria Empresa Optimizada con costos promedio de Edelnor Dotación Costo anual Costo anual en en miles S/. miles US$ 3 4 7 6 13 909 1.HH. al primer cuartil (25% inferior). al segundo cuartil (mediana) y al tercer cuartil (25% superior) de la muestra de empresas participantes. determinándose costos asociados al promedio.4. Los valores correspondientes a los 151 puestos encuestados se agruparon en los niveles descriptos en el punto 4.FUNCIONAL GERENTE DE OPERACIONES GERENTE DE TRANSMISION PUESTO Nivel 3 .2.FUNCIONAL GERENTE DE VENTAS . considerando las funciones y responsabilidades correspondientes. En la encuesta se identificaros costos salariales correspondientes a 151 puestos correspondientes a las diferentes áreas típicas de la organización de una empresa.Subgerente GERENTE ADMINISTRATIVO GERENTE DE PLANEAMIENTO Y DESARROLLO ASESOR LEGAL JEFE DE PROYECTO GERENTE DE RECURSOS HUMANOS GERENTE TECNICO GERENTE DE LOGISTICA GERENTE DE TECNOLOGIA DE INFORMACION GERENTE DE MANTENIMIENTO 4-32 EDELNOR 21/7/09 .CONTRALOR GERENTE DE AUDITORIA INTERNA GERENTE DE IMAGEN INSTITUCIONAL GERENTE COMERCIAL .FUNCIONAL GERENTE DE VENTAS .3 anterior. según se indica en las tablas siguientes: NIVEL Nivel 1 .Gerente General Nivel 2 .Gerente GERENTE GENERAL GERENTE DE ADMINISTRACION Y FINANZAS GERENTE DE FINANZAS . Revisión Inicial de Costos En la misma se determinaron los costos anuales de remuneraciones y beneficios adicionales correspondientes a 13 empresas del sector eléctrico de Perú.UNIDAD DE NEGOCIOS GERENTE DE SERVICIO AL CLIENTE GERENTE DE PRODUCCION . Revisión Inicial de Costos NIVEL Nivel 4 .UNIDAD DE NEGOCIO ENCARGADO DE TALLER MECANICO JEFE DE SEGURIDAD INDUSTRIAL JEFE DE SOPORTE TECNICO LIDER DE PROYECTO JEFE DE DESARROLLO DE PROCESOS JEFE DE VALORES DE CLIENTES JEFE DE SUSCRIPCION/EMISION GERENTE DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE JEFE DE MEDIO AMBIENTE JEFE DE LINEA SUB GERENTE DE OPERACIONES DE SISTEMAS JEFE DE TURNO DE OPERACION Y DESPACHO JEFE DE LINEA DE TRANSMISION JEFE DE SUBESTACION ANALISTA DE PLANEAMIENTO Y PROGRAMACION NIVEL Nivel 5 .Jefe de Departamento PUESTO JEFE DE AUDITORIA INTERNA JEFE DE IMAGEN INSTITUCIONAL JEFE DE ADMINISTRACION JEFE DE SEGURIDAD JEFE DE SERVICIOS GENERALES JEFE DE PLANEAMIENTO FINANCIERO TESORERO JEFE DE CREDITOS Y COBRANZAS JEFE DE PRESUPUESTOS CONTADOR GENERAL SUB CONTADOR JEFE DE RECURSOS HUMANOS JEFE DE DESARROLLO DE RECURSOS HUMANOS JEFE DE ADMINISTRACION DE PERSONAL JEFE DE VENTAS GERENTE DE PLANTA . TARIFAS Y ESTUDIOS SUPERVISOR DE LINEAS DE TRANSMISION 4-33 EDELNOR 21/7/09 .Jefe de Sección PUESTO AUDITOR ENCARGADO RELACIONISTA PUBLICO ABOGADO SENIOR ADMINISTRADOR DE SUCURSAL ENCARGADO DE CAJA ENCARGADO DE IMPUESTOS ENCARGADO DE BIENESTAR JEFE DE SERVICIO AL CLIENTE JEFE DEL DEPARTAMENTO DE PROYECTOS JEFE DE INGENIERIA JEFE DE CONTROL DE CALIDAD JEFE DE PLANEAMIENTO Y CONTROL DE LA PRO JEFE DE LINEA DE PRODUCCION JEFE DE ALMACEN JEFE DE MANTENIMIENTO JEFE DE LOGISTICA JEFE DE COMPRAS JEFE DE TELECOMUNICACIONES ADMINISTRADOR DE LA RED ANALISTA DE SISTEMAS SENIOR INGENIERO INTERMEDIO INGENIERO DE PROTECCION Y MEDICION ANALISTA DE FACTURAS.4.FUNCIONAL GERENTE DE PLANTA . Supervisor PUESTO SUPERVISOR DE SEGURIDAD EJECUTIVO DE SERVICIO AL CLIENTE SENIOR ENCARGADO DE ALMACEN ENCARGADO DE TALLER ELECTRICO SUPERVISOR DE CONSTRUCCION SUPERVISOR DE CAMPO ENCARGADO DE SERVICIOS Nivel 8 .Empleado SECRETARIA .Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) ANALISTA DE PLANEAMIENTO ABOGADO ANALISTA DE PROYECTO ANALISTA FINANCIERO CONTADOR DE COSTOS ASISTENTE DE CONTABILIDAD Y COSTOS SUPERVISOR DE CAPACITACIÓN Y DESARROLLO ANALISTA DE CAPACITACION Y DESARROLLO ANALISTA DE COMPENSACIONES Y BENEFICIOS ENCARGADO DE PLANILLAS ASISTENTE SOCIAL ANALISTA DE MARKETING SUPERVISOR DE SERVICIO AL CLIENTE ASISTENTE ADMINISTRATIVO DE VENTAS REPRESENTANTE TECNICO DE VENTAS INGENIERO ELECTROMECANICO INGENIERO INDUSTRIAL INGENIERO ELECTRONICO INGENIERO QUIMICO ENCARGADO DE LABORATORIO INSPECTOR DE CONTROL DE CALIDAD SUPERVISOR DE TURNO ASISTENTE DE PRODUCCION INGENIERO DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ASISTENTE DE LOGISTICA ADMINISTRADOR DE DEMANDA COMPRADOR ANALISTA DE SISTEMAS JUNIOR PROGRAMADOR ANALISTA DE PROCESOS INGENIERO JUNIOR ANALISTA DE OPERACIONES Y ESTADISTICAS ESPECIALISTA CALIDAD SERVICIO ELECTRICO SUPERVISOR DE SUBESTACION NIVEL Nivel 7 .TELEFONISTA ASISTENTE DE VIAJES Y EVENTOS ASISTENTE ADMINISTRATIVO CHOFER DE GERENCIA (administrativo) AUXILIAR ADMINISTRATIVO ASISTENTE DE TESORERIA ASISTENTE DE CREDITOS Y COBRANZAS AUXILIAR DE CONTABILIDAD ASISTENTE DE RECURSOS HUMANOS ASISTENTE DE MARKETING ASISTENTE DE ALMACEN/KARDISTA TECNICO DE TELECOMUNICACIONES TECNICO DE SOPORTE ASISTENTE DE TRANSMISION CHOFER OPERATIVO 4-34 EDELNOR 21/7/09 .4. Revisión Inicial de Costos NIVEL PUESTO Nivel 6 .ASISTENTE ADMINISTRATIVA SECRETARIA DE DIVISION SECRETARIA DE DEPARTAMENTO RECEPCIONISTA . 3 24. / año miles US$ / año 666.868.518.Técnico / Operario miles S/. para cada uno de los niveles establecidos.9 415.3 212.0 9.6.896.Jefe de Sección 6 . 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. Los valores que resultan se presentan en la siguiente tabla expresados en miles de soles y en miles de dólares estadounidenses anuales respectivamente.Gerente General 2 .Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) 7 .Subgerente 4 . o sea el 25% superior de los costos de la muestra.Técnico / Operario MENSAJERO ENFERMERO OPERARIO OPERARIO 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.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. Revisión Inicial de Costos NIVEL Nivel 9 .7 322.Jefe de Departamento 5 . 4-35 EDELNOR 21/7/09 .2 2.482.5 34.Empleado 9 .3 1.Capataz / Caporal 10 .9 52.Gerente 3 .8 35.9 2. 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. 4.1 30.5 64.3 2.9 906.Supervisor 8 .Capataz / Caporal PUESTO TECNICO DE SERVICIOS TECNICO DE LINEAS DE TRANSMISION TECNICO DE LABORATORIO DE MEDICION TECNICO DE SUBESTACION OPERARIO DE MAQUINA A OPERARIO DE MAQUINA B AYUDANTE DE OPERARIO DE MAQUINA A SOLDADOR MECANICO MAESTRO ELECTRICISTA TECNICO DE MANTENIMIENTO Nivel 10 .1 22.4.1 114.1 152. Costos salariales anuales Encuesta PWC Tercer cuartil ( 25% superior) Nivel Nivel Nivel Nivel Nivel Nivel Nivel Nivel Nivel Nivel 1 .6 Tomando en cuenta los valores obtenidos de la encuesta de remuneraciones.7 4.157. 610 El mismo organigrama.127 Gerencia Comercial Total 211 22.075 Gerencia Organización y Recursos Humanos Total 31 3.974 gc Gerencia Técnica Total 218 19. Revisión Inicial de Costos Organigrama Edelnor GG Gerencia General Total 549 1 2 58.817 817 GG1 Gerente General GG2 Empleado SCO AUD Auditoría Interna Total 4 1187 Subgerencia Contratos Total 7 1048 SPTR Subgerencia de Planificación Tributaria Total 6 810 gl Gerencia Comunicación Total 13 1. pero con los costos expresados en dólares es el siguiente: 4-36 EDELNOR 21/7/09 .4.313 Gerencia EconómicoFinanciera Total 41 4.908 Total Gerencia Legal 7 1.948 grge Gerencia Regulación y Gestión de Energía Total 8 1. 256 grge Gerencia Regulación y Gestión de Energía Total 8 418 Gerencia EconómicoFinanciera Total 41 1.583 gc Gerencia Técnica Total 218 6. Revisión Inicial de Costos Organigrama Edelnor GG Gerencia General Total 549 1 2 18.4.720 260 GG1 Gerente General GG2 Empleado SCO AUD Auditoría Interna Total 4 378 Subgerencia Contratos Total 7 333 SPTR Subgerencia de Planificación Tributaria Total 6 258 gl Gerencia Comunicación Total 13 607 Total Gerencia Legal 7 342 Gerencia Organización y Recursos Humanos Total 31 1.196 Los datos de dotación de personal y de los costos totales correspondientes se presentan a continuación abiertos por nivel de la organización: 4-37 EDELNOR 21/7/09 .088 Gerencia Comercial Total 211 7. 