Primer informe parcial. - Distriluz

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
ESTUDIO DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE
DISTRIBUCIÓN (VAD)
SECTOR TÍPICO 3
PRIMER INFORME PARCIAL DEL ESTUDIO DE
COSTOS DEL VAD
SECTOR TÍPICO 3
SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO
Empresa Consultora : Servitech Ingenieros S.R.L.
Fecha : 03 de Diciembre del 2012
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
INDICE
1. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................ 4
1.1 OBJETIVO .......................................................................................................... 4
1.2 ANTECEDENTES ............................................................................................... 4
1.3 RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES ............................................................. 5
1.4 VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES ............................................. 7
1.5 AJUSTE INICIAL DE COSTOS ........................................................................... 8
1.6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 9
2. ETAPA I - RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS A) ................................. 11
2.1 CONTABLES Y PRESUPUESTALES ................................................................11
2.2 DE LA ORGANIZACIÓN ....................................................................................12
2.3 DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE TERCEROS .......................12
2.4 DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SEM .........................................15
2.5 DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS DEL SEM Y EMPRESA .............16
2.5.1. Metrado y Valorización de las Instalaciones No Eléctricas (INE).................16
2.6 COMERCIALES DEL SEM Y EMPRESA ...........................................................17
2.7 DE BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA .......................................................17
2.8 DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SEM Y EMPRESA .......................18
2.9 DE ASIGNACIÓN DE COSTOS .........................................................................19
2.10 DE LA CALIDAD DE SERVICIO ........................................................................20
2.11 OTROS ANTECEDENTES ................................................................................20
2.12 FORMATOS A ...................................................................................................21
3. ETAPA II – VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B) ................ 22
3.1 CONTABLES Y PRESUPUESTALES ................................................................22
3.1.1. Revisión de la información presentada por la empresa y su contabilidad ....22
3.1.2. Validación del 20% de los costos de distribución ........................................23
3.1.3. Resultados de la verificación de la información presentada. .......................23
3.1.3.1 Ingresos. .....................................................................................................23
3.1.3.2 Costos. .......................................................................................................25
3.1.4. Formatos B Resultados de la verificación de la información presentada. ....28
3.2 DE LA ORGANIZACIÓN ....................................................................................28
3.3 DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE TERCEROS .......................31
3.4 DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SEM .........................................31
3.4.1. Diagrama Unifilar. .......................................................................................32
3.4.2. Sistemas Eléctricos.....................................................................................32
3.4.3. Alimentadores MT .......................................................................................33
3.4.4. SED ............................................................................................................33
3.4.5. Red BT .......................................................................................................34
3.4.6. Alumbrado Público ......................................................................................34
3.4.7. Metrado y Valorización de las Instalaciones Eléctricas ...............................34
3.5 DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS DEL SEM Y EMPRESA .............35
3.6 COMERCIALES DEL SEM Y EMPRESA ...........................................................36
3.6.1. Compra de Energía.....................................................................................37
3.6.2. Número de Clientes ....................................................................................37
3.6.3. Ventas de Energía ......................................................................................38
3.6.4. Facturación por Venta de Energía ..............................................................39
3.7 DE BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA .......................................................40
3.8 DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SEM Y EMPRESA .......................42
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3.9 DE ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS ..................................................42
3.9.1.1 Ingresos. .....................................................................................................42
3.9.1.2 Costos. .......................................................................................................45
3.10 DE LA CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO .................................................50
3.11 ESTUDIO DE COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO ...........................................52
3.12 OTROS ANTECEDENTES ................................................................................53
3.13 FORMATOS B ...................................................................................................54
4. ETAPA II - AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C) .............................................. 55
4.1 DISEÑO DE LA ESTRUCTURA ORGÁNICA DE LA EMPRESA .......................55
4.2 GASTOS DE PERSONAL DE LA EMPRESA Y DEL SEM ................................58
4.3 ANÁLISIS DE LOS SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS ....................61
4.4 RESULTADOS DEL AJUSTE INICIAL DE COSTOS .........................................61
4.5 FORMATOS C ...................................................................................................61
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 62
5.1 CONCLUSIONES ..............................................................................................62
5.2 RECOMENDACIONES ......................................................................................62
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
1. Resumen Ejecutivo
1.1 Objetivo
El presente informe tiene por finalidad presentar el Primer Informe Parcial del Estudio de
Costos VAD del Sector Típico 3.
1.2 Antecedentes
El objetivo del presente informe es presentar los resultados correspondientes al Primer
Informe del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 3, para lo cual el
OSINERGMIN eligió al Sistema Eléctrico Tarma Chanchamayo de la Empresa de
Distribución Electrica del Centro (Electrocentro).
Los Términos VAD emitidos por OSINERGMIN para el desarrollo del Estudio de Costos
del Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente a la Regulación de Tarifas de
Distribución Eléctrica del Periodo Noviembre 2013 – Octubre 2017indican que el
alcance correspondiente al Primer Informe debe contener o siguiente:
1) Recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento
del sistema eléctrico seleccionado como modelo para el sector típico. La misma se
presenta en los Formatos A.
2) Validación y revisión de los datos, antecedentes y las características básicas de la
Empresa Real y del Sistema Eléctrico Modelo (correspondiente al Sector Típico en
estudio). También llamada revisión 1, cuyos resultados se presentan en los
Formatos B.
3) Revisión y Ajuste Inicial de los Costos de Explotación, análisis de la estructura de
personal y de remuneraciones, servicios de terceros y demás costos de explotación
de la empresa concesionaria y de la empresa modelo. También llamada revisión 2,
cuyos resultados se presentan en los Formatos C.
De acuerdo a los alcances de los Términos VAD en el presente informe se presentan
los resultados de cada una de las etapas descritas.
En el Capítulo 2, se presentan los resultados de la recopilación de los antecedentes de
la empresa Real y Modelo.
En el Capítulo 3, se presentan los criterios y metodologías establecidas para la revisión
y validación de los antecedentes de la empresa real y modelo.
En el capítulo 4, se presentan los aspectos relacionados con el ajuste inicial de los
costos.
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1.3 Recopilación de Antecedentes
De acuerdo a los alcances de los Términos VAD, la Empresa hizo entrega de la
información requerida en los términos del VAD.
El estado situacional de la información recopilada es el siguiente:
Tipo de Información Información Recibida Estado
a) Antecedentes contables - Formatos II, III y IV.
- Estados Financieros
Auditados.
- Informe de Ejecución y
evaluación presupuestal.
La información entregada
es conforme.
b) Antecedentes de la
organización.
c) Antecedentes de costos
de personal propio y
terceros.
d) Antecedentes de las
instalaciones del
Sistema Eléctrico
Modelo
e) Información Técnico
Comercial.
f) Información de costos
típicos de operación y
mantenimiento
- Documento conteniendo el
MOF de Electrocentro.
- Organigrama de la
Organización.
- Planilla de sueldos.
- Contratos de servicios de
terceros.
- Cuadro requerido en los
términos del VAD (página
12).
- Formatos I y II.
- Diagramas unifilares de
transmisión secundaria.
- Información de costos
estandar en el sistema
SICODI.
- Información técnica y
gráfica en las bases de datos
del VNR GIS.
Esta pendiente la entrega
del cuadro de asignación
de personal por áreas de
negocio y las cantidades de
personal de la Sede de
Electrocentro y las
Unidades de Negocio.
La información entregada
es conforme.
La información técnica y
gráfica en el Sistema VNR
GIS corresponde al
30/06/2011, quedando
pendiente su actualización
al 30/06/2012.
- Formatos V-1, V-2 y V-3 Está pendiente de entrega
la información sustentatoria
de acuerdo a lo requerido
en la R.D. No. 011-95 y
Resolución No. 026-2012-
OS_CD.
- Contrato de servicios con
terceros.
La información entregada
es conforme.
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Tipo de Información Información Recibida Estado
g) Presupuesto operativo - Informe de Ejecución y
detallado y ejecución de evaluación presupuestal del
los periodos 2011 y
2011.
2012
h) Información sobre los
criterios de asignación
de los costos de
supervisión y costos
indirectos de
gerenciamiento y
adninistración
i) Información sobre los
criterios de asignación e
inductores de costos.
j) Información sobre la
calidad de servicio a
nivel empresa y sistema
eléctrico modelo.
k) Información del Balance
de Energía y Potencia
l) Información de
características técnicas
de las SET AT/MT,
Alimentadores,
subestaciones y
demandas máximas.
m) Información de otros
costos comerciales
relacionados con la
tención de nuevos
suministros, reposición y
mantenimiento de la
conexión, cortes,
reconexiones, control de
pérdidas y gestión de la
morosidad.
n) Información de ratios
comerciales
- Informe explicativo de los
criterios de asignación de
los costos de supervisión y
costos indirectos de
gerenciamiento.
- Informe explicativo de los
criterios de asignación de
los costos de supervisión y
costos indirectos de
gerenciamiento.
Está pendiente el Informe
correspondiente al año
2012.
Electrocentro tiene
implementado en el
Sistema SAP la asignación
de costos se supervisión e
indirectos.
Electrocentro tiene
implementado en el
Sistema SAP la asignación
de costos se supervisión e
indirectos.
- Informe de la calidad de La información entregada
servicio en la empresa. es conforme.
- Cuadros resumen de la
información de la calidad de
producto.
- Formato VI Falta recibir la información
de sustento del Balance de
Energía y Potencia que
permita validar su
contenido.
- Diagramas Unifilares de los
sistemas de generación,
transmisión y distribución.
- Información del VNR GIS
- Contrato de Terceros para el
desarrollo de actividades
comerciales.
- Hoja de Cálculo
conteniendo los ratios
comerciales.
La información entregada
es conforme.
La información entregada
es conforme.
La información entregada
es conforme.
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Tipo de Información Información Recibida Estado
o) Otros servicios
- Contrato de apoyo en
prestados por la
empresa distribuidora
postes de distribución
p) Información de la
modalidad de cobranza,
número de centros de
atención, tiempos
promedios de atención,
costos unitarios por
transacción.
q) Información de vías, tipo
de alumbrado y perfiles
de vía de la zona.
r) Información de zonas
históricas o
monumentales.
- Hoja de Cálculo
conteniendo la información
requerida.
- Hoja de Cálculo
conteniendo la información
requerida.
- Hoja de Cálculo
conteniendo la información
requerida.
La información entregada
es conforme.
La información entregada
es conforme.
La información entregada
es conforme.
La información entregada
es conforme.
1.4 Validación y revisión de antecedentes
De acuerdo a los alcances de los Términos VAD, se procedió a realizar la validación de
la información recopilada, para lo cual se constituyó un equipo de trabajo de
profesionales en la ciudad de Huancayo con la finalidad de realizar la validación de la
información recopilada, dicha reunión se llevó a cabo el 22/11/2012, siendo el estado
situacional el que se describe a continuación:
El estado situacional de la información recopilada es el siguiente:
Tipo de Información Acciones Realizadas Estado
Antecedentes contables - Se revisó la información
contenida en los formatos II,
III y IV y se comparó con la
información de los estados
financieros auditados, así
como con la información
proporcionada por el
OSINERGMIN.
- Se realizó la verificación del
20% del importe los costos
de distribución.
La información presentada
es conforme
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Estructura Organizacional
Instalaciones Eléctricas y
No Eléctricas.
- Se revisó la información de
la estructura organizacional
y el Manuel de funciones.
- Se tomó conocimiento delas
remuneraciones pagadas
por la empresa a sus
trabajadores y los conceptos
adicionales que son de
cargo de la empresa.
- Se revisó la información
proporciona por la empresa
en los formatos I y II con la
información contenida en la
base de datos del VNR GIS y
los digarmas unifilares.
Falta validar la cantidad de
trabajadores por cada área
organizacional de la
empresa.
Esta pendiente de realizar
los trabajo de verificación
en campo, los mismos que
estan previstos iniciarse el
05/12/2012, con una
duración de 15 días
calendarios.
Información Comercial y
Balance de Energía y
Potencia.
Costos de Operación y
mantenimiento
Antecedentes de Calidad
de servicio.
- Se revisó la información
presentada por la empresa
en los formatos V-1, V-II,
V-3 y VI.
- Se validaron las cifras de la
venta de energía con la
información contable y la
proporcionada por el
OSINERGMIN.
- Se revisó la información
proporcionada por la
empresa (contratos con
proveedores).
- Se revisó y validó la
información proporcionada
Esta pendiente realizar la
validación del Balance de
Energía y Potencia, dicha
actividad esta prevista
realizarse a partir del
04/12/2012.
Esta pendiente realizar la
validación de las
actividades de operación y
mantenimiento realizdas
por la empresa. Dicha
actividad está prevista
realizarse a partir del
04/12/2012.
La información presentada
es conforme
1.5 Ajuste inicial de costos
Se realizó el ajuste inicial de costos de acuerdo a lo prevsito en los términos de
referencia del VAD, para lo cual tomando como punto de partida la
información contenida en el manual de operación y funciones y los
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Sector Típico 3
procesos descritos en el mismo, se procedió a diseñar la nueva estructura
organizacional a nivel de la la Empresa y las Unidades de Negocio.
Para efectos de asignación de remuneraciones se tomó como referencia el estudio de
remuneraciones realizado en el 2008 para nueve empresas del FONAFE.
1.6 Conclusiones y recomendaciones
Conclusiones
Respecto al Plazo de entrega del Informe:
- Servitech Ingenieros, fue notificada del otorgamiento de la Buena Pro para la
realización del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 3 el día 05/11/2012. A
partir de dicha fecha se realizaron las coordinaciones con Electrocentro y a solicitud
de la empresa se realizó la Reunión de Inicio del Proyecto el día 12/11/202.
- Posteriormente el Equipo de trabajo del Consultor VAD realizó una visita de trabajo
en la ciudad de Huancayo el día 22/11/2012, con la finalidad de realizar las
aclaraciones y/o ampliación a la información requerida en los términos del VAD, así
como explicar técnicamente la forma como la Empresa debería preparar la
información.
- La Empresa ha enviado información desde el 12/11/2012 hasta el 29/11/2012,
procediéndose a revisar y validar la información de manera continua y en la medida
que los plazos lo han permitido.
- Siendo el caso que de acuerdo con los términos del VAD, corresponde presentar el
Primer Informe el 03/12/2012, consideramos que el tiempo disponible para revisar,
validar y realizar el ajuste inicial de costos ha sido insuficiente. En la práctica solo
se ha dispuesto de dos días útiles para culminar con las tareas pendientes.
Respecto a la Información recibida
- Si bien la información recibida cumple con las exigencias previstas en los terminos
del VAD, es preciso indicar que para efectos de validar la información es necesario
solicitar aclaraciones y/o requerir información complementaria. Por lo tanto las
tareas de revisión, validación y el ajuste inicial de costos seraán suceptibles de
mejoras a ser presentadas en el siguiente informe y en la medida que se cuente
con la información adecuada.
Respecto a la verificación y validación de la información
- La información contable en general se encuentra respaldada por un sistema de
gestión de costos implantado en la Empresa (ERP SAP), lo cual evidencia que ya
existe un modelo de costos confiable.
- Respecto a la información de la Estructura Organizacional, existe información
pendeiente de entrega y verificación de la misma relaciona con el
Cuadro de Asignación de Personal de Electrocentro.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
- Respecto a la información del mercado eléctrico, infraestructura del SEM y costos
de Operación y mantenimiento, a la fecha las actividades se encuentran en pleno
proceso de ejecución, por tanto los resultados presentados en este informe tienen
carácter de preliminar, siendo el caso que una vez concluidos los trabajos de
verificación en campo recién se tendrán resultados definitivos.
Recomendaciones
Respecto al Plazo de entrega del Informe:
- Consideramos que el plazo de entrega de este primer informe debería ser
ampliado, teniendo en cuenta que el tiempo que requiere Electrocentro para la
entrega de la información con la calidad debida, así como el tiempo necesario para
una adecuada revisión y validación de dicha información.
Respecto al Plazo de entrega del Informe:
- El Sistema Eléctrico Modelo seleccionado para el Sector Típico 3, contiene redes
eléctricas con niveles de tensión de 10 y 22.9 KV, cuya infraestructua es de
propiedad de Electrocentro, Adinelsa y otros. Adicionalmente están conectados
eléctricamente redes de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER). Lo descrito
implican consideraciones de tipo legal y regulatoria que requeiren la intervención
directa del Regulador, Concesionarios, Consultor y Supervisor del VAD, para
efectos de unificar criterios para el reconocimiento de VNR y Costos de Operación
de mantenimiento. Po r lo que se recomienda se lleven a cabo las acciones
necesarias entre las instituciones involucradas.
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Sector Típico 3
2. Etapa I - Recopilación de Antecedentes (Formatos A)
2.1 Contables y presupuestales
Información requerida según TdR
La información requerida en los TdR del estudio es la siguiente:
Formato II – Resumen de Ingresos por Actividad.
Formatos III-1, III-2, III-3 – Costos de Operación y Mantenimiento de la Empresa y
Sistema Eléctrico Modelo.
Formatos IV-1, IV-2, IV-3, IV-4, IV-5 – Costos Combinados por Naturaleza – Destino,
Destino - Naturaleza, Actividad – Naturaleza
Otros servicios prestados por la empresa distribuidora, tales como apoyo en postes,
