Segundo 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
SEGUNDO INFORME PARCIAL DEL ESTUDIO DE
COSTOS DEL VAD
SECTOR TÍPICO 3
SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO
Empresa Consultora : Servitech Ingenieros S.R.L.
Fecha : 15 de Enero del 2013
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
INDICE
1. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................ 5
1.1 OBJETIVO .......................................................................................................... 5
1.2 ANTECEDENTES ............................................................................................... 5
1.3 RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES ............................................................. 6
1.4 VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES ............................................. 8
1.5 AJUSTE INICIAL DE COSTOS ..........................................................................10
1.6 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTIMIZACIÓN ....10
1.7 RESULTADOS PARCIALES DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA
MODELO EFICIENTE ..................................................................................................10
1.8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .....................................................10
2. ETAPA I - RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS A) ................................. 12
2.1 CONTABLES Y PRESUPUESTALES ................................................................14
2.2 DE LA ORGANIZACIÓN ....................................................................................15
2.3 DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE TERCEROS .......................15
2.4 DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SEM .........................................18
2.5 DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS DEL SEM Y EMPRESA .............19
2.5.1. Metrado y Valorización de las Instalaciones No Eléctricas (INE).................19
2.6 COMERCIALES DEL SEM Y EMPRESA ...........................................................20
2.7 DE BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA .......................................................20
2.8 DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SEM Y EMPRESA .......................21
2.9 DE ASIGNACIÓN DE COSTOS .........................................................................22
2.10 DE LA CALIDAD DE SERVICIO ........................................................................23
2.11 OTROS ANTECEDENTES ................................................................................23
3. ETAPA II – VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B) ................ 28
3.1 CONTABLES Y PRESUPUESTALES ................................................................28
3.1.1. Alcance de la validación según los TDR .....................................................28
3.1.2. Metodología de Revisión y Validación ........................................................28
3.1.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........30
3.1.3.1 Ingresos. .....................................................................................................30
3.1.3.2 Costos. .......................................................................................................33
3.1.1. Variaciones de la información Recopilada. .................................................38
3.2 DE LA ORGANIZACIÓN ....................................................................................38
3.2.1. Alcance de la validación según los TDR .....................................................38
3.2.2. Metodología de Revisión y Validación ........................................................38
3.2.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........38
3.2.4. Variaciones de la información Recopilada. .................................................41
3.3 DE LOS COSTOS DE PERSONAL PROPIO Y DE TERCEROS .......................41
3.3.1. Metodología de Revisión y Validación ........................................................41
3.3.2. Variaciones de la información Recopilada. .................................................42
3.4 DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SEM .........................................42
3.4.1. Alcances de la validación según los TDR ...................................................42
3.4.2. Metodología de Revisión y Validación.........................................................42
3.4.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........43
3.5 DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS DEL SEM Y EMPRESA .............50
3.5.1. Alcances de la validación según los TDR ...................................................50
3.5.2. Metodología de Revisión y Validación.........................................................51
3.5.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........51
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.5.4. Variaciones de la información Recopilada. .................................................53
3.6 COMERCIALES DEL SEM Y EMPRESA ...........................................................53
3.6.1. Alcances de la validación según los TDR. ..................................................53
3.6.2. Metodología de Revisión y Validación.........................................................53
3.6.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........53
Compra de Energía ...................................................................................................53
Número de Clientes ..................................................................................................53
Ventas de Energía ....................................................................................................54
Facturación por Venta de Energía ............................................................................55
3.6.4. Variaciones de la información Recopilada. .................................................55
3.7 DE BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA .......................................................56
3.7.1. Alcances de la validación según los TDR ...................................................56
3.7.2. Metodología de Revisión y Validación.........................................................56
3.7.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........56
3.7.4. Variaciones de la información Recopilada. .................................................58
3.8 DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SEM Y EMPRESA .......................59
3.8.1. Alcances de la validación según los TDR. ..................................................59
3.8.2. Metodología de Revisión y Validación.........................................................59
3.8.1. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........59
3.8.2. Variaciones de la información Recopilada. .................................................61
3.9 DE ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS ..................................................61
3.9.1. Alcances de la validación según los TDR ...................................................61
3.9.2. Metodología de Revisión y Validación ........................................................61
3.9.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........61
3.9.4. Variaciones de la información Recopilada. .................................................66
3.10 DE LA CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO .................................................66
3.10.1. Actividades de la validación según los TdR. ...............................................66
3.10.2. Metodología de Revisión y Validación.........................................................66
3.10.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada. .........66
3.10.4. Variaciones de la información Recopilada. .................................................70
3.11 ESTUDIO DE COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO ...........................................71
3.12 OTROS ANTECEDENTES ................................................................................72
3.13 FORMATOS B ...................................................................................................72
4. ETAPA II - AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C) .............................................. 73
4.1 DISEÑO DE LA ESTRUCTURA ORGÁNICA DE LA EMPRESA .......................73
4.2 GASTOS DE PERSONAL DE LA EMPRESA Y DEL SEM ................................76
4.3 ANÁLISIS DE LOS SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS ....................79
4.4 RESULTADOS DEL AJUSTE INICIAL DE COSTOS .........................................80
4.5 FORMATOS C ...................................................................................................80
5. CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTIMIZACIÓN (ETAPA III -
FORMATOS D) ........................................................................................................................... 81
5.1 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT ........................................................81
5.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT ........................................................81
5.3 BALANCE DE POTENCIA MT Y BT ..................................................................81
5.4 BALANCE DE ENERGÍA MT Y BT ....................................................................81
5.5 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN BT Y MT.81
5.5.1. Estructura Organizacional y Gastos de Personal ........................................82
5.5.2. Costos de Explotación Técnica ...................................................................89
5.5.2.1 Costos de Operación ..................................................................................95
5.6 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL ...............................................................96
5.7 COSTOS INDIRECTOS Y SU ASIGNACIÓN ....................................................96
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Sector Típico 3
5.8 FORMATOS D ................................................................................................. 100
6. RESULTADOS PARCIALES DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO
EFICIENTE ............................................................................................................................... 101
6.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y DEFINICIÓN DEL TIPO
DE RED. ..................................................................................................................... 101
6.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA. ............................................ 117
6.3 COSTOS UNITARIOS DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS PARA LA
VALORIZACIÓN DEL VALOR NUEVO DE REEMPLAZO. ......................................... 121
6.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICO - ECONÓMICA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN.121
6.5 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DEL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN. ......................................................................................................... 121
6.6 ESTÁNDARES DE CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO. .......................... 121
6.7 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
TÉCNICO. .................................................................................................................. 121
6.7.1. Resultados de los Costos de Operación y Mantenimiento ........................ 123
6.8 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL Y PÉRDIDAS
COMERCIALES. ........................................................................................................ 124
6.9 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS INDIRECTOS Y SU ASIGNACIÓN. ......... 124
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................................... 125
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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 Segundo 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
Segundo 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 Eléctrica 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 2017 indican 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.
4) Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización
5) Resultados parciales de la estructuración de le Empresa Modelo Eficiente
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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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
En el capítulo 5, se presentan los aspectos relacionados con la creación de la Empresa
Modelo.
En el capítulo 6, se presentan los resultados parciales de la estructuración de la
Empresa Modelo.
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.
b) Antecedentes de la
organización.
c) Antecedentes de costos
de personal propio y
terceros.
d) Antecedentes de las
instalaciones del
Sistema Eléctrico
Modelo
• Estados Financieros
Auditados.
• Informe de Ejecución y
evaluación presupuestal.
• 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
estándar en el sistema
SICODI.
• Información técnica y
gráfica en las bases de datos
del VNR GIS.
La información entregada
es conforme.
La información entregada
es conforme.
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.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
e) Información Técnico
Comercial.
f) Información de costos
típicos de operación y
mantenimiento
g) Presupuesto operativo
detallado y ejecución de
los periodos 2011 y
2012.
h) Información sobre los
criterios de asignación
de los costos de
supervisión y costos
indirectos de
gerenciamiento y
administración.
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.
• Formatos V-1, V-2 y V-3
• Contrato de servicios con
terceros.
• Informe de Ejecución y
evaluación presupuestal del
2011.
• 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.
• Informe de la calidad de
servicio en la empresa.
• Cuadros resumen de la
información de la calidad de
producto.
• Formato VI
• Diagramas Unifilares de los
sistemas de generación,
transmisión y distribución.
• Información del VNR GIS
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.
La información entregada
es conforme.
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.
La información entregada
es conforme.
Se ha elaborado el Balance
de Energía y Potencia con
la Información
proporcionada por ELC.
La información entregada
es conforme.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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
o) Otros servicios
prestados por la
empresa distribuidora
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.
• Contrato de Terceros para el
desarrollo de actividades
comerciales.
• Hoja de Cálculo
conteniendo los ratios
comerciales.
• Contrato de apoyo en
postes de distribución
• 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.
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:
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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.
La información presentada
es conforme.
Estructura Organizacional
Instalaciones Eléctricas y
No Eléctricas.
Información Comercial y
Balance de Energía y
Potencia.
Costos de Operación y
mantenimiento
• Se realizó la verificación del
20% del importe los costos
de distribución.
• Se revisó la información de
la estructura organizacional
y el Manual de funciones.
• Se tomó conocimiento de
las 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 diagramas unifilares.
• 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).
La información presentada
es conforme.
Los trabajos de campo ya
han sido concluidos y la
información relevada, se
encuentra en
procesamiento.
El Consultor procedió a
corregir los balances de
potencia y energía. La
Empresa no entregó de
manera correcta los
balances de energía y
potencia .
La información presentada
es conforme.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Tipo de Información Acciones Realizadas Estado
Antecedentes de Calidad • Se revisó y validó la La información presentada
de servicio.
información proporcionada es conforme.
1.5 Ajuste inicial de costos
Se realizó el ajuste inicial de costos de acuerdo a lo previsto 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 procesos descritos en el mismo,
se procedió a diseñar la nueva estructura organizacional a nivel de 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 Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización
En este capítulo se está presentado un avance importante del modelamiento de los
costos de operación y mantenimiento BT y MT, costos indirectos y costos de gestión
comercial.
1.7 Resultados Parciales de la Estructuración de la Empresa
Modelo Eficiente
Se ha presentado resultados parciales de los costos de operación y mantenimiento BT y
MT, costos indirectos y costos de gestión comercial.
1.8 Conclusiones y recomendaciones
Conclusiones
Respecto al Plazo de entrega del Informe:
• La Etapa correspondiente a la recopilación de información se encuentra culminada
y el análisis de la misma proporciona información acerca de los costos incurridos
por la empresa en la prestación del servicio eléctrico.
• Los estados financieros de la Empresa indican la obtención de utilidades en los
periodos 2011 y 2012, sin embargo hay aspectos de gestión relacionados con los
costos de operación y mantenimiento de la red que no son ejecutados por la
empresa y que comprometen directamente la calidad del servicio eléctrico. Se
consideran de especial importancia en el SEM los aspectos relacionados con el
mantenimiento de la franja de servidumbre y los correspondientes a las
inspecciones de la red debido a las exigencias del OSINERGMIN en lo relacionado
a los aspectos de supervisión y fiscalización eléctrica.
• El Sistema Modelo posee una cantidad significativa de redes de media tensión
atendiendo zonas de baja densidad de carga, con niveles de tensión
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
técnicamente no aceptables, prueba de ello es que existe un alimentadores con
longitudes significativas que incrementarán los costos de infraestructura con la
finalidad de cumplir los niveles de pérdidas de energía, así como el incremento de
los costos de operación en la atención de emergencias o interrupciones del
servicio.
• Tecnológicamente la Empresa no cuenta con herramientas que faciliten la gestión
de la red eléctrica, solo se cuenta con un Sistema GIS y no existe información
automatizada de la gestión técnica como es el caso de interrupciones, análisis de
red, mantenimiento, planificación y gestión de costos.
• Respecto a la información de la Estructura Organizacional y los costos asociados a
la misma se está proponiendo el reconocimiento de una estructura organizacional
que responda a las exigencias del modelo de negocio, bajo criterios de eficiencia y
con la asiganción de niveles remunerativos representativos del mercado.
Recomendaciones
Respecto a la información a evaluar y los plazos de entrega de los Informes:
• A la fecha no se cuenta con información definitiva del ejercicio correspondiente al
2012 (información contable y técnico comercial) sin embargo las exigencias del 2do
Informe Parcial contemplan procesar información del 2012 que estará disponible a
partir del mes de marzo.
• La estructura del segundo y tercer informe parcial debería ser modificada
homologándose con los contenidos de los informes de la regulación del 2008.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
2. Etapa I - Recopilación de Antecedentes (Formatos A)
Los Términos VAD emitidos por el OSINERGMIN para el desarrollo del Estudio de Costos
del Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente a la Regulación de Tarifas de
Distribución Eléctrica de 2013 indican que el mismo debe ser desarrollado para cada uno de
los sectores típicos de distribución.
El presente informe VAD corresponde al Sistema Eléctrico Tarma - Chanchamayo el cual
pertenece al sector típico 3 de la empresa Electrocentro S.A., en adelante, La Empresa.
Electrocentro S.A. es la empresa concesionaria del servicio público de electricidad en la
zona ubicada en el centro del Perú y específicamente en los departamentos de Junín,
Pasco, Ayacucho, Huancavelica y Huánuco.
La empresa brinda el servicio de electricidad a 598 283 clientes (al 31 de diciembre del
2011), estimándose que la población beneficiada supera los dos millones de personas que
residen en las diferentes provincias y distritos de los departamentos atendidos por la
Empresa Concesionaria.
La Empresa tiene 29 sistemas eléctricos de los cuales el sistema eléctrico Tarma -
Chanchamayo es el denominado Sistema Eléctrico Modelo (SEM) del Sector Típico 3.
Ítem
Código
Sistema
Eléctrico
Sistema Eléctrico
Ítem
Código
Sistema
Eléctrico
Sistema Eléctrico
1 SE0060 Ayacucho 16 SE0076 Valle del Mantaro 3
2 SE0061 Huancavelica Ciudad 17 SE0077 Valle del Mantaro 4
3 SE0062 Huancayo 18 SE0078 Tablachaca
4 SE0063 Pasco 19 SE0079 Acobambilla
5 SE0064 Tarma-Chanchamayo 20 SE0080 Pozuzo
6 SE0065 Tingo María 21 SE0161 Ayacucho Rural
7 SE0066 Huánuco 22 SE0162 Huánuco Rural 2
8 SE0067 Pichanaki 23 SE0164 Tarma Rural
9 SE0068 Cangallo-Llusita 24 SE0170 San Balvín
10 SE0070 Pampas 25 SE0222 Huanta Ciudad
11 SE0071 Valle del Mantaro 1 26 SE0223 Huanta Rural
12 SE0072 Valle del Mantaro 2 27 SE0224 Pasco Rural
13 SE0073 Chalhuamayo-Satipo 28 SE0258 Huánuco Rural 1
14 SE0074 San Francisco 29 SE1224 Junín
15 SE0075 Huancavelica Rural
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
La Empresa Electrocentro administra sus sistemas eléctricos mediante la Sede Empresarial,
cinco Unidades de Negocio (UUNN) y tres Sistemas Eléctricos Mayores, según el siguiente
cuadro:
Ítem Zonal Sistemas Eléctricos
1 Sede Empresarial Huancayo
2 UUNN Ayacucho Ayacucho, Cangallo-Llusita, San Francisco,
Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural
3 UUNN Huancavelica Huancavelica Ciudad, Pampas, Huancavelica Rural,
Acobambilla.
4 UUNN Tarma Tarma Rural, San Balvin, Junín, Tarma-
Chanchamayo.
5 UUNN Selva Central Tarma-Chanchamayo, Pichanaki, Chalhuamayo-
Satipo, Pozuzo.
6 UUNN Huánuco Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2.
7 Sistema Eléctrico Mayor Tingo María
Tingo María
8 Sistema Eléctrico Mayor Pasco, Pasco Rural.
Pasco
9 Sistema Eléctrico Mayor
Valle del Mantaro
Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del
Mantaro 3, Valle del Mantaro 4, Tablachaca.
Así mismo, las ventas de energía reportada por la empresa se presentan en la siguiente
tabla:
Tarifa
Energía (MW.h)
Empresa Real
SEM
2 011 2 012 2 011 2 012
Total MAT 294 1 839
Total AT 6 839 5 942
Total MT 100 943 111 953 3 898 4 207
Total BT 182 945 193 493 16 511 17 274
BT5B 299 277 314 476 16 397 17 053
Total MAT+AT+MT+BT+BT5B 590 298 627 703 36 806 38 534
Dicha energía es suministrada a los clientes de Electrocentro, de acuerdo a la siguiente
tabla:
Número de Clientes
Tarifa
Empresa Real
SEM
2011 2012 2011 2012
Total MAT 1 1
Total AT 2 1
Total MT 850 950 60 61
Total BT 49 919 51 681 5 219 5 321
BT5B 522 588 545 650 22 177 22 750
Total Clientes
MAT+AT+MT+BT+BT5B 573 360 598 283 27 456 28 132
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
La facturación correspondiente a los años 2011 y 2012 presentada por la Empresa, se
muestra en la siguiente tabla:
Facturación (Miles de Soles)
Tarifa
Empresa Real
SEM
2011 2012 2011 2012
Total MAT 32 222
Total AT 761 726
Total MT 14 191 16 463 557 614
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
Por otro lado, la Empresa ha reportado como costos de operación y mantenimiento técnicos,
comerciales y de gestión, los que figuran en la siguiente tabla:
Concepto
Miles de
Nuevos Soles
2011 2012
Porcentaje
Miles de
Nuevos Soles
Porcentaje
Costos de Explotación Técnica: 19 795 40% 16 420 31%
Costos de Explotación Comercial: 12 701 26% 20 063 38%
Costos de Gestión: 16 881 34.2% 16 616 31%
Total Costos 49 377 100% 53 099 100%
En lo que respecta a indicadores de calidad, la Empresa ha reportado la siguiente
información:
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
A continuación se muestra la información recopilada de acuerdo a los TdR:
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.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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 (Años 2011 – 2012).
Información Estados Financieros auditados del Año 2011.
complementaria Informe de Gestión Financiera y Presupuestaria – Año 2011.
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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Estudio de Costos del Valor
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.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 16