720 4.065 1.908 260 378 333 258 607 Gerencia Comunicaciones Gerencia Legal Gerencia Organización y RR.187 1..720 A continuación se presenta la misma información pero abierta de acuerdo a cada área de la organización: Costos anuales de personal por área de la organización Gerencia General Auditoria Interna Subgerencia Contratos Subgerencia de Planificación Tributaria Empresa Optimizada con costos de mercado Dotación Costo anual Costo anual en en miles S/. una empresa domiciliada en Chile.088 7.583 6.313 4. la empresa de capitales italianos Enel Energy Europe S.01%.127 22. Revisión Inicial de Costos Empresa Optimizada con costos de mercado Dotación Costo anual en Costo anual miles S/.A.A. Gerencia Regulación y Gestión de Ene Gerencia Económico-Financiera Gerencia Técnica Gerencia Comercial Total Empresa 7 31 8 41 218 211 549 1.256 418 1.) fue constituida en Perú por escritura pública de fecha 10 de marzo de 1994.706 3. y la empresa de capitales españoles Acciona S. EDELNOR (Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.429 0 2. miles US$ 3 4 7 6 13 817 1. (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.948 1.A.075 3.048 810 1.974 19.A.196 18.HH.4. adquirieron el 67.L.534 2.330 58.588 6.A.319 0 742 18.A.05% y 25. respectivamente. a través de Enersis S. 4-38 EDELNOR 21/7/09 .610 58.817 342 1.A.503 10.7 EVALUACIÓN DEL VALOR CONTABLE DEL ACTIVO FIJO DE EDELNOR S.R.529 8.131 20.817 212 1. En el mes de setiembre del 2007. en cumplimiento de la Resolución Suprema Nº 165-93-PCM del 10 de mayo de 1993.346 4. en miles US$ Costos anuales de personal por nivel de la organización Gerente General Gerente Subgerente Jefe de Departamento Jefe de Sección Profesional Supervisor Empleado Capataz Técnico/Operario Total Empresa 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 7 13 1 49 184 79 138 0 77 549 666 3. Es subsidiaria de Inversiones Distrilima S.678 204 8.489 65 2. del total de las acciones representativas del capital social de ENDESA de España. incluyen costos de financiamiento relacionados con los intereses capitalizados que se adicionan como parte del costo de las obras en curso.042 140.166 y MS/.361 26.674 -286 7. • La construcción de obras en curso (inmuebles. 4.1 Estructura y valor contable de los Activos Fijo. que incluyó inmuebles.063.756 2. 2.230 3.).117. es Calle César López Rojas 201.977 1.2.752 39.901 -2.696 201. Estos intereses capitalizados ascienden a MS/. 4-39 EDELNOR 21/7/09 .245 3% 4% 13% 8% 20% • ELECTROLIMA.001 -40. • EDELNOR.584 155. fue acreditado a la cuenta patrimonial (otras reservas) y posteriormente capitalizado. maquinaria y equipo. maquinaria y equipo).811 2. Asimismo.138 84.925 -5. efectuó una reevaluación voluntaria de sus activos fijos.355 17.031 1. considerado como el nuevo costo.804 13.991 20.981 22 196.203 -9.487 110. transfirió activos a EDELNOR (Empresa fusionada con EDECHANCAY S. los activos fijos presentan la estructura y el valor contable siguiente: Saldos Iniciales S/.476 1.672 3. y a partir del mes de setiembre de 2006 ha incursionando en la venta de artefactos eléctricos en su zona de concesión.945.893 1.4.966 1.021.203. El mayor valor asignado a sus activos fijo.121.528 Terrenos Edificios y otras construcciones Maquinaria y equipo Unidades de transporte Muebles y enseres Equipos diversos Total Neto 7. con la correspondiente depreciación acumulada.724 25. en el año 1994.732. en acto previo a la fusión con EDECHANCAY S. asimismo en el año 1996.725 3. como parte del proceso de privatización.752 -8.361 268 2.224.020.000 Vida útil Promedio Años Terrenos Edificios y otras construcciones Maquinaria y equipo Unidades de transporte Muebles y enseres Equipos diversos Trabajos en curso Total Menos depreciación acumulada y provisión para pérdida por deterioro: 61. Su domicilio legal. Lima. realizo