Q U A N T U M A N D E S SAC

ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION (VAD) DEL

SECTOR DE DISTRIBUCION TIPICO 5

PERIODO NOVIEMBRE 2013 – OCTUBRE 2017

PRIMER INFORME PARCIAL

VALIDACION Y REVISION DE ANTECEDENTES Y REVISION INICIAL DE COSTOS DE LA EMPRESA

REAL

03 de diciembre del 2012

2

Introducción ................................................................................................................... 4 1.0 RESUMEN EJECUTIVO

1.1. Objetivo .............................................................................................................. 6 1.2. Antecedentes ..................................................................................................... 6 1.3. Recopilación de Antecedentes ........................................................................... 6 1.4. Validación y Revisión de Antecedentes ............................................................ 6 1.5. Ajuste Inicial de Costos ...................................................................................... 8

2.0 ETAPA I - RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS A)

2.1. Contables y Presupuestales ............................................................................. 10 2.2. De la Organización ........................................................................................... 10 2.3 De los Costos de Personal Propio y de Terceros ............................................. 10 2.4. De las Instalaciones Eléctricas del SEM .......................................................... 11 2.5. De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa ................................... 11 2.6. Comerciales del SEM y Empresa ..................................................................... 11 2.7. De Balance de Potencia y Energía .................................................................. 12 2.8. De Operación y Mantenimiento del SEM y empresa ........................................ 12 2.9. De Asignación de costos .................................................................................. 13 2.10.De la Calidad de Servicio ................................................................................ 13 2.11 Otros antecedentes ......................................................................................... 13 2.12. Formatos A ..................................................................................................... 13

3.0 ETAPA II - VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B)

3.1. Contables y Presupuestales ............................................................................ 14 3.2. De la Organización ........................................................................................... 16 3.3 De los Costos de Personal Propio y de Terceros ............................................. 29 3.4. De las Instalaciones Eléctricas del SEM .......................................................... 31 3.5. De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa ................................... 35 3.6. Comerciales del SEM y Empresa ..................................................................... 35 3.7. De Balance de Potencia y Energía .................................................................. 38 3.8. De Operación y Mantenimiento del SEM y empresa ........................................ 39 3.9. De Asignación de costos Indirectos .................................................................. 41

Estudios de Costos del VAD – Sector Típico Nº 5 Regulación de la Tarifa de Distribución Eléctrica

Período Noviembre 2013 – Octubre 2017

3

3.10.De la Calidad de Servicio Eléctrico .................................................................. 48 3.11 Estudio de costo de capital de trabajo ............................................................. 50 3.12 Otros Antecedentes ......................................................................................... 51 3.13. Formatos B ..................................................................................................... 51

4.0 ETAPA II - AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C)..................................54 5.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 54 ANEXOS: ANEXO A: Criterios de Asignación de costos empleados por la Concesionaria. ANEXO B: Estudio de las Instalaciones Asignadas a la empresa Modelo. ANEXO C: Verificación de Metrados del VNR Eléctrico. ANEXO D: Análisis del Activo Fijo. ANEXO E: Formatos A. ANEXO F: Formatos B.

4

INTRODUCCIÓN El objetivo de este primer informe es presentar el desarrollo de las etapas I y II del estudio de costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) 2013 – 2017, correspondiente al Sector Típico Nº 5. El sistema eléctrico escogido como sistema eléctrico modelo (SEM), para el estudio del VAD del sector Típico Nº 5, es el Sistema Eléctrico Cangallo - Llusita, sistema que pertenece a la empresa Electro Centro S.A. Para el desarrollo del presente informe se ha seguido las indicaciones de los términos de referencia que para este estudio fuera aprobado por el Osinergmin. Etapas del Estudio VAD El estudio comprende el desarrollo de las siguientes etapas: 1. Recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento

del sistema eléctrico seleccionado para el sector típico 5. Formato A. 2. Validación, revisión de los antecedentes y características básicas de la Empresa

Real y del sistema eléctrico modelo, Revisión 1, Formatos B. 3. Revisión Inicial de los costos de explotación, análisis de la estructura de personal y

de remuneraciones, servicios de terceros y demás costos de explotación de la empresa concesionaria y del SEM. Revisión 2, Formatos C.

4. Creación de la empresa modelo y determinación de instalaciones y costos óptimos.

Revisión 3, Formatos D. 5. Calculo de los Valores Agregados de Distribución, pérdidas estándar técnicas y

comerciales y calculo de los factores de economía de escala. Primer informe parcial De acuerdo a lo mencionado en los Términos de Referencia, en este Primer Informe Parcial debería presentarse los resultados de las etapas 1, 2 y 3 del estudio VAD indicadas anteriormente. Sin embargo, debido a que la información que debía alcanzar

5

la Concesionaria no fue entregada en los plazos establecidos por los TDR (indicados en su Numeral 5.1), sobre todo en los que respecta a la información de costos contables; en esta oportunidad no se ha podido cumplir con desarrollar todos los temas que indicaban los TDR para este primer informe, quedando pendiente su finalización en la próxima entrega. En el Capitulo 2 se describe la información técnica, comercial económica-financiera que ha sido recopilada de la Concesionaria, y también la que fuera alcanzada por el Osinergmin. En el Capitulo 3 se describe el resultado de la validación, revisión de datos, antecedentes y características básicas de la Empresa Real y del SEM, en este caso el Sistema Eléctrico Cangallo-Llusita. Se detallan los estudios, inspecciones y análisis efectuados para cumplir lo indicado en los TDR, y se concluye con la elaboración de los Formatos B, conteniendo la información correspondiente a la empresa total y al SEM debidamente revisada y validada.

6

1.0 RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Objetivo El primer informe parcial constituye el desarrollo las etapas I y II del estudio del VAD y comprende el desarrollo de la recopilación, validación y revisión de los antecedentes de la empresa real y el sistema eléctrico modelo (SEM). 1.2 Antecedentes

La Ley de Concesiones eléctricas y su reglamento establecen que cada cuatro años se fijarán las tarifas de distribución eléctrica (VAD), las mismas que son calculadas para cada sistema de distribución típico. El sistema de distribución típico a estudiar para el cálculo del VAD, es el que corresponde al sector típico Nº 5, y, el sistema eléctrico escogido para la construcción de la empresa modelo es el Sistema Eléctrico Cangallo - Lusita. La elaboración del estudio VAD comprende el desarrollo de varias etapas, siendo el caso que para este primer informe comprende las etapas de recopilación y validación de los antecedentes de la empresa real y del sistema eléctrico modelo.

1.3 Recopilación de Antecedentes

Esta parte comprendió la recopilación de la información técnica, comercial, y económica del funcionamiento de la empresa real y el sistema eléctrico modelo (SEM). La recopilación de la información ha permitido conocer los aspectos técnicos, contable-financieros, comerciales y de organización de la empresa total y del SEM, los mismos que fueron objeto de su revisión y validación.

1.4 Validación y Revisión de Antecedentes

• Revisión y validación de los antecedentes contables. Se comprobó que la información contable contenida en los formatos de los términos de referencia (TDR) del estudio de costos del VAD, tuvieran como origen los estados financieros auditados del año 2011 y los estados financieros al 30 de setiembre del año 2012. De la misma forma, para el año 2011 y hasta el tercer trimestre del 2012, se cotejó que la información contable fuera la misma que la información contable que la concesionaria

7

había remitido trimestralmente al Osinergmin; no encontrándose en esta comparación diferencia alguna. En cuanto a la información de costos y criterios de asignación contenidos en los formatos TDR: II (ingresos), y formato III (costos de operación y mantenimiento); la concesionaria no hizo una correcta interpretación de los conceptos vertidos en estos formatos, cuya consecuencia fue que no se hizo la asignación adecuada de los ingresos y costos entre las actividades que señalaban los TDR. Por lo anterior, los criterios de asignación no pudieron ser validados y tuvieron que ser modificados por el Consultor. • Revisión y validación de los antecedentes de la Organización. A través de entrevistas realizadas por el Consultor con los funcionarios de la Concesionaria, a la que se agrega la situación observada directamente por el Consultor; se pudo constatar la vigencia de la estructura organizacional informada por la concesionaria, estructura organizacional vigente desde el año 2004. En el tema de personal, se constató que la información recibida, en cuanto al número y costo de personal, sea conciliable con los cuadros de asignación de personal (CAP) y la información contenida en las planillas de remuneraciones. Como resultado de la revisión, los antecedentes de la organización fueron validadas por el Consultor. • Revisión y validación de los antecedentes de las instalaciones eléctricas. La información del VNR presentada por la concesionaria en los formatos TDR, fue confrontada con los resúmenes obtenidos de la data del VNR-GIS. El resultado de esta comparación fue que se encontró un mayor metrado asignado al SEM. En las visitas de campo realizadas por el Consultor se pudo advertir que la Concesionaria había incluido en el metrado del SEM, los metrados de los SER (denominado Cangallo-Llusita-SER) y que se encuentran conectados físicamente al SEM. Por la anterior, el Consultor no pudo validar los valores del VNR del SEM presentado por la Concesionaria. Se realizaron las verificaciones de campo de los metrados del VNR eléctrico, encontrándose un mayor metrado en el campo respecto a lo reportado por el VNRGIS, tanto para las redes de media como de baja tensión; sin embargo, todas estas variaciones son mínimas (menores del 3%). Por lo anterior, la información de metrados del VNR eléctrico fue validada por el Consultor. Revisión y validación de los Antecedentes Comerciales. La información de compra de potencia y energía de la concesionaria fueron validadas con los balances de energía de la propia Concesionaria, y con la información que la concesionaria había reportado mensualmente al Osinergmin. El resultado fue que no se encontraron diferencias entre las informaciones comparadas.

8

El balance de potencia y energía presentado por la concesionaria no pudo ser validado por el Consultor, ello debido a que no se discriminaron correctamente las compras de energía en los niveles de alta y media tensión; tampoco se había determinado la potencia teórica en media tensión, producto de las ventas a los usuarios, con el fin de determinar las pérdidas no estándar. El Consultor procedió a corregir el Balance de Potencia y Energía. • Revisión y validación de los Costos de Explotación Para la validación de los costos de explotación se realizaron entrevistas con los funcionarios de la Concesionaria, relacionados con las actividades de operación y mantenimiento de las redes eléctricas, y, las actividades de explotación comercial. El Consultor constatado un alto grado de tercerización en dichas actividades, la concesionaria solo proporciona los materiales y su personal supervisor, dejando para las contratistas desarrollar todas las actividades de operación y mantenimiento. El Consultor validó los costos de operación y mantenimiento en base a los contratos que tiene la Concesionaria con sus contratistas, y en base a las órdenes de trabajo existentes para el SEM. La validación de los antecedentes de la calidad del servicio eléctrico, se realizó en base a las estadísticas alcanzadas por la Concesionaria, en cuanto a lo que correspondía al SEM, y que el Consultor encontró conformes. 1.5 Ajuste Inicial de Costos Como se ha señalado en la introducción del presente informe, la entrega de información por parte de la Concesionaria, con posterioridad a los plazos establecidos en el punto 5.1 de los TDR, no ha permitido concluir esta última parte del Informe, dejando su presentación para la próxima entrega.