Estudio de Costos del Valor
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.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 18

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.
• Terrenos
• Edificios y Construcciones
• Equipos y Vehículos de Transporte y Carga.
• Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control.
• Equipos de Comunicación.
• Equipos de Oficina.
• Equipos de Computación y
• Otros Equipos.
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
Información de sustento
para el balance de
potencia y energía.
Descripción
Archivo Excel conteniendo el Balance de Energía y
Potencia en Punta para la empresa y sistema eléctrico
modelo.
• Compra de energía para el sistema Tarma -
Chanchamayo.
• Perfiles de carga para el día de máxima demanda de
los años 2011 y 2012.
• Diagramas unifilares de los puntos de entrega y
retiro.
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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.
A continuación, se presenta una lista resumen de la información recopilada para la
elaboración de presente informe:
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 23

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Tipo de Información Información Recibida Periodo de la Información Correspondencia de la
Estado
Información
a) Antecedentes contables • Formato II Al IV trimestre del año 2011 y Empresa y SEM. La información entregada es
IV trimestre del año 2012.
conforme.
• Formatos III
Al IV trimestre del año 2011 y Empresa y SEM. La información entregada es
IV trimestre del año 2012.
conforme.
• Formatos IV
Al IV trimestre del año 2011 y Empresa y SEM. La información entregada es
IV trimestre del año 2012.
conforme.
• Estados Financieros
Año 2011 Empresa La información entregada es
Auditados.
conforme.
b) Antecedentes de la
organización.
c) Antecedentes de costos de
personal propio y terceros.
d) Antecedentes de las
instalaciones del Sistema
Eléctrico Modelo
• Informe de Ejecución y
evaluación presupuestal
• Documento conteniendo el
MOF de Electrocentro.
• Organigrama de la
Organización.
Años 2011 y 2012 Empresa La información entregada es
conforme.
A la fecha Empresa La información entregada es
conforme.
A la fecha Empresa y SEM La información entregada es
conforme.
• Planilla de sueldos. Años 2011 y 2012 Empresa La información entregada es
conforme.
• Contratos de servicios de Años 2011 y 2012 Empresa La información entregada es
terceros.
conforme.
• Cuadro requerido en los Año 2011 Empresa La información entregada es
términos del VAD (página 12).
conforme.
• Formatos I y II. Años 2011 y 2012 Empresa y SEM La información entregada es
• Diagramas unifilares de
transmisión secundaria.
• Información de costos
estándar en el sistema
SICODI.
• Información técnica y gráfica
en las bases de datos del
VNR GIS.
conforme.
A la fecha. Empresa La información entregada es
conforme.
Año 2011. Empresa La información entregada es
conforme.
Junio del Año 2011. Empresa y SEM La información técnica y gráfica en
el Sistema VNR GIS corresponde
al 30/06/2011, quedando
pendiente su actualización al
30/06/2012.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 24

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Tipo de Información Información Recibida Periodo de la Información Correspondencia de la
Información
e) Información Técnico
Comercial.
f) Información de costos típicos
de operación y mantenimiento
Estado
• Formatos V-1, V-2 y V-3 Años 2011 y 2012 Empresa y SEM 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.
Año 2011 Empresa La información entregada es
conforme.
g) Presupuesto operativo
detallado y ejecución de los
periodos 2011 y 2012.
h) Información sobre los criterios
de asignación de los costos
de supervisión y costos
indirectos de gerenciamiento y
administración.
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.
• Informe de Ejecución y
evaluación presupuestal.
• 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.
• Informe de la calidad de
servicio en la empresa.
• Cuadros resumen de la
información de la calidad de
producto.
Años 2011 y 2012 Empresa La información entregada es
conforme.
A la fecha Empresa Electrocentro tiene implementado
en el Sistema SAP la asignación
de costos se supervisión e
indirectos.
A la fecha Empresa Electrocentro tiene implementado
en el Sistema SAP la asignación
de costos se supervisión e
indirectos.
Años 2011 y 2012 SEM La información entregada es
conforme.
Años 2011 y 2012 SEM La información entregada es
conforme.
• Formato VI Años 2011 y 2012 SEM Se ha elaborado el Balance de
Energía y Potencia con la
Información proporcionada por
ELC.
• Diagramas Unifilares de los
sistemas de generación,
transmisión y distribución.
A la fecha Empresa La información entregada es
conforme.
• Información del VNR GIS A junio de 2011 Empresa y SEM La información entregada es
conforme.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Tipo de Información Información Recibida Periodo de la Información Correspondencia de la
Información
m) Información de otros costos • Contrato de Terceros para el
comerciales relacionados con desarrollo de actividades
la tención de nuevos
comerciales.
suministros, reposición y
mantenimiento de la conexión,
cortes, reconexiones, control
de pérdidas y gestión de la
morosidad.
n) Información de ratios
comerciales
o) Otros servicios prestados por
la empresa distribuidora
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
los ratios comerciales.
• Contrato de apoyo en postes
de distribución
• Hoja de Cálculo conteniendo
la información requerida.
• Hoja de Cálculo conteniendo
la información requerida.
• Hoja de Cálculo conteniendo
la información requerida.
Estado
Año 2011 Empresa La información entregada es
conforme.
Años 2011 y 2012 Empresa y SEM La información entregada es
conforme.
Contratos del año 2012 Empresa La información entregada es
conforme.
A la fecha Empresa y SEM La información entregada es
conforme.
A junio 2011 Empresa La información entregada es
conforme.
A junio 2011 Empresa La información entregada es
conforme.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 26