servicios de comunicaciones de Internet y otros.
Otra información requerida por el Consultor VAD.
Información recopilada por el Consultor VAD
En las reuniones de trabajo sostenidas con los representantes de la Electrocentro, la
información alcanzada fue la siguiente:
Documento
Descripción
Formato II Resumen de Ingresos por Actividad (Años 2011 – 2012)
Formato III-1 Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad (Años
2011 – 2012)
Formato III-2 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento - Total Empresa
(Años 2011 – 2012)
Formato III-3 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento - Sistema
Eléctrico Modelo (Años 2011 – 2012)
Formato IV-1 Costos Combinados por Naturaleza y Destino - Total Empresa y
Sistema Eléctrico Modelo (Años 2011 – 2012)
Formato IV-2 Costos Combinados por Destino y Naturaleza - Total Empresa y
Sistema Eléctrico Modelo (Años 2011 – 2012)
Formato IV-3 Resumen de Costos Combinados por Naturaleza y Destino - Total
Empresa y Sistema Eléctrico Modelo (Años 2011 – 2012)
Formato IV-4 Resumen de Costos Combinados por Destino y Naturaleza - Total
Empresa y Sistema Eléctrico Modelo (Años 2011 – 2012)
Formato IV-5 Resumen de Costos por Actividad y Naturaleza - Total Empresa y
Sistema Eléctrico Modelo Modelo (Años 2011 – 2012)
Información Estados Financieros auditados del Año 2011
complementaria Informe de Gestión Financiera y Presupuestaria – Año 2011
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
2.2 De la organización
Información requerida según TDR
Antecedentes de la organización, personal, funciones, costos de personal por cargo y
tipo desagregando remuneraciones, beneficios, regalías, sobre tiempos y otros.
Información recopilada por el Consultor VAD
Documento
MOF
Organigrama
de la Empresa
Planillas
personal
del
Descripción
Manual de Operación y Funciones vigentes a Agosto del año
2012
Archivo Excel conteniendo los organigramas de la Gerencia
Regional, Gerencia de Administración y Finanzas, Gerencia
Comercial, Gerencia Técnica, de las Unidades de Negocio: Selva
Central y Tarma.
Archivo Excel conteniendo la nomina de todos los trabajadores
de Electrocentro y los conceptos remunerativos de ingresos y
descuentos de los años 2011 y 2012.
2.3 De los costos de personal propio y de terceros
Información requerida según TDR
Antecedentes de los costos de personal propio y terceros, según modelo de la
siguiente tabla:
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Item
Servicios Tercearizados
1 Mantenimiento de Redes (*)
Mantto Sist. Transmisión
Mantto Sist. Distribución Media Tensión
Mantto Sist. Distribución Baja Tensión
Ejecución de trabajos con tensión
Costo Total
Anual
(US $)
Servicios de Terceros
Numero de
Personas
Costo Unitario
Anual
(US $/Personal)
Costo Total
Anual
(US $)
Personal Propio
Numero de
Personas
2 Mantenimiento de Alumbrado Público
3 Transporte (*)
4 Atención Telefonica a Usuarios (*)
5 Lectura de Medidores (*)
6 Procesamiento de Facturación (*)
7 Reparto de Facturas (*)
8 Cobranza (*)
Oficinas Empresas
Centro Autorizado de Cobranza
Bancos
Gestores de Cobranza
9 Recojo de Dinero
10 Distribución Motorizada de Correspondencia (*)
11 Vigilancia
12 Arrendamiento de Oficinas
13 Mantenimiento de Oficinas
14 Limpieza de Oficinas
15 Mensajeria
16 Asesoria Seguridad
17 Comisión por Cobranza (*)
18 Apoyo Informatica
19 Servicios de Asesoria Legal
20 Auditoria Externa
21 Consultoria de Negocios
22 Servicio de Higiene y Seguridad
23 Capacitación al Personal (*)
24 Consultoria en Sistemas
25 Asesoria Administrativa - Contable - Financiera
26 Consultoría de Apoyo en Temas de Ingenieria (*)
27 Servicio de Control de Calidad Técnica
28 Inversiones y Proyectos (*)
29 Atención a Usuarios (*)
30 Control de Pérdidas Comerciales (*)
31 Consultorias y Asesorias regulatorias (*)
TOTAL ANUAL - -
Costo Unitario
Anual
(US $/Personal)
Información recopilada por el consultor VAD
Documento
Antecedentes de los costos
del personal propio y de
terceros
Descripción
Archivo Excel conteniendo el formato de acuerdo a los
términos de referencia para el personal propio y de
terceros del año 2011 y 2012
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Item
Servicios Tercearizados
Costo Total
Anual (US $)
Servicios de Terceros
Numero de
Personas
Costo Unitario
Anual (US
$/Personal)
Costo Total
Anual (US $)
1 Mantenimiento de Redes (*) 0 1,181.12
Numero de
Personas
Costo Unitario
Anual (US
$/Personal)
Mantto Sist. Transmisión 909 168.00 5.41 314.60 16.00 19.66
Mantto Sist. Distribución Media Tensión 725 134.00 5.41 463.27 19.00 24.38
Mantto Sist. Distribución Baja Tensión 2449 453.00 5.41 291.85 12.00 24.32
Ejecución de trabajos con tensión 0 - 111.40 5.00 22.28
Otros mantto. 304 56.00 5.42
2 Mantenimiento de Alumbrado Público 0 - 131.15 8.00 16.39
3 Transporte (*) 105 19.00 5.51
4 Atención Telefonica a Usuarios (*) 228 42.00 5.42 10.32 1.00 10.32
5 Lectura de Medidores (*) 755 140.00 5.39 79.36 3.00 26.45
6 Procesamiento de Facturación (*) 829 154.00 5.38 92.33 4.00 23.08
7 Reparto de Facturas (*) 510 94.00 5.43 88.45 4.00 22.11
8 Cobranza (*) 771 143.00 5.39 335.11
Oficinas Empresas 0 - 221.80 11.00 20.16
Centro Autorizado de Cobranza 0 -
Bancos 0 -
Gestores de Cobranza 0 - 113.31 5.00 22.66
9 Recojo de Dinero 0 -
10 Distribución Motorizada de Correspondencia (*) 0 -
11 Vigilancia 948 176.00 5.39
12 Arrendamiento de Oficinas 79 15.00 5.29
13 Mantenimiento de Oficinas 41 8.00 5.18
14 Limpieza de Oficinas 165 31.00 5.33
15 Mensajeria (courrier) 60 11.00 5.48
16 Asesoria Seguridad y Medio Ambiente 64 12.00 5.35
17 Comisión por Cobranza (*) 0 -
18 Apoyo Informatica (laquiler equipos) 306 57.00 5.37 58.38 3.00 19.46
19 Servicios de Asesoria Legal 188 35.00 5.37
20 Auditoria Externa 100 19.00 5.27
21 Consultoria de Negocios 145 27.00 5.38
22 Servicio de Higiene y Seguridad 0 - 365.52 10.00 36.55
23 Capacitación al Personal (*) 0 - 60.49 2.00 30.25
24 Consultoria en Sistemas 0 -
25 Asesoria Administrativa - Contable - Financiera 142 26.00 5.45
Auditoria Interna 96 18.00 5.32
26 Consultoría de Apoyo en Temas de Ingenieria (*) 0 -
27 Servicio de Control de Calidad Técnica 64 12.00 5.34 152.85 7.00 21.84
28 Inversiones y Proyectos (*) 0 - 285.25 12.00 23.77
29 Atención a Usuarios (*) 1692 313.00 5.41 676.35 41.00 16.50
30 Control de Pérdidas Comerciales (*) 156 29.00 5.36 100.71 5.00 20.14
31 Consultorias y Asesorias regulatorias (*) Otros 133 25.00 5.31
Alojamiento, Alimentación , Gastos de viaje 258 48.00 5.37
Alquiler maquinaria, equipo y otros 94 17.00 5.51
Servicios agua, Internet 128 24.00 5.35
Publicidad y Publicaciones 178 33.00 5.39
Atenciones oficiales y representación 12 2.00 6.24
Otros Servicios de generación 1043 193.00 5.40
Servicios varios 828 153.00 5.41
Servicio calibración equipos 252 47.00 5.36
Intermediación Laborar 244 45.00 5.43
Otros personal Distriluz 881 163.00 5.40
Diversos 807 149.00 5.42
Personal Propio
TOTAL 16,688.43 2,163.00 129.09 3,617.39 163.00 380.20
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
2.4 De las instalaciones eléctricas del SEM
Información requerida según TDR
Formatos I, II – Valor Nuevo de Reemplazo de Instalaciones Eléctricas y No
Eléctricas
Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la Empresa de
distribución eléctrica.
Información de los Costos estándar de distribución del VNR, mediante el Sistema
SICODI.
Información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica y no
eléctrica (Sistema VNRGIS).
Información de vías, tipo de vía, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la zona.
Información de zonas históricas o monumentales.
Información de las características técnicas de las SET AT/MT, alimentadores,
subestaciones y demandas máximas.
Información recopilada por el Consultor VAD
La información recopilada ha sido la siguiente:
Documento
Descripción
Formato I-1
Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de
Distribución Eléctrica-Años 2011 y 2012
Formato I-2 Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo por Actividad 2011
Formato II Resumen de Ingresos por Actividad Año 2012
Diagramas Unifilares Archivo CAD conteniendo el diagrama Unifilar de los sistemas de
transmisión secundaria de la Empresa.
Información de Costos Archivo conteniendo la Base de Datos SICODI.
de Inversión
Información técnica y Archivo conteniendo la Base de Datos del sistema VNRGIS de la
gráfica de las Electrocentro
instalaciones de
distribución eléctrica
Información de vías, tipo Archivo MapInfo y archivo Excel conteniendo la información de
de vía, tipo de vías, tipo de vía, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la zona.
alumbrado y perfiles de
vía de la zona
Información de zonas Archivo MapInfo y archivo Excel conteniendo la información de
históricas
o zonas históricas o monumentales.
monumentales
Información de las
características técnicas
de las SET AT/MT,
alimentadores,
subestaciones
demandas máximas
y
Archivo Excel conteniendo información de las características
técnicas de las SET AT/MT, alimentadores, subestaciones y
demandas máximas.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
2.5 De las instalaciones no eléctricas del SEM y empresa
Información requerida según TDR
Instalaciones No Eléctricas a nivel de SEM y empresa.
o Terrenos
o Edificios y Construcciones
o Equipos y Vehículos de Transporte y Carga.
o Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control.
o Equipos de Comunicación.
o Equipos de Oficina.
o Equipos de Computación y
o Otros Equipos.
Información recopilada por el Consultor VAD
La información recopilada ha sido la siguiente:
2.5.1. Metrado y Valorización de las Instalaciones No Eléctricas (INE)
Los siguientes cuadros muestran los metrados y la valorización de las instalaciones no
eléctricas obtenido del VNR GIS:
Componente
Unidad
Año 2011
Empresa Real SEM
TERRENOS Y EDIFICIOS
TERRENOS m2 50,547.18 17,836.16
EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES m2 15,084.79 4,464.45
EQUIPOS DE INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS
EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA unidad 109 25
EQUIPOS DE ALMACÉN, MAESTRANZA, MEDICIÓN Y CONTROL unidad 1,618 334
EQUIPOS DE COMUNICACIÓN unidad 723 156
EQUIPOS DE OFICINA unidad 5,939 1,018
EQUIPOS DE COMPUTACIÓN unidad 1,623 366
OTROS EQUIPOS unidad 1,381 289
Componente
Año 2011
Empresa Real (US$) SEM (US$)
TERRENOS Y EDIFICIOS
TERRENOS 1,609.75 431.14
EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES 3,685.65 480.64
EQUIPOS DE INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS
EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA 8,198.53 1,813.35
EQUIPOS DE ALMACÉN, MAESTRANZA, MEDICIÓN Y CONTROL 4,462.05 538.43
EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 907.70 216.15
EQUIPOS DE OFICINA 1,945.37 341.96
EQUIPOS DE COMPUTACIÓN 3,753.77 570.82
OTROS EQUIPOS 2,266.76 276.63
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
2.6 Comerciales del SEM y Empresa
Información requerida según TDR
Formatos V-1, V-2, V-3 Información Comercial Mercado Libre y Regulado para la
Empresa y el SEM.
Formatos de la R.D. N° 011-95 EM/DGE y su modificatoria por Resolución Directoral
N° 019-2002-EM/DGE (Información Técnico Comercial).
Formatos de la Resolución OSINERGMIN N° 0026-2012-OS/CD (Información del
Mercado Libre).
Información proporcionada por el OSINERGMIN (Información Técnico Comercial,
Información del Cálculo del Factor de Balance de Potencia)
Información recopilada por el Consultor VAD
La información recopilada ha sido la siguiente:
Documento
Formato V-1
Descripción
Resumen de Información Comercial - Mercado Libre y
Regulado para la Empresa y para el SEM – Años 2011 y
2012.
Formato V-2 Resumen de Información Comercial - Generación -
Transmisión y Distribución para la Empresa y para el
SEM – Años 2011 y 2012.
Formato V-3 Estructura de la Información Comercial de la Empresa –
años 2011 y 2012
2.7 De balance de potencia y energía
Información requerida según TDR
Formatos VI Balance de Potencia y Energía de Punta – Total Empresa y Sistema
Eléctrico Modelo.
Información recopilada por el Consultor VAD
La información recopilada ha sido la siguiente:
Documento
Formato VI
Descripción
Archivo Excel conteniendo el Balance de Energía y
Potencia en Punta para la empresa y sistema eléctrico
modelo.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
2.8 De operación y mantenimiento del SEM y empresa
Información requerida según TDR
Información de costos típicos de operación y mantenimiento para el periodo enero
2011 – diciembre 2012.
Presupuesto operativo detallado y ejecución de los periodos 2011 y 2012.
Información de costos comerciales relacionados con la atención de nuevos
suministros, reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica, cortes y
reconexiones, control de pérdidas, gestión de la morosidad.
Información de ratios comerciales, según el siguiente cuadro:
Información de modalidad de cobranza, número de centros de atención (de la
Empresa, Centros Autorizados de Recaudación, Bancos, etc), número de ventanillas
de atención, tiempo promedio de atención, costos unitarios de transacción, etc.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Información recopilada por el Consultor VAD
La información recopilada ha sido la siguiente:
Documento
Descripción
Costos de las actividades realizadas por servicios de
terceros.
Archivo Excel conteniendo la información de costos
de las actividades realizadas por servicios de terceros
para los años 2011 y 2012..
Presupuesto operativo detallado y ejecutado de los Archivos Pdf conteniendo los presupuestos
periodos 2011 y 2012.
operativos de los años 2011 y 2012.
Información de otros costos comerciales relacionados c Archivos Excel conteniendo información de otros
atención de nuevos suministros, reposición y mantenimiento costos comerciales como supervisión, contraste por
de la conexión eléctrica, cortes y reconexiones, control NTCSE, de contraste por resolución N° 680 y por
pérdidas, gestión de la morosidad
alumbrado público.
Información de ratios comerciales
Archivo Excel conteniendo la información de los ratios
comerciales del sistema eléctrico Tarma –
Chanchamayo de los años 2011 y 2012.
Información de modalidad de cobranza, número de
centros de atención (de la Empresa, Centros
Autorizados de Recaudación, Bancos, etc), número
Archivo Excel con la información solicitada en los
términos de referencia para la Empresa y para el
sistema eléctrico modelo.
de ventanillas de atención, tiempo promedio de
atención, costos unitarios de transacción.
2.9 De asignación de costos
Información requerida según TDR
Formatos VII-1, VII-2, VIII-1, VIII-2, IX-1, IX-2, X-1, X-2, Asignación de Costos
Indirectos, de Supervisión Directa, Sistema Eléctrico Modelo.
Información sobre los criterios de asignación e inductores de costos
Información recopilada por el Consultor VAD
Documento
Formato VII-1
Formato VII-2
Formato VIII-1
Formato VIII-2
Formato IX-1
Formato IX-2
Formato IX-1
Formato IX-2
Criterios e Inductores de
Asignación de Costos
Descripción
Tabla de asignación de costos indirectos a las
actividades – Total Empresa.
Tabla de asignación de costos indirectos a las
actividades – Total Sistema Eléctrico.
Tabla de asignación de costos de supervisión directa a
las actividades – Total Empresa.
Tabla de asignación de costos de supervisión directa a
las actividades – Total Sistema Eléctrico.
Composición de costos – Total Empresa.
Composición de costos – Sistema Eléctrico Modelo.
Tabla de asignación de costos Totales – Total Empresa.
Tabla de asignación de costos Totales – Sistema
Eléctrico Modelo.
Archivo Excel conteniendo los criterios de asignación de
costos.
Archivo Word que contiene el sustento de los inductores
empleados en la asignación de costos.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
2.10 De la calidad de servicio
Información requerida según TDR
Estadística de fallas
Índices de calidad de suministro
Índices de calidad de producto (nivel de tensión y perturbaciones)
Índices de atención comercial.
Índices de calidad de alumbrado público.
Índices de carga de las instalaciones, por nivel de tensión y área característica de
mercado.
Otras estadísticas de falla
Información recopilada por el Consultor VAD
La información recopilada ha sido la siguiente:
Documento
Estadística de fallas
Información de Calidad
de producto tensión
Informe de Calidad de
Servicio – Alumbrado
Público.
Información de calidad
de servicio – comercial.
Descripción
Archivo Excel con la información estadística de fallas
de los años 2011 y 2012.
Archivo Excel con la información de la cantidad de
mediciones de calidad de producto – Tensión del
Sistema Eléctrico Modelo para los Años 2011 y 2012.
Archivo Word conteniendo un informe de calidad de
servicio – Alumbrado público para la Empresa y para el
Sistema Eléctrico Modelo.
Archivo Excel con la información de calidad de servicio
– comercial de la Empresa y del Sistema Eléctrico
Modelo para los años 2011 y 2012.
2.11 Otros antecedentes
La información recopilada ha sido la siguiente:
Documento
Contratos
Descripción
Archivo magnético conteniendo los contratos por
servicios de alquiler de postes de distribución del año
2012.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
2.12 Formatos A
Información requerida según TDR
Formatos de Información Técnica, Comercial y Económica (F= Físico, E= Electrónico)
Prefijo (*) Formato
Descripción
Medio
(**)
A I-1 Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica E
A I-2 Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo por Actividad E
A II Resumen de Ingresos por Actividad E
A III-1 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad E
A III-2 Costos de Operación y Mantenimiento - Total Empresa E
A III-3 Costos de Operación y Mantenimiento - Sistema Eléctrico Modelo E
A IV-1 Costos Combinados por Naturaleza y Destino E
A IV-2 Costos Combinados por Destino y Naturaleza E
A IV-3 Resumen de Costos Combinados por Naturaleza y Destino E
A IV-4 Resumen de Costos Combinados por Destino y Naturaleza E
A IV-5 Resumen de Costos por Actividad y Naturaleza E
A V-1 Resumen de Información Comercial - Mercado Libre y Regulado E
A V-2 Resumen de Información Comercial - Generación, Transmisión y Distribución E
A V-3 Detalle de la Información Comercial E
A VI Balance de Energía y Potencia de Punta E
A VII-1 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades - Total Empresa E
A VII-2 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades - Sistema Eléctrico Modelo E
A VIII-1 Asignación de Costos de Supervisión Directa a las Actividades - Total Empresa E
A VIII-2 Asignación de Costos de Supervisión Directa a las Actividades - Sistema Eléctrico Modelo E
A IX-1 Composición de Costos - Total Empresa E
A IX-2 Composición de Costos - Sistema Eléctrico Modelo E
A X-1 Tabla de Asignación de Costos Totales - Total Empresa E
A X-2 Tabla de Asignación de Costos Totales - Sistema Eléctrico Modelo E
Información recopilada por el consultor VAD
Los formatos A de la empresa real y del SEM para los años 2011 y 2012 se adjuntan en
archivo magnético adjunto al presente informe.
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
3. Etapa II – Validación y Revisión de Antecedentes
(Formatos B)
3.1 Contables y presupuestales
Actividades de la validación según los TDR
Revisar la información presentada por la Empresa y su contabilidad.
Revisar los antecedentes de asignación de costos efectuada por la Empresa a sus
actividades de negocios y al sistema eléctrico modelo.
Detectar y eliminar la duplicidad de costos.
Revisión del 20% de los costos de distribución (no incluye la compra de energía),
verificando la pertinencia, la ejecución, el criterio de asignación
3.1.1. Revisión de la información presentada por la empresa y su
contabilidad
Para efectos de validar la información contable presentada por la Empresa, se realizaron
las siguientes actividades:
Se realizó la comparación de la información de los formatos A-II y A-III-1 versus los
estados financieros auditados correspondientes al año 2011, verificándose que las
cifras presentadas en los formatos A-II y A-III-1 guardan correspondencia con la
información contenida en los estados financieros auditados.
Se verificó que la empresa utiliza el sistema SAP (Módulo financiero) para el registro
de sus operaciones contables, habiendo asignado centros de costo a cada una de
sus unidades de negocio, para el caso del sistema eléctrico modelo Tarma –
Chanchamayo, le corresponden los costos de las unidades de negocio Tarma y Selva
Central.
Se verificó que a nivel de la empresa los costos se encuentran desagregados en
función a las actividades del negocio, siendo las actividades representativas la
generación, transmisión, distribución y comercialización de energía. Asimismo el SEM
tiene asignados los costos correspondientes a las unidades de negocio Tarma y
Selva Central.
Ser verificó que la información contenida en los formatos A-III-2, A-III-3, A-IV-1, A-IV-
2, A-IV-3, A-IV-4 y A-IV-5 guardan relación con la información contenida en los
estados financieros auditados, la misma que ha sido elaborada mediante reportes del
Sistema SAP.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 22