9

2.0 ETAPA I - RECOPILACION DE ANTECEDENTES (FORMATOS A) A partir del 12.11.12 se empezó el proceso de recopilación de información de la empresa Electro Centro S.A. (en adelante la Concesionaria), correspondiente a los costos de instalaciones eléctricas y no eléctricas y su correspondiente desglose al sistema eléctrico modelo (SEM), habiéndose recepcionado hasta la fecha información requerida de:

• Antecedentes contables, presentados en los Formatos A: II al IV y del VIl al X, a los que se acompaño la información sustentatoria de estados financieros y la data contable del año 2011 que fuera solicitada por el consultor.

• Antecedentes de la organización, manual de organización y funciones, cuadros

de asignación de personal y planillas del año 2011 y año 2012 (hasta setiembre) a nivel de cada trabajador.

• Antecedentes de instalaciones eléctricas y no eléctricas de total empresa y el

SEM, contenidas en los formatos A: I y II, con sus sustentos a través del VNR GIS, planos, características de instalaciones, información sobre calidad de los servicios eléctricos.

• Información técnico-comercial mensual, presentada en los Formatos A: V-1, V-2 y

V-3.

• Información de Contratos de operación y mantenimiento.

• Información del Balance de Energía y Potencia, presentado en el Formato A: VI

• Otras informaciones de carácter técnico, solicitadas en los TDR Los formatos A “Información Técnica Económica Reportada por el Concesionario” son presentados en el Anexo E. La recopilación de esta información ha permitido conocer los aspectos técnicos, contable-financieros, comerciales y de organización de la empresa total y del SEM, los mismos que fueron objeto de su revisión, validación y ajuste, para que luego puedan ser tomados como una referencia base para el diseño de la empresa modelo. A continuación se hace una descripción de manera más específica de los antecedentes contables, de organización, instalaciones, comerciales y costos de operación y mantenimiento.

10

2.1 Contables y Presupuestales Con relación a la información contable y presupuestal se recabó la siguiente información:

• Información económica contenida en los formatos II al IV y del VIl al X, según lo solicitado por los TDR.

• Presupuestos Operativos de los años 2011 y 2012.

• Ejecuciones Presupuestales de los años 2011 y 2012 (al mes de setiembre).

• Estados Financieros del año 2011 (auditado) y del año 2012 (hasta setiembre).

• Criterios de Asignación de Costos por Actividad. • Memoria de la concesionaria del año 2011 Obtenida de su página web.

• Base de datos contable del año 2011 (entregada por la Concesionaria).

2.2 De la Organización Con relación a la información de organización y de personal se recabó la siguiente información:

• Manual de Organización y Funciones (MOFI), aprobado en el año 2004, el mismo que contiene las funciones generales, funciones específicas, y requerimientos ó perfil de los puestos de trabajo que conforman la organización de la empresa a nivel de cada gerencia y unidades de negocio.

• CAP de los trabajadores vigente al mes de setiembre del 2012 (obtenida de la

página web de la concesionaria) 2.3 De los costos de Personal Propio y Terceros

• Planillas de pago del personal asignado en el CAP correspondiente a los años 2011 y el año 2012 (hasta el mes de setiembre del 2012).

11

2.4 De las Instalaciones Eléctricas del SEM Se recopiló la información del VNR contenida en los formatos A: I-1 y I-2 de los TDR, conteniendo el resumen del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema de Distribución Eléctrica Existente, tanto para la empresa total como para el SEM (sistema eléctrico de Cangallo-Llusita). Dentro de la información base que fundamentan los valores presentados por la concesionaria se ha recopilado la siguiente información: a) Base de datos del VNR GIS al 30 de junio del 2011 presentado por la concesionaria

al Osinergmin. b) Base de datos con los costos estándar del VNR, contenidos en el sistema SICODI. c) Archivos de Map Info, sobre las instalaciones de media tensión, baja tensión y

catastro (manzaneo y otros). d) Archivos autocad con el diagrama unifilar de los sistemas de transmisión secundaria

y complementaria de la concesionaria. e) Archivo Autocad con los Diagramas Unifilares correspondientes a la redes de Media

Tensión del SEM. f) Base de datos con los suministros en BT y MT georeferenciados (coordenadas x-y). g) Base de datos con la ubicación georefenciada de cada SED MT/BT existente en el

VNR. Contiene además los datos físicos del transformador y su vinculación con el alimentador MT y SET A/MT (en Map Info).

2.5 De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa Se recopiló la información del VNR no eléctrico contenida en los formatos A: I-1 y I-2 de los TDR, conteniendo el resumen del VNR No eléctrico para el Total Empresa. Para el sistema Eléctrico Modelo (el SEM), la Concesionaria no asignó valor alguno como VNR No Eléctrico. 2.6 Comerciales del SEM y Empresa. En lo que se refiere a la información comercial de la concesionaria, los datos recopilados para la realización del estudio son: • Formatos V de los TDR con las ventas mensuales correspondientes a los años 2011

y 2012 (estimado el último trimestre).

12

• Estadística de interrupciones de suministro. • Reportes de Compra de Potencia y energía mensual que reporta la concesionaria al

Osinergmin; de la misma forma, se contó también con esta información alcanzada por el propio Osinergmin.

2.7 De Balance de Potencia y Energía Con respecto al Balance de potencia y energía, la concesionaria presentó la siguiente información. • Información sobre el Balance de Potencia y Energía, tanto para la Empresa Total

como para la Empresa Modelo, contenida en el formato VI de los TDR. • Cálculo del Factor de Balance de Potencia en Punta de Electro Centro

correspondiente al año 2011 (alcanzado por Osinergmin). 2.8 De Operación y Mantenimiento del SEM y Empresa

Antecedentes de Explotación Técnica.

La información entregada por la concesionaria ha sido la siguiente:

• Contratos de servicios de mantenimiento y operación del sistema de media tensión, sub estaciones, baja tensión y alumbrado público, tanto para el sistema modelo como para otras Unidades de Negocio de la Concesionaria.

• Ordenes del servicio de mantenimiento de las redes del SEM durante el año 2012.

Antecedentes de Explotación Comercial.

La concesionaria entregó al Consultor la siguiente relación de documentos sobre la actividad comercial:

• Ratios comerciales sobre toma de lecturas, cobranzas, inspecciones, suspensiones,

cortes, etc. • Copia de Contratos de servicios de atención telefónica para la UUNN de Ayacucho

(donde se encuentra el SEM) y otras UUNN.

13

• Copia de Contratos de servicios de ejecución de de actividades comerciales y recaudación, por cobranzas en línea y fuera de línea de recibos.

2.9 De Asignación de Costos La concesionaria presentó los criterios de imputación de costos de Supervisión e Indirectos, que fueron utilizados para el llenado de los formatos contables de los TDR, (ver anexo A). 2.10 De la Calidad del Servicio Eléctrico En lo referente a los antecedentes sobre la calidad del servicio presentado por la concesionaria, se han recopilado las estadísticas de fallas y los índices de calidad de suministro para los años 2011 y 2012 (hasta mayo); entre ellos tenemos:

• Índices anuales de calidad de Suministro. • Indicadores de calidad del Alumbrado Público. • Informe Técnico de Interrupciones en Cangallo-Llusita (informe Nº GTC-089-

2012). • Estadística de Fallas en el Sistema Cangallo-Llusita.

2.11 Otros Antecedentes 2.12 Formatos A

En el Anexo E, se presenta los formatos A alcanzados por la Concesionaria.

14

3.0 ETAPA III - VALIDACION Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B) 3.1 Contables y Presupuestales La revisión y validación de los antecedentes contables comprendió las siguientes tareas. a) Conciliación entre los datos informados por la empresa en los formatos TDR y los

datos de su contabilidad. b) Diferencias, entre los criterios de asignación de costos por actividades de negocios

utilizados por la concesionaria, y los criterios del Consultor. c) Diferencias, entre los criterios de asignación de costos asignados por la empresa al

SEM, y los criterios del Consultor. d) Detección y eliminación de duplicidades en la asignación de costos. Para la tarea a), se procedió a verificar que la información económico - financiera transcrita por la concesionaria en los Formatos II, III y IV de los TDR tengan como fuente la data consignada en los estados financieros de los años 2011 (estados financieros auditados) y del año 2012 (para este último año real hasta el mes de setiembre). Como la información contenida en los formatos del IV-1 al IV-4, es un símil de la contabilidad regulatoria que maneja la concesionaria para su reporte trimestral al Osinergmin (costos combinados por naturaleza y destino), en el cuadro siguiente se ha hecho una comparación de la información contenida en dichos formatos, respecto a la información contenida en los Estados Financieros.

15

COMPARACION DE LAS INFORMACIONES DE COSTOS

Año 2011Concepto Formato A EEFF Variac

IV-3 %(Miles S/.) (Miles S/.)

Generación 8,321 8,321 0.0%Transmisión 16,923 16,923 0.0%Distribución 172,789 172,789 0.0%Comercialización 19,722 19,722 0.0%Administración 19,212 19,212 0.0%

Total 236,967 236,967 0.0%

Año 2012 (al 30.09.12)Concepto Formato A EEFF Variac %

IV-3(Miles S/.) (Miles S/.)

Generación 5,771 5,771 0.0%Transmisión 10,463 10,463 0.0%Distribución 137,994 137,994 0.0%Comercialización 24,937 24,937 0.0%Administración 16,929 16,929 0.0%

Total 196,094 196,094 0.0%

EEFF= Estados Financieros de Electro Centro S.A. Como se aprecia, no existe diferencias entre estas dos informaciones, lo cual valida que la fuente de la información de costos contenidas en los formatos A, del IV-1 al IV-4, pertenecen a la data de costos que contienen los estados financieros, y por lo tanto, quedan validados los formatos A de la Concesionaria desde el IV-1 al IV-4. De la misma forma, también se contrastó la información reportada en los formatos y EEFF, con la información económica financiera que Electro Centro S.A. envía al Osinergmin cada trimestre, y aquí también no se encontró diferencia alguna1

.

En cuanto a la información de costos y criterios de asignación contenidos en los formatos II (ingresos), formato III (costos de operación y mantenimiento) y; debido a que la concesionaria no hizo una correcta interpretación de estos formatos, condujo a que no se produjera la asignaron correcta de ingresos y costos entre las actividades, conforme lo solicitaban los formatos TDR. Como ejemplos de lo mencionado anteriormente tenemos lo siguiente: En el formato de Ingresos (formato II) correspondiente al año 2011, todos los ingresos por facturación de venta de energía, fueron discriminados únicamente para las

1 La información económica enviada por el Osinergmin correspondió al año 2011 y hasta el tercer trimestre del 2012.

16

actividades de transmisión, distribución de media tensión, distribución de baja tensión, alumbrado público y comercialización; como es conocido, dentro de estos montos facturados se encuentran los ingresos que corresponden a las actividades de compra de energía (A1) y generación (A2)2

.

Con respecto a los costos de operación y mantenimiento, la Concesionaria ha aplicado conceptos propios de lo que significa el Costo Directo, Costo de Supervisión Directa y Costos indirectos3

, y como se verá más adelante, no son los mismos conceptos que maneja el Consultor; y lo que es más, cuando se trata de asignar costos al Sistema Modelo, la Concesionaria ha incluido también los costos de los Sistema Eléctricos Rurales (SER), que si bien es cierto se encuentran conectados físicamente la las redes del Sistema Modelo (SEM), no forman parte de dicho sistema.