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 27

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3. Etapa II – Validación y Revisión de Antecedentes
(Formatos B)
3.1 Contables y presupuestales
3.1.1. Alcance 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
3.1.2. Metodología de Revisión y Validación
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.
Evaluación de los criterios de asignación de costos por actividades de negocios
utilizados por la empresa y el nivel de cumplimiento con los factores de asignación de
costos señalados en el numeral 5.2 de los Términos VAD.
Evaluación de la discriminación de los costos asignados a las actividades de
negocios en Costos Directos, Costos de Supervisión Directa y Costos Indirectos.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 28

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Revisión del 20% de los costos de distribución
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:
Suministros
Diversos
Cargas de
Personal
Servicios de
Terceros
Costo asignado a la actividad
de distribución (Miles de soles)
177 301 509
Monto Verificado (Miles de
soles)
157 228 399
Porcentaje Verificado 89% 76% 78%
La relación de los costos verificados ha sido obtenido del sistema SAP (Módulo
financiero) que utiliza la empresa, cuya relación y sustento de se encuentra en el CD
que se adjunta al presente informe.
Validación del Activo Fijo.
El informe de auditoría presentado por Electrocentro para el año 2011 presenta las
siguientes cifras de costos y depreciación:
Año 2011
Clase de Activo
Saldos
Iniciales
S/.
Adiciones
S/.
Transferencias
S/.
Retiros y/o
Ajustes
S/.
Saldos al
31/12/2011
S/.
Costo:
Terrenos 5 939 107 - - - 5 939 107
Edificios 74 477 483 25 168 6 823 889 - 81 326 540
Maquinaria y Equipo 913 291 574 7 813 542 140 862 193 -7 812 595 1 054 154 714
Unidades de Transporte 10 541 260 82 271 2 264 912 -579 914 12 308 529
Muebles y Enseres 2 194 917 39 882 - -45 752 2 189 047
Equipos diversos 15 367 767 457 852 363 946 -1 045 306 15 144 259
Trabajos en Curso 239 836 302 40 679 111 -150 314 940 - 130 200 473
1 261 648 410 49 097 826 - -9 483 567 1 301 262 669
Depreciación Acumulada:
Edificios 30 232 123 1 327 961 - -237 074 31 323 010
Maquinaria y Equipo 490 474 274 29 132 213 - -2 285 052 517 321 435
Unidades de Transporte 8 219 072 780 545 - 656 812 8 342 805
Muebles y Enseres 1 502 172 101 157 - 39 462 1 563 867
Equipos Diversos 8 500 308 927 566 - 989 659 8 438 216
Trabajos en Curso 1 519 585 -758 925 - -545 751 214 909
540 447 534 31 510 517 - -1 381 944 567 204 242
721 200 876 17 587 309 - -10 865 511 734 058 427
Al respecto podemos comentar lo siguiente:
Los activos fijos están contenidos en la cuenta 333, inmueble maquinaria y equipo y
tienen las siguientes características:
• Una vida relativamente larga.
• No son objeto de operación de venta.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
• Están sujetos a depreciación, salvo el caso de los terrenos.
Considerando que el balance presentado por Electrocentro ha sido auditado,
nosotros consideramos válidas las cifras de Activo Fijo, Depreciación y Neto en
Libros que refleja el informe de Auditoría.
Para la empresa el valor característico de un bien es lo que se denomina como su
valor de inversión que no corresponde al valor contable. Ese valor de inversión es el
valor económico de toda la serie de ingresos futuros que se esperan del bien,
coincide con lo que los analistas bursátiles denominan el valor intrínseco del bien.
Los PCGA, usualmente requieren que los Activos Fijos se registren a su costo y éste
valor en libros se reducen sistemáticamente y racionalmente. El método de
depreciación que se usa comúnmente es el de la línea recta.
Si bien los PCGA prohíben aumentar el valor en Libros de los Activos Fijos para
reflejar valores de tasación, los PCGA establecen que si se aumenta el valor de los
libros de los Activos Fijos para reflejar valores de tasación o valores de mercado, la
depreciación subsecuente se basa en el nuevo valor en libros.
El valor de inversión no es el único valor que tiene un bien para la empresa,
generalmente todo bien que es capaz de generar automáticamente ingresos, tiene
compradores en el mercado, es decir que todo bien de inversión tiene también un
valor de mercado. En el caso de las empresas de la industria eléctrica, sus bienes por
razones de sus propias características no son necesariamente comerciales. Una
línea de transmisión o de distribución diseñada específicamente para cumplir una
tarea particular difícilmente encuentra comprador en el mercado, su único valor de
mercado será, seguramente, el de chatarra.
La vida útil de un bien y su valor residual queda determinada a último momento. Se le
conoce con certeza sólo cuando ya está muy cerca la fecha de su baja. Es entonces
cuando de alguna manera, la empresa determina que los servicios que es capaz de
brindarle el bien en su actual destino ya no lo serán, de allí en adelante
económicamente útil. Antes de llegar a esa instancia, la vida útil remanente de un
bien y su valor residual es sólo una conjetura, que será más o menos acertada según
cómo evolucionen en el futuro los factores o circunstancias que afecten su vida útil.
3.1.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada.
3.1.3.1 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.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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
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, s, para la empres real 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 de la empresa real se incrementaron en 9% en el año 2012 con
respecto al año 2011.
Servitech Ingenieros S.R.L.
Página 31

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Ingresos por Actividad SEM
Año 2011 Año 2012
Concepto
Miles de
Miles de
Nuevos Porcentaje Nuevos Porcentaje
Soles
Soles
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%
96%
Transmisión
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 32

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.
3.1.3.2 Costos.
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%
Corte y Reconexión 991 0.42%
Otras Actividades 26 639 11.24% 29 452 11.26%
Total 236 967 100% 261 458 100%
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
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 33

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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.
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 49.86%
Generación 623 3.31% 838 4.13%
Transmisión 1 677 8.90% 1 534 7.56%
Distribución 6 647 35.28% 7 765 38.28%
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 377 2.00%
Corte y Reconexión 81 0.43%
Otros 10 0.05% 35 0.17%
Total Actividades 18 839 100% 20 285 100%
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 34

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Sistema Eléctrico Modelo - Costos por Actividad
2011
Compra de Energía
3%
9%
Generación
51%
Transmisión
35%
Distribución
0% 0% 2%
Conexión a la Red de
Distribución Eléctrica
Corte y Reconexión
Otros
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.
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.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 35

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
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
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 36

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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 37

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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.
Los ingresos y costos de la empresa real y del SEM presentados en los formaos II, III
y IV, fueron validados con los estados financieros auditados proporcionado por
Electrocentro.
3.1.1. Variaciones de la información Recopilada.
Se ha corregido la información reportada en el formato II (resumen de ingresos por
actividad) en lo que respecta a la actividad de distribución para el año 2012, esta
información se comparó con la información reportada en el año 2011 y en función a
los porcentajes de cada actividad respecto al total, se estimó el ingreso para la
actividad de distribución para el año 2012.
3.2 De la Organización
3.2.1. Alcance 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.
3.2.2. Metodología de Revisión y Validación
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, en este punto cabe indicar que se ha elaborado
un organigrama total para la empresa, considerando la información de cada unidad
de negocio y de la sede así como el manual de organización y funciones.
Niveles Salariales, en este punto se ha revisado la información de las planillas de
sueldos de los años 2011 y 2012 y se ha verificado que la información es conforme.
Conceptos remunerados.
Antecedentes de la organización, personal, funciones, costos de personal
(remuneraciones, beneficios, regalías, sobre tiempos), esta información se ha
validado con la información presentada en la planilla de remuneraciones.
3.2.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada.
Organigrama de la Empresa Real
El siguiente organigrama corresponde a la empresa Electrocentro según la
información contenida en el manual de organización y funciones.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 38