3.1.2. Validación del 20% de los costos de distribución
Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Para efectos de llevar a cabo esta revisión se tomó como punto de partida el formato
A IV-2 del cual se seleccionaron las partidas de costos correspondientes a
suministros diversos, cargas de personal y servicios de terceros (de los costos de
distribución). Los resultados de dicha verificación se muestran a continuación:
Costo asignado a la
actividad de distribución
(Miles de soles)
Monto Verificado (Miles
de soles)
Suministros
Diversos
Cargas de
Personal
Servicios de
Terceros
177 301 509
157 228 399
Porcentaje Verificado 89% 76% 78%
El detalle de los costos verificados se encuentra en el CD que se adjunta al presente
informe.
3.1.3. Resultados de la verificación de la información presentada.
3.1.3.1 Ingresos.
Ingresos por Cuentas Contables – Empresa Real
En los siguientes cuadros y gráficos se presenta un resumen de los ingresos de la
empresa real, obtenidos de la información contable financiera proporcionada por la
Empresa correspondiente a los años 2011 y 2012.
Año 2011 Año 2012
Concepto Miles de
Nuevos Soles Porcentaje Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Venta de Energía 272,440 96.17% 297,116 96.41%
Ingresos diversos 10,838 3.83% 11,068 3.59%
Total 283,278 100% 308,184 100%
Electrocentro - Resumen de Ingresos 2011
4%
96%
Venta de Energía
Ingresos diversos
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 23

Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Electrocentro - Resumen de Ingresos 2012
4%
96%
Venta de Energía
Ingresos diversos
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para la empresa real
el ingreso más significativo proviene de la venta de energía. Los ingresos por dicho
concepto representan el 96% de los ingresos totales, para los años 2011 y 2012.
Los ingresos por venta de energía se incrementaron en 9% en el año 2012 con
respecto al año 2011.
Los ingresos totales de la Empresa se incrementaron en 9% en el año 2012 con
respecto al año 2011.
El rubro ingresos varios incluye ingresos extraordinarios, ingresos financieros y otros
ingresos no relacionados con el giro de la Empresa.
Ingresos por Cuentas Contables – SEM
Año 2011 Año 2012
Concepto Miles de
Miles de
Porcentaje
Nuevos
Nuevos
Porcentaje
Venta de Energía 17,231 100.00% 18,887 95.24%
Ingresos diversos 0 0.00% 944 4.76%
Total 17,231 100% 19,831 100%
Sistema Eléctrico Modelo - Resumen de
Ingresos 2011
0%
100%
Venta de Energía
Ingresos diversos
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 24

Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Sistema Eléctrico Modelo - Resumen de
Ingresos 2012
5%
95%
Venta de Energía
Ingresos diversos
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para el SEM el
ingreso más significativo proviene de la venta de energía. Los ingresos por dicho
concepto representan el 100% y el 95% de los ingresos totales, en los años 2011 y
2012, respectivamente.
Los ingresos por venta de energía se incrementaron en 10% en el año 2012 con
respecto al año 2011.
Los ingresos totales del SEM se incrementaron en 15% en el año 2012 con respecto
al año 2011.
3.1.3.2 Costos.
Costos por Naturaleza – Empresa Real
En los siguientes cuadros y gráficos se presenta un resumen de los costos por
naturaleza de la empresa real, obtenidos de la información contable financiera de la
Empresa correspondientes a los años 2011 y 2012.
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Compra de Energía 115,377 48.69% 131,712 50.38%
Suministros diversos y combustibles 9,526 4.02% 8,860 3.39%
Gastos de personal 22,073 9.31% 23,443 8.97%
Servicios prestados por terceros 45,009 18.99% 44,151 16.89%
Tributos 3,726 1.57% 3,952 1.51%
Cargas diversas de gestión 5,361 2.26% 7,678 2.94%
Provisiones del ejercicio 35,895 15.15% 41,662 15.93%
Total 236,967 100% 261,458 100%
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 25

Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Electrocentro - Costos por Naturaleza 2011
2%
2%
19%
9%
15%
4%
49%
Compra de Energía
Suministros diversos y
combustibles
Gastos de personal
Servicios prestados por
terceros
Tributos
Cargas diversas de gestión
Provisiones del ejercicio
Electrocentro - Costos por Naturaleza 2012
Compra de Energía
3%
2%
17%
16%
50%
Suministros diversos y
combustibles
Gastos de personal
9%
3%
Servicios prestados por
terceros
Tributos
Cargas diversas de gestión
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para la empresa real
los costos más significativos son los costos por Compra de Energía.
Los costos por Compra de Energía representan el 49% y el 50% de los costos totales
de la Empresa, en los años 2011 y 2012, respectivamente. Dichos costos se
incrementaron en 14% en el año 2012 con respecto al año 2011.
Los costos totales de la Empresa se incrementaron en 10% en el año 2012 con
respecto al año 2011.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 26

Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Costos por Naturaleza – SEM
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Miles de
Nuevos Porcentaje Nuevos Porcentaje
Soles
Soles
Compra de Energía 9,892 51.24% 10,113 49.85%
Suministros diversos y combustibles 745 3.86% 572 2.82%
Gastos de personal 980 5.08% 1,384 6.82%
Servicios prestados por terceros 3,192 16.53% 2,602 12.83%
Tributos 558 2.89% 605 2.98%
Cargas diversas de gestión 311 1.61% 1,222 6.02%
Provisiones del ejercicio 3,629 18.80% 3,787 18.67%
Total Actividades 19,307 100% 20,285 100%
Sistema Eléctrico Modelo - Costos por
Naturaleza 2011
Compra de Energía
2%
3%
16%
19%
51%
Suministros diversos y
combustibles
Gastos de personal
Servicios prestados por
terceros
Tributos
5%
4%
Cargas diversas de gestión
Provisiones del ejercicio
Sistema Eléctrico Modelo - Costos por
Naturaleza 2012
Compra de Energía
6% 18%
3%
13%
50%
Suministros diversos y
combustibles
Gastos de personal
Servicios prestados por
terceros
Tributos
7%
3%
Cargas diversas de gestión
Provisiones del ejercicio
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para el SEM los
costos más significativos son los costos por Compra de Energía.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 27

Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Los costos por Compra de Energía representan el 51% y el 50% de los costos totales
del SEM, en los años 2011 y 2012, respectivamente. Dichos costos se incrementaron
en 2% en el año 2012 con respecto al año 2011.
Los costos totales del SEM se incrementaron en 5% en el año 2012 con respecto al
año 2011.
3.1.4. Formatos B Resultados de la verificación de la información
presentada.
3.2 De la Organización
Actividades de la validación según los TDR
Revisar y ordenar la información recopilada.
Revisar los costos de personal propio y terceros.
Revisar los antecedentes de la organización, personal, funciones, costos de personal
incluyendo remuneraciones...
Resultados de la Validación según TDR
Se ha revisado toda la información entregada por la empresa relacionada a la
organización de la empresa, entre las cuales se tiene:
Manual de Organización y Funciones (MOF)
Organigramas de la sede y del SEM.
Niveles Salariales.
Conceptos remunerados.
Antecedentes de la organización, personal, funciones, costos de personal
(remuneraciones, beneficios, regalías, sobre tiempos).
Con la información proporcionada por la Empresa se ha elaborado el siguiente cuadro
resumen y el organigrama de total de la Empresa.
Sede / SEM
Número de
Trabajadores
Gerencia Regional 35
Gerencia de Administración y Finanzas 37
Gerencia Comercial 35
Gerencia Técnica 51
Total Sede 158
UUNN Selva Central 14
UUNN Tarma 15
Total SEM 29
Otras UUNN 153
Total Empresa 340
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 28

Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Los niveles remunerativos se muestran en el siguiente cuadro:
Organigrama de la Empresa Real
Clasificación por puestos
Nivel remunerativo
(Nuevos Soles)
Gerentes 10 000 - 12 200
Jefaturas 5 000 - 10 000
Supervisores 2 000 - 5 840
Analistas / Especialistas 1 700 - 5 340
Técnicos 1 500 - 3 265
Asistentes / Auxiliares 1 980 - 3 695
El siguiente organigrama corresponde a la empresa Electrocentro según la
información reportada por la Empresa.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 29

Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
DIRECTORIO
Área de Control
Interno
Comité Corporativo
de Gestión
Gerencia General
Gerencia Regional
Administración de
Proyectos
Área Legal
Calidad y
Fiscalización
Tecnología de
Información
Sede de la ciudad de
Huancayo
Unidad de Negocio
Ayacucho
Unidad de Negocio
Huanuco
Unidad de Negocio
Tarma
Unidad de Negocio
Huancavelica
Unidad de Negocio
Selva Central
SEM Tingo
María
SEM Valle del
Mantaro
SEM Pasco
Gerencia de
Distribución
Gerencia Comercial
GESTION
INTERNA
Gerencia de
Administración y
Finanzas
CLIENTES
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 30

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.3 De los costos de personal propio y de terceros
Se ha validado la información remitida por la Empresa de personal propio y de terceros y
se ha obtenido el siguiente cuadro y los siguientes gráficos:
Servicios de Terceros
Personal Propio
Costo Total
Anual (US $)
Numero de
Personas
Costo
Unitario
Anual (US
$/Personal)
Costo Total
Anual (US $)
Numero de
Personas
Costo
Unitario
Anual (US
$/Personal)
16,688.43 2,163.00 129.09 3,617.39 163.00 380.20
Costo Total Anual - Año 2011
Servicios de Terceros
Personal Propio
18%
82%
Se puede apreciar que el costo más representativo es el costo de personal de terceros,
así mismo, la actividad que demanda mayor costo tanto para el personal propio y de
terceros es la de mantenimiento de redes que representan el 33% y 21% de los costos
totales respectivamente.
3.4 De las instalaciones eléctricas del SEM
Actividades de la validación según los TDR
Realizar trabajos de inspección de campo para validar la información de metrados de
instalaciones eléctricas y no eléctricas, los trabajos se realizaran sobre muestras
definidas en los TDR.
Corregir los antecedentes que muestren diferencia entre instalaciones informadas por
la Empresa y los resultados de la inspección de campo.
Resultados de la Validación según TDR
A la fecha de presentación del presente informe, aun se vienen efectuando los
trabajos de inspección en campo.
Así mismo, se ha validado la información la información reportada por la
Empresa, en lo que respecta a Diagramas unifilares, características técnicas de
las instalaciones eléctricas, Información técnica y gráfica de la Empresa y SEM
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.4.1. Diagrama Unifilar.
3.4.2. Sistemas Eléctricos
La empresa de distribución Electrocentro según los reportes del VNR GIS, tiene los
siguientes sistemas eléctricos:
Ítem
Sistema Eléctrico
Red Área MT
(km)
Cantidad
de SED
1 Ayacucho 92 393
2 Huancavelica Ciudad 24 95
3 Huancayo 206 764
4 Pasco
195 349
5 Tarma - Chanchamayo 230 380
6 Tingo María 236 234
7 Huánuco 79 266
8 Pichanaki 57 114
9 Cangallo - Llusita 537 185
10 Pampas 141 187
11 Valle del Mantaro 1 299 477
12 Valle del Mantaro 2 131 300
13 Chalhuamayo - Satipo 276 249
14 San Francisco 75 46
15 Huancavelica Rural 790 575
16 Valle del Mantaro 3 285 481
Red de
Servicio
Particular
(km)
Red de
Alumbrado
Público
(km)
300 300
71 71
657 633
281 269
339 325
252 228
258 257
66 82
231 195
211 118
472 326
286 136
162 170
52 51
620 401
521 244
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Página 32