Por lo manifestado en los párrafos anteriores, los criterios de asignación empleados por la concesionaria, para el llenado de los formatos II, III y IV-5, no fueron validados por el Consultor, debiéndose cambiar dichos criterios de asignación. Los criterios de asignación de los ingresos y costos por actividades, que fueron empleados por el Consultor en la construcción de los formatos B: II, III y IV-5, se explican en el punto 3.9 3.2 De la Organización El proceso de validación seguido por el Consultor consistió: • Para el caso de la estructura organizacional y funciones

o Contrastar la información recibida en lo referente a Estructura y funciones aprobadas en el Manual de Organización y Funciones, con la información solicitada posteriormente al área de Recursos Humanos.

o Validar los resultados de la actividad indicada en el punto precedente con la

situación observada directamente por el consultor. • Para el caso de personal

o Contrastar la información de cantidad de personal y costos, tanto de personal propio como de terceros, con la información contenida en el cuadro de Asignación de Personal (CAP) con las correspondientes planillas de remuneraciones.

A continuación se hace una descripción y análisis de la estructura organizacional encontrada en la Concesionaria.

2 Solo en el formato del año 2012, y únicamente para SEM, se observa que la Concesionaria ha hecho un discriminación de ingresos que involucra también a las actividades de compra de energía y generación. 3 Los Criterios de Asignación utilizados por la Concesionaria se encuentran en el Anexo Nº A.

17

a. Estructura Orgánica La concesionaria Electro Centro S.A., junto con las empresas concesionarias Electro Norte S.A., Electro Norte Medio S.A. y Electro Nor Oeste S.A.; pertenecen al grupo Distriluz, y aunque cada una de estas empresas son independientes legalmente, su enfoque organizacional es la de un "holding" que agrupa a estas cuatro empresas; de esta manera, se establece una estructura matricial que incluye a un Comité Corporativo de Gestión (con sede en Lima), con responsabilidades propias de una sede matriz, y por ende, con capacidad y autoridad a nivel estratégico, normativo, fijación de políticas y ejecutora en las decisiones de envergadura. La estructura orgánica de Electro Centro S.A. se muestra en el siguiente esquema.

Fuente: Manual de Organización y Funciones (MOF) de Electro Centro S.A.

18

Como se puede apreciar, el esquema organizacional contempla estructuralmente las bondades de un esquema matricial, aplicando simultáneamente una estructura funcional y estructura geográfica, ésta última debido a la dispersión geográfica que significa a Electro Centro atender el servicio en eléctrico en 6 Regiones del Perú (Junín, Huánuco, Pasco, Huancavelica y Ayacucho y parte de las provincias Yauyos y Huarochirí de la Región Lima. Algunas de las ventajas de esta estructura son: .

• Es un medio eficiente para reunir las diversas habilidades especializadas que se requieren para resolver un problema complejo.

• Pone el conocimiento funcional y especializado a disposición de las diferentes unidades de negocio.

• Facilita la cooperación y ayuda a mitigar los conflictos entre los objetivos generados por las distintas áreas funcionales de la organización.

Por otro lado, la estructura orgánica de Electro Centro se encuentra alineada a una estrategia empresarial, la misma que proviene de las estrategias corporativas del Holding y que son:

1.- Aumentar la satisfacción al cliente. 2.- Maximizar la rentabilidad. 3.- Incrementar la productividad y reducción de costos. 4.- Invertir en nuevas instalaciones, aplicando tecnología avanzada. 5.- Reconocer el aporte de los trabajadores.

En el siguiente gráfico se muestra el Mapa Global de los Procesos de la Cadena de Valor del negocio de la distribución y comercialización aplicable en Electro Centro, y que en resumen se puede identificar las siguientes actividades básicas:

a. Comprar electricidad. b. Generación de electricidad (generación propia aislada e interconectada). c. Transmisión de electricidad. d. Distribución (Media y Baja Tensión). e. Marketing de suministros. f. Medición de consumos. g. Facturación de suministros. h. Cobranzas.

19

20

b. Funciones y Actividades De acuerdo a la estructura organizacional, Las Unidades Orgánicas de Electro Centro S.A., son las siguientes: a) Alta Dirección

◊ Directorio. ◊ Gerencia General.

b) Órgano Consultivo

◊ Comité Corporativo de Gestión.

c) Órgano de Control

◊ Oficina de Control Interno.

d) Órgano de Asesoramiento

◊ Área Legal. e) Órganos de Apoyo

◊ Área de Administración de Proyectos ◊ Área de calidad y Fiscalización. ◊ Área de Tecnología de la Información.

f) Órganos de Línea

◊ Gerencia de Administración y Finanzas ◊ Gerencia de Distribución ◊ Gerencia Comercial. ◊ Unidades de Negocio

De acuerdo a lo indicado anteriormente, a continuación se hace una descripción resumida de estas unidades orgánicas.

• GERENCIA GENERAL Es el órgano de mayor jerarquía ejecutiva; le compete dirigir, controlar y coordinar las actividades técnico - administrativas y operativas de la empresa.

21

Tiene como funciones planificar, organizar, dirigir y coordinar todas las actividades de la empresa, utilizando en forma eficiente y eficaz los recursos.

• COMITÉ CORPORATIVO DE GESTION

Asume la responsabilidad de la planificación normalización, supervisión y evaluación de las actividades relacionadas con las áreas: técnica, comercial, proyectos y de administración; según los niveles de responsabilidad que se establezcan específicamente en cada caso. El Comité Corporativo de Gestión esta conformado por cuatro Gerencias Corporativas y que son: Gerencia Corporativa Técnica, Gerencia Corporativa Comercial, Gerencia Corporativa de Proyectos y Gerencia Corporativa de Administración y Finanzas. A continuación una breve descripción de las actividades básicas de estas Gerencias.

Gerencia Corporativa Técnica: Debe de establecer las políticas, planear, aprobar, organizar, evaluar y controlar corporativamente la operación y mantenimiento de sistemas de generación, transmisión y distribución. Debe también supervisar los contratos de servicios complementarios relacionados con transmisión y distribución así como establecer procesos para la reducción de pérdidas técnicas, mantener actualizada la información de activos fijos VNR, entre otras. Gerencia Corporativa Comercial: Debe planificar, organizar, coordinar y evaluar los procesos relacionados con la gestión comercial y de negocios. Diseñar estrategias para fomentar el consumo de electricidad, elaborar los lineamientos para evaluar el posicionamiento de la empresa y la calidad de los servicios así como establecer los mecanismos para fijar los precios de los servicios no regulados; supervisar la administración de los contratos de compra de energía y contratos por peaje de transmisión, entre otros.

Gerencia Corporativa De Proyectos: Debe establecer las políticas y procedimientos para la formulación, ejecución y evaluación de proyectos de inversión de corto, mediano y largo plazo, definir los alcances para el desarrollo de los proyectos de inversión, estudios para planificación, desarrollo y utilización de nuevos recursos y tecnologías así como definir el plan y presupuesto anual de inversiones y asistir en la elaboración de las especificaciones para adquisiciones.

Gerencia Corporativa de Administración y Finanzas: Planifica, organiza, coordina, implementa normas, políticas, procedimientos y sistemas de control de las actividades relacionadas con la administración de los recursos humanos, bienes, servicios, informáticos, patrimoniales, económicos y financieros. Así mismo supervisa la administración de los seguros de personal y patrimoniales.

22

Área Legal Corporativa: Ejerce la representación de la empresa, en asuntos contenciosos judiciales y administrativos, brindar asesoría legal a la Gerencia General, Gerencia Regional y a las diferentes áreas del Comité Corporativo de Gestión. Además debe representar y difundir la posición de la empresa ante los diferentes comités de trabajo dedicados a la elaboración de proyectos de normas legales del Sector Eléctrico, entre otros.

La sede de la empresa Electro Centro S.A. (ubicada en la ciudad de Huancayo) esta conformada por el Gerente Regional, que actúa por delegación del Gerente General dentro del ámbito de responsabilidad de Electro Centro S.A., de esta Gerencia Regional dependen tres Gerencias: Gerencia Técnica, Gerencia Comercial y Gerencia de Administración y Finanzas, gerencias que mantienen un dependencia funcional de las respectivas Gerencias Corporativas de la matriz.

• GERENCIA REGIONAL

Actúa por delegación de la Gerencia General, asume la representatividad y la dirección de la Empresa Regional Dependiendo directamente de la Gerencia Regional se encuentran las siguientes áreas de apoyo: o AREA DE ADMINISTRACION DE PROYECTOS

Elaborar las bases y términos de referencia para la contratación de servicios de terceros para proyectos y obras, formula plan de inversiones, elabora programa de adquisiciones, supervisa y recepciona obras, entre otras.

o AREA DE CALIDAD Y FISCALIZACION

Coordinación con los organismos reguladores y fiscalizadores, en representación de la Empresa para los fines de fiscalización y actualización de las normas del sector entre otros, Elabora y remite la información requerida por los entes reguladores, fiscalizadores y de protección y defensa de los usuarios, Desarrolla y mantener un sistema de Información sobre el control de los datos e información relacionados con el control de la calidad del servicio y las acciones relacionadas con el tratamiento de las observaciones de Fiscalización de los organismos reguladores y fiscalizadores.

o AREA LEGAL

Analiza, interpreta y difunde los dispositivos legales de interés para la Empresa, Elabora documentos de carácter legal que le sean solicitados

23

por las diferentes áreas de la Empresa, administra las acciones y resultados alcanzados por la asesoría legal externa.

o AREA DE TECNOLOGIA DE LA INFORMACION

Analiza, diseña e implanta soluciones utilizando las herramientas de tecnologías de información, Implanta y mantiene la infraestructura informática con los niveles de rendimiento requeridos para sostener los sistemas de información y de ofimática vigentes. Crea normas concernientes a las actividades relacionadas a tecnología de información y asesora las áreas usuarias en temas concernientes a la selección e implementación de sistemas mecanizados.

Organigrama de las Áreas de Apoyo a la Gerencia Regional

• GERENCIAS FUNCIONALES Estas gerencias son asumidas por la Sede Regional en la ciudad de Huancayo

o GERENCIA TECNICA (Gerencia de Distribución según el MOF)

Tiene bajo su responsabilidad la operación y mantenimiento de los sistemas de generación, transmisión y distribución Centro de Control de Operaciones sub-estaciones de potencia, así como la planificación, control en tiempo real y la evaluación de las operaciones del sistema a su cargo y la medición de la calidad del servicio. Integrar y remitir la información requerida por los organismos externos, en materia de distribución.

24

o GERENCIA DE COMERCIALIZACIÓN

Formula, consolida y propone el plan de marketing, el presupuesto operativo anual. Implanta, propone y evalúa procedimientos para fijar los precios de servicios no regulados, sistema de información y estadística comercial. Da conformidad a los actos de fiscalización comercial de OSINERG.

o GERENCIA DE ADMINISTRACION Y FINANZAS

Coordina con las diferentes áreas de la empresa como línea y de apoyo, a fin de atender sus necesidades oportunas y eficientemente. Implanta normas, políticas y procedimientos administrativos y financieros dentro de un marco de mejoramiento continuo.

25

Dependiendo de la Gerencia Regional se consideran seis unidades de Negocios, definidas por su ámbito geográfico de responsabilidades y que son:

• Unidad de Negocios Huancayo - Valle Mantaro. • Unidad de Negocios Tarma - Pasco. • Unidad de Negocios Ayacucho. • Unidad de Negocios Huanuco -Tingo María • Unidad de Negocios Selva Central. • Unidad de Negocios Huancavelica.