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Trabajadores por Unidad de Negocio
De acuerdo con la información contenida en el Cuadro de Asignación de Personal (CAP)
y las planillas de remuneraciones, a continuación se presentan los resultados.
UUNN
Número de Trabajadores
2011
Costo Anual
(Planilla 2011)
Miles de S/.
Número de
Trabajadores
2012
Trabajadores clasificados por tipo de puesto y escala remunerativa
Costo Anual
(Planilla 2012)
Miles de S/.
AYACUCHO 27 1 497 26 1 195
HUANCAVELICA 21 1 423 21 1 093
HUANCAYO 147 10 035 141 7 789
HUANUCO 24 1 541 24 1 221
PASCO 16 950 16 732
SELVA 26 1 415 26 1 123
TARMA 26 1 644 23 1 275
TINGO MARIA 11 678 12 545
VALLE MANTARO 30 1 839 30 1 442
TOTAL 328 21 022 319 16 416
De acuerdo con la información contenida en las planillas de remuneraciones, a
continuación se presentan los resultados.
Clasificación por Puestos
Número de Trabajadores
2012
Trabajadores de las UUNN Tarma y Selva Central
Escala Salarial
2012
(Nuevos Soles)
GERENTES 5 7 970 - 11 500
JEFATURAS 38 2 995 - 10 000
SUPERVISORES 58 2 230 - 9 785
ANALISTAS - ESPECIALISTAS 60 1 702 - 8 245
TECNICOS 115 1 344 - 3 845
ASISTENTES - AUXILIARES 43 1 374 - 3 755
TOTAL 319
Dado que el SEM es atendido administrativamente por las UUNN Tarma y Selva Centra,
a continuación se muestra la cantidad de trabajadores de dichas UUNN, esta información
servirá de base para asignar los costos de personal al SEM.
Sistema Eléctrico Modelo (SEM)
Tarma - Chanchamayo
Número de Trabajadores
Tarma
Número de Trabajadores
Selva Central
Escala Salarial
(Nuevos Soles)
JEFATURAS 4 3 3 175 - 5 910
SUPERVISORES 5 6 2 320 - 4 245
ANALISTAS - ESPECIALISTAS 4 4 2 470 - 4 145
TECNICOS 12 11 1 516 - 3 148
ASISTENTES - AUXILIARES 1 2 2 191 - 3 007
TOTAL 26 26
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.2.4. Variaciones de la información Recopilada.
No existe variaciones ni correcciones a la información presentada por la empresa en
este rubro, la información presentada es conforme.
3.3 De los costos de personal propio y de terceros
3.3.1. Metodología de Revisión y Validación
Se ha validado la información remitida por la Empresa con los contratos de servicios de
terceros proporcionados por Electrocentro, los costos de personal propio y de terceros se
muestran a continuación:
Item
Servicios Tercearizados
Servicios de Terceros
Costo Total
Numero de
Anual
Personas
(Miles US $)
Costo Total
Costo Unitario Anual
Numero de
Anual
(Miles US $/Personal)
Personas
(Miles US $)
Costo Unitario Anual
(Miles US $/Personal)
1 Mantenimiento de Redes (*) 4 386 811 22 1 181 52 91
2 Mantenimiento de Alumbrado Público 131 8 16
3 Transporte (*) 105 19 6
4 Atención Telefonica a Usuarios (*) 228 42 5 10 1 10
5 Lectura de Medidores (*) 755 140 5 79 3 26
6 Procesamiento de Facturación (*) 829 154 5 92 4 23
7 Reparto de Facturas (*) 510 94 5 88 4 22
8 Cobranza (*) 0 143 5 335 16 43
9 Recojo de Dinero 0 0
10 Distribución Motorizada de Correspondencia (*) 0 0
11 Vigilancia 948 176 5
12 Arrendamiento de Oficinas 79 15 5
13 Mantenimiento de Oficinas 41 8 5
14 Limpieza de Oficinas 165 31 5
15 Mensajeria (courrier) 60 11 5
16 Asesoria Seguridad y Medio Ambiente 64 12 5
17 Comisión por Cobranza (*) 0 0
18 Apoyo Informatica (laquiler equipos) 306 57 5 58 3 19
19 Servicios de Asesoria Legal 188 35 5
20 Auditoria Externa 100 19 5
21 Consultoria de Negocios 145 27 5
22 Servicio de Higiene y Seguridad 0 0 366 10 37
23 Capacitación al Personal (*) 0 0 60 2 30
24 Consultoria en Sistemas 0 0
25 Asesoria Administrativa - Contable - Financiera 142 26 5
26 Auditoria Interna 96 18 5
27 Consultoría de Apoyo en Temas de Ingenieria (*) 0 0
28 Servicio de Control de Calidad Técnica 64 12 5 153 7 22
29 Inversiones y Proyectos (*) 0 0 285 12 24
30 Atención a Usuarios (*) 1 692 313 5 676 41 16
31 Control de Pérdidas Comerciales (*) 156 29 5 101 5 20
32 Consultorias y Asesorias regulatorias (*) Otros 133 25 5
33 Alojamiento, Alimentación , Gastos de viaje 258 48 5
34 Alquiler maquinaria, equipo y otros 94 17 6
35 Servicios agua, Internet 128 24 5
36 Publicidad y Publicaciones 178 33 5
37 Atenciones oficiales y representación 12 2 6
38 Otros Servicios de generación 1 043 193 5
39 Servicios varios 828 153 5
40 Servicio calibración equipos 252 47 5
41 Intermediación Laborar 244 45 5
42 Otros personal Distriluz 881 163 5
43 Diversos 807 149 5
Personal Propio
TOTAL 21 074 2 163 129 3 617 163 380
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Del cuadro anterior se puede apreciar que el costo de personal propio y de terceros por
mantenimiento de redes, es la actividad más representativa, 21% y 33%
respectivamente.
En el siguiente gráfico se puede apreciar la diferencia entre los costos dl personal propio
y el personal de terceros.
Costo Total Anual - Año 2011
Servicios de Terceros
Personal Propio
18%
82%
Se puede apreciar que el ratio (costo de terceros / costo de personal propio) equivale a
4.61, lo que indica que las actividades en la Empresa presentan un alto componente de
tercerización.
3.3.2. Variaciones de la información Recopilada.
No existe variaciones ni correcciones a la información presentada por la empresa en
este rubro, la información presentada es conforme.
3.4 De las instalaciones eléctricas del SEM
3.4.1. Alcances 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.
3.4.2. Metodología de Revisión y Validación.
Se ha validado y revisado toda la información entregada por la empresa relacionada con
el SEM, entre las cuales se tiene:
Revisión de los diagramas unifilares del SEM, en este punto se han revisado los
diagramas unifilares de las subestaciones Ninatambo y Chanchamayo, en los cuales
se ha identificado los alimentadores que conforman el SEM.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Carga de la información contenida en la Base de Datos VNRGIS (al 30 de junio
2011), se realizaron las consultas necesarias para identificar las características
técnicas de los componentes del SEM (longitud, de red MT y BT, Subestaciones,
etc.).
Revisión de la información de las características técnicas de las instalaciones
eléctricas del SEM.
Validación de la información técnica y gráfica de la Empresa y del SEM, esta
información fue validada en campo con el personal de Electrocentro, se revisó la
información gráfica para poder excluir las redes (SER) que no forman parte del SEM.
Así mismo, se ha realizado la inspección en campo de las instalaciones eléctricas,
mediante una muestra representativa cuyo tamaño está establecido en los TdR del
estudio.
3.4.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada.
Diagrama Unifilar
A continuación se presenta el diagrama unifilar del SEM, en el cual se muestra los centros
de transformación (SE Ninatambo y SE Chanchamayo) y los alimentadores que forman
parte del SEM.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Las instalaciones eléctricas que conforman el SEM están constituidas por:
Centro de
Código de UUNN
Transformación Alimentador
Ninatambo A4701 Tarma
Ninatambo A4702 Tarma
Chanchamayo A4802 Selva Central
Chanchamayo A4803 Selva Central
Ninatambo A4719 Tarma
Acobamba A4720 Tarma
Así mismo se ha validado que las unidades de negocio Tarma y Selva Central, en las
cuales se encuentra el SEM, tienen los siguientes alimentadores:
UUNN Tarma
UUNN Selva
Codigo de
Codigo de
Ítem
Sector Típico Sistema Eléctrico Ítem Sector Típico
Alimentador Alimentador
Sistema Eléctrico
1 A4701 3 TARMA-CHANCHAMAYO 1 A4802 3 TARMA-CHANCHAMAYO
2 A4702 3 TARMA-CHANCHAMAYO 2 A4803 3 TARMA-CHANCHAMAYO
3 A4703 5 TARMA RURAL 3 A4811 4 TARMA-CHANCHAMAYO
4 A4704 5 TARMA RURAL 4 A4812 4 TARMA-CHANCHAMAYO
5 A4705 4 JUNIN 5 A4821 3 CHALHUAMAYO-SATIPO
6 A4706 4 JUNIN 6 A4822 3 CHALHUAMAYO-SATIPO
7 A4707 4 JUNIN 7 A4827 4 CHALHUAMAYO-SATIPO
8 A4708 4 PASCO RURAL 8 A4828 3 CHALHUAMAYO-SATIPO
9 A4709 4 PASCO RURAL 9 A4832 4 CHALHUAMAYO-SATIPO
10 A4712 3 PASCO 10 A4833 4 CHALHUAMAYO-SATIPO
11 A4713 3 PASCO 11 A4841 2 PICHANAKI
12 A4714 3 PASCO 12 A4842 2 PICHANAKI
13 A4715 3 PASCO 13 A4843 2 PICHANAKI
14 A4716 3 PASCO 14 A4847 2 PICHANAKI
15 A4717 3 PASCO 15 A4848 2 PICHANAKI
16 A4719 3 TARMA-CHANCHAMAYO 16 A4864 5 PASCO RURAL
17 A4720 3 TARMA-CHANCHAMAYO 17 A4865 5 PASCO RURAL
18 A4721 3 PASCO 18 A4866 5 PASCO RURAL
19 A4723 3 PASCO 19 A4879 5 PASCO RURAL
20 A4726 3 PASCO 20 A4880 5 PASCO RURAL
21 A4727 3 PASCO 21 A4898 4 POZUZO
22 A4728 3 PASCO 22 A4899 4 POZUZO
23 A4729 3 PASCO 23 A4895 4 POZUZO
24 A4730 3 PASCO 24 A4896 4 POZUZO
25 A4731 3 PASCO
26 A4735 3 PASCO
27 A4736 4 PASCO RURAL
28 A4737 4 JUNIN
29 A4761 3 PASCO
30 A4762 3 PASCO
31 A4763 3 PASCO
32 A4905 3 PASCO
33 A4906 3 PASCO
34 A4907 3 PASCO
35 A4941 4 PASCO RURAL
36 A4943 4 PASCO RURAL
37 A4944 4 PASCO RURAL
38 A4945 4 PASCO RURAL
39 A4951 4 PASCO RURAL
40 A4952 4 PASCO RURAL
41 A4954 4 PASCO RURAL
42 A4955 5 PASCO RURAL
43 A4962 4 JUNIN
44 A4963 4 JUNIN
45 A4971 4 JUNIN
46 A4972 4 JUNIN
47 A4973 3 PASCO
48 A4981 4 PASCO RURAL
49 A4982 4 PASCO RURAL
50 A4991 5 PASCO RURAL
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Sistemas Eléctricos de Electrocentro
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
Red de
Servicio
Particular
(km)
Red de
Alumbrado
Público
(km)
1 Ayacucho 92 393 300 300
2 Huancavelica Ciudad 24 95 71 71
3 Huancayo 206 764 657 633
4 Pasco 195 349 281 269
5 Tarma - Chanchamayo 230 380 339 325
6 Tingo María 236 234 252 228
7 Huánuco 79 266 258 257
8 Pichanaki 57 114 66 82
9 Cangallo - Llusita 537 185 231 195
10 Pampas 141 187 211 118
11 Valle del Mantaro 1 299 477 472 326
12 Valle del Mantaro 2 131 300 286 136
13 Chalhuamayo - Satipo 276 249 162 170
14 San Francisco 75 46 52 51
15 Huancavelica Rural 790 575 620 401
16 Valle del Mantaro 3 285 481 521 244
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
Total 8 073 8 486 8 529 6 367
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 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 2.667 - 2.667
Chanchamayo A4802 22.9 81.533 46.060 127.592
Chanchamayo A4803 22.9 85.118 140.436 225.554
Subestaciones de Distribución (SED)
TOTAL 229.914 191.700 421.614
Las características de las SEDs del SEM, se muestran a continuación:
Red BT
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
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
Total 389 158 547 25 700 4 252 29 952
La longitud de la red de baja tensión del SEM es la siguiente:
Alumbrado Público
RED Red Área (km) Red Subterránea (km)
Servicio Particular 339 0.128
Alumbrado Publico 326 0.7
La cantidad de luminarias del SEM se presenta a continuación:
Red Área Red Subterránea
Cantidad Luminarias 7 178 73
Cantidad de Equipo de Control 782 8
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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
Trabajos de Inspección en Campo
Metodología utilizada para seleccionar la muestra de instalaciones eléctricas
Alimentadores de Media Tensión
El SEM está formado por 6 alimentadores MT, de los cuales se eligieron 5 alimentadores, la
longitud elegida para cada alimentador estuvo comprendida entre 5 y 8 km,
preponderantemente en zona urbana. La selección de la muestra, para la verificación en
campo, considera la red de media tensión aérea.
El rendimiento del trabajo en campo ha sido estimado, tomando como base que un vano
promedio de 70 m será verificado en 3 minutos (registro GPS, recorrido del vano, registro
fotográfico, anotación en formulario, cruce de calles), es decir en una jornada de trabajo de
8 horas se realizaría un recorrido aproximado de 11.2 km.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Subestaciones de Distribución (MT/BT)
Se han elegido 3 subestaciones pertenecientes a cada alimentador seleccionado y que la
longitud efectiva de la Red Aérea de SP + AP este comprendida entre 1 y 3 km. La
selección de la muestra, para la verificación en campo, considera la red de baja tensión
aérea.
El rendimiento del trabajo en campo ha sido estimado, tomando como base que un vano
promedio de 33 m será verificado en 3 minutos (registro GPS, recorrido del vano, registro
fotográfico, anotación en formulario, cruce de calles), es decir en una jornada de trabajo de
8 horas se realizaría un recorrido aproximado de 5.28 km.
Procedimiento de verificación en campo de las muestras de Media Tensión
Tomando como referencia la información del alimentador de media tensión, se inicia el
recorrido desde el primer tramo y se avanza aguas abajo hasta alcanzar el último tramo,
recorriendo la totalidad de la troncal y los laterales.
La verificación se inicia desde la salida del alimentador (hito 0), luego se continúa el
recorrido tomando como base la ruta delineada por las estructuras que componen el
alimentador (hitos 1, 2, 3, …., n).
En cada estructura se registran los datos asociados a la misma tales como coordenadas
UTM, conductor, tipo de estructura, equipos de protección y seccionamiento, subestaciones
de distribución de propiedad de terceros y fotografías respectivas.
La información detallada que se obtendrá al realizar la verificación, es la siguiente:
• Registro de las coordenadas UTM (x, y, z) WGS84 Zona 18 mediante el uso de GPS, de
cada una de las estructuras que conforman el alimentador.
• Registro del tipo de conductor del vano adyacente aguas arriba de cada estructura de
media tensión, indicando el código VNR correspondiente (tipo de conductor, calibre,
fases y tipo de soporte).
• Registro de la estructura, indicando el código VNR correspondiente (tipo de estructura,
longitud y tipo de poste).
• Registro de los equipos de protección y seccionamiento (interruptor, seccionador,
reconectador u otros) instalados en la red o subestaciones de seccionamiento, indicando
el código VNR correspondiente, así como la propiedad del equipo.
• Registro de las subestaciones de distribución de propiedad de terceros, indicando el
código VNR, potencia instalada (kVA), fases y relación de transformación.
• Verificación de la propiedad de las instalaciones.
Al finalizar, el registro de los componentes del alimentador, se procederá a la firma del acta
correspondiente por el verificador y el representante de la empresa de distribución,
entregándole a este último copia de dicha acta y del plano de verificación utilizado.
Procedimiento de verificación en campo de las muestras de Baja Tensión
Tomando como referencia la información de la subestación MT/BT, se inicia el recorrido
desde la subestación y se avanza aguas abajo a través de los circuitos de servicio particular
(SP) y alumbrado público (AP) hasta cubrir el total de redes de baja tensión de la
subestación.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 49