una nueva revaluación voluntaria.906 49.808 -163.511 -7.000 Retiros o ventas S/.287 2.571 -869 -4.000 Otros cambios S/.477 24.711 50.845 27.383 2.661 3.7.101 151.. San Miguel.738 3.828 102.A.028 357 1.000 Costo más revaluación: Adiciones S/. Según estados financieros al 31-12.175 -223 -24.231 34.868. realiza otros servicios relacionados al giro principal como: trabajos de movimientos de redes y venta de bloques de potencia. Perú.037 por los años 2008 y 2007 respectivamente.949 37.328 -19.241 1. la Provincia Constitucional del Callao y las provincias de Huaura.348 36.201 1. según los contratos suscritos con el Estado Peruano.2008 auditado por la empresa Deloitte.000 Saldos Finales S/.154 2. en el año 1994. Revisión Inicial de Costos EDELNOR tiene por objeto distribuir energía eléctrica en la parte norte de Lima Metropolitana.A. Huaral y Oyón.455 -725 -4. Barranca. donde se encuentran sus oficinas administrativas..581 2. 42%. muebles y enseres el 2. • Los bienes de activo fijo se deprecian en su totalidad sin considerar la existencia de un valor residual. mantiene la política contable siguiente: • El mayor valor asignado por las reevaluaciones de los bienes transferidos por el Estado. • Según el Informe de la Auditoria Externa Deloitte.65%. absorben gastos directos vinculados a la ejecución de las obras. • Al termino del año 2008. “al 31 de diciembre de 2008.2 Política contable en la valorización de las inversiones en Activos Fijo. en todos sus aspectos significativos.14. • 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.2008 presentan razonablemente. maquinaria y equipo. a edificios y otras construcciones el 4.13%. procediendo a determinar un porcentaje que se aplica sobre los gastos directos que se relacionan con la obra. a efecto de la valorización de sus bienes de activo fijo.25%.58%. 3. sobre la base de un estudio de tiempos realizado en cada ejercicio. • Inmuebles. unidades de transporte el 0. los estados financieros al 31.45% y equipos diversos el 1.2008.21%. por lo que considera que no es necesario constituir provisión para pérdida por deterioro para esos activos a la fecha de los estados financieros”. la situación financiera de EDELNOR.94%.. 4. edificios y otras construcciones el 3.574 y MS/. y en el caso de los bienes transferidos por el Estado en el proceso de privatización (hasta diciembre de 1996) al costo revaluado.61%.12. La metodología aplicada para su determinación consiste en que EDELNOR prepara una distribución del tiempo que cada área estima que dedicó a la obra. son mayores a sus valores en libros.12.69%. maquinaria y equipo el 89. asciende a la suma de MM S/. EDELNOR ha estimado que los valores recuperables de sus inmuebles. • La depreciación acumulada y provisión para pérdida por deterioro al 31.117 correspondiendo a terrenos el 0. se registran como el nuevo costo de los activos.063 correspondiendo a terrenos el 1.307 en los años 2008 y 2007 respectivamente.1. muebles y enseres el 1. maquinaria y equipo se registran al costo. Revisión Inicial de Costos • La construcción de las obras en curso. equipos diversos el 0. En opinión de la firma de Auditoria Externa. Cabe precisar que la auditoria realizada ha incluido una evaluación de la presentación de los estados financieros. efectuadas en 1994 y 1996. EDELNOR.23%. el valor contable de los activos fijos.14.99%.84% y a trabajos en curso el 1.4. 