Cada unidad de negocio tiene como objetivo brindar un excelente servicio de Energía Eléctrica, garantizar el cumplimiento de los diferentes contratos, así como cumplir y hacer cumplir las normas, directivas y procedimientos que rigen las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica. Tiene bajo su cargo las Unidades de Administración, Comercial y Distribución, así como las Unidades de Servicio Eléctrico En el siguiente esquema presentamos el Organigrama de una Unidad de Negocios Tipo.

26

27

c. Personal El Cuadro de Asignación de Personal (CAP) de Electro Centro a nivel de cada trabajador, y al 30 de setiembre del 2012 se muestra en el Anexo C. De este cuadro se ha podido apreciar que todo el personal CAP se encuentra con plazo indeterminado, por lo tanto es un personal que le da estabilidad a la organización. En el cuadro siguiente se presenta la distribución del número de personal de la concesionaria por área funcional y por Grupo Ocupacional (Directivos, Profesionales, Técnicos y Apoyo). Esta información corresponde al año 2011 y ha sido extraída de las propias planillas de la concesionaria.

28

DIRECTIVOS PROFESIONALES TECNICOS APOYO TOTA GENERAL

Auditoría Interna 1 1Area de Control Interno 1 1

Gerencia Regional 40 123 115 43 321Gerencia Regional 4 1 5Area De Administración De Proyectos 1 8 2 11Area De Calidad Y Fiscalización 1 4 1 6Area De Tecnologia De La Información 1 4 5Area Legal 1 1 2

Gerencia Administración y Finanzas 4 18 8 30Gerencia Administración y Finanzas 1 1 2Unidad de Contabilidad 1 8 9Unidad de Logística 1 3 4 8Unidad de Recursos Humanos 1 3 1 5Unidad de Recursos Financieros 1 3 2 6

Gerencia de Distribución 5 18 25 4 52Gerencia de Distribución 1 1 2Unidad de Control de Operaciones 1 6 6 1 14Unidad de Mantenimiento de Distribución 1 4 3 8Unidad de Mantenimiento de Generación 1 5 1 7Unidad de Mantenimiento de Transmisión 1 3 12 16Unida de Mantenimiento de Distribución 3 3SED. Huayucachi 1 1 2

Gerencia Comercial 6 11 8 9 34Gerencia Comercial 1 1 1 3Unidad de Atención al Cliente 1 4 2 6 13Unidad de Control de Pérdidas 1 1Unidad de Facturación 1 1 1 3Unidad de Laboratorio y Mediciones 1 1 6 8Unidad de Tarifas y Contratos 1 1 2Unidad de Cobranzas y Control de Ventas 1 2 1 4

Unidades de Negocio 21 55 82 18 176Servicio Eléctrico Mayor Valle Mantaro 3 8 11 5 27Unidad De Negocio Ayacucho 4 5 15 3 27Unidad De Negocio Huancavelica 4 8 8 1 21Unidad De Negocio Huanuco 3 11 16 5 35Unidad De Negocio Selva Central 3 10 11 2 26Unidad De Negocio Tarma 4 13 21 2 40

Total CAP 41 123 115 43 322

Personal No CAP(*) 18

Total Planilla 2011 41 123 115 43 340

Fuente: Recursos Humanos - ElectroCentro SA.Elaboración: Propia(*) Personal no encontrado en el Cuadro de Asignación de Personal AL 30.09.12.

Area / Sub-Area Grupo Ocupacional

PERSONAL CONTRATADO POR ELECTROCENTRO SA. - AÑO 2011POR AREA / SUB-AREA Y GRUPO OCUPACIONAL

Fuente: Planilla del año 2011 de Electro Centro S.A.

29

Del cuadro anterior se desprende que de los 322 trabajadores que están en el CAP de la Empresa, 41 trabajadores (el 13%) son personal Directivo, 123 trabajadores (el 38%) son Profesionales y 115 trabajadores (el 36%) son Técnicos; lo que indica un alto nivel de profesionalización en la empresa. 3.3 De los Costos de Personal Propio y de Terceros Desde el punto de vista del costo del personal propio de Electro Centro, entendiendo dentro de estos costos las remuneraciones y sus costos colaterales; a continuación se presenta la estructura organizacional, indicando dentro de la misma, la cantidad de personal y los costos de personal involucrados (ver cuadro siguiente).

30

Fuente: Elaborado en base a las Planillas del año 2011. Nota: Como la información de Planillas entregada por la Concesionaria no incluía el costo de las gratificaciones (julio y

diciembre), éstas fueron estimadas.

31

3.4 De las instalaciones eléctricas del SEM El sistema eléctrico modelo escogido para el estudio del VAD sector típico N° 5 (SEM), es el Sistema Eléctrico Cangallo - Llusita, sistema ubicado en el departamento de Ayacucho. Este sistema eléctrico esta compuesto por 6 alimentadores ubicados en la subestación de transformación (SET) de Cangallo y la Central Hidroeléctrica de Llusita, conforme se indica en el cuadro siguiente:

Alimentadotes del SEM

Una descripción más detallada de las características técnicas del sistema eléctrico de Cangallo-Llusita (SEM) se encuentra en el Anexo B. De acuerdo a la información presentada por le Concesionaria en los formatos A: I-1 de los TDR, el resumen de los metrados y valorización del VNR, tanto de la Empresa Total como del SEM es la siguiente: Resumen del VNR y metrado de Electro Centro S.A. al 30.06.11

Metrados Valor VNR (Miles US$)Total Empresa SEM Total Empresa SEM

. Red Media Tensión km 12,824 754 114,576 5,861

. Subestaciones MT/BT Unidades 11,940 340 57,177 1,315

. Red Baja Tensión km 11,525 403 128,679 3,271

. Instalaciones no Electricas 26,830 0Total 327,262 10,447

Fuente : Formato A: I- 1.

UnidadConcepto

Como se aprecia, el VNR total de la empresa llega a US $ 327, 262 miles de dólares y se ha asignado al SEM un valor de US $ 10, 447 miles de dólares. Los valores están con los precios del SICODI del año 2008.

Sistema Eléctrico SET/CH Alimentador

Cangallo - Llusita

SET Cangallo 4019 4020 4023

CH Llusita 4014 4015 4021

32

Para la revisión y validación del VNR presentados por la concesionaria en el Formato A I - 1, se realizó un primer análisis comparando los valores y metrados del VNR, con los resúmenes que reporta la data de su sistema VNR- GIS al 30.06.11 (ver cuadros siguientes).

Formato A I-1

Reporte VNRGIS Diferencia Formato A

I-1Reporte VNRGIS Diferencia

Media Tensión 114,576 77,426 37,150 5,861 4,250 1,612Subestaciones 57,177 40,893 16,285 1,315 896 419Baja Tensión 128,679 114,502 14,177 3,271 2,352 919Instalaciones no Electricas 26,830 26,830 0 0 0 0TOTAL 327,262 259,651 67,611 10,447 7,498 2,949

VNR EMPRESA TOTAL VNR EMPRESA MODELOComponente

Comparaciones del Valor del VNR al 30.06.11(Formato A-1 vs VNR GIS)

Formato A I-1

Reporte VNRGIS Diferencia Formato A

I-1Reporte VNRGIS Diferencia

Media Tensión km 12,824 8,095 4,729 754 537 217Subestaciones Unidades 11,940 8,504 3,436 340 185 155Baja Tensión km 11,525 8,582 2,943 403 231 173

Unidad

Comparaciones del Metradodel VNR al 30.06.11(Formato A-1 vs VNR GIS)

ComponenteMETRADO EMPRESA MODELOMETRADO EMPRESA TOTAL

Como muestra los cuadros anteriores, en lo referente a la Empresa Total, hay una diferencia entre los valores y metrados del VNR que la concesionaria presenta en el formato I -1, respecto a lo obtenido de los reportes del VNRGIS. De la revisión hecha por el Consultor, se pudo advertir que la diferencia provenía del metrado de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) de la Concesionaria, y que no se encontraban en el VNRGIS. Por lo anterior, se da por validada la información de valores y metrados del VNR para la Empresa Total, tomando en cuenta que los SER pertenecen a la Empresa. Con respecto a los valores y metrados de la empresa modelo, también se observa un mayor valor y metrado en el formato I –1, presentado por la concesionaria, respecto al reporte del VNRGIS. El Consultor, luego de haber realizado las visitas de campo al SEM, pudo advertir que esta diferencia de metrados se debía a que la concesionaria había incluido en el metrado del SEM, el metrado de los SER que se encuentran conectados físicamente al SEM (denominado Cangallo-Llusita-SER). Por la anterior, el Consultor no pudo validar los valores del VNR del SEM presentado por la Concesionaria. De acuerdo a lo mencionado anteriormente, en lo que respecta al SEM, se procedió a retirar el metrado de los SER contenidos en la empresa modelo, determinando un nuevo metrado y un nuevo valor del VNR que se plasma en el formato B I-1.

33

Con respecto a los criterios de asignación del VNR a las distintas actividades señaladas por los TDR, formato A: I -2 presentado por la Concesionaria, se asignó importantes valores para las actividades A2 Generación y A3 Transmisión, sin que exista un respaldo de dicha distribución. Para la elaboración del formato B: I–2, el Consultor distribuyó el VNR eléctrico entre las diferentes actividades, tanto en la empresa total, como en la empresa modelo, no asignando ningún valor para las actividades A1: Compra de energía, A2 Generación y A3 Transmisión; para el resto de actividades A4, A5 y A6, se tomaron los valores del VNR en la media tensión, Baja tensión y alumbrado público respectivamente. Por otro lado, el VNR no eléctrico fue colocado en la actividad A15 Otras. Por último, para el formato B I - 1, se procedió también a corregir el cálculo de la anualidad del VNR que había realizado la concesionaria, ya que se aplicó un factor distinto al factor de 0.124144 (factor equivalente a la tasa del 12% para un período de treinta años). • Verificación de metrados del VNR Eléctrico: Tal como lo indica el punto 5.2 de los TDR, se tuvieron que efectuar trabajos de inspección de campo para validar la información de los metrados de las instalaciones eléctricas presentadas por la concesionaria. De acuerdo a los TDR, se debían revisar 3 alimentadores de media tensión y 10 subestaciones de distribución eléctrica. El día 23 noviembre pasado, se hizo presente el Consultor en el sistema eléctrico modelo, con el fin de determinar los sistemas donde se tenían que realizar la verificación de metrados. Las instalaciones escogidas fueron las siguientes: Alimentadores de Media Tensión:

• Subestación Cangallo : Alimentadores 4019 y 4023. • CH Llusita : Alimentadores 4021.

Subestaciones de Distribución (SED):

Subestación Cangallo: o Alimentador 4020: SEDs 401209 y 401322. o Alimentador 4023: SEDs 400708, 400710 y 400705. CH Llusita: o Alimentador 4014: SEDs 400330. o Alimentador 4015: SEDs 400490, 400332. o Alimentador 4021: SEDs 400700, 400702.

34

Se elaboró un modelo de acta para registrar los resultados de inspección de campo, y se utilizaron además los códigos del VNR-GIS para identificar las instalaciones que se tenían que verificar, todo ello con el fin de poder hacer las comparaciones respectivas respecto a lo encontrado en campo. La verificación de metrados se realizó entre los días del 24 de noviembre hasta el día 30 de noviembre. En el anexo C se adjunta las actas de inspección, las mismas que se encuentran firmadas por el Consultor. En el siguiente cuadro se muestra los resultados de la comparación para los alimentadores de media tensión, entre los metrados encontrados en campo (verificado), respecto a los valores presentados por la concesionaria (obtenidos del VNR Info). En el anexo Nº C se encuentra el detalle de la comparación de metrados a nivel de subestaciones y por alimentador.