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
La verificación se realizará para todos los elementos de la red de baja tensión (asociada a
cada subestación MT/BT) informados como existentes y altas, los cuales están identificados
en el plano de instalaciones a verificar.
La verificación se inicia desde la subestación seleccionada, registrando los datos de la
misma, tales como: código VNR, niveles de tensión y otros. Luego a partir de la salida de los
circuitos de SP y AP (hito 0), luego se continúa el recorrido tomando como base la ruta
delineada por las estructuras que componen los circuitos (hitos 1, 2, 3, …., n).
En cada estructura se registran los datos asociados a la misma tales como coordenadas
UTM, conductor, tipo de estructura, equipo de AP y fotografías respectivas.
La información detallada que se obtendrá al realizar la verificación, es la siguiente:
• Registro de las coordenadas UTM (x, y, z) WGS84 Zona 18 mediante el uso de GPS, de
la ubicación de la SED y cada una de las estructuras que conforman los circuitos de baja
tensión (servicio particular y alumbrado público).
• Registro de los datos de la subestación: código VNR (tipo, potencia y fases), relación de
transformación, potencia instalada.
• Registro del tipo de conductor del vano adyacente aguas arriba de cada estructura de
BT, indicando el código VNR correspondiente (tipo de conductor, calibre, fases y tipo de
soporte).
• Registro de la estructura, indicando el código VNR correspondiente (tipo de estructura,
longitud y tipo de poste). Adicionalmente se tomará la fotografía (5M Pixeles) de la
estructura verificada con visibilidad del vano adyacente aguas arriba y aguas abajo. La
toma fotográfica deberá realizarse de manera que se visualicen la estructura actual y la
estructura aguas arriba y aguas abajo de forma completa.
• Registro de los equipos de alumbrado público (lámpara, pastoral y luminaria), indicando
el código VNR correspondiente.
• Verificación de la propiedad de las instalaciones.
Al finalizar, el registro de los componentes de la red de baja tensión, se procederá a la firma
del acta correspondiente por el verificador y el representante de la empresa de distribución,
entregándole a este último copia de dicha acta y del plano de utilizado.
Resultados de la verificación en campo de instalaciones eléctricas
Los resultados de la verificación en campo serán presentados en el siguiente informe, ya
que dicha información viene siendo procesada.
3.5 De las instalaciones no eléctricas del SEM y empresa
3.5.1. Alcances 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.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.5.2. Metodología de Revisión y Validación.
La validación de las instalaciones no eléctricas, se realizó mediante la inspección en
campo de una muestra representativa cuyo tamaño está establecido en los TdR, esta
información levantada en campo será comparada con la información obtenida de la
Base de Datos VNRGIS al 30 de junio de 2011.
3.5.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada.
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
Empresa Real
(Miles US$)
Año 2011
SEM
(Miles US$)
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
Trabajos de Inspección en Campo
Metodología utilizada para seleccionar la muestra de instalaciones no eléctricas
La selección de la muestra, para la verificación en campo, considera los bienes
representativos de las instalaciones no eléctricas informados por Electrocentro para el SEM.
Para la selección de las muestras se han considerado los siguientes criterios:
• 20 ítems de instalaciones no eléctricas.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
• Para el caso de terrenos, edificios y construcciones, la selección de la muestra se realizó
considerando aquellos bienes de mayor área.
• Para la selección de la muestra de los vehículos, se han considerado aquellos bienes de
mayor costo.
• En el caso de Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control, Equipos de
Comunicación, Equipos de Oficina, Equipos de Computación y Otros, la selección de la
muestra considera aquellos de mayor costo y que sean representativos.
Procedimiento de verificación en campo de las muestras de Baja Tensión
El procedimiento de verificación en campo considerará como mínimo la verificación y
recopilación de información específica, de acuerdo al listado de verificación. Ver Modelo
Actas de Inspección.
Terrenos y Construcciones
Copia de auto avalúos, planos de planta y fotos digitales (5 M Píxeles), verificando su
ocupación y uso para la prestación del servicio de distribución, de la siguiente forma:
• Si viene siendo utilizado.
• Si es utilizado para un fin distinto (incluido aquellos destinados a la recreación y/o
deporte de los trabajadores) al del negocio de distribución eléctrica.
• Aquel terreno o parte de el, donde existe un proceso de construcción que concluirá en un
futuro.
• Construcciones para Oficina
• Construcciones para Almacén y Maestranza
• Aquella construcción o parte de ella que viene siendo utilizada exclusivamente como
depósito de bienes inservibles, sin valor comercial
• Foto digital del predio.
Vehículos y otros equipos
En el caso de vehículos, equipos de cómputo, equipos de almacén, equipos de medición y
control, equipos de comunicación, equipos de oficina y otros se verificará:
• Cantidad, características del bien, estado operativo y uso para el servicio de distribución.
• Si es utilizado para un fin distinto al del negocio de distribución eléctrica.
• Tarjeta de propiedad para los vehículos.
• Copias de facturas para los equipos (se pueden considerar copias del listado de Activo
Fijo, en donde pueda identificarse claramente el bien).
• Foto digital de cada equipo.
• Verificación de ubicación y cantidades.
• Verificación de propiedad.
Al término de cada verificación en campo, se suscribirá conjuntamente con el coordinador
designado por cada una de las empresas, las actas de verificación en campo
correspondientes.
Resultados de la verificación en campo
Los resultados de la verificación en campo serán presentados en el siguiente informe, ya
que a la fecha la empresa no hizo entrega de la información requerida para su verificación.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.5.4. Variaciones de la información Recopilada.
A la fecha este aspecto aún no ha sido procesado.
3.6 Comerciales del SEM y Empresa
3.6.1. Alcances 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.
3.6.2. Metodología de Revisión y Validación.
Se validó la información presentada por la Empresa en los formatos V con la
información proporcionada por Osinergmin (información comercial, información del
FOSE,etc.), encontrándose conforme la información presentada por la Empresa.
3.6.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada.
Los resultados validados son los siguientes:
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
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.
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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
Total MAT 1 1
AT2 2 1
Total AT 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
BT5B 522 588 545 650 22 177 22 750
Total Clientes
MAT+AT+MT+BT+BT5B 573 360 598 283 27 456 28 132
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.
Tarifa
Energía (MW.h)
Empresa Real
SEM
2 011 2 012 2 011 2 012
MAT1 294 1 839
Total MAT 294 1 839
AT2 6 839 5 942
Total AT 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
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Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Tarifa
Energía (MW.h)
Empresa Real
SEM
2 011 2 012 2 011 2 012
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 MAT+AT+MT+BT+BT5B 590 298 627 703 36 806 38 534
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:
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
3.6.4. Variaciones de la información Recopilada.
No existe variaciones ni correcciones a la información presentada por la empresa en
este rubro, la información presentada es conforme.
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.7 De balance de potencia y energía
3.7.1. Alcances de la validación según los TDR
Corregir los antecedentes que muestren diferencias entre las ventas y las pérdidas
asignadas por la Empresa al SEM.
3.7.2. Metodología de Revisión y Validación.
La información reportada en el formato VI, se ha validado con la información
proporcionada por OSINERGMIN, en los que respecta a ventas de energía en MT y
BT, encontrándose conforme.
La información de pérdidas de energía tiene valores incoherentes (valores negativos),
por lo que se elaboró el balance de energía para los años 2011 y 2012 siguiendo los
pasos siguientes:
Para la elaboración del balance de energía y potencia, se ha tomado los siguientes
datos de entrada:
• Ventas de Energía (MW.h) en BT y MT.
• Ingreso a MT para la energía (MW.h) y potencia (MW).
• Factores de carga / pérdidas y Factores de Coincidencia vigentes.
Con la información de entrada se procedió a elaborar el balance de energía y
potencia, calculando las respectivas potencias para cada opción tarifaria BT y MT.
La potencia correspondiente a cada opción tarifaria fue determinada utilizando
factores de carga y coincidencia vigentes.
La potencia por cada opción tarifaria fue calculada a partir de la siguiente fórmula:
Energía(
kWh)
Pmáx =
* F1
fc(
NHA)
Donde:
“fc”, es igual al factor de carga
NHA, es el número de horas del año 2004 (8 784 horas).
F1, es el factor de coincidencia.
Para el caso de las pérdidas BT y MT, se ha tomado los porcentajes reconocidos en la
regulación anterior.
3.7.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada.
El resultado de los balances de potencia y energía de los años 2011 y 2012 se
muestran a continuación:
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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)
(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 46 611.604 111.64% 0.432 12 316.495 29.42%
(6) Total Ingreso a AT 46 611.604 111.64% 0.432 12 316.495 8.96% 1
(7) Ventas en AT 0.000
(8) AT1 0.000
(9) AT2
(10) Pérdidas en AT 4 860.549 11.92% 0.272 2 039.916 18.97%
Media Tensión (MT)
(11) Ingreso a MT desde AT 41 751.055 99.72% 10 524.399
(12) Compras en MT
(13) Generación Propia Neta 301.757 0.72% 0.127 271.732 3.10% 1.000
(14) Consumo Propio 186.547 -0.4% 0.500 43 1.000
(15) Ventas a Otros Distribuidores
(16) Total Ingreso a MT 41 866.264 100.00% 0.444 10 754 7.35% 1
(17) Pérdidas Estándar en Media Tensión 837.325 2.00% 0.272 352 3.27%
(18) Técnicas 837.325 2.00% 0.272 352 3.27%
(19) No Técnicas 0.000
(20) Ventas en Media Tensión 3 897.757 9.31% 0.528 842 7.83%
(21) MT1
(22) MT2 627.031 1.50% 0.346 44 0.41% 0.213
(23) MT3P 1 152.214 2.75% 0.504 247 2.30% 0.947
(24) MT3FP 343.807 0.82% 0.501 45 0.42% 0.579
(25) MT4P 939.775 2.24% 0.434 241 2.24% 0.976
(26) MT4FP 834.930 1.99% 0.342 264 2.46% 0.948
(27) Pérdidas Estándar en Baja Tensión 4 224.306 10.09% 0.272 1 253 11.65%
(28) Técnicas 3 031.118 7.24% 0.226 946 8.80%
(29) No Técnicas 1 193.189 2.85% 0.407 306 2.85%
(30) Ventas en Baja Tensión 32 906.876 78.60% 0.452 8 307 77.25%
(31) BT1
(32) BT2 176.568 0.42% 0.802 20 0.18% 0.777
(33) BT3P 10.874 0.03% 0.683 2 0.02% 0.969
(34) BT3FP 434.692 1.04% 0.494 36 0.33% 0.357
(35) BT4P 325.879 0.78% 0.612 58 0.53% 0.946
(36) BT4FP 245.076 0.59% 0.492 26 0.24% 0.456
(37) BT5A.A 163.750 0.39% 0.434 43 0.40% 0.992
(38) BT5A.B 66.000 0.16% 0.434 17 0.16% 0.992
(39) BT5B 28 068.332 67.04% 0.434 7 324 68.11% 0.992
(40) BT5C 1.661 0.00% 0.500 0 0.00% 1.000
(41) BT5C-AP 3 211.565 7.67% 0.500 733 6.82% 1.000
(42) BT5D 90.627 0.22% 0.434 24 0.22% 0.992
(43) BT5E
(44) BT6 111.852 0.27% 0.500 26 0.24% 1.000
(45) BT7
(46) Pérdidas No Estándar (MW.h) 0.000 0.000
(47) Porcentaje Total de Pérdidas (%) 12.09% 14.92%
(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
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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 - 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
(5) Compras en AT 49 041 111.45% 0.490 11 428.972 26.07%
(6) Total Ingreso a AT 49 041 111.45% 0.490 11 428.972 7.75% 1
(7) Ventas en AT 0
(8) AT1 0
(9) AT2
(10) Pérdidas en AT 5 038 11.06% 0.459 1 252.473 11.08%
Media Tensión (MT)
(11) Ingreso a MT desde AT 44 003 100.39% 11 347.590
(12) Compras en MT
(13) Generación Propia Neta 0 0.00% 0.000 0.000 0.00% 1
(14) Consumo Propio 170 -0.39% 0.500 39 1
(15) Ventas a Otros Distribuidores
(16) Total Ingreso a MT 43 833 100.00% 0.442 11 309 7.36% 1
(17) Pérdidas Estándar en Media Tensión 877 2.00% 0.270 370 3.27%
(18) Técnicas 877 2.00% 0.270 370 3.27%
(19) No Técnicas 0
(20) Ventas en Media Tensión 4 207 9.60% 0.493 974 8.61%
(21) MT1
(22) MT2 640 1.46% 0.346 45 0.40% 0.213
(23) MT3P 1 114 2.54% 0.504 239 2.11% 0.947
(24) MT3FP 197 0.45% 0.501 26 0.23% 0.579
(25) MT4P 839 1.91% 0.434 215 1.90% 0.976
(26) MT4FP 1 416 3.23% 0.342 448 3.96% 0.948
(27) Pérdidas Estándar en Baja Tensión 4 423 10.09% 0.270 1 317 11.65%
(28) Técnicas 3 174 7.24% 0.226 995 8.80%
(29) No Técnicas 1 249 2.85% 0.407 322 2.85%
(30) Ventas en Baja Tensión 34 327 78.31% 2.193 8 648 76.47%
(31) BT1
(32) BT2 175 0.40% 0.802 19 0.17% 0.777
(33) BT3P 0 0.00% 0.683 0 0.00% 0.969
(34) BT3FP 556 1.27% 0.494 46 0.41% 0.357
(35) BT4P 433 0.99% 0.612 76 0.68% 0.946
(36) BT4FP 237 0.54% 0.492 25 0.22% 0.456
(37) BT5A.A 167 0.38% 0.434 44 0.39% 0.992
(38) BT5A.B 97 0.22% 0.434 25 0.22% 0.992
(39) BT5B 29 085 66.35% 0.434 7 589 67.11% 0.992
(40) BT5C 2 0.00% 0.500 0 0.00% 1.000
(41) BT5C-AP 3 262 7.44% 0.500 745 6.59% 1.000
(42) BT5D 201 0.46% 0.434 52 0.46% 0.992
(43) BT5E
(44) BT6 112 0.26% 0.500 26 0.23% 1.000
(45) BT7
(46) Pérdidas No Estándar (MW.h) 0 0.000
(47) Porcentaje Total de Pérdidas (%) 12.09% 14.92%
(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
3.7.4. Variaciones de la información Recopilada.
Para la elaboración del balance de potencia y energía, se han corregido los valores de
pérdidas de energía y potencia, y se han considerado los factores de carga,
participación en la punta y porcentaje de pérdidas de energía reconocidos en la
regulación anterior, ya que la información presentada por la empresa muestra
inconsistencias aún no resueltas.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 58