4-40 EDELNOR 21/7/09 . maquinaria y equipo el 91. y están presentados netos de depreciación acumulada y de pérdida por deterioro acumulada. unidades de transporte el 0. asciende a MMS/.7. donde el 86% corresponde a inversiones permanentes. • Los gastos directos capitalizados ascienden a MS/. representada por tasas de depreciación equivalentes. es el de racionalidad económica. devengados durante la etapa de construcción. cuando la empresa adquiere un bien. servicios futuros que la empresa está pagando por adelantado en el momento de la compra. los intereses financieros y los otros gastos directos atribuibles a dichas obras. equipamiento. • Las obras en curso se capitalizan cuando se completan y su depreciación se calcula desde el momento en que son puestas en operación. en última instancia. o sea en función del aporte económico que pueden hacer a la empresa. Cuando el dueño de los bienes es una empresa. Podríamos decir que cuando la empresa adquiere un bien está. y para que sirvan así como instrumentos a un fin operativo provechoso para la empresa. lo que en realidad desea adquirir son los servicios que éste le puede brindar.4. se capitalizan como costo adicional de ese activo. sino brindar un servicio a la organización empresarial. En el caso particular de la empresa eléctrica. Al reflexionar sobre este punto advertimos que. el problema a resolver consiste en determinar qué valor económico tiene esos bienes para la empresa. los bienes valen para la empresa sólo en razón de una estricta racionalidad económica. es decir. 4-41 EDELNOR 21/7/09 . Como que su máxima responsabilidad social es precisamente la de lograr una administración eficiente de los recursos de los que dispone (humanos. Revisión Inicial de Costos • Cuando un activo fijo se vende o es retirado del uso. 4.7. Los desembolsos para mantenimiento y reparaciones se reconocen como gasto del ejercicio en que son incurridos. es un dueño para quien el único comportamiento aceptable (tanto para la ley1 como para la masa de accionistas). en los que no pueden generar dinero. • Los desembolsos incurridos después que un activo fijo ha sido puesto en uso. tienen la finalidad de recibir de ellos sólo un servicio específico o técnico. financieros. • Las obras en curso incluyen: los desembolsos para la construcción de activos. El bien de servicio tiene obviamente. o al valor económico que se puede razonablemente asignar a los servicios futuros que pueda brindarle al utilizarlos. etc.) De acuerdo con ello. abuso de facultades y negligencia grave”. siempre que tales desembolsos resultaran en beneficios económicos futuros superiores al rendimiento normal evaluado originalmente para dicho activo. su costo y depreciación acumulada se eliminan y la ganancia o pérdida resultante se reconoce como ingreso o gasto. los beneficios que puede derivar de su uso.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. 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. los bienes de inversión que son comprados o construidos por la empresa. comprando un paquete de servicios futuros que él espera que le brinde a lo largo de su vida útil. constituye un tipo de dueño muy especial. la cual ella si genera dinero. un único valor para la empresa. que corresponde al único servicio que él le puede brindar que es su valor de uso. Se trata de bienes que son adquiridos para ser asignados a ciertos destinos. tecnológicos. a la fecha en que se realiza la evaluación. • Valor presente. • La base contable de los activos depreciables. dado que la contabilidad al día de hoy. es el costo que incluye los desembolsos necesarios para preparar al activo para su uso. tampoco su valor razonable de mercado. • Los PCGA promulgados prohíben aumentar el valor en libros de los activos. el costo de reposición es igual al valor razonable de mercado. La segunda. los PCGA establecen que si aumenta el valor en libros de los activos fijo para reflejar valores de tasación o valores de mercado. • Valor razonable de mercado. la utilidad del activo. Sin embargo. 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. para reflejar valores de tasación. • 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.5 Conclusiones. 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. 2 Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados por casi la totalidad de los países 4-42 EDELNOR 21/7/09 . 