Cuadro de comparación de metrados de los alimentadores de MT

Presentado Verificado Diferencia

A1 Red Aerea Km 37.23 38.04 -2.13%

B1 Red Subterranea Km 0.00 0.00 0.00%

C2 Seccionadores Und 0 0 0.00%

Concepto Unidad Consolidado

Nota: Los porcentajes de diferencia se refieren a: (VNR-GIS / Verificado – 1) x 100 Como se aprecia los metrados encontrados en la media tensión son superiores a los reportados por el VNRGIS, con porcentajes de variación menores al 3%, respecto a lo presentado por la concesionaria. De la misma forma, en el cuadro siguiente se presenta la comparación resumida de los metrados encontrados en campo (verificado) para las subestaciones de distribución y redes de baja tensión, en comparación con los metrados presentados por la concesionaria (contenidas en el VNR- GIS).

35

Cuadro de comparación de metrados de las subestaciones y red de baja tensión

Presentado Verificado % Diferencia

A RED AEREA

A1.1 SERVICIO PARTICULAR Km 17.40 17.49 -0.51%

A1.2 SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO Km 17.40 17.49 -0.51%

A1.3 SERVICIO PARTICULAR SOBRE ESTRUCTURA SP Km 0.00 0.00 0.00%

A2 ALUMBRADO PUBLICO SOBRE ESTRUCTURA SP Km 17.29 17.46 -0.95%

A3 ALUMBRADO PUBLICO SOBRE ESTRUCTURA AP Km 0.00 0.00 0.00%

A4 EQUIPOS DE ALUMBRADO PUBLICO Und 97 97 0.00%

A5 EQUIPOS CONTROL DE ALUMBRADO PUBLICO Und 14 14 0%

UNIDAD CONSOLIDADODESCRIPCION

Nota: Mayor detalle de las comparaciones de metrados se encuentra en el Anexo C Como se puede apreciar del cuadro anterior, las variaciones encontradas reflejan un mayor metrado en campo respecto a lo reportado por el VNRGIS; en todos los casos no superan el + - 3%. 3.5 De las instalaciones No eléctricas del SEM y Empresa En el formato A I -1, la Concesionaria solo presento VNR no eléctrico a nivel de Empresa Total, un valor de US $ 26, 830 miles, más no asignó valor alguno para el VNR no eléctrico de la empresa modelo, situación que concuerda con el reporte del VNRGIS (específicamente el formato c -1). Definitivamente una parte del VNR de la Empresa Total tiene que ser asignado al SEM, por dicha razón, el Consultor viene recabando más información de detalle del VNR no eléctrico de la Empresa Total, a fin de asignar un monto al SEM. 3.6 Comerciales del SEM y Empresa . Compra de Energía Tomando en cuenta los datos del mes de setiembre del 2012, en el siguiente cuadro se muestra como la Concesionaria compra su energía en diferentes Barras del SEIN, y con diferentes niveles de tensión, siendo el caso que para el SEM, la energía comprada se ubica en la Barra S.E. Cobriza II.

36

Compra de Energía de Electro Centro en Barra de entrega (Mes setiembre 2012)

Tensión Energía(kV) (Mwh)

S.E. Cobriza II 10 0.65S.E. Huancavelica 10 1,671.19S.E. Huayucachi 10 1,488.28S.E. Tingo María 10 2,716.20S.E. HUANUCO 10 5,467.48S.E. Yaupi 14 3,081.31S.E. Aucayacu 23 481.66S.E. Oxapampa 23 192.38S.E. HUANUCO 23 2,208.02S.E. Huancayoccasa-Colcabamba 33 129.87S.E. Restitucion 33 12.22S.E. Tablachaca 33 162.99Condorcocha 44 4,577.58Deriv. Puntayacu 44 1.86S.E. Oroya Nueva 50 2,426.40Huayucachi 60 17,007.68S.E. Huancavelica 60 567.33COBRIZA I 66 407.53S.E. Cobriza II 69 8,567.22S.E. Carhuamayo 138 2,093.36S.E. Paragsha II 138 3,195.53S.E. Mantaro 220 1.65

Total 56,458.39

Barra de Entrega

Fuente: Información de compra de energía de la Concesionaria En el gráfico siguiente se muestra la participación que tienen las empresas que proveen energía a la Concesionaria (ver cuadro siguiente).

37

Participación de los Proveedores de energía de E. Centro en Setiembre 2012

ELECTROPERÚ 69%

EGENOR 17%

CELEPSA 6%

EEPSA 4%

EGESUR 3% OTROS

1%

Fuente: Elaborado en base a la información de compra de energía del mes setiembre 2012 de la Concesionaria. Como se puede ver en el gráfico anterior, la Concesionaria concentra sus compras de energía básicamente en dos Empresas, Electro Perú y Egenor, ambas empresas suministran el 86% de la energía adquirida por la Concesionaria. Como criterio de validación para la compra de energía se realizaron las siguientes tareas:

a) Se contrastó los valores de compra energía de la concesionaria con las magnitudes que registran sus respectivos balances mensuales de energía.

b) Las variables de compra de potencia y energía de la concesionaria fueron

contrastadas también con la información que dicha concesionaria remite mensualmente al Osinergmin4

.

Con respecto a las actividades a) y b), no se encontraron diferencias en la comprobación.

4 Osinergmin alcanzó al consultor los datos de compra de potencia, energía y facturación hasta el mes de setiembre del 2012.

38

• Venta de Energía y Potencia Con respecto a la validación de las ventas de energía a los usuarios presentado por la concesionaria en sus formatos A: V – I, V – 2, se hizo la conciliación de la información de ventas a los usuarios contenidas en los formatos A: V – I y V- 2, con la información de ventas contenidas en el Balance de Energía mensual de la concesionaria. Asimismo, también se realizó el contraste de esta información con la data de las ventas de energía alcanzada por la concesionaria en sus reportes mensuales que envía al Osinergmin. En todos los casos se pudo constatar que la data de ventas contenidas en los formatos son la misma data que figura en los reportes comerciales de la concesionaria, así como también es la misma data que la concesionaria reportó mensualmente al Osinergmin durante los años 2011 y 2012 (hasta setiembre). 3.7 De Balance de Potencia y Energía. Se procedió a revisar la información contenida en los formatos VI - Balance de Energía y Potencia en Punta, tanto para la empresa total como para la empresa modelo. De la revisión de dichos formatos, se constató que en la Empresa Total, no se había discriminado correctamente las compras de energía en los niveles de muy alta tensión, alta tensión y media tensión. En la revisión del Balance de Potencia del SEM, se encontró que la concesionaria solo había llenado los datos de ingreso de potencia en la alta tensión y generación propia, y cuya suma era colocada como la potencia que ingresa a la media tensión. La concesionaria tampoco determinó la potencia de media tensión, en base a las ventas de los usuarios y las correspondientes pérdidas, de tal forma, que por diferencia con la potencia registrada en la media tensión, se pudiera determinar las pérdidas no estándar de potencia. Por las razones explicadas anteriormente, no se pudo validar el Balance de Energía y Potencia presentado por la concesionaria en el formato VI. El consultor solicitó a la Concesionaria los registros de los perfiles de ingreso de potencia a la media tensión correspondiente al SEM, tanto para el 2011 como lo que va del 2012, con fin de poder determinar la magnitud de la máxima demanda coincidente, y su fecha de ocurrencia; y a partir de allí poder empezar a construir el Balance de Potencia. Debido a que la Concesionaria comunicó al Consultor, que no disponía de los datos de registro de los perfiles de potencia en media tensión, el Consultor aplicó la siguiente metodología para la construcción del Balance de Potencia y Energía. Para determinar la energía total del ingreso a la media tensión, se partió de la información de compra de energía en alta tensión, a la que se restó una estimación de las pérdidas por transmisión y transformación hasta la SET Cangallo, al resultado obtenido se le adicionó la generación propia de la CH Llusita, y finalmente se le disminuyó el consumo propio y consumo de los SER.

39

Para la determinación de las pérdidas no estándar, se partió de las ventas de energía a los usuarios, a la que se adicionó las correspondientes pérdidas de media y baja tensión, calculadas con los factores de pérdidas aprobadas por el OSINERGMIN para el Sector Típico Nº 5, obtenidas del informe que sustentó su tarifa VAD en el año 2009. De igual forma como se hizo con la energía, para determinar la potencia ingresada en la media tensión, se partió de la potencia registrada en la SET Mollepata, a la que se le restó una estimación de las pérdidas por transmisión y transformación hasta la SET Cangallo, y al resultado se le adicionó la generación propia de la CH Llusita, y se le disminuyo el consumo propio y el consumo de los SER. Para la determinación de las pérdidas no estándar de potencia, se obtuvo la potencia coincidente de los usuarios producto de sus ventas (aplicando los factores de coincidencia, contribución a la punta, número de horas de uso, etc.). A esta potencia coincidente, se le adicionó las correspondientes pérdidas de media y baja tensión, (utilizando los factores de pérdidas aprobadas por Osinergmin), y, por diferencia respecto a la potencia en media tensión estimada en el párrafo anterior, se obtiene el porcentaje de pérdidas no estándar. En el formato B: Formato VI, se muestra lo resultados obtenidos, tanto para la Empresa Total como para la empresa modelo. 3.8 De Operación y Mantenimiento del SEM y empresa 3.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica. Los criterios de validación que se utilizaron consistieron básicamente en:

• Entrevista con los funcionarios encargados de la operación y mantenimiento de la concesionaria, a fin de que sustenten la forma como desarrollan dichas actividades.

• Se hizo una revisión y verificación de la información presentada por la

concesionaria (programas de mantenimiento, rol de turnos, órdenes de trabajo, etc.).

• Se revisaron los contratos firmados entre la Concesionaria y los Contratistas que

desarrollan las actividades de operación y mantenimiento de redes de la Concesionaria.

Se pudo constatar, que la concesionaria tiene tercerizada todas sus actividades de operación y mantenimiento (contratistas), quedando su personal propio, únicamente en la función de supervisión de dichas actividades. La forma como funciona la tercerización de estas actividades, es que la concesionaria proporciona todo el material a la contratista (se excluye material menudo), y la contratista coloca la mano de obra y el equipamiento necesario para los trabajos de operación y mantenimiento.

40

3.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial. 3.8.2.1 Actividades Básicas Comerciales. Para la validación de los costos comerciales, el Consultor realizó entrevistas a los funcionarios responsables del área comercial, a fin de comprobar las actividades básicas del área comercial que originan los costos de explotación comerciales. Dichas actividades son las siguientes:

• Lectura de medidores

Para esta actividad la concesionaria tiene contrato con contratistas que se encargan de la lectura de todos los medidores (la contratista CONTRACON para la UUNN de Ayacucho).

• Facturación

La facturación e impresión de recibos es realizada en cada UUNN (El SEM en la UUNN de Ayacucho), con personal propio de la concesionaria, ello con el fin de verificar los resultados de la facturación.

• Reparto de Recibos

Esta actividad también está tercerizada y es realizada por la empresa que realiza la toma de lecturas.

• Recaudación

Esta actividad también se encuentra tercerizada, utilizándose las entidades financieras y las oficinas de atención de la Concesionaria, siendo que en este último caso, la actividad es realizada con personal de la contratista. Para las zonas alejadas y rurales, como el caso del SEM, se cuenta con los CAR, uno en cada centro poblado ó localidad.