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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Ítem
Sistema Eléctrico
Red Área MT
(km)
Cantidad
de SED
Red de
Servicio
Particular
(km)
Red de
Alumbrado
Público
(km)
17 Valle del Mantaro 4 896 1 019 961 589
18 Tablachaca 245 235 201 134
19 Pozuzo 75 13 73 51
20 Ayacucho Rural 452 242 249 230
21 Huánuco Rural 2 504 252 355 315
22 Tarma Rural 330 262 339 276
23 San Balvín 75 38 35 13
24 Huanta Ciudad 30 99 76 72
25 Huanta Rural 538 389 424 163
26 Pasco Rural 1 008 552 653 400
27 Huánuco Rural 1 154 195 219 171
28 Junín 113 95 165 147
3.4.3. Alimentadores MT
En el siguiente cuadro obtenido de los reportes del VNR GIS se presenta las
características técnicas de los alimentadores que conforman el SEM.
Centro Transformación /
Centro de Generación
Código de
Alimentador
Nivel
Tensión
(kV)
Longitud Red (Km)
Distribuidor Terceros
Total Alimentador
NINATAMBO A4701 10 42.702 1.206 43.908
NINATAMBO A4702 10 16.999 0.141 17.140
ACOBAMBA A4720 13.2 2.666 0.000 2.666
CHANCHAMAYO A4802 22.9 81.533 46.060 127.592
CHANCHAMAYO A4803 22.9 85.118 140.436 225.554
YANANGO A4811 22.9 0.049 2.233 2.282
CHIMAY A4812 22.9 0.847 1.625 2.472
3.4.4. SED
TOTAL 229.914 191.700 421.614
La potencia instalada por cada centro de transformación reportada por la Empresa es
la siguiente:
Código de
Alimentador
Nº Subestaciones Potencia Instalada (KVA)
Distribuidor Terceros Total Distribuidor Terceros Total
A4701 90 8 98 5 323 665 5 987
A4702 76 2 78 5 803 138 5 940
A4751 1 0 1 25 0 25
A4720 3 1 4 150 32 182
A4802 93 42 135 5 730 1 453 7 183
A4803 118 105 223 8 585 1 965 10 550
A4811 4 0 4 45 0 45
A4812 4 0 4 40 0 40
Total 389 158 547 25 700 4 252 29 952
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.4.5. Red BT
La red de baja tensión del SEM es la siguiente:
RED Red Área (km) Red Subterránea (km)
Servicio Particular 339 0.128
Alumbrado Publico 326 0.7
3.4.6. Alumbrado Público
Según los reportes del VNR GIS, el sistema de alumbrado público tiene las siguientes
características:
Red Área Red Subterránea
Cantidad Luminarias 7 178 73
Cantidad de Equipo de Control 782 8
3.4.7. Metrado y Valorización de las Instalaciones Eléctricas
El siguiente cuadro muestra el VNR eléctrico del 2011 obtenido del VNR GIS.
Componente
Unidad
2011
Empresa Real
SEM
Media Tensión
Red Aérea km 8 073 422
Red Subterránea km 22 0.4
Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 2 667 160
Subestaciones
Subestaciones de Distribución MT/BT
Monoposte unidad 6 302 317
Biposte unidad 2 134 214
Convencional unidad 67 16
Compacta Pedestal unidad 1
Compacta Bóveda
Otras Subestaciones
Elevadora/Reductora
De Seccionamiento
Baja Tensión
Red Aérea
unidad
unidad
unidad
Servicio Particular km 8 528 448
Alumbrado Público km 6 369 371
Luminarias unidad 120 451 7 774
Equipos de Control unidad 17 241 864
Red Subterránea
Servicio Particular km 54 0.13
Alumbrado Público km 49 0.7
Luminarias unidad 2 045 73
Equipos de Control unidad 236 8
Red Baja Tensión
Servicio Particular km 8 582 448
Alumbrado Público km 6 418 372
Luminarias unidad 122 496 7 847
Equipos de Control unidad 17 477 872
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Componente
Empresa Real
(Miles US$)
2011
SEM (Miles
US$)
Media Tensión
Red Aérea 72 919 4 949
Red Subterránea 2 752 53
Equipos de Protección y Seccionamiento 1 756 92
Subestaciones
Subestaciones de Distribución MT/BT
Monoposte 20 890 1 221
Biposte 18 026 1 906
Convencional 1 962 425
Compacta Pedestal 15
Compacta Bóveda
Otras Subestaciones
Elevadora/Reductora
De Seccionamiento
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular 82 013 5 780
Alumbrado Público 15 219 958
Luminarias 10 115 656
Equipos de Control 1 938 104
Red Subterránea
Servicio Particular 3 252 10
Alumbrado Público 780 35
Luminarias 173 6
Equipos de Control 14 1
Red Baja Tensión
Servicio Particular 85 265 5 790
Alumbrado Público 15 999 993
Luminarias 10 288 662
Equipos de Control 1 952 105
VNR de las Instalaciones Eléctricas (Miles
US$)
231 809 16 200
3.5 De las instalaciones no eléctricas del SEM y empresa
Actividades de la validación según los TDR
Realizar trabajos de inspección de campo para validar la información de las
instalaciones no eléctricas, los trabajos se realizaran sobre muestras definidas en los
TDR.
Corregir los antecedentes que muestren diferencia entre instalaciones informadas por
la Empresa y los resultados de la inspección de campo.
Resultados de la Validación según TDR
A la fecha de presentación del presente informe, aun se vienen efectuando los
trabajos de inspección en campo.
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Sector Típico 3
Los siguientes cuadros muestran los metrados y la valorización de las instalaciones no
eléctricas obtenido del VNR GIS:
Componente
Unidad
Año 2011
Empresa Real SEM
TERRENOS Y EDIFICIOS
TERRENOS m2 50,547.18 17,836.16
EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES m2 15,084.79 4,464.45
EQUIPOS DE INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS
EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA unidad 109 25
EQUIPOS DE ALMACÉN, MAESTRANZA, MEDICIÓN Y CONTROL unidad 1,618 334
EQUIPOS DE COMUNICACIÓN unidad 723 156
EQUIPOS DE OFICINA unidad 5,939 1,018
EQUIPOS DE COMPUTACIÓN unidad 1,623 366
OTROS EQUIPOS unidad 1,381 289
Componente
Año 2011
Empresa Real (US$) SEM (US$)
TERRENOS Y EDIFICIOS
TERRENOS 1,609.75 431.14
EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES 3,685.65 480.64
EQUIPOS DE INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS
EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA 8,198.53 1,813.35
EQUIPOS DE ALMACÉN, MAESTRANZA, MEDICIÓN Y CONTROL 4,462.05 538.43
EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 907.70 216.15
EQUIPOS DE OFICINA 1,945.37 341.96
EQUIPOS DE COMPUTACIÓN 3,753.77 570.82
OTROS EQUIPOS 2,266.76 276.63
3.6 Comerciales del SEM y empresa
Actividades de la validación según los TDR
Revisar las compras de energía y potencia reportadas por la Empresa y lo informado
por sus suministradores.
Revisar los antecedentes de operación normal y en el caso de cortes de servicio o
racionamientos efectuar las correcciones a la información de ventas en el mes
respectivo.
Revisar el Balance de Energía y Potencia y efectuar las correcciones respectivas.
Resultados de la Validación según TDR
Usuarios del Sistema, en cantidad, potencia leída y facturada en punta y fuera de
punta, energía consumida en punta y fuera de punta, por opción tarifaria vigente para
el periodo enero 2011 a diciembre 2012.
Cuadro de resultados de la validación efectuada.
Formatos B VI-1, VI-2, VI-3 Información Comercial Mercado Libre y Regulado.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Con la información proporcionada por la Empresa se validado la siguiente información:
3.6.1. Compra de Energía
Según la información proporcionada por la Empresa, las empresas generadoras que le
venden energía a Electrocentro son las siguientes:
BROCAL
CHINANGO
CONEGUA
EDEGEL
EEPSA
EGENOR
EGESUR
ELECTRO ANDES
ELECTROPERÚ
EMPRESA DE GENERACION CANCHAPALCA
KALLPA
MAJA
MINERA MOROCOCHA
MULL
SAN GABÁN
SUDAMERICANA DE FIBRAS
3.6.2. Número de Clientes
En el siguiente cuadro se presenta el número de clientes de la empresa real y del
sistema eléctrico modelo reportado en los formatos A V-1.
Se ha considerado como información fuente los formatos A V-1, entregados por la
empresa. Asimismo, se verificó que la información comercial del OSINERGMIN
corresponde a lo reportado por la empresa.
Número de Clientes
Tarifa
Empresa Real
SEM
2011 2012 2011 2012
MAT1 1 1
AT2 2 1
MT2 129 134 10 11
MT3P 215 241 23 23
MT3FP 183 218 9 9
MT4P 110 131 7 6
MT4FP 211 226 11 12
Total MT 850 950 60 61
BT2 31 38 2 3
BT3P 23 19 2 2
BT3FP 53 62 10 13
BT4P 48 61 8 10
BT4FP 148 143 13 12
BT5NR 48 912 50 378 5 088 5 183
BT5C (1) 17 19 1 1
BT5A 143 159 12 13
BT5D 244 491 16 17
BT6 300 311 67 67
Total BT 49 919 51 681 5 219 5 321
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Número de Clientes
Tarifa
Empresa Real
SEM
2011 2012 2011 2012
BT5B 522 588 545 650 22 177 22 750
Total Clientes
MT+BT+BT5B 573 357 598 281 27 456 28 132
3.6.3. Ventas de Energía
En el siguiente cuadro se presenta la venta de energía por opción tarifaria de la
empresa real y del sistema eléctrico modelo reportado en los formatos A V-1.
Se ha considerado como información fuente los formatos A V-1, entregados por la
empresa. Asimismo, se verificó que la información comercial del OSINERGMIN
corresponde a lo reportado por la empresa.
Tarifa
Energía (MW.h)
Empresa Real
SEM
2 011 2 012 2 011 2 012
MAT1 294 1 839
AT2 6 839 5 942
MT2 21 636 27 002 627 640
MT3P 34 400 35 694 1 152 1 114
MT3FP 15 305 15 173 344 197
MT4P 18 929 22 727 940 839
MT4FP 10 673 11 357 835 1 416
Total MT 100 943 111 953 3 898 4 207
BT2 1 163 1 299 177 175
BT3P 2 326 2 572 11
BT3FP 1 975 2 240 435 556
BT4P 3 010 3 492 326 433
BT4FP 5 118 4 311 245 237
BT5NR 112 862 117 756 11 672 12 032
BT5C (1) 26 52 2 2
BT5C AP 50 628 52 324 3 212 3 262
BT5A 2 672 2 653 230 264
BT5D 2 560 6 131 91 201
BT6 604 663 112 112
Total BT 182 945 193 493 16 511 17 274
BT5B 299 277 314 476 16 397 17 053
Total MT+BT+BT5B 583 165 619 922 36 806 38 534
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Sector Típico 3
3.6.4. Facturación por Venta de Energía
En el siguiente cuadro se presenta la facturación por venta de energía por opción
tarifaria de la empresa real y del sistema eléctrico modelo reportado en los formatos A
V-1.
Se ha considerado como información fuente los formatos A V-1, entregados por la
empresa. Asimismo, se verificó que la información comercial del OSINERGMIN
corresponde a lo reportado por la empresa.
Miles S/.
Tarifa
Empresa Real
SEM
2011 2012 2011 2012
MAT1 32 222
Total MAT 32 222
AT2 761 726
Total AT 761 726
MT2 3 139 3 830 86 91
MT3P 4 803 5 317 165 165
MT3FP 2 075 2 216 49 29
MT4P 2 664 3 404 136 116
MT4FP 1 510 1 697 121 213
Total MT 14 191 16 463 557 614
BT2 177 212 28 28
BT3P 355 421 2 0
BT3FP 307 366 68 91
BT4P 468 578 53 69
BT4FP 801 717 39 41
BT5C 11 23 1 1
BT5A 671 691 61 63
BT5NR 50 787 55 145 5 207 5 493
BT5C AP(1) 20 875 22 412 1 383 1 458
BT5D 553 1 446 24 55
BT7
Total BT 75 006 82 011 6 866 7 299
BT5B 118 090 129 345 6 717 7 175
Total Miles S/. MAT+AT+MT+BT+BT5B 208 080 228 768 14 140 15 087
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3.7 De balance de potencia y energía
La información reportada por la Empresa respecto al balance de energía y potencia
corresponde a los años 2011 y 2012 y es la siguiente:
A - Formato VI
Balance de Energía y Potencia de Punta (*)
Sistema Eléctrico Tarma - Chanchamayo - 2012
Mes, Día y Hora de Máxima Demanda: mié, 19/sep - 19:30 Año: 2012
Descripción Energía (MW.h)
Factor de Potencia (kW)
Factor de
MW.h % carga/pérdidas kW % Coincidencia (%)
Muy Alta Tensión (MAT)
(1) Ingreso a MAT
(2) Ventas en MAT
(3) Pérdidas en MAT
Alta Tensión (AT)
(4) Ingreso a AT desde MAT 0.000
(5) Compras en AT 45 972.368
(6) Total Ingreso a AT 45 972.368 7.10% 0.459 11 428.972 7.75% 7.75%
(7) Ventas en AT 0.000
(8) AT1 0.000
(9) AT2
(10) Pérdidas en AT 5 038.000 12.36% 0.459 1 252.473 10.96%
Media Tensión (MT)
(11) Ingreso a MT desde AT 40 934.367
(12) Compras en MT
(13) Generación Propia Neta 0.000 0.00% 0.000 0.000 0.00% 0.00%
(14) Consumo Propio 170.264
(15) Ventas a Otros Distribuidores
(16) Total Ingreso a MT 40 764.103 5.94% 0.407 11 428.972 7.36% 7.36%
(17) Pérdidas Estándar en Media Tensión 558.663 1.37% 0.141 451.444 3.95%
(18) Técnicas 558.663 1.37% 0.141 451.444 3.95%
(19) No Técnicas 0.000
(20) Ventas en Media Tensión 4 206.754 10.32% 0.135 3 544.987 31.02%
(21) MT1
(22) MT2 640.202 1.57% 0.250 292.720 2.56%
(23) MT3P 1 114.458 2.73% 0.226 563.660 4.93%
(24) MT3FP 196.707 0.48% 0.081 277.700 2.43%
(25) MT4P 839.153 2.06% 0.105 914.007 8.00%
(26) MT4FP 1 416.234 3.47% 0.108 1 496.900 13.10%
(27) Pérdidas Estándar en Baja Tensión 523.082 1.28% 0.034 1 732.632 15.16%
(28) Técnicas 2 973.054 7.29% 0.226 1 504.053 13.16%
(29) No Técnicas -2 449.971 -6.01% -1.224 228.579 2.00%
(30) Ventas en Baja Tensión 34 326.950 84.21% 0.096 40 732.080 356.39%
(31) BT1
(32) BT2 174.864 0.43% 0.014 1 419.400 12.42%
(33) BT3P 0.000 0.00% 0.000 2 152.960 18.84%
(34) BT3FP 555.558 1.36% 0.017 3 631.040 31.77%
(35) BT4P 433.227 1.06% 0.013 3 756.760 32.87%
(36) BT4FP 237.164 0.58% 0.004 6 134.240 53.67%
(37) BT5A.A 166.877 0.41% 0.086 221.120 1.93%
(38) BT5A.B 97.428 0.24% 0.016 709.040 6.20%
(39) BT5B 29 085.304 71.35%
(40) BT5C 1.729 0.00%
(41) BT5C-AP 3 262.037 8.00% 0.017 22 378.560 195.81%
(42) BT5D 200.920 0.49%
(43) BT5E
(44) BT6 111.844 0.27% 0.039 328.960 2.88%
(45) BT7
(46) Pérdidas No Estándar (MW.h) 1 148.654 -35 032.172
(47) Porcentaje Total de Pérdidas (%) 5.47% -287.41%
(4) = (1) - (2) - (3)
(6) = (4) + (5) (20) = (21) + (22) + (23) + (24) + (25) + (26)
(7) = (8) + (9) (27) = (28) + (29)
(11) = (6) - (7) - (10) (30) = (31) + (32) + (33) + (34) + (35) + (36) + (37) + (38) +(39) +(40) +(41) +(42) +(43) +(44) +(45)
(16) = (11) + (12) + (13) - (14) - (15) (46) = (16) - (17) - (20) - (27) - (30)
(17) = (18) + (19) (47) = ((46) + (17) + (27)) / (16)
(*) Corrigiendo desfases de la facturación informada por la empresa
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 40