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.8 De operación y mantenimiento del SEM y empresa
3.8.1. Alcances 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
3.8.2. Metodología de Revisión y Validación.
Se revisó la información de los planes de mantenimiento enviado por la Empresa para los
años 2011 y 2012.
Se validó la información de los costos en los que incurre la Empresa para las actividades
de Operación y Mantenimiento reportados en los formatos III con los contratos de
servicios prestados por terceros proporcionados por Electrocentro.
3.8.1. Resultados de la validación y revisión de la información presentada.
Los resultados de la validación se muestran a continuación:
Se verificó que la Empresa realiza las siguientes actividades:
SUB
SISTEMA
CODIGO
ACTIVIDADES
MEDIA TENSIÓN
MT1
MT2
MT3
MT4
MT5
MT6
MT7
MT8
MT9
MT10
MT11
MT12
MT13
MT14
MT15
Inspecciones de redes de MT
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de retenidas
Mantenimiento de puestas a tierra
Mantenimiento de armado MT
Mantenimiento de postes
Mantenimiento de señalización MT
Mantenimiento de conductor
Mantenimiento de armado protección y/o maniobra (recloser y cut out)
Medición de resistencia del pozo a tierra
Termovisión de redes aéreas
Medición de tensiones y corrientes
Reemplazo de fusibles
Balanceo de carga
Reposición de conductores por hurto o por fuerza mayor
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 59