• Cortes de Servicio y Reconexiones Esta actividad también se encuentra tercerizada.

• Atención de Clientes

La atención telefónica a los clientes, por información de su estado de cuentas, reclamos, solicitudes de nuevos suministros, etc., también se encuentra tercerizado.

41

Las actividades de atención a los clientes, relacionados con la calidad de la facturación, la atención de nuevos suministros, reclamos, convenios y reaperturas; si es desarrollado con personal propio de la Concesionaria.

3.9 De Asignación de Costos Indirectos. En esta parte se explican los criterios de asignación de costos que va utilizar el Consultor, tanto para la asignación de costos entre las diferentes actividades señalados por los TDR, como la asignación de los costos indirectos. De acuerdo a los TDR los costos de Electro Centro se tienen que asignar entre las siguientes actividades:

• A1: Actividad de Compra de Energía. • A2: Generación • A3: Transmisión • A4: Distribución Media Tensión. • A5: Distribución Baja Tensión. • A6: Alumbrado Público. • A7: Comercialización. • A8: Conexión a la red de distribución eléctrica. • A9: Corte y reconexión. • A10: Gestión de Inversión en Distribución. • A11: Gestión de Inversión en otras áreas. • A12: Apoyo en Postes. • A13: Otros servicios. • A14: Negocios Financieros. • A15: Otras.

Por otro lado los costos de cada una de estas actividades deben estar discriminadas entre Costos Directos, Costos Supervisión Directa y Costos Indirectos. Los TDR señalan las siguientes definiciones para estos tipos de costos: Costos Directos: Aquellos que se vinculan con la ejecución de trabajos operativos para la prestación del servicio de distribución y comercialización. Dichos trabajos podrían ser realizados con personal propio ó de terceros. Costos de Supervisión Directa: Los que son originados por el trabajo de supervisión que se efectúa de manera directa para la adecuada ejecución de las actividades de distribución y comercialización. Costos Indirectos de la gerencia central

42

Aquellos vinculados con la administración y servicios funcionales de la Empresa: El Directorio, las gerencias, oficina de personal, oficina de contabilidad, y otros de apoyo a la gestión). 3.8.1 Asignación de los Costos Directos y Costos de Supervisión Directa: Para la distribución de los costos por las actividades señaladas en los TDR, se ha partido de la contabilidad regulatoria que lleva la empresa y que esta basada en Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME de fecha 11.04.94, resolución que aprueba el “Manual de Costos” para las empresas concesionarias de electricidad, y donde además se establece la obligatoriedad de llevar una contabilidad de costos diferenciando entre las actividades de generación, transmisión y distribución. Tomando en cuenta las definiciones de las cuentas de la contabilidad regulatoria, se ha construido la siguiente tabla que sirve de parámetro para la asignación de los costos de la concesionaria entre costos directos (CD) y costos de Supervisión Directa (CSD) y su asignación a cada una de las actividades señaladas en los TDR. En esta tabla no se toma en cuenta el tratamiento de los costos Indirectos, cuya asignación será tratada más adelante.

43

Cuenta Costos por Destino Combustibles Compra de Suministros Cargas de Servicios de Tributos Cargas Provisiones ASIGNACIÓNy Lubricantes Energía Diversos Personal Terceros Diversas DIRECTA

GENERACIONGENERACIÓN HIDRAULICA

9110101 Jefatura CSD CSD CSD CSD CSD CSD CSD A29110102 Operación CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110103 Mantenimiento CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110104 Combustibles y lubricantes CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110105 Protección y Seguridad CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110106 Telecomunicaciones CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110107 Emergencia CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110108 Amortización intangibles CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110170 Compra Energía COES CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110171 Compra Energía Otros CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110172 Uso Sistema Transmisión CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110198 Otros CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110199 Depreciación CD CD CD CSD CD CD CD CD A2

GENERACIÓN TERMICA9110201 Jefatura CSD CSD CSD CSD CSD CSD CSD A29110202 Operación CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110203 Mantenimiento CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110204 Combustibles y lubricantes CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110205 Protección y Seguridad CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110206 Telecomunicaciones CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110207 Emergencia CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110208 Amortización intangibles CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110270 Compra Energía COES CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110271 Compra Energía Otros CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110272 Uso Sistema Transmisión CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110298 Otros CD CD CD CSD CD CD CD CD A29110299 Depreciación CD CD CD CSD CD CD CD CD A2

TRANSMISIONLINEA DE TRANSMISION

9120101 Jefatura CSD CSD CSD CSD CSD CSD A39120102 Operación CD CSD CD CD CD CD A39120103 Mantenimiento CD CSD CD CD CD CD A39120104 Protección y Seguridad CD CSD CD CD CD CD A39120105 Telecomunicaciones CD CSD CD CD CD CD A39120106 Emergencia CD CSD CD CD CD CD A39120107 Amortización Intangibles CD CSD CD CD CD CD A39120198 Otros CD CSD CD CD CD CD A139120199 Depreciación CD CSD CD CD CD CD A3

SUB - ESTAC. TRANSFORMACION9120201 Jefatura CSD CSD CSD CSD CSD CSD A39120202 Operación CD CSD CD CD CD CD A39120203 Mantenimiento CD CSD CD CD CD CD A39120204 Protección y Seguridad CD CSD CD CD CD CD A39120205 Telecomunicaciones CD CSD CD CD CD CD A39120206 Emergencia CD CSD CD CD CD CD A39120207 Amortización Intangibles CD CSD CD CD CD CD A39120298 Otros CD CSD CD CD CD CD A39120299 Depreciación CD CSD CD CD CD CD A3

DISTRIBUCIONJEFATURA

9130101 Jefatura CSD CSD CSD CSD CSD CSD CSD9130102 Unidades de Apoyo CSD CSD CSD CSD CSD CSD9130199 Depreciación CD CSD CD CD CD CD A4

COMPRA DE ENERGIA9130201 Compra COES CD A19130202 Compra Otros CD A19130203 Uso Sistema Transmisión CD A1

DISTRIBUCION PRIMARIA9130301 Redes Subterráneas CD CSD CD CD CD CD A49130302 Redes Aereas CD CSD CD CD CD CD A49130303 Conex. y Medidores CD CSD CD CD CD CD A89130304 Cortes y Reconexión CD CSD CD CD CD CD A99130398 Otros CD CSD CD CD CD CD A139130399 Depreciación CD CSD CD CD CD CD A4

DISTRIBUCION SECUNDARIA9130401 Redes Subterráneas CD CSD CD CD CD CD A59130402 Redes Aéreas CD CSD CD CD CD CD A59130403 Sub - Estación Distribución CD CSD CD CD CD CD A59130404 Conex. y Medidores CD CSD CD CD CD CD A89130405 Cortes y Reconexión CD CSD CD CD CD CD A99130498 Otros CD CSD CD CD CD CD A139130499 Depreciación CD CSD CD CD CD CD A5

ALUMBRADO PUBLICO9130501 Redes Subterráneas CD CSD CD CD CD CD A69130502 Redes Aéreas CD CSD CD CD CD CD A69130503 Conex. y Medidores CD CSD CD CD CD CD A89130504 Cortes y Reconexión CD CSD CD CD CD CD A99130598 Otros CD CSD CD CD CD CD A139130599 Depreciación CD CSD CD CD CD CD A6

COMERCIALIZACION91401 JEFATURA CSD CSD CSD CSD CSD CSD CSD A791402 UNIDADES DE APOYO CD CSD CD CD CD CD A791403 ATENCION CLIENTES CD CSD CD CD CD CD A791404 FACTURACION CD CSD CD CD CD CD A791405 COBRANZA CD CSD CD CD CD CD A791406 COBRANZA DUDOSA CD CSD CD CD CD CD A791498 OTROS CD CSD CD CD CD CD A791499 DEPRECIACION CD CSD CD CD CD CD A7

ADMINISTRACIONDIRECTORIO

9150101 Directorio CI CI CI CI CI CI9150102 Unidades de Asesoría y Apoyo CI CI CI CI CI CI9150199 Depreciación CI CI CI CI CI CI A15

GERENCIA GENERAL9150201 Gerencia CI CI CI CI CI CI9150202 Unidades de Asesoría y Apoyo CI CI CI CI CI CI9150299 Depreciación CI CI CI CI CI CI A15

AREA DE OPERACIONES9150301 Jefatura CI CI CI CI CI CI CI9150302 Unidades de Apoyo CI CI CI CI CI CI9150399 Depreciación CI CI CI CI CI CI A15

SISTEMAS MULTIREGIONALES9150401 Jefatura CI CI CI CI CI CI9150402 Unidades de Apoyo CI CI CI CI CI CI9150499 Depreciación CI CI CI CI CI CI A15

AREA DE COMERCIALIZACION9150501 Jefatura CI CI CI CI CI CI CI9150502 Unidades de Apoyo CI CI CI CI CI CI9150599 Depreciación CI CI CI CI CI CI A15

AREA DE FINANZAS9150601 Jefatura CI CI CI CI CI CI9150602 Contaduría CI CI CI CI CI CI9150603 Recursos Financieros CI CI CI CI CI CI A169150604 Presupuesto CI CI CI CI CI CI9150698 Otros CI CI CI CI CI CI9150699 Depreciación CI CI CI CI CI CI A15

AREA DE ADMINISTRACION9150701 Jefatura CI CI CI CI CI CI9150702 Logística CI CI CI CI CI CI9150703 Recursos Humanos CI CI CI CI CI CI9150798 Otros CI CI CI CI CI CI9150799 Depreciación CI CI CI CI CI CI A1591599 OTROS CD CD CD CD CD CD A13

44

CD = Costos Directos CSD = Costos Supervisión Directa. Como se puede apreciar, son los costos de jefatura y sus unidades de apoyo, así como los costos de personal de las áreas no involucradas en la Administración Central, se designan como costos de supervisión directa. Por otro lado las asignaciones de los costos directos y de supervisión directa para cada una de las actividades señaladas en los TDR se basan fundamentalmente en la discriminación por actividades que hace la contabilidad regulatoria (generación, transmisión, distribución y Administración). Cabe mencionar, y conforme se observa en la última columna de la tabla mencionada (Asignación Directa), algunas cuentas de gastos de supervisión directa no presentan su asignación a las actividades de los TDR en forma directa, ello debido a que estas cuentas para su asignación, tienen que ser distribuidas en más de una de las actividades señaladas en los TDR; por ejemplo la Jefatura de Distribución (código de cuenta 9130101) va a ser distribuida entre las actividades que van del A4 hasta el A6 de los TDR (media tensión, baja tensión y alumbrado público) y conforme se explica más adelante. También es importante mencionar, que del análisis de las cuentas de gastos que proporcionó la contabilidad de la concesionaria, el consultor pudo advertir que los registros contables de los gastos de las gerencias de Distribución y Comercial, no formaban parte de los costos indirectos de la concesionaria, sino que ellas son cargadas como costo directo en las actividades de distribución y comercial respectivamente. Por lo anterior, para la asignación de los costos por actividades señaladas en los TDR, los gastos de las gerencias de distribución y comercial fueron tratados como costos indirectos, a ser asignados entre cada una de las actividades señaladas en los TDR. 3.8.2 Asignación de los Costos de supervisión directa entre las actividades de la distribuidora: En este caso de han considerado los costos de supervisión agrupados en dos categorías:

1. Jefatura de Distribución y Unidades de Apoyo Estos gastos se asignan a cada actividad de distribución en forma proporcional a su VNR correspondiente, criterio que es razonable, ya que supone que las actividades con un mayor VNR requieren mayores costos directos y por lo tanto mayores costos de supervisión.