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
A - Formato VI
Balance de Energía y Potencia de Punta (*)
Sistema Eléctrico Tarma - Chanchamayo - 2011
Mes, Día y Hora de Máxima Demanda: mié, 09/mar - 19:30 Año: 2011
Descripción Energía (MW.h)
Factor de Potencia (kW)
Factor de
MW.h % carga/pérdidas kW % Coincidencia (%)
Muy Alta Tensión (MAT)
Ingreso a MAT
Ventas en MAT
Pérdidas en MAT
Alta Tensión (AT)
Ingreso a AT desde MAT 0.000
Compras en AT 43 687.007 112.19% 0.487 10 233.984 26.28%
Total Ingreso a AT 43 687.007 7.24% 0.487 10 233.984 7.44% 7.44%
Ventas en AT 0.000
AT1 0.000
AT2
Pérdidas en AT 4 860.549 12.48% 0.487 1 138.617 10.84%
Media Tensión (MT)
Ingreso a MT desde AT 38 826.458
Compras en MT
Generación Propia Neta 301.757 0.40% 0.127 271.732 3.10% 3.10%
Consumo Propio 186.547
Ventas a Otros Distribuidores
Total Ingreso a MT 38 941.667 6.05% 0.423 10 505.720 7.18% 7.18%
Pérdidas Estándar en Media Tensión 533.654
Técnicas 533.654 1.37% 0.147 414.976 3.95%
No Técnicas 0.000
Ventas en Media Tensión 3 897.757 10.01% 0.131 3 392.660 32.29%
MT1
MT2 627.031 1.61% 0.225 318.740 3.03%
MT3P 1 152.214 2.96% 0.179 736.440 7.01%
MT3FP 343.807 0.88% 0.069 569.290 5.42%
MT4P 939.775 2.41% 0.146 735.000 7.00%
MT4FP 834.930 2.14% 0.092 1 033.190 9.83%
Pérdidas Estándar en Baja Tensión 1 052.027 2.70% 0.075 1 592.667 15.16%
Técnicas 2 845.534 7.31% 0.235 1 382.553 13.16%
No Técnicas -1 793.507 -4.61% -0.974 210.114 2.00%
Ventas en Baja Tensión 32 906.876 84.50% 1.859 2 020.870 19.24%
BT1
BT2 176.568 0.45% 0.163 124.000 1.18%
BT3P 10.874 0.03% 0.029 43.000 0.41%
BT3FP 434.692 1.12% 0.111 447.520 4.26%
BT4P 325.879 0.84% 0.135 275.130 2.62%
BT4FP 245.076 0.63% 0.078 360.590 3.43%
BT5A.A 163.750 0.42% 1.039 17.990 0.17%
BT5A.B 66.000 0.17% 0.182 41.500 0.40%
BT5B 28 068.332 72.08%
BT5C 1.661 0.00%
BT5C-AP 3 211.565 8.25% 0.536 684.400 6.51%
BT5D 90.627 0.23%
BT5E 0.00%
BT6 111.852 0.29% 0.478 26.740 0.25%
BT7
Pérdidas No Estándar (MW.h) 551.354 3 499.523
Porcentaje Total de Pérdidas (%) 5.49% 48.47%
(4) = (1) - (2) - (3)
(6) = (4) + (5) (20) = (21) + (22) + (23) + (24) + (25) + (26)
(7) = (8) + (9) (27) = (28) + (29)
(11) = (6) - (7) - (10) (30) = (31) + (32) + (33) + (34) + (35) + (36) + (37) + (38) +(39) +(40) +(41) +(42) +(43) +(44) +(45)
(16) = (11) + (12) + (13) - (14) - (15) (46) = (16) - (17) - (20) - (27) - (30)
(17) = (18) + (19) (47) = ((46) + (17) + (27)) / (16)
(*) Corrigiendo desfases de la facturación informada por la empresa
La información de este balance enviado por la Empresa, está pendiente de validación, la cual
será realizada en campo con el personal de Electrocentro.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.8 De operación y mantenimiento del SEM y empresa
Actividades de la validación según los TDR
Revisar las actividades de operación y mantenimiento (explotación técnica,
explotación comercial y gestión) llevadas a cabo por la Empresa, identificando las
actividades necesarias y la forma como se desarrollan (alcance y frecuencia).
Revisar los costos incurridos por la Empresa
Resultados de la Validación según TDR
A la fecha, la Empresa no ha reportado la información solicitada acerca de las
actividades de mantenimiento que la Empresa realiza, esta información será validada en
campo con el personal de la Empresa.
3.9 De asignación de costos indirectos
Actividades de la validación según los TDR
Revisar, ordenar y efectuar correcciones a la información recopilada.
Revisar los criterios de asignación de costos y de inversiones a nivel de actividades,
a nivel de Empresa y al sistema eléctrico modelo.
3.9.1.1 Ingresos.
Ingresos por Actividad Empresa Real
En los siguientes cuadros y gráficos se presenta un resumen de los costos por
actividad de la empresa real, obtenidos de la información contable financiera de la
Empresa correspondientes a los años 2011 y 2012.
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Transmisión 11,245 3.97% 11,478 3.72%
Distribución 243,806 86.07% 265,039 86.00%
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 5,749 2.03% 5,919 1.92%
Corte y Reconexión 1,635 0.58% 1,527 0.50%
Otros Servicios y Actividades 20,842 7.36% 24,222 7.86%
Total 283,278 100% 308,184 100%
Cabe señalar que la información de las actividades de distribución y de otros servicios
y actividades han sido corregidas ya que esta información fue mal reportada, tal como
se aprecia en el siguiente cuadro
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 42

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Transmisión 11,245 3.97% 11,478 3.72%
Distribución 243,806 86.07% 44,460 14.43%
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 5,749 2.03% 5,919 1.92%
Corte y Reconexión 1,635 0.58% 1,527 0.50%
Otros Servicios y Actividades 20,842 7.36% 244,801 79.43%
Total 283,278 100% 308,184 100%
Electrocentro - Ingresos por Actividad 2011
2%
1%
7%
4%
Transmisión
Distribución
86%
Conexión a la Red de
Distribución Eléctrica
Corte y Reconexión
Otros Servicios y
Actividades
Electrocentro - Ingresos por Actividad 2012
0%
2%
8%
4%
Transmisión
Distribución
86%
Conexión a la Red de
Distribución Eléctrica
Corte y Reconexión
Otros Servicios y
Actividades
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para el SEM el
ingreso más significativo proviene de la actividad de distribución. Los ingresos por
dicha actividad representan el 86% cada una de los ingresos totales, en los años 2011
y 2012, respectivamente.
Los ingresos por las actividades de distribución se incrementaron en 9% en el año
2012 con respecto al año 2011.
Los ingresos totales del SEM se incrementaron en 9% en el año
20112con respecto al año 2011.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 43

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Ingresos por Actividad SEM
Concepto
Miles de
Nuevos
Soles
Año 2011 Año 2012
Porcentaje
Miles de
Nuevos
Soles
Porcentaje
Transmisión 774 4.49% 1,812 10.52%
Distribución 16,457 95.51% 15,419 89.48%
Total Actividades 17,231 100% 17,231 100%
Sistema Eléctrico Modelo - Ingresos por
Actividad 2011
4%
Transmisión
96%
Distribución
Sistema Eléctrico Modelo - Ingresos por
Actividad 2012
11%
89%
Transmisión
Distribución
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para el SEM el
ingreso más significativo proviene de la actividad de distribución. Los ingresos por
dicho concepto representan el 96% y el 89% de los ingresos totales, en los años 2011
y 2012, respectivamente.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 44

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Los ingresos por las actividades de distribución disminuyeron en 6% en el año 2012
con respecto al año 2011.
Los ingresos totales del SEM no tuvieron variación en los años 2011 y 2012.
3.9.1.2 Costos.
Costos por Naturaleza – Empresa Real
En los siguientes cuadros y gráficos se presenta un resumen de los costos por
naturaleza de la empresa real, obtenidos de la información contable financiera de la
Empresa correspondientes a los años 2011 y 2012.
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Compra de Energía 115,377 48.69% 131,712 50.38%
Suministros diversos y combustibles 9,526 4.02% 8,860 3.39%
Gastos de personal 22,073 9.31% 23,443 8.97%
Servicios prestados por terceros 45,009 18.99% 44,151 16.89%
Tributos 3,726 1.57% 3,952 1.51%
Cargas diversas de gestión 5,361 2.26% 7,678 2.94%
Provisiones del ejercicio 35,895 15.15% 41,662 15.93%
Total 236,967 100% 261,458 100%
Electrocentro - Costos por Naturaleza 2011
2%
2%
19%
9%
15%
4%
49%
Compra de Energía
Suministros diversos y
combustibles
Gastos de personal
Servicios prestados por
terceros
Tributos
Cargas diversas de gestión
Provisiones del ejercicio
Electrocentro - Costos por Naturaleza 2012
Compra de Energía
3%
2%
17%
16%
50%
Suministros diversos y
combustibles
Gastos de personal
9%
3%
Servicios prestados por
terceros
Tributos
Cargas diversas de gestión
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 45

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para la empresa real
los costos más significativos son los costos por Compra de Energía.
Los costos por Compra de Energía representan el 49% y el 50% de los costos totales
de la Empresa, en los años 2011 y 2012, respectivamente. Dichos costos se
incrementaron en 14% en el año 2012 con respecto al año 2011.
Los costos totales de la Empresa se incrementaron en 10% en el año 2012 con
respecto al año 2011.
Costos por Naturaleza – SEM
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Miles de
Nuevos Porcentaje Nuevos Porcentaje
Soles
Soles
Compra de Energía 9,892 51.24% 10,113 49.85%
Suministros diversos y combustibles 745 3.86% 572 2.82%
Gastos de personal 980 5.08% 1,384 6.82%
Servicios prestados por terceros 3,192 16.53% 2,602 12.83%
Tributos 558 2.89% 605 2.98%
Cargas diversas de gestión 311 1.61% 1,222 6.02%
Provisiones del ejercicio 3,629 18.80% 3,787 18.67%
Total Actividades 19,307 100% 20,285 100%
Sistema Eléctrico Modelo - Costos por
Naturaleza 2011
Compra de Energía
2%
3%
16%
19%
51%
Suministros diversos y
combustibles
Gastos de personal
Servicios prestados por
terceros
Tributos
5%
4%
Cargas diversas de gestión
Provisiones del ejercicio
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 46

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Sistema Eléctrico Modelo - Costos por
Naturaleza 2012
Compra de Energía
6% 18%
3%
13%
50%
Suministros diversos y
combustibles
Gastos de personal
Servicios prestados por
terceros
Tributos
7%
3%
Cargas diversas de gestión
Provisiones del ejercicio
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para el SEM los
costos más significativos son los costos por Compra de Energía.
Los costos por Compra de Energía representan el 51% y el 50% de los costos totales
del SEM, en los años 2011 y 2012, respectivamente. Dichos costos se incrementaron
en 2% en el año 2012 con respecto al año 2011.
Los costos totales del SEM se incrementaron en 5% en el año 2012 con respecto al
año 2011.
Costos por Actividad – Empresa Real
En los siguientes cuadros y gráficos se presenta un resumen de los costos por
actividad de la empresa real, obtenidos de la información contable financiera de la
Empresa correspondientes a los años 2011 y 2012.
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Compra de Energía 114,942 48.51% 131,179 50.17%
Generación 8,321 3.51% 7,695 2.94%
Transmisión 16,923 7.14% 13,951 5.34%
Distribución 64,838 27.36% 79,181 30.28%
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 4,313 1.82% 0 0.00%
Corte y Reconexión 991 0.42% 0 0.00%
Otras Actividades 26,639 11.24% 29,452 11.26%
Total 236,967 100% 261,458 100%
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 47

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Electrocentro - Costos por Actividad 2011
Compra de Energía
0%
2%
27%
11%
7%
49%
Generación
Transmisión
Distribución
4%
Conexión a la Red de
Distribución Eléctrica
Corte y Reconexión
Electrocentro - Costos por Actividad 2012
30%
6%
11%
3%
50%
Compra de Energía
Generación
Transmisión
Distribución
Otras Actividades
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para la empresa real
los costos más significativos son los costos por Compra de Energía.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 48

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Los costos por Compra de Energía representan el 49% y el 50% de los costos totales
de la Empresa, en los años 2011 y 2012, respectivamente. Dichos costos se
incrementaron en 14% en el año 2012 con respecto al año 2011.
Los costos totales de la Empresa se incrementaron en 10% en el año 2012 con
respecto al año 2011.
Costos por Actividad – SEM
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Miles de
Nuevos Porcentaje Nuevos Porcentaje
Soles
Soles
Compra de Energía 9,892 52.51% 10,113 53.68%
Generación 623 3.31% 838 4.45%
Transmisión 1,677 8.90% 1,534 8.14%
Distribución 6,647 35.28% 7,765 41.22%
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 377 2.00% 0 0.00%
Corte y Reconexión 81 0.43% 0 0.00%
Otros 10 0.05% 35 0.19%
Total Actividades 18,839 100% 20,285 100%
Sistema Eléctrico Modelo - Costos por Actividad
2011
Compra de Energía
51%
3%
9%
35%
Generación
Transmisión
Distribución
0% 0% 2%
Conexión a la Red de
Distribución Eléctrica
Corte y Reconexión
Otros
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 49