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
SUB
SISTEMA
SUB ESTACIONES
CODIGO
SED1
SED 2
SED 3
SED 4
SED 5
SED 6
SED 7
SED 8
SED 9
SED 10
SED 11
SED 12
SED 13
SED 14
SED 15
SED 16
SED 17
SED 18
ACTIVIDADES
Inspecciones de sed
Mantenimiento de puestas a tierra
Mantenimiento de postes
Señalización de sed
Mantenimiento del transformador, del equipo de protección aéreo
monofásico
Mantenimiento del sed, del equipo de protección aéreo trifásico
Mantenimiento de transformador, del equipo de protección caseta
Mantenimiento de sed caseta
Mantenimiento de tablero de medición y protección BT trifásico
Mantenimiento de tablero de medición y protección BT monofásico
Medición de puesta a tierra
Mediciones de carga (MD) por circuitos BT y AP
Reemplazo de fusibles chicote
Instalación/retiro de registradores NTCSE (incluye informe)
Reposición de transformadores
Reposición de tableros y accesorios
Reposición de varillas PAT
Reparación de transformadores de distribución
SUB
SISTEMA
BAJA TENSIÓN
CODIGO
BT1
BT2
BT3
BT4
BT5
BT6
BT7
BT8
BT9
BT10
BT11
BT12
BT13
BT14
BT15
ACTIVIDADES
Inspección de redes de BT
Mantenimiento franja de servidumbre
Mantenimiento de retenidas
Mantenimiento de puesta a tierra
Mantenimiento de armados
Mantenimiento de postes
Mantenimiento de señalización de BT
Mantenimiento de conductor
Mantenimiento de empalmes y derivaciones
Medición de puesta atierra
Balance de cargas
Medición y detección de puntos calientes
Medición de niveles de tensión y corriente
Medición de tensión y corriente
Reposición de conductores
SUB
SISTEMA
ALUMBRADO PÚBLICO
CODIGO
AP1
AP2
AP3
AP4
AP5
AP6
AP7
AP8
AP9
AP10
AP11
AP12
AP13
AP14
AP15
ACTIVIDADES
Inspecciones
Mantenimiento de retenidas
Mantenimiento de puesta a tierra
Mantenimiento de armado red de AP
Mantenimiento de postes
Mantenimiento de señalización de AP
Mantenimiento de la unidad de AP
Mantenimiento de equipo de control de AP
Mantenimiento de caja de equipo de control de AP
Mantenimiento de conductor de AP
Mantenimiento de empalmes y derivaciones
Medición de resistencia de puesta a tierra
Mediciones de alumbrado público
Reposición de redes AP
Reposición de luminarias sustraídas
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Costos de Operación y Mantenimiento
Asimismo, de la información contable proporcionada por la Empresa se validaron los
costos de operación y mantenimiento los cuales se presentan a continuación:
2011 2012
Concepto
Miles de
Nuevos Soles Porcentaje Miles de
Nuevos Soles Porcentaje
Costos de Explotación Técnica: 19 795 40% 16 420 31%
Jefatura 7 021 14% 5 952 11%
Distribución Primaria 6 812 14% 7 013 13%
Distribución Secundaria 3 627 7% 2 502 5%
Alumbrado Público 2 335 5% 953 2%
Costos de Explotación Comercial: 12 701 26% 20 063 38%
Atención a Clientes 6 267 13% 9 011 17%
Jefatura 6 392 13% 10 602 20%
Unidades de Apoyo 42 0.1% 450 1%
Costos de Gestión: 16 881 34.2% 16 616 31%
Gastos Personal 16 881 34.2% 16 616 31%
Total Costos 49 377 100% 53 099 100%
Como se puede apreciar en el cuadro presentado, los costos más significativos para el
año 2011 y 2012 son los costos de explotación técnica y los costos de explotación
comercial y representan el 40% y 38% del total de Costos de Operación y Mantenimiento
respectivamente.
3.8.2. Variaciones de la información Recopilada.
No existe variaciones ni correcciones a la información presentada por la empresa en
este rubro, la información presentada es conforme.
3.9 De asignación de costos indirectos
3.9.1. Alcances 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.
3.9.2. Metodología de Revisión y Validación
Se revisó la información proporcionada por Electrocentro en los formatos A-VII, A-VIII, A-IX y
A-X y se validó dicha información en la reuniones sostenidas con Electrocentro y con el
informe de criterios de asignación alcanzado por la empresa.
3.9.3. Resultados de la validación y revisión de la información presentada.
Los resultados de la validación se presentan a continuación:
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Asignación de Costos Indirectos a las Actividades
Total Empresa
Actividad
Dirección y
Directores (%)
Gerencia
Generación (%)
Gerencias
Transmisión (%)
Gerencia
Distribución (%)
Gerencia
Comercialización (%)
Compras y Administración y
Contratación (%) Finanzas (%)
Total (%)
Compra de energía 10 70 10 10 100
Generación 10 70 10 10 100
Transmisión 10 70 10 10 100
Distribución MT 10 70 10 10 100
Distribución BT 10 70 10 10 100
Alumbrado público 10 70 10 10 100
Comercialización 10 70 10 10 100
Conexión Medidores 10 70 10 10 100
Corte y Reconexión 10 70 10 10 100
Asignación de Costos Indirectos a las Actividades
SEM
Actividad
Dirección y
Directores (%)
Gerencia
Generación (%)
Gerencias
Transmisión (%)
Gerencia
Distribución (%)
Gerencia
Comercialización (%)
Compras y Administración y
TOTAL (%)
Contratación (%) Finanzas (%)
Compra de energía 10 70 10 10 100
Generación 10 70 10 10 100
Transmisión 10 70 10 10 100
Distribución MT 10 70 10 10 100
Distribución BT 10 70 10 10 100
Alumbrado público 10 70 10 10 100
Comercialización 10 70 10 10 100
Conexión Medidores 10 70 10 10 100
Corte y Reconexión 10 70 10 10 100
ASIGNACIÓN DE COSTOS DE SUPERVISIÓN DIRECTA A LAS ACTIVIDADES
TOTAL EMPRESA
Áreas Representativas de la Gerencia de Distribución
Áreas Representativas de la Gerencia Comercial
Actividad
UNID MANT UNIDAD MANT
GENERACION (%) TRANSMISION (%)
UNIDAD
MANTENIMIENTO
DISTRIBUCION (%)
CENTRO
CONTROL FACTURACION (%) COBRANZAS (%)
OPERACIONES (%)
CONTROL
PERDIDAS (%)
ATENCION
CLIENTES (%)
TARIFAS Y
CONTRATOS (%)
Compra de energía 100 100
Generación 80 10 10 100
Transmisión 90 10 100
Distribución MT 90 10 20 20 20 40
Distribución BT 90 10 20 20 20 40
Alumbrado público 90 10 20 20 20 40
Comercialización 20 20 20 40
Otros 15 20 40 25 20 20 20 40
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE SUPERVISIÓN DIRECTA A LAS ACTIVIDADES
TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO
Actividad
UNID MANT
GENERACION (%)
Áreas Representativas de la Gerencia de Distribución
UNIDAD MANT
TRANSMISION (%)
UNIDAD
CENTRO CONTROL
MANTENIMIENTO
FACTURACION (%) COBRANZAS (%)
OPERACIONES (%)
DISTRIBUCION (%)
Áreas Representativas de la Gerencia Comercial
CONTROL ATENCION
PERDIDAS (%) CLIENTES (%)
TARIFAS Y
CONTRATOS (%)
Compra de energía 100 100
Generación 80 10 10 100
Transmisión 90 10 100
Distribución MT 90 10 20 20 20 40 0
Distribución BT 90 10 20 20 20 40 0
Alumbrado público 90 10 20 20 20 40 0
Comercialización 20 20 20 40 0
Conexión Medidores 10 10 5 75 0
Corte y Reconexión 10 10 5 75 0
Otros 15 20 40 25 100
Composición de Costos - Total Empresa
Actividad
Costo
Directo (%)
Supervisión
Directa (%)
Costos
Indirectos (%)
Total (%)
Compra de energía 78.82 0.54 20.64 100
Generación 71.00 1.00 28.00 100
Transmisión 56.00 12.00 32.00 100
Distribución MT 70.00 1.00 29.00 100
Distribución BT 68.00 1.00 31.00 100
Alumbrado público 66.00 1.00 33.00 100
Comercialización 73.00 1.00 26.00 100
Otros 2.00 2.00 96.00 100
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Composición de Costos - Sistema Eléctrico Modelo
Actividad
Costo
Directo (%)
Supervisión
Directa (%)
Costos
Indirectos (%)
Total (%)
Compra de energía 79 0.54 21 100
Generación 71 1.00 28 100
Transmisión 56 12.00 32 100
Distribución MT 70 1.00 29 100
Distribución BT 68 1.00 31 100
Alumbrado público 66 1.00 33 100
Comercialización 73 1.00 26 100
Otros 2.00 2.00 96 100
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
ASIGNACION DE COSTOS TOTALES
TOTAL EMPRESA
Descripción
Compra de
Energía
Generación Transmisión Distribución
MT
Distribución
BT
Alumbrado
Público
Comercialización Conexión y
Medidores
Inversión
Corte y Inversión en
Asesoría a Apoyo en
en otras
Reconexión Distribución
Terceros Postes
Areas
Negocios
Financieros Otras
Total
1 Suministro Diversos de Materiales 967 276 957 1 058 595 3 821 0 0 1 187 8 860
2 Cargas de Personal 0 637 2 590 2 439 759 440 6 670 0 0 0 0 0 0 0 9 908 23 443
3 Mano de Obra Directa y/o Servicios de
Terceros
0 3 273 3 519 4 574 1 743 514 17 868 0 0 0 0 0 0 0 12 660 44 151
4 Tributos 217 51 2 903 12 0 485 284 3 952
5 Cargas Diversas 257 613 915 946 2 2 516 2 430 7 678
6 Compra de Energía 131 179 533 131 712
7 Provisiones Ejercicios 2 345 6 370 8 889 17 493 1 693 1 888 2 983 41 662
8 Cargas Financieras 0
Total 131 179 7 695 13 951 20 677 22 012 3 243 33 249 0 0 0 0 0 0 0 29 452 261 458
Descripción
Compra de
Energía
Generación Transmisión Distribución
MT
ASIGNACION DE COSTOS TOTALES
SISTEMA ELÉCTRICO MODELO
Distribución
BT
Alumbrado
Público
Comercialización Conexión y Corte y Inversión en Inversión en Asesoría a
Medidores Reconexión Distribución otras Areas Terceros
Apoyo en
Postes
Negocios
Otras Total
Financieros
1 Suministro Diversos de Materiales 30 10 45 99 34 353 0 572
2 Cargas de Personal 0 79 381 46 198 56 593 0 0 0 0 0 0 0 30 1 384
3 Mano de Obra Directa y/o Servicios
de Terceros
0 352 489 321 145 43 1 252 0 0 0 0 0 0 0 0 2 602
4 Tributos 20 8 0 565 0 12 0 605
5 Cargas Diversas 154 102 112 126 0 728 0 1 222
6 Compra de Energía 10 113 10 113
7 Previsiones Ejercicios 203 543 711 1 879 207 244 0 3 787
8 Cargas Financieras 0
Total 10 113 838 1 534 1 235 3 012 341 3 182 0 0 0 0 0 0 0 31 20 284
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.9.4. Variaciones de la información Recopilada.
No existe variaciones ni correcciones a la información presentada por la
empresa en este rubro, la información presentada es conforme.
3.10 De la calidad del servicio eléctrico
3.10.1. Actividades de la validación según los TdR.
Revisar, ordenar y efectuar correcciones a la información recopilada.
3.10.2. Metodología de Revisión y Validación.
Se revisó el informe de estadística de fallas y el reporte de mediciones de los
años 2011 y 2012 y se validó con la información reportada a OSINERGMIN
como parte del procedimiento de supervisión de la operación de sistemas
eléctricos.
3.10.3. Resultados de la validación y revisión de la información
presentada.
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 en distribución 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
La empresa ha reportado los siguientes de indicadores SAIDI y SAIFI total anual para
el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo:
Indicador
Año 2011 Año 2012
Valor Reportado Valor Reportado
SAIDI 77.1 58.7
SAIFI 34.1 34.7
El SAIFI reportado para los años 2011 y 2012, tiene un valor de 34.1 y 34.7
respectivamente, de los cuales, 17.7 y 12.8 corresponde al sistema de distribución
respectivamente, OSINERGMIN ha establecido como tolerancia un SAIFI de 7, tanto
para el año 2011 como para el 2012, es decir, el sistema Tarma Chanchamayo se
encuentra por encima de las tolerancias para ambos años.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 66

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
La mayor frecuencia de interrupciones se da en el sistema de distribución por cortes
no programados, lo cual representa la principal causa de frecuencia de interrupciones
en el sistema de distribución.
Los motivos principales de interrupciones se dan por fenómenos naturales (descargas
atmosféricas) y por falta de mantenimiento de las instalaciones eléctricas (contacto de
árboles con la red, fallas de equipos, caída de estructuras MT/BT, entre otros).
El SAIDI reportado para los años 2011 y 2012, tienen un valor de 77.1 y 58.7
respectivamente, de los cuales, 21.7 y 18.8 corresponde al sistema de distribución
respectivamente, OSINERGMIN ha establecido como tolerancia un SAIFI de 12, tanto
para el año 2011 como para el 2012, es decir, el sistema Tarma Chanchamayo se
encuentra por encima de las tolerancias para ambos años.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 67

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
La mayor duración de interrupciones se da en el sistema de distribución por cortes no
programados, lo cual representa la principal causa de duración de interrupciones en
el sistema de distribución.
La causa principal de duración de interrupciones lo constituye el hurto de conductores
y la caída de árboles sobre la red.
La tabla siguiente muestra los indicadores SAIDI y SAIFI de distribución del sistema
Tarma-Chanchamayo, los cuales se encuentran por encima de las tolerancias:
Año 2011 Año 2012
Indicador Valor
Valor
Tolerancia Calificación
Reportado
Reportado
Tolerancia
SAIDI 21.7 12
Fuera de
rango
18.8 12
SAIFI 17.7 7
Fuera de
rango
12.8 7
Calificación
Fuera de
rango
Fuera de
rango
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 Total
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
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 68

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Año Mes Número de Usuarios Afectados Cantidad de Interrupciones
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
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
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 69

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Año Mes Número de Usuarios Afectados Cantidad de Interrupciones
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
3.10.4. Variaciones de la información Recopilada.
No existe variaciones ni correcciones a la información presentada por la
empresa en este rubro, la información presentada es conforme.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 70

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
3.11 Estudio de costo de capital de trabajo
De acuerdo a los costos modelados se han calculado los requerimientos diarios de
capital de trabajo y su costo financiero actualizado para el primer año de operaciones.
Los supuestos empleados para el cálculo del capital de trabajo han sido los
siguientes:
−
−
−
Los ingresos por venta ingresan a caja diariamente a partir del día 48, dado que el
primer mes no se factura, y que se necesitan 3 días de procesamiento de la
facturación y se otorgan 15 días de plazo para el pago de las facturas.
Las obligaciones de pago de la empresa distribuidora vencen generalmente los
últimos días de cada mes, la compra de energía se paga a los 30 días de
efectuada las lecturas de compra, el primer mes no se compensa IGV, pues se
factura a partir del primer día del segundo mes.
Los datos de ingresos y costos son los siguientes:
Ingresos y Costos SEM Miles USD
Anual Mes
Concepto
(Miles US$) (Miles US$)
Ingresos 5 732 478
Gastos
Compra Energía 3 701 308
Cargas Personal 364 30
Servicios Terceros 1 184 99
Tributos 207 17
Cargas Diversas gestión 115 10
Se ha supuesto, para objeto de la determinación del costo del capital de trabajo que
la caja parte con un saldo equivalente a 3 meses de los valores de materiales
determinados para operación y mantenimiento más 7 días de facturación de ventas,
que las tasas financieras para este tamaño de empresa son del 12% anual en
dólares.
Con ellos las necesidades de capital de trabajo determinadas fueron:
Costo de Capital de Trabajo US$ 2 411
El detalle del cálculo del capital de trabajo se describe en el CD que se adjunta al
presente informe.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 71

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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 reportada en el
formato II.
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.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 72

4. Etapa II - Ajuste Inicial de Costos (Formatos C)
Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 73

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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 168 trabajadores cuya distribución se
muestra en el cuadro siguiente:
Areas de la
Sede
Empresarial
Organización
Directivos
Ejecutivo 1
Ejecutivo 2
Jefes Depto.
Profesionales
Técnicos
Administrativos
Alta Dirección
Gerencia de Generacióbn y
Transmisión
Gerencia de Distribución
Gerencia Comercial
Directorio 5
Gerencia General 1 1
Subgerencia Legal 1 2 1
Sugerencia de Auditoria 1 2
Subgerencia Planeamiento y Regulación 1 2 2
Asesoria de Seguridad 1
Total Alta Dirección 5 1 4 2 6 0 2
Gerencia Generación Transmisión 1 1
Departamento Mantenimiento 1 1 2
Subgerente Transmisión 1
Departamento Mantenimiento 1 2
Subgerente Ingenieria / Planeamiento 1
Departamento de Ingeniería 1 2 1
Total Gerencia de Generación y Transmisión 1 2 3 5 3 1
Gerencia de Distribución 1 1
Subgerente Operaciones 1 1
Departamento Operaciones 1 1
Departamento Ingenieria de Distribución 1 2 1
Subgerente Mantenimiento 1 1
Departamento Mantenimiento 1
Area MT 3 1
Area SEDs y Equipos de Protección 2 1
Area BT y AP 3 1
Departamento Despacho y Maniobras 1 1 4
Total Gerencia de Distribución 1 2 3 12 9 3
Gerencia Comercial 1 1
Subgerencia de Operaciones Comerciales 1 1
Departamento Comercial 1
Encargados Lecturas 2
Encargados Repartos 2
Encargados Facturación 1 2
Encargado de Aplic. Tarifaria 1 1
Departamento Control de Pérdidas 1
Encargado consumos no registrados 1 2
Encargado cobranzas 1 1
Encargado de Ingreso de Energía
Subgerencia de Sucursales y AACC 1 1
Departamento sucursales 1 2
Departamento AACC 1 2
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 74