4. los activos fijos se evalúan en la siguiente forma: • Costos históricos: Corresponde al monto pagado por la adquisición. Frecuentemente.7. excepto en los casos de recapitalizaciones. llevándolos a su valor razonable de mercado. • Cuando en estados contables suplementarios se usan los métodos de contabilidad según el nivel general de precios. Monto que sería necesario desembolsar para reponer un activo. incluyendo los costos normales de preparación del activo para su uso. se desminuye la distorsión de los activos y de la depreciación causada por la inflación. o aumentar. ambos decidiendo libremente. refleja de dos maneras los valores del activo fijo: para aquellos activos anteriores al 01 de enero de 1994. la depreciación se basa en el nuevo valor en libros. • Costos de reposición. El valor hoy en día de algo que vence en el futuro 4.4 PCGA en la valorización de Activos Fijo. para aquellos activos adquiridos a partir del 02 de enero de 1994 se presentan a valores históricos corregidos por inflación. Revisión Inicial de Costos Comúnmente y según las circunstancias. • Se cargan a gastos los desembolsos innecesarios que no contribuyeron a implementar. • Se capitalizan los costos de demolición y remoción (menos el valor residual) de estructuras ubicadas en terrenos comprados para la construcción de edificios.7. El precio al cual un vendedor vendería a un comprador.4. Los terrenos en sí no son depreciables. donde sí es permisible aumentar o disminuir el valor en libros de los activos. y a pesar de que prohíben ese procedimiento. la empresa determina que los servicios que es capaz de brindarle el bien en su actual destino ya no le serán. Es entonces cuando de alguna manera. es decir que todo bien de inversión tiene también un valor de mercado. que será más o menos acertada según como evolucionen en el futuro los factores o circunstancias que afecten su vida útil. Una línea de transmisión o de distribución diseñadas específicamente para cumplir una tarea particular difícilmente encuentra comprador en le mercado. Ese valor de inversión es el valor económico de toda la serie de ingresos futuros que se esperan del bien. Generalmente todo bien que es capaz de generar automáticamente ingresos. su único valor de mercado será. la vida útil remanente de un bien y su valor residual es sólo una conjetura. • La vida útil de un bien y su valor residual queda determinada a último momento.4. de allí en adelante económicamente útil. el de chatarra. • El valor de inversión no es el único valor que tiene un bien para la empresa. pero realizar inferencias a partir de dicho valor contable puede llevar a errores. tiene compradores en el mercado. 4-43 EDELNOR 21/7/09 . Revisión Inicial de Costos • El valor del activo puede resultar razonable bajo los criterios de auditoria. Se le conoce con certeza sólo cuando ya está muy cerca la fecha de su baja. • Para la empresa el valor característico de un bien es lo que se denomina su valor de inversión que no corresponde al valor contable. coincide con los que los analistas bursátiles denominan el valor intrínseco del bien. sus bienes por razones de sus propias características no son necesariamente comerciales. En el caso de las empresas de la industria eléctrica. Antes de llegar a esa instancia. seguramente. razón por la cual su valor no es considerado relevante para el Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD). 4. Revisión Inicial de Costos 4-44 EDELNOR 21/7/09 . 5 precedente se ha efectuado la modificación correspondiente a los Formatos B. 4-45 EDELNOR 21/7/09 .4. obteniéndose los Formatos C que se adjuntan en el Anexo L de este informe. Revisión Inicial de Costos 4. resultante de la revisión y validación de antecedentes.8 FORMATOS C Una vez efectuada la Revisión 2 o el Ajuste Inicial de Costos detallado en el punto 4.