2. Jefatura Comercial y Unidad de Apoyo Comercial En este caso los gastos se asignan en función de los costos directos de explotación comercial de cada una de esas actividades (Comercialización, Conexiones y Medidores, Cortes y Reconexiones); criterio razonable puesto que en la actividad de distribución, el VNR de las actividades comerciales no es

45

significativo y una buena referencia de esta actividad son los costos directos de explotación involucrados.

3.8.3 Asignación de los Costos Indirectos: • Primera asignación Corresponde, en primer lugar, definir qué monto de los Costos Indirectos de la Empresa Total, deberán imputarse como Costos de Explotación y que parte serán asignados para la Inversión. Para dicho efecto, acorde con lo especificado en el Inciso b) del numeral 5.1 del Manual de Costos para Empresas de Electricidad mencionado anteriormente, se aplicará el 75% de los Costos indirectos a los Costos de Explotación y el 25% a las Inversiones, siempre que el monto resultante que se carga a inversiones no exceda el 7.5% del monto de la inversión anual de la empresa. Los montos de inversiones de la Concesionaria para los años 2011 y 2012 (hasta setiembre) fueron S/. 39, 948 miles soles y S/. 28, 556 miles de soles respectivamente5

; lo que haciendo una proyección del monto de inversión para el año 2012, éste se acercaría a los S/38, 075 miles de soles.

Los montos límites del 7.5% de las inversiones para los años 2011 y 2012 serían de S/. 2, 996 miles soles y S/. 2, 856 miles de soles respectivamente (ver cuadro siguiente). Monto Límite de Costos Indirectos asignables a Inversión

Año Monto Monto LímiteInversión 7.5%(Miles S/.) (Miles S/.)

2011 39,948 2,996

2012 (*) 38,075 2,856

(*) estimado anual De esta manera, si el 25 % de los costos indirectos que se va a cargar a Inversiones, superan los montos límites del 7.5% de la inversión, entonces se cargará a inversiones sólo los montos límites, caso contrario, se cargará a inversiones el 25% de los costos indirectos6

.

Una vez obtenido el monto de costos indirectos que van a ser cargados a inversiones, este monto se distribuye entre las actividades “A10: Gestión de inversiones en distribución” y “A11 Gestión de inversiones en otras áreas”, respecto a las otras

5 Los datos de montos de Inversiones del año 2011 se han obtenido de la Memoria Anual 2011 y para el acumulado de Inversiones hasta setiembre del 2012 proviene de la Ejecución Presupuestal al tercer trimestre. 6 Es importante mencionar, que debido a que la base de datos contables del año 2011 fue entregada al Consultor con bastante retraso, en los formatos B no se pudor realizar la imputación de los costos indirectos a Inversiones.

46

actividades, en proporción (en %) a los montos de inversiones reales que se produjeron en cada una de estas actividades conforme se muestra en el cuadro siguiente. Inversiones en Proyectos por Actividad7

ConceptoMiles S/. % Miles S/. %

Inversión en Proyectos de Distribución 19,025 54% 16,778 61%Inversión en Proyectos de Generación y Transmisión 16,044 46% 10,847 39%

Total 35,069 100% 27,626 100%(*) al 30 de setiembre del 2012.

2011 2012 (*)

• Segunda asignación El importe de costos indirectos determinado para costos de explotación se distribuirá entre cada una las actividades señaladas en los TDR, con excepción de las actividades A1, A10 y A11, en función de los costos directos correspondientes de cada una de las actividades que desarrolla la empresa (generación, transmisión, distribución, alumbrado público, conexiones y medidores, apoyo en postes, etc. Este criterio de asignación resulta justificable por que supone que la empresa aplicará más costos generales de explotación (costos indirectos) a las actividades que le generan mayores gastos directos. 3.8.4 Asignación de costos al SEM Dado que la zona de concesión de Electro Centro S.A. abarca un territorio de 6, 347 Km.2, esta empresa esta organizada en base a 6 Unidades de Negocio (UUNN) distribuidas geográficamente. El sistema eléctrico modelo Cangallo – Llusita (el SEM), junto con otros sistemas eléctricos, forma parte de la UUNN de Ayacucho. Por las distancias importantes que existen entre cada una de las UUNN, las actividades asociadas a la operación y mantenimiento de la distribución son desarrolladas de manera independientemente por cada UUNN; el personal, tanto operativo como Supervisor, y los equipos utilizados, no son compartidos entre las UUNN; de la misma forma los materiales a utilizarse por cada UUNN son obtenidas de su propios almacenes de manera independiente, los servicios prestados por terceros, aunque pueden obedecer a un contrato global, son imputados (contablemente) a la UUNN que lo demandó. La data contable a la que ha tenido acceso el Consultor, permite discriminar con bastante aproximación, los costos que pertenecen al Sistema Eléctrico Cangallo-Llusita (El SEM), respecto al resto de sistemas eléctricos de Electro Centro S.A. Lo único que la data contable no permite discriminar, son los costos de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) que se encuentran conectados en diferentes puntos de la red del SEM. Es por la razón anterior, que para aproximar de una manera más exacta los costos que pertenecen propiamente al SEM, utilizando la data contable de que se dispone, se le ha

7 Estos montos de inversión no consideran los gastos de capital no vinculados a Proyectos.

47

afectado a esta data por factores de ajuste a fin de que no se tome en cuenta los costos de los SER. Se ha determinado utilizar dos factores de ajuste para las cuentas de gastos contables, uno para el costo por compra de energía, y otro para el resto de costos. Para el costo de compra de energía se propone utilizar como mejor driver las participaciones de las ventas de energía, y para el resto de costos, se propone utilizar como mejor driver las participaciones del kilometraje de redes de media tensión (ver cuadro siguiente).

Obtención del Factor de Ajuste para el costo por Compra de Energía

Concepto Unidad Sector 5 SER TotalVentas Energía Año 2011 (Mwh) 10,464 520 10,984Ponderación % 95% 5% 100%

Obtención del Factor de Ajuste para los costos sin considerar a la compra de energía en Cangallo – Llusita

Concepto Unidad Sector 5 SER TotalNúmero de Usuarios (dic.11) Nº 10,869 4,661 15,530Ponderación % 70% 30% 100%

De esta manera, tenemos un factor de ajuste para los costos de la data contable del Sistema Cangallo Llusita, de 0.95 para la compra de energía, y de 0.70 para el resto de costos. Como la contabilidad que lleva la concesionaria permite determinar claramente los Costos directos y de Supervisión del sistema modelo Cangallo-Llusita (por supuesto afectados por los factores 0.95 y 0.70 donde corresponda), no se procede a hacer ninguna asignación de estos costos, desde la empresa total al SEM, ya que para esta última se tomará los costos registrados por la propia contabilidad. Para el caso de los costos indirectos que se tiene que asignar desde la empresa total a la empresa modelo, el driver utilizado es hacer que la asignación sea hecha en forma proporcional a la participación de los costos directos del SEM respecto a los costos directos de la Empresa Total. Una vez determinado los costos indirectos que le corresponde asumir al SEM, para la asignación de estos costos indirectos entre las actividades señaladas en los TDR, se usa el mismo criterio usado para la Empresa Total, es decir, los costos indirectos se asignan en función de los costos directos que origina cada una de las actividades respecto al total de costos del propio SEM8

.

Una vez realizado las asignaciones de costos directos, costos de supervisión directa y costos indirectos por actividades, y que resultan de los criterios de asignación

8 Es importante mencionar, que debido a que la base de datos contables del año 2011 fue entregada al Consultor con bastante retraso, en los formatos B no se pudo realizar la imputación de los costos indirectos a Inversiones

48

mencionados anteriormente; se procedió al llenado de los formatos de los TDR, y cuyos resultados se plasman en los formatos B: III-2 del Anexo F. Se hace presente que solo se ha elaborado los formatos B: III – 2 del año 2011, debido a que la Concesionaria todavía no ha alcanzado la base de datos contables del año 2012. 3.10 De la Calidad de Servicios Eléctricos. Validación de Antecedentes de la Calidad de Servicios Eléctricos. La información proporcionada por la concesionaria del SEM fue la siguiente: Calidad de Producto La concesionaria no cuenta con información de Calidad de Producto del SEM para los años 2011 y 2012. Si bien es cierto la Concesionaria esta efectuando las mediciones, aún no cuenta con el Software que le permita determinar la calidad del producto. Han sido asignados al SEM, 7 registradores de tensión monofásicos y 2 registradores de tensión trifásicos, habiéndose realizado 72 mediciones en el 2011 y se encuentra programado 142 mediciones para el 2012. Calidad de Suministro El concesionario alcanzó las estadísticas de falla desde enero 2011 y hasta setiembre del 2012, de las redes de media, redes de baja, y SEDs, correspondiente al SEM, conforme se muestra a continuación:

Indicadores de Calidad de SEM

Concepto 2011 2012

SAIFI 61.2 31.6

SAIDI 136.1 48.2

Fuente: Informe Técnico Nº GTC-089-2012 de la Concesionaria Los indicadores de calidad de suministro, SAIFI y SAIDI, el primero de ellos refleja el promedio de frecuencia de las interrupciones, y el segundo, la duración promedio de interrupción; ambos indicadores nos muestran una mejora en el año 2012 respecto al año 2011. De enero a setiembre 2012 el SAIFI TOTAL anual del SEM asciende a 63.3, del cual, 31.6 corresponde al Sistema de Distribución. La tolerancia del SAIFI es de 16 para el sistema de distribución, como consecuencia, el SAIFI del SEM está por encima de la tolerancia en 15.6 puntos.

49

Evolución del SAIFI en el SEM

Fuente: Informe Técnico Nº GTC-089-2012 de la Concesionaria De enero a setiembre 2012 el SAIDI TOTAL anual del SEM asciende a 67.5, del cual, 48.2 corresponde al Sistema de Distribución. La tolerancia del SAIDI es de 40 para el sistema de distribución, como consecuencia, el SAIDI del SEM está por encima de la tolerancia en 8.2 puntos.

Evolución del SAIDI en el SEM

Fuente: Informe Técnico Nº GTC-089-2012 de la Concesionaria

50

3.11 Estudio de costo de capital de trabajo. El costo del capital de trabajo es producto del desbalance financiero que ocurre entre el momento en que se realizan los pagos por los costos de explotación, y el momento en que se producen los ingresos por venta de energía de parte de los usuarios, situación que ocurre en los primeros meses de operación de la concesionaria. Los parámetros que se asumen para determinar los flujos de efectivo diario, a través de los cuales se calculara el costo del capital de trabajo, provienen por un lado del comportamiento real de la forma como ingresa el efectivo de las ventas, y por otro lado por las políticas de pago de remuneraciones y proveedores que mantiene la concesionaria. Los parámetros asumidos se exponen a continuación:

a) Para los ingresos por cobranza de venta de energía: De acuerdo al vencimiento de las facturas, el comportamiento de la cobranza de energía es el siguiente.

o 41 % de lo cobrado ingresa entre los días 01 al 15 del mes siguiente al mes facturado.

o 36% de lo cobrado ingresa entre los días 16 al 23 del mes siguiente al mes facturado.

o 19% de lo cobrado ingresa entre los días 24 al 29 del mes siguiente al mes facturado.

o 4% de lo cobrado ingresa los días 30 y 31 del mes siguiente al mes facturado.