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Sistema Eléctrico Modelo - Costos por Actividad
2012
38%
0% 0% 0%
50%
Compra de Energía
Generación
Transmisión
Distribución
8%
4%
Conexión a la Red de
Distribución Eléctrica
Corte y Reconexión
Otros
Como se puede apreciar en los gráficos y cuadros presentados, para el SEM los
costos más significativos son los costos por Compra de Energía y de Distribución.
Los costos por Compra de Energía representan el 51% y el 50% de los costos totales
del SEM, en los años 2011 y 2012, respectivamente. Dichos costos se incrementaron
en 2% en el año 2012 con respecto al año 2011.
Los costos por Distribución representan el 35% y el 38% de los costos totales del
SEM, en los años 2011 y 2012, respectivamente. Dichos costos se incrementaron en
17% en el año 2012 con respecto al año 2011.
Los costos totales del SEM se redujeron en 8% en el año 2012 con respecto al año
2011.
3.10 De la calidad del servicio eléctrico
Actividades de la validación según los TDR
Revisar, ordenar y efectuar correcciones a la información recopilada.
Resultados de la Validación según TDR
Cuadro de resultados de la validación efectuada.
El marco normativo a utilizar es la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos
(NTCSE) y el Procedimiento de Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos
(Resoluciones N° 074-2004-OS/CD y N° 590-2007-OS/CD).
Según la resolución N° 590-2007-OS/CD las tolerancias para los indicadores SAIDI y SAIFI
para el sistema eléctrico Tarma - Chanchamayo son:
Sector Año 2009 Año 2010 Año 2011 Año 2012
Típico SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
3 11 20 9 16 7 12 7 12
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Según la información reportada por la Empresa para el sistema eléctrico Tarma –
Chanchamayo se han registrado las siguientes interrupciones para los años 2011 y 2012.
Fallas en Distribución
Año Mes Número de Usuarios Afectados Cantidad de Interrupciones
2011 1 6 897 12
2011 2 2 753 5
2011 3 9 317 8
2011 4 20 806 6
2011 5 914 6
2011 6 1 402 6
2011 7 4 571 10
2011 8 902 7
2011 9 12 426 11
2011 10 1 105 13
2011 11 23 653 5
2011 12 9 116 3
2012 1 24 604 19
2012 2 2 649 11
2012 3 26 231 22
2012 4 1 362 15
2012 5 5 823 18
2012 6 12 827 20
2012 7 23 755 23
2012 8 24 359 21
2012 9 19 159 11
Fallas en Líneas Aéreas BT / MT
Año Mes Número de Usuarios Afectados Cantidad de Interrupciones
2011 1 6 013 4
2011 2 2 534 4
2011 3 9 308 7
2011 4 12 516 4
2011 5 850 4
2011 6 1 259 3
2011 7 1 545 4
2011 8 880 3
2011 9 12 068 7
2011 10 1 018 8
2011 11 23 653 5
2011 12 9 116 3
2012 1 24 318 14
2012 2 2 160 6
2012 3 26 139 18
2012 4 874 9
2012 5 4 122 13
2012 6 5 042 10
2012 7 23 208 19
2012 8 23 971 19
2012 9 19 065 9
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Fallas en SEDs MT
Año Mes Número de Usuarios Afectados Cantidad de Interrupciones
2011 1 884 8
2011 2 219 1
2011 3 9 1
2011 4 8 290 2
2011 5 64 2
2011 6 143 3
2011 7 3 026 6
2011 8 22 4
2011 9 358 4
2011 10 87 5
2011 11 286 5
2011 12 489 5
2012 1 92 4
2012 2 488 6
2012 3 1 701 5
2012 4 7 785 10
2012 5 547 4
2012 6 388 2
2012 7 94 2
2012 8 884 8
2012 9 219 1
De las tablas anteriores se han determinado los indicadores SAIDI y SAIFI los cuales se
encuentran fuera de rango:
Año 2011 Año 2012
Indicador Valor
Valor
Tolerancia Calificación
Reportado
Reportado
Tolerancia
SAIDI 77.1 13
Fuera de
rango
58.7 13
SAIFI 34.1 7
Fuera de
rango
34.7 7
Calificación
Fuera de
rango
Fuera de
rango
3.11 Estudio de costo de capital de trabajo
El capital de trabajo refleja el esfuerzo económico que representa para la empresa el
desfase originado por el plazo que trascurre entre la cobranza de la venta de energía y
los pagos por compra de energía, remuneraciones y otros gastos de operación.
Se evaluó la simulación de operación típica de la empresa en cuanto a período de
facturación por usuario, plazos de pago de acuerdo con prácticas habituales de
mercado, plazos de pago a las generadoras, a los prestadores de servicios, tributos,
otros gastos y remuneraciones.
Para este fin se determinó la siguiente información:
Plazo medio de cobro a clientes.
Plazo medio de pago a generadoras.
Plazo medio de pago por servicio de terceros y otros gastos.
Tasa efectiva anual en nuevos soles (S/.) vigente.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Para el cálculo del capital de trabajo se consideraron todos aquellos gastos corrientes
de un mes obligados con fecha anterior a la recepción de los ingresos provenientes del
giro del negocio.
A continuación, se muestra el procedimiento del cálculo del costo del capital de trabajo:
Ingresos
Ventas Mensuales: S/. 515,333
Egresos
Cargas de Personal: S/. 8,150
Aportes a Reguladoras: S/. 12,883
Pago (1)+(2)+(3): S/. 95 093
Flujo neto (1): S/. 399,207
Saldo Inicial: S/. 399,207
Ingresos
Ventas Mensuales: S/. 515,333
Egresos
Compras de Energia: S/. 824,333
Flujo neto (2): S/. 90,207
Ingresos
Ventas Mensuales: S/. 257,667
0 30 45 60 75 90
Egresos
(1) Mantenimiento: S/. 66,333
(2) Seguros: S/. 8,583 Egresos
(3) Cargas de Personal: S/. 19,017
Egresos
Gastos Diversos: S/. 2,146
Hito
Ingresos
Egresos
Concepto Monto (S/.) Concepto Monto (S/.)
Día 0 Cargas Mensuales de Mantenimiento (100%) 66 333
Cargas Mensuales de Seguros (100%) 8 583
Día 30 Cargas Mensuales de Personal (70%) 19 017
Día 45 Ventas Mensuales (40%) 515 333 Cargas Mensuales de Personal (30%) 8 150
Aportes Reguladoras (100%) 12 883
Día 60 Ventas Mensuales (40%) 515 333 Compras Mensuales de Energia (100%) 824 333
Día 75 Gastos Diversos Mensuales (25%) 2 146
Día 90 Ventas Mensuales (20%) 257 667
Venta de Energía Anual 15 460 000 Compra de Energía Anual 9 892 000
Para el cálculo del costo a incurrir para obtener dicho capital de trabajo, se utilizó una
tasa efectiva anual del 12%. El resultado anual se muestra a continuación.
Concepto Días a Financiar (S/.) Costo Mensual (S/.) Costo Anual (S/.)
Mantenimiento 45 66 333 947 11 362
Seguros 45 8 583 123 1 470
Cargas de Personal (70%) 15 19 017 90 1 081
Total 1 159 13 913
3.12 Otros antecedentes
Se validó los sustentos enviados por la Empresa (contratos) con respecto al alquiler de
postes de distribución, encontrándose conforme con la información reportado en el formato
II.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.13 Formatos B
Información requerida según TDR
Formatos de Información Técnica, Comercial y Económica (F= Físico, E= Electrónico)
Prefijo (*) Formato Descripción Medio (**)
B I-1 Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica E
B I-2 Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo por Actividad E
B II Resumen de Ingresos por Actividad E
B III-1 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad E
B III-2 Costos de Operación y Mantenimiento - Total Empresa E
B III-3 Costos de Operación y Mantenimiento - Sistema Eléctrico Modelo E
B IV-1 Costos Combinados por Naturaleza y Destino E
B IV-2 Costos Combinados por Destino y Naturaleza E
B IV-3 Resumen de Costos Combinados por Naturaleza y Destino E
B IV-4 Resumen de Costos Combinados por Destino y Naturaleza E
B IV-5 Resumen de Costos por Actividad y Naturaleza E
B V-1 Resumen de Información Comercial - Mercado Libre y Regulado E
B V-2 Resumen de Información Comercial - Generación, Transmisión y Distribución E
B V-3 Detalle de la Información Comercial E
B VI Balance de Energía y Potencia de Punta E
B VII-1 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades - Total Empresa E
B VII-2 Asignación de Costos Indirectos a las Actividades - Sistema Eléctrico Modelo E
B VIII-1 Asignación de Costos de Supervisión Directa a las Actividades - Total Empresa E
B VIII-2 Asignación de Costos de Supervisión Directa a las Actividades - Sistema Eléctrico Modelo E
B IX-1 Composición de Costos - Total Empresa E
B IX-2 Composición de Costos - Sistema Eléctrico Modelo E
B X-1 Tabla de Asignación de Costos Totales - Total Empresa E
B X-2 Tabla de Asignación de Costos Totales - Sistema Eléctrico Modelo E
Los formatos B de la empresa real y del SEM para los años 2011 y 2012 se adjuntan en
archivo magnético adjunto al presente informe.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
4. Etapa II - Ajuste Inicial de Costos (Formatos C)
Para proceder a realizar el ajuste inicial de costos de acuerdo con los TDR del VAD es
necesario desarrollar los aspectos siguientes:
Diseñar la Estructura Organizacional eficiente de la Empresa y del SEM.
Evaluar la razonabilidad de los costos de los servicios de terceros.
Evaluar el activo fijo de la empresa real.
4.1 Diseño de la Estructura Orgánica de la Empresa
Estructura Central
Tomando como base la información contenida en el MOF y ROF de la Empresa, se
diseñó una estructura organizacional con todas las funciones inherentes a la actividad
empresarial y dentro de ella Unidades de Negocio responsables de la gestión
empresarial encargadas de administrar los sistemas eléctricos de Electrocentro.
A continuación se presenta el Organigrama modelado:
ORGANIGRAMA DE LA EMPRESA
DIRECTORIO
GERENTE GENERAL
SUBGERENCIA DE
PLANIFICACION Y
REGULACION
SUBGERENCIA LEGAL
SUBGERENCIA DE
AUDITORIA
UNIDADES DE
NEGOCIOS
ASESOR DE SEGURIDAD
GERENCIAS FUNCIONALES:
- GENERACION y TRANSMISION
- DISTRIBUCION
-COMERCIAL
-ADMINISTRACION Y FINANZAS
La organización está compuesta por una Estructura Central encargada de las
actividades de Planificación, Control, Sistemas, Regulación, Comercialización y
Administración y Finanzas, ésta estructura brinda servicios a las unidades de negocio o
zonales, siendo estas zonales entidades meramente ejecutoras.
La estructura Central ha sido modelada con 150 trabajadores cuya
distribución se muestra en el cuadro siguiente:
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Areas de la
Sede
Empresarial
Organización
Directivos
Ejecutivo 1
Ejecutivo 2
Jefes Depto.
Profesionales
Técnicos
Administrativos
Total Trabajadores
Directorio 5 5
Alta Dirección
Gerencia General 1 1 2
Subgerencia Legal 1 4
1 2
Sugerencia de Auditoria 1 2 3
Subgerencia Planeamiento 1 2 5
y Regulación 2
Asesoria de Seguridad 1 1
Total Alta Dirección 5 1 4 2 6 0 2 20
Gerencia de Generación
y Transmisón
Gerente de Generación y Transmisión 1 1 2
Departamento Mantenimiento 4
1 1 2
Subgerente Transmisión 1
1
Departamento Mantenimiento 3
1 2
Subgerente Ingenieria / Planeamiento 1
1
Departamento de Ingeniería 4
1 2 1
Total Gerencia Generación y Transmisión 0 1 2 3 5 3 1 15
Gerente de Distribución 1 1 2
Subgerente Operaciones 1 1 2
Gerencia de Distribución
Departamento Operaciones y Com. 1 1 2
Departamento Ingenieria de Distribución 1 2 1 4
Subgerente Mantenimiento 2
1 1
Departamento Mantenimiento 1
1
Area MT 4
3 1
Area Equipos y TTDD 2 1 3
Area BT y AP 3 1 4
Departamento Despacho maniobras 1 1 4 6
Total Gerencia de Distribución 0 1 2 3 12 9 3 30
Gerente Comercial 1 1 2
Subgerencia de Operaciones Comerciales 1 1 2
Departamento Comercial 1 1
Encargados Lecturas 2 2
Encargados Repartos 2 2
Gerencia Comercial
Encargados Facturación 1 2 3
Encargado de Aplic. Tarifaria 1 2
1
Departamento Control de Pérdidas 1 1
Encargado consumos no registrados 1 3
2
Encargado cobranzas 1 1 2
Subgerencia de Sucursales y AACC 2
1 1
Departamento sucursales 3
1 2
Departamento AACC 1 2 3
Subgerencia Sistemas 2
1 1
Departamento Operaciones 3
1 1 1
Departamiento Procesos 1 2 3
Total Gerencia Comercial 0 1 3 8 4 16 4 36
Gerencia Administración y Finanzas 1 1 2
Subgerencia de Contabilidad 1 1 2
Departamento Contab Central 1 3 4
Departamento Contab. Aná. 1 1 2
Gerencia de Administración y Finanzas
Departamento Contab. Patrimonial 1 1 2
Subgerencia de Finanzas 2
1 1
Departamento Tesoreria 2 4
1 1
Departamento Presupuestos y Seguros 1 2 3
Encargado de Accionistas 1
1
Subgerencia Logistica 2
1 1
Departamento Compras 1 3
1 1
Departamento Almacenes 1 4 7
2
Departamento SSGG y Transportes 1 1 1 3
Subgerencia RR.HH. 1 2
1
Departamento 2 3
Planillas 1
Departamiento Mov. Personal 1 1 2
Reclutamiento 1 1
Movimiento de Personal 1 1 2
Compensaciones y Beneficios 1 2
1
Total Gerencia de Administración y Finanzas 0 1 4 10 12 5 17 49
Total Sede Empresarial 5 5 15 26 39 33 27 150
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Estructura de las Unidades de Negocio y del SEM
De acuerdo con la información de Electrocentro, funcionalmente se ha diseñado la
Estructura organizacional para soportar las unidades de negocio mediante la
participación de ocho (08) Unidades de Negocio, las que se detallan a continuación:
- Huancayo.
- Ayacucho.
- Huánuco.
- Tarma - Chanchamayo
- Huancavelica.
- Valle le del Mantaro.
- Pasco.
- Tingo María.
Cada una de las Unidades de Negocio ha sido modelada, según se muestra en el
Organigrama Modelo que se muestra a continuación:
La organización del SEM esta compuesta por una Estructura encargada de las
actividades operativas, siendo estas zonales entidades meramente ejecutoras.
El SEM cuenta con una Jefatura que tiene rango de ejecutivo nivel 2 (subgerente) y
cuenta con una dotación de 18 trabajadores, todas ellas con trabajos netamente
operativos, ya que todo el soporte de planeamiento, control, sistemas, regulación,
comercialización y de administración y finanzas está dado por la Estructura Central de
la organización.
Areas de la
Sede
Empresarial
Organización
Directivos
Ejecutivo 1
Ejecutivo 2
Jefes Depto.
Profesionales
Técnicos
Administrativos
Total Trabajadores
Unidad de Negocio /
Sistema Eléctrico Mayor
Jefe UU.NN / SEM
1
Atención Clientes
1
Lectura
Reparto
Cobranzas
Nuevos Proyectos
1
Mantenimiento de Generación, Trasmisión,Distribución 1
Control de Pérdidas
1
Total SEM 1 1 3
Cantidad de UU.NN / SEM 8
Total UU.NN / SEM 8 8 24
3 4
2 3
1
1
1 1
1 1
1
9
8
1 2
12 5 22
96 40 176
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
A nivel total la cantidad de trabajadores modelados a nivel de la Empresa queda
conformada de la siguiente manera:
Organización
Directivos
Ejecutivo 1
Ejecutivo 2
Jefes Depto.
Profesionales
Técnicos
Administrativos
Total Trabajadores
Total Sede Empresarial 5 5 15 26 39 33 27 150
Total UU.NN / SEM 8 8 24 96 40 176
Total Electrocentro 5 5 23 34 63 129 67 326
4.2 Gastos de personal de la Empresa y del SEM
Estructura de Remuneraciones
La estructuración de las remuneraciones de las categorías ocupacionales se realizó
mediante la siguiente clasificación:
Directivos: Directores de la empresa
Ejecutivos nivel 1: Gerente General y Gerentes de Línea
Ejecutivos nivel 2: Subgerentes
Jefes de Departamento
Profesionales o Especialistas
Técnicos
Administrativos
Como una primera aproximación de los costos de personal, se ha tomado el estudio
efectuado por el OSINERG-GART en la regulación del año 2009, donde se contó con
un estudio correspondiente a nueve empresas concesionarias de electricidad que se
encuentran bajo el ámbito de FONAFE, ésta información fue agrupada, convalidada y
se analizaron las categorías ocupacionales descritas, y se ha seleccionado la
información correspondiente al Cuartil 3 de dicho estudio, quedando los niveles
remunerativos tal como se muestra en el siguiente cuadro.
CATEGORIA OCUPACIONAL
Nivel Remunerativo
Básico
S/.
Gerente 11 175
Subgerente 7 311
Jefe Departamento 4 612
Supervisor y Profesional 3 069
Técnico 2 242
Administrativo 2 504
Asi mismo con la finalidad de estimar los costos adicionales del empleador se estimó un
porcentaje equivalente al 54% de la remuneración mensual para cubrir los gastos de
gratificaciones, compensación de tiempo de servicios, aportes a Essalud, seguros
complementarios de riesgo, viáticos, sobretiempo, participación de utilidades, entre los
más importantes.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Gastos del Personal
Definida la estructura de personal, las categorías ocupacionales y las remuneraciones,
se procedió a realizar el cálculo de las remuneraciones básicas a nivel de Estructura
Central, Unidades de Negocios y del Sistema Eléctrico Modelo, cuyos resultados se
muestran en el siguiente cuadro:
Areas de la
Sede
Empresarial
Organización
Total Trabajadores
Remuneración - Mensual
(S/.)
Costo Adicional por
Obligaciones de la
Empresa (S/.)
Remuneración - Mensual
(S/.)
Remuneración - Annual
(S/.)
Alta Dirección
Gerencia de Generación
y Transmisón
Gerencia de Distribución
Gerencia Comercial
Gerencia de Administración y Finanzas
Directorio
Gerencia General
Subgerencia Legal
Sugerencia de Auditoria
Subgerencia Planeamiento y Regulación
Asesoria de Seguridad
Total Alta Dirección
Gerente de Generación y Transmisión
Departamento Mantenimiento
Subgerente Transmisión
Departamento Mantenimiento
Subgerente Ingenieria / Planeamiento
Departamento de Ingeniería
Total Gerencia Generación y Transmisión
Gerente de Distribución
Subgerente Operaciones
Departamento Operaciones y Com.
Departamento Ingenieria de Distribución
Subgerente Mantenimiento
Departamento Mantenimiento
Area MT
Area Equipos y TTDD
Area BT y AP
Departamento Despacho maniobras
Total Gerencia de Distribución
Gerente Comercial
Subgerencia de Operaciones Comerciales
Departamento Comercial
Encargados Lecturas
Encargados Repartos
Encargados Facturación
Encargado de Aplic. Tarifaria
Departamento Control de Pérdidas
Encargado consumos no registrados
Encargado cobranzas
Subgerencia de Sucursales y AACC
Departamento sucursales
Departamento AACC
Subgerencia Sistemas
Departamento Operaciones
Departamiento Procesos
Total Gerencia Comercial
Gerencia Administración y Finanzas
Subgerencia de Contabilidad
Departamento Contab Central
Departamento Contab. Aná.
Departamento Contab. Patrimonial
Subgerencia de Finanzas
Departamento Tesoreria
Departamento Presupuestos y Seguros
Encargado de Accionistas
Subgerencia Logistica
Departamento Compras
Departamento Almacenes
Departamento SSGG y Transportes
Subgerencia RR.HH.
Departamento Planillas
Departamiento Mov. Personal
Reclutamiento
Movimiento de Personal
Compensaciones y Beneficios
Total Gerencia de Administración y Finanzas
Total Sede Empresarial
5 15 000 15 000 180 000
2 13 679 7 387 21 066 252 788
4 15 953 8 615 24 568 294 811
3 13 449 7 262 20 711 248 538
5 22 673 12 243 34 916 418 997
1 7 311 3 948 11 259 135 107
20 88 065 39 455 127 520 1 530 241
2 13 679 7 387 21 066 252 788
4 12 165 6 569 18 734 224 809
1 7 311 3 948 11 259 135 107
3 10 750 5 805 16 555 198 660
1 7 311 3 948 11 259 135 107
4 12 992 7 016 20 008 240 092
15 64 208 34 672 98 880 1 186 564
2 13 679 7 387 21 066 252 788
2 9 815 5 300 15 115 181 381
2 5 311 2 868 8 179 98 147
4 12 992 7 016 20 008 240 092
2 9 815 5 300 15 115 181 381
1 4 612 2 490 7 102 85 230
4 11 449 6 182 17 631 211 578
3 8 380 4 525 12 905 154 862
4 11 449 6 182 17 631 211 578
6 16 649 8 990 25 639 307 674
30 104 151 56 242 160 393 1 924 710
2 13 679 7 387 21 066 252 788
2 9 815 5 300 15 115 181 381
1 4 612 2 490 7 102 85 230
2 4 484 2 421 6 905 82 864
2 4 484 2 421 6 905 82 864
3 9 096 4 912 14 008 168 094
2 7 681 4 148 11 829 141 945
1 4 612 2 490 7 102 85 230
3 7 553 4 079 11 632 139 579
2 5 311 2 868 8 179 98 147
2 9 815 5 300 15 115 181 381
3 9 096 4 912 14 008 168 094
3 9 096 4 912 14 008 168 094
2 9 815 5 300 15 115 181 381
3 9 923 5 358 15 281 183 377
3 9 096 4 912 14 008 168 094
36 128 168 69 211 197 379 2 368 545
2 13 679 7 387 21 066 252 788
2 9 815 5 300 15 115 181 381
4 13 819 7 462 21 281 255 375
2 7 681 4 148 11 829 141 945
2 7 681 4 148 11 829 141 945
2 9 815 5 300 15 115 181 381
4 12 689 6 852 19 541 234 493
3 10 750 5 805 16 555 198 660
1 2 242 927 3 169 38 028
2 9 815 5 300 15 115 181 381
3 10 185 5 500 15 685 188 219
7 19 112 10 320 29 432 353 190
3 9 358 5 053 14 411 172 936
2 9 815 5 300 15 115 181 381
3 9 620 5 195 14 815 177 778
2 7 116 3 843 10 959 131 504
1 3 069 1 657 4 726 56 715
2 5 311 2 868 8 179 98 147
2 5 573 3 009 8 582 102 989
49 177 145 95 375 272 520 3 270 235
150 561 737 294 954 856 691 10 280 296
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Areas de la
Sede
Empresarial
Organización
Total Trabajadores
Remuneración - Mensual
(S/.)
Costo Adicional por
Obligaciones de la
Empresa (S/.)
Remuneración - Mensual
(S/.)
Remuneración - Annual
(S/.)
Unidad de Negocio /
Sistema Eléctrico Mayor
Jefe UU.NN / SEM
Atención Clientes
Lectura
Reparto
Cobranzas
Nuevos Proyectos
Mantenimiento de Generación, Trasmisión,Distribución
Control de Pérdidas
Total SEM
Cantidad de UU.NN / SEM
Total UU.NN / SEM
Total Electrocentro
4 14 823 8 004 22 827 273 929
3 9 620 5 195 14 815 177 778
1 2 242 1 211 3 453 41 432
1 2 242 1 211 3 453 41 432
1 2 242 1 211 3 453 41 432
1 3 069 1 657 4 726 56 715
9 21 005 11 343 32 348 388 172
2 5 311 2 868 8 179 98 147
22 60 554 32 699 93 253 1 119 038
176 484 432 261 593 746 025 8 952 303
326 1 046 169 556 548 1 602 717 19 232 599
En relación a la información presentada a nivel de la Empresa (formato III-2) se han
obtenido los resultados siguientes:
Cantidad de Personal Empresa Carga de Personal (S/.)
Cantidad de Trabajadores 328 – 100% 22 072 600 – 100%
Existentes
Cantidad de Trabajadores 326 – 99% 19 232 599 – 87 %
Estructura Modelada
Resultado
Se obtuvo una
reducción de 2
trabajadores.
Se obtuvo una reducción
del 13% en los costos de
personal a nivel de
Empresa
En relación a la información presentada a nivel del SEM (formato III-3), se han obtenido
los resultados siguientes:
Cantidad de Personal SEM Carga de Personal (S/.)
Cantidad de Trabajadores
Existentes
Cantidad de Trabajadores
Estructura Modelada
Resultado
29 – 100%
(Comprende los
trabajadores de
las UU.NN de
Tarma y Selva
Central)
980 400 – 100%
(Importe Asignado por
Electrocentro al SEM).
22 – 96% 1 119 038 – 114 %
Se obtuvo una
reducción de 7
trabajadores
respecto al total
de trabajadores
de las UU.NN de
Tarma y Selva
Central.
Se obtuvo un incremento
del 14% en los costos de
personal a nivel del SEM,
la diferencia se debe a los
criterios de asignación de
costos empleado por
Electrocentro.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 60

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
4.3 Análisis de los Servicios Prestados por Terceros
Tomando en cuenta la información disponible hasta la fecha, no se han identificado
posibles modificaciones o ajustes a efectuar respecto de la cantidad de personal que
presta servicios bajo la modalidad de terceros, así como el volumen de actividades por
las cuales Electrocentro retribuye a los contratistas.
Los contratos de servicios establecidos con las empresas contratistas, prevén el pago
en función de las cantidades de trabajos efectivamente prestadas a Electrocentro, las
mismas que para su efectivización han contado con las aprobaciones del personal de
supervisión asignado a cada contrato y de ser el caso la afectación de las penalidades
respectivas por las deficiencias prestadas en los servicios.
4.4 Resultados del Ajuste Inicial de Costos
A continuación se muestra el resumen de costos por actividad antes del ajuste inicial.
B – Formato III – 1
Miles US$
Miles S/.
Código Actividad Total Empresa
Sistema
Sistema
Eléctrico Modelo Total Empresa Eléctrico
Modelo
A1 Compra de Energía 42 618 3.668 114 942 9.892
A2 Generación 3 085 0.231 8 321 0.623
A3 Transmisión 6 275 0.622 16 923 1.677
A4 Distribución Media Tensión 7 143 0.182 19 265 0.491
A5 Distribución Baja Tensión 8 045 1.168 21 698 3.151
A6 Alumbrado Público 1 540 0.311 4 153 0.839
A7 Comercialización 7 313 0.803 19 722 2.166
A8 onexión a la Red de Distribución Eléctrica 1 599 0.140 4 313 0.377
A9 Corte y Reconexión 368 0.030 991 0.081
A10 Gestión de Inversión en Distribución
A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas
A12
Asesoría a Terceros
A13
Otros Servicios
A14
Negocios Financieros
A15 Otras 9 877 0.004 26 639 0.010
A1 + … + A15 Total Actividades 87 863 7.159 236 967 19.308
A4 + A5 + A6 + A7 Total Distribución 24 041 2.465 64 838 6.647
En el siguiente cuadro se muestra el resumen del ajuste inicial de costos de las
actividades VAD de distribución (C Formato III-1), en dicho cuadro se reflejan los
resultados de las estimaciones asumidas en el diseño de la empresa modelo eficiente.
C – Formato III – 1
Miles US$
Miles S/.
Código Actividad Total Empresa
Sistema
Sistema
Eléctrico Modelo Total Empresa Eléctrico
Modelo
A1 Compra de Energía 42 618 3.668 114 942 9.892
A2 Generación 2 994 0.235 8 074 0.632
A3 Transmisión 6 088 0.631 16 419 1.702
A4 Distribución Media Tensión 6 931 0.185 18 692 0.498
A5 Distribución Baja Tensión 7 806 1.186 21 052 3.198
A6 Alumbrado Público 1 494 0.316 4 030 0.851
A7 Comercialización 7 095 0.815 19 135 2.198
A8 onexión a la Red de Distribución Eléctrica 1 552 0.142 4 184 0.383
A9 Corte y Reconexión 357 0.030 962 0.082
A10 Gestión de Inversión en Distribución 0 0.000
A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 0 0.000
A12 Asesoría a Terceros 0 0.000
A13 Otros Servicios 0 0.000
A14 Negocios Financieros 0 0.000
A15 Otras 0 0.004 0.010
A1 + … + A15 Total Actividades 76 933 7.210 207 488 19.446
A4 + A5 + A6 + A7 Total Distribución 23 325 2.501 62 908 6.745
4.5 FORMATOS C
Los formatos C de la empresa real y del SEM para los años 2011 y 2012
se adjuntan en archivo magnético adjunto al presente informe.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
5. Conclusiones y Recomendaciones
5.1 Conclusiones
La Empresa mantiene para la red de BT dos tipos de topología, una en estrella 380V-
220V y otra en delta 220V.
La Empresa no tiene implementada una contabilidad regulatoria lo cual dificulta la
verificación de los ingresos y costos de la Empresa y el SEM.
5.2 Recomendaciones
Se debería exigir en los TDR que el equipo de trabajo propuesto especificado en la
propuesta del Consultor VAD realice trabajos efectivos de campo en las instalaciones
del SEM.
El OSINERGMIN debería proponer al menos una reunión de trabajo con el Consultor
VAD para evaluar los avances del Consultor VAD antes de la presentación de cada
informe parcial.
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