Asimismo, y por simplicidad, no se asume morosidad alguna.

b) Para los egresos de efectivo por explotación se ha toma en cuenta lo siguiente:

o El pago a los generadores por compra de energía, se efectiviza a fines del mes siguiente al mes suministrado.

o El Pago de las Planillas del personal, tributos varios y cargas diversas, se

concentran en los últimos días del mismo mes.

o Pago por suministros y pago a contratistas (servicios terceros); a los 30 días siguientes del mes en que se efectuó la compra ó se efectuó el servicio.

o El pago de IGV a la SUNAT, a los quince días del mes siguiente al mes

que corresponde el impuesto.

c) Para los stock iniciales de capital, lo siguiente:

o Inventarios: Valor de los inventarios de la actividad de distribución. o Caja/Bancos: 1 día de facturación.

51

d) Tasa de interés bancaria (Moneda Nacional): 5% efectiva.

Tomando en cuenta los parámetros anteriores, y trabajando con los datos de ingresos y gastos de explotación del año 2011 (estado de pérdidas y ganancias), se elaboró los flujos de efectivo diario de ingresos y egresos de la concesionaria, cuyos balances financieros negativos determinan el capital de trabajo diario que requiere la concesionaria, para el cual hay que calcularle su costo financiero. Para el cálculo del costo financiero por capital de trabajo, se le ha aplicado al capital de trabajo anteriormente determinado, la tasa de interés efectiva diaria del sistema bancario 0.0136% (equivalente a una tasa efectiva anual del 5%). Conforme lo piden los TDR, se procedió a actualizar el costo financiero del capital de trabajo a la fecha de inicio de los flujos de efectivo, utilizando para ello la tasa efectiva diaria 0.0315%, equivalente a la tasa anual del 12%. El costo de capital de trabajo llega a S/. 132 miles de soles. De la misma manera se procedió a actualizar los costos de explotación a la fecha de inicio del flujo de efectivo, los mismos que llegan a un monto de S/. 60, 724 miles de soles. Finalmente se determina la relación entre los montos anteriormente obtenidos, el costo de capital de trabajo expresado como porcentaje del costos de explotación, y que llega a un valor de 0.22%. En el cuadro que se adjunta se presenta los cálculos realizados. 3.12 Otros Antecedentes No se encontraron otros antecedentes a desarrollar. 3.13 Formatos B Los formatos B se encuentran en el Anexo Nº F.

52

COSTO DEL CAPITAL DE TRABAJO - ELECTRO CENTRO S.A.

(En miles de Soles)Dias Ingreso Egresos Concepto Saldo Capital Interes Interes Egresos

por Cobros Caja Trabajo Diario Actualizado Actualizados0 17,343 Stock de Inventarios. -17,343 17,3430 929 Fondo Caja-Banco. -18,271 18,271 2.5 2.5 9291 -18,271 18,271 2.5 2.52 -18,271 18,271 2.5 2.53 -18,271 18,271 2.5 2.54 -18,271 18,271 2.5 2.55 -18,271 18,271 2.5 2.56 -18,271 18,271 2.5 2.57 -18,271 18,271 2.5 2.58 -18,271 18,271 2.5 2.59 -18,271 18,271 2.5 2.5

10 -18,271 18,271 2.5 2.511 -18,271 18,271 2.5 2.512 -18,271 18,271 2.5 2.513 -18,271 18,271 2.5 2.514 -18,271 18,271 2.5 2.515 -18,271 18,271 2.5 2.516 -18,271 18,271 2.5 2.517 -18,271 18,271 2.5 2.518 -18,271 18,271 2.5 2.519 -18,271 18,271 2.5 2.520 -18,271 18,271 2.5 2.521 -18,271 18,271 2.5 2.522 -18,271 18,271 2.5 2.523 -18,271 18,271 2.5 2.524 -18,271 18,271 2.5 2.525 -18,271 18,271 2.5 2.526 -18,271 18,271 2.5 2.527 1,948 Pago Remuneraciones. -20,219 20,219 2.7 2.7 1,93128 311 Tributos varios. -20,529 20,529 2.8 2.8 30829 527 Cargas Diversas -21,056 21,056 2.9 2.8 52230 -21,056 21,056 2.9 2.831 761 -20,295 20,295 2.8 2.732 761 -19,534 19,534 2.6 2.633 761 -18,772 18,772 2.5 2.534 761 -18,011 18,011 2.4 2.435 761 -17,249 17,249 2.3 2.336 761 -16,488 16,488 2.2 2.237 761 -15,727 15,727 2.1 2.138 761 -14,965 14,965 2.0 2.039 761 -14,204 14,204 1.9 1.940 761 -13,442 13,442 1.8 1.841 761 -12,681 12,681 1.7 1.742 761 -11,920 11,920 1.6 1.643 761 -11,158 11,158 1.5 1.544 761 -10,397 10,397 1.4 1.445 761 -9,636 9,636 1.3 1.346 1,254 -8,382 8,382 1.1 1.147 1,254 -7,128 7,128 1.0 1.048 1,254 -5,875 5,875 0.8 0.849 1,254 -4,621 4,621 0.6 0.650 1,254 -3,368 3,368 0.5 0.451 1,254 -2,114 2,114 0.3 0.352 1,254 -861 861 0.1 0.153 1,254 393 -393 -0.1 -0.154 882 1,275 -1,275 -0.2 -0.255 882 2,157 -2,157 -0.3 -0.356 882 11,345 Compra Energía. -8,307 8,307 1.1 1.1 11,14757 882 1,948 Pago Remuneraciones. -9,372 9,372 1.3 1.2 1,91358 882 311 Tributos varios. -8,800 8,800 1.2 1.2 30559 882 527 Cargas Diversas -8,445 8,445 1.1 1.1 51760 557 5,363 Suministros y Servicios -13,251 13,251 1.8 1.8 5,262

53

Dias Ingreso Egresos Concepto Saldo Capital Interes Interes Egresos

por Cobros Caja Trabajo Diario Actualizado Actualizados61 557 -12,694 12,694 1.7 1.762 761 -11,932 11,932 1.6 1.663 761 -11,171 11,171 1.5 1.564 761 -10,410 10,410 1.4 1.465 761 -9,648 9,648 1.3 1.366 761 -8,887 8,887 1.2 1.267 761 -8,126 8,126 1.1 1.168 761 -7,364 7,364 1.0 1.069 761 -6,603 6,603 0.9 0.970 761 -5,841 5,841 0.8 0.871 761 -5,080 5,080 0.7 0.772 761 -4,319 4,319 0.6 0.673 761 -3,557 3,557 0.5 0.574 761 -2,796 2,796 0.4 0.475 761 1,620 Pago IGV. -3,654 3,654 0.5 0.5 1,58276 761 -2,893 2,893 0.4 0.477 1,254 -1,640 1,640 0.2 0.278 1,254 -386 386 0.1 0.179 1,254 867 -867 -0.1 -0.180 1,254 2,121 -2,121 -0.3 -0.381 1,254 3,374 -3,374 -0.5 -0.482 1,254 4,628 -4,628 -0.6 -0.683 1,254 5,881 -5,881 -0.8 -0.884 1,254 7,135 -7,135 -1.0 -0.985 882 8,017 -8,017 -1.1 -1.186 882 11,345 Compra Energía. -2,446 2,446 0.3 0.3 11,04287 882 1,948 Pago Remuneraciones. -3,512 3,512 0.5 0.5 1,89588 882 311 Tributos varios. -2,940 2,940 0.4 0.4 30289 882 527 Cargas Diversas -2,585 2,585 0.4 0.3 51390 882 5,363 Suministros y Servicios -7,066 7,066 1.0 0.9 5,213

TOTALES 132 60,724

Costo de capital de Trabajo / Costos Explotación : 0.22%

54

4.0 AJUSTE INCIAL DE COSTOS (Etapa II –Formatos C) Como se ha señalado en la introducción del presente informe, la entrega de información por parte de la Concesionaria, con posterioridad a los plazos establecidos en el punto 5.1 de los TDR, no ha permitido concluir esta última parte del Informe, dejando su presentación para la próxima entrega. 5.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES:

• El proceso del estudio de costos del VAD comprende cuatro etapas: I) Antecedentes, II) Validación y Revisión de Antecedentes, III) Estructuración de la empresa modelo y IV) Resultados. De estas cuatro etapas, el presente informe comprende las etapas I) y II).

• Para la etapa I) Antecedentes, la concesionaria cumplió con presentar la

información técnica, comercial y económica solicitados en los términos de referencia (Formatos A); sin embargo, esta información no fue presentada en los plazos estipulados por los TDR, lo que originó que para esta oportunidad, no se pueda cumplir con desarrollar todos los temas que indicaban los TDR.

• La recopilación de la información por parte del consultor, permitió conocer los

aspectos técnicos, contables, comerciales y de la organización de la Concesionaria.

• Dentro de la sub etapa II) Validación y Revisión de Antecedentes - Revisión 1, el

consultor realizó las siguientes revisiones y validaciones:

o Referente a la información contable, el consultor pudo verificar que dicha información provenía de los estados financieros auditados (2011) y estados financieros al 30 de setiembre del 2012. Sin embargo, el consultor encontró que no se había hecho una correcta interpretación de los criterios de asignación de ingresos y costos solicitados por los TDR.

o En cuanto a los antecedentes de la organización, éstos fueron validados con

el MOF (Manual de organización y funciones), verificándose además que la información de personal (número y remuneraciones) tuviera como fuente las planillas de la Concesionaria.

o Para la revisión y validación del VNR, se realizó la verificación física de

metrados, en todos lo casos el metrado de campo fue mayor que lo informado por la Concesionaria, sin embargo estas diferencias no fueron tan importantes (menores al 3%). El consultor realizó también modificaciones a los criterios de asignación del VNR eléctrico a las diferentes actividades señaladas en los TDR.

55

o La información comercial, venta y compra de energía, fue validada con los balances de energía de la concesionaria y con la base de datos de facturación de los usuarios.

o Los costos de explotación, y debido al alto nivel de tercerización de los

mismos, fueron validados con los contratos que tiene la Concesionaria con las empresas contratistas que desarrollan las actividades de operación y mantenimiento.

o Fueron revisados los criterios de asignación de ingresos y costos por

actividades, y al no encontrase conforme a lo solicitado por los TDR, fueron cambiados por el Consultor.

El resultado final de las validaciones y revisiones de la sub etapa “II) Validación y Revisión de Antecedentes - Revisión 1”, se encuentran contenidas en los formatos B.

• Como se ha indicado anteriormente, debido a que la información que debía

presentar la Concesionaria no fue realizada en los plazos establecidos por los TDR, no se pudo desarrollar la sub etapa “II) Validación y Revisión de Antecedentes - Revisión 2 - Ajuste Inicial de costos”.

RECOMENDACION

• Habiéndose cumplido con las etapas I y parte de la etapa II del proceso del estudio de costos del VAD, se recomienda concluir la etapa II y continuar con las siguientes etapas del proceso.

6.0 ESTUDIOS ESPECIFICOS:

De acuerdo a lo solicitado por los TDR, se alcanza los siguientes estudios específicos: - Estudio de las instalaciones asignadas al SEM: En anexo B. - Análisis del Activo Fijo: En anexo D.

_____________________________ Ing . Jaime Torres Hidalgo _____________________________ CPC. Roger Ríos Perez ______________________________ Eco. Carlos Susaya León.