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 (09) Unidades de Negocio, las que se detallan a
continuación:
- Huancayo.
- Ayacucho.
- Huánuco.
- Tarma
- Selva Central
- Huancavelica.
- Valle 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:
Como punto de partida, la organización del SEM estaría compuesta por una
Estructura encargada de las actividades operativas, siendo estas unidades
meramente ejecutoras de las políticas impartidas por la estructura central.
El SEM cuenta con una Jefatura a 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
3 4
Atención Clientes
1
2 3
Lectura
1
1
Reparto
1
1
Cobranzas
1
1
Nuevos Proyectos
1
1
Mantenimiento de Generación, Trasmisión,Distribución 1 8
9
Control de Pérdidas
1 1
2
Total SEM 1 1 3 12 5 22
Cantidad de UU.NN / SEM 8
Total UU.NNN / SEM 8 8 24 96 40 176
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Página 75

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
Así 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.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 76

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
Total Trabajadores
Remuneración - Mensual
(S/.)
Costo Adicional por
Obligaciones de la
Empresa (S/.)
Remuneración - Mensual
(S/.)
Remuneración - Annual
(S/.)
5 15 000 15 000 180 000
Alta Dirección
Gerencia de Generación
y Transmisón
Gerencia de Distribución
Gerencia Comercial
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
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Areas de la
Sede
Empresarial
Total Trabajadores
Remuneración - Mensual
(S/.)
Costo Adicional por
Obligaciones de la
Empresa (S/.)
Remuneración - Mensual
(S/.)
Remuneración - Annual
(S/.)
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
Gerencia de Administración y Finanzas
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
Unidad de Negocio /
Sistema Eléctrico Mayor
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
198 544 986 294 292 839 278 10 071 341
348 1 106 723 589 247 1 695 970 20 351 637
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
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 348 – 99% 20 351 637 – 87 %
Estructura Modelada
Resultado
Se obtuvo un
incremento de 20
trabajadores.
Se obtuvo una reducción
del 8% 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.
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.
De acuerdo con lo expresado, no es posible realizar un ajuste real a los costos
de los servicios prestados por terceros, mas aun si se tiene en cuenta que los
resultados de los índices relacionados con la calidad de servicio (SAIDI, SAIFI)
sobrepasan los umbrales establecidos por la Normatividad Técnica, y dado
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 79

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
que los servicios de terceros se pagan sobre tareas efectivamente realizadas, no
es posible realzar ajustes a os resultados informados por la Empresa en los
formatos IV-III y IV-4, por lo que para efectos del presente capítulo, dichos costos
se mantienen.
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
De acuerdo a lo expresado en los numerales 4.1, 4.2 y 4.3, 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.
Código
4.5 FORMATOS C
C – Formato III – 1
Actividad
Total
Empresa
Sistema
Eléctrico
Modelo
Total
Empresa
Sistema
Eléctrico
Modelo
A1 Compra de Energía 42 618 3667.84 114 942 9 892
A2 Generación 2 843 225.33 7 669 608
A3 Transmisión 5 782 606.3 15 595 1 635
A4 Distribución Media Tensión 6 583 177.55 17 754 479
A5 Distribución Baja Tensión 7 414 1139.14 19 996 3 072
A6 Alumbrado Público 1 419 303.16 3 828 818
A7 Comercialización 6 739 783.14 18 175 2 112
A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 1 474 136.45 3 975 368
A9 Corte y Reconexión 339 29.23 913 79
A10
A11
A12
A13
A14
A15
Gestión de Inversión en Distribución
Gestión de Inversión en Otras Áreas
Asesoría a Terceros
Otros Servicios
Negocios Financieros
Otras
Miles US$
Miles S/.
A1 + … + A15 Total Actividades 75 212 7 068 202 847 19 063
A4 + A5 + A6 + A7 Total Distribución 22 155 2 403 59 753 6 481
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. Creación de la Empresa Modelo – Proceso de
Optimización (Etapa III - Formatos D)
5.1 Instalaciones de Distribución MT
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
5.2 Instalaciones de Distribución BT
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
5.3 Balance de Potencia MT y BT
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
5.4 Balance de Energía MT y BT
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
5.5 Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución BT
y MT.
Uno de los objetivos del presente estudio es el de optimizar los costos de
operación y mantenimiento de una empresa modelo eficiente operando en el
país, las instalaciones modeladas se deben adaptar a la demanda de potencia y
energía de la empresa real.
Las actividades de operación y mantenimiento en un sistema de distribución
económicamente adaptado deben de considerar acciones para mantener y/o
restablecer la operatividad de los componentes que conforman el sistema
eléctrico a fin de garantizar la continuidad y confiabilidad del suministro de
energía eléctrica y cumplir con los estándares de calidad, seguridad y
conservación del medio ambiente.
Con la finalidad de cumplir con los estándares establecidos en la normatividad
vigente es necesario que la empresa elabore un programa de mantenimiento
adecuado que permita minimizar las situaciones de riesgo que atente contra la
confiabilidad y seguridad de sistema eléctrico.
Para la optimización de los costos de operación y mantenimiento, se procedió al
análisis de los procesos, asignación de recursos y frecuencias eficientes de las
actividades. Los costos así obtenidos, se asignaron al sistema eléctrico modelo.
Todas las actividades de mantenimiento del sistema de distribución han sido
previstas para ser realizadas por terceros, dado a que los precios de mercado por
mano de obra son más bajos que las remuneraciones percibidas por el
personal propio.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 81

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
5.5.1. Estructura Organizacional y Gastos de Personal
Dado lo extensas de las zonas atendidas por la empresa distribuidora y el
advenimiento de las tecnologías de comunicaciones, se considera apropiado que
exista una estructura central fuerte, completa y ágil que preste servicios a unidades
geográficas dispersas.
De esta forma se diseñó una estructura organizacional con todas las funciones
inherentes a la actividad empresarial y dentro de ella unidades geográficas con
responsabilidad sobre uno o varios sistemas eléctricos, en consecuencia se presenta
el siguiente organigrama modelado para una empresa como ELECTROCENTRO S.A.
Organigrama de la Empresa
Como antes se indicó, para atender las necesidades de hasta 598 281 clientes se
estructuró una organización compuesta por una estructura central encargada de las
actividades de planificación, control, sistemas, regulación, comercial y administración
y finanzas, como tal prestadora de servicios a Unidades de Negocio, siendo estas
Unidades entidades meramente ejecutoras. La empresa en su totalidad cuenta con
430 trabajadores, de los cuales 169 están en la estructura central y 29 trabajadores
en cada unidad de negocio.
A continuación se muestran la estructura funcional de la empresa con las categorías
ocupacionales asociadas y el número de trabajadores por categoría ocupacional para
cada función:
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Estructura funcional y cargos por categoría ocupacional, Organización central
Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Directivos
Ejecutivo 1
Ejecutivo 2
Jefes Depto.
Profesionales
Técnicos
Administrativos
Total
Trabajadores
Directorio 5 5
Gerencia General 1 1 2
Subgerencia Legal 1 2 1 4
Sugerencia de Auditoria 1 2 3
Subgerencia Planeamiento, Regulación y Fiscalización 1 2 2 5
Subgerencia de Seguridad y Medio Ambiente 1 1 2
5 1 4 2 7 0 2 21
Gerencia Generación Transmisión 1 1 2
Departamento Mantenimiento - Generación 1 1 2 4
Subgerente Transmisión 1 1
Departamento Mantenimiento - Transmisión 1 2 3
Subgerente Ingenieria / Planeamiento 1 1
Departamento de Ingeniería 1 2 1 4
1 2 3 5 3 1 15
Gerencia de Distribución 1 1 2
Subgerente Operaciones 1 1 2
Departamento Operaciones 1 1 2
Departamento Ingenieria de Distribución 1 2 1 4
Subgerente Mantenimiento 1 1 2
Departamento Mantenimiento 1 1
Area MT 3 1 4
Area SEDs y Equipos de Protección 2 1 3
Area BT y AP 3 1 4
Departamento Despacho y Maniobras 1 1 4 6
1 2 3 12 9 3 30
Gerencia Comercial 1 1 2
Subgerencia de Operaciones Comerciales 1 1 2
Departamento Comercial 1 1
Encargados Lecturas 2 2
Encargados Repartos 2 2
Encargados Facturación 1 2 3
Encargado de Aplic. Tarifaria 1 1 2
Departamento Control de Pérdidas 1 1
Encargado consumos no registrados 1 2 3
Encargado cobranzas 1 1 2
Subgerencia de Sucursales y AACC 1 1 2
Departamento sucursales 1 2 3
Departamento AACC 1 2 3
1 2 6 3 13 3 28
Gerencia de Tecnologías de Información 1 1 2
Subgerencia de Producción 1 1
Departamento de Operaciones 1 1 2 4
Departamento de Comunicaciones 1 1 2 4
Departamento de Soporte Técnico 1 1 3 5
Subgerencia de Sistemas 1 1
Departamiento Sistemas Técnicos 1 2 3
Departamiento Sistemas Administrativos 1 2 2 5
Subgerencia de Seguridad Informática 1 1 2
1 3 5 8 9 1 27
Gerencia Administración y Finanzas 1 1 2
Subgerencia de Contabilidad 1 1 2
Departamento Contab Central 1 3 4
Departamento Contab. Analítica 1 1 2
Departamento Contab. Patrimonial 1 1 2
Subgerencia de Finanzas 1 1 2
Departamento Tesoreria 1 1 2 4
Departamento Presupuestos y Seguros 1 2 3
Subgerencia Logistica 1 1 2
Departamento Compras 1 1 1 3
Departamento Almacenes 1 2 4 7
Departamento SSGG y Transportes 1 1 1 3
Subgerencia RR.HH. 1 1 2
Departamento Planillas 1 2 3
Departamiento Mov. Personal 1 1 2
Reclutamiento 1 1
Movimiento de Personal 1 1 2
Compensaciones y Beneficios 1 1 2
1 4 10 12 4 17 48
Totales Estructura Central 5 6 17 29 47 38 27 169
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Estructura funcional y cargos por categoría ocupacional, Unidades de Negocio
Directivos
Ejecutivo 1
Ejecutivo 2
Jefes Depto.
Profesionales
Técnicos
Administrativos
Total
Trabajadores
Jefatura Unidad de Negocio 1 1 2
Departamento de Operaciones 1 1 2
Área de Distribución 1 1 2
Área de Generación y Transmisión 1 1
Departamento Comercial 1 1 2
Área de Servicio al Cliente 1 1 2
Área de Facturación 1 1 1 3
Área de Cobranzas 2 2
Área de Control de Pérdidas 1 2 3
Departamento de Administración 1 1 2
Área de Servicios Generales y Almacenes 1 1
Área de Logística 1 1
Área de Contabilidad y Finanzas 1 1
Departamento de Tecnologías de Información y Comunicaciones 1 1 2
Departamento de Seguridad y Medio Ambiente 1 1
Departamento de Calidad, Regulación y Fiscalización Eléctrica 1 1 2
Jefatura Unidad de Negocio 0 0 1 6 4 8 10 29
Total Unidad de Negocio 0 0 1 6 4 8 10 29
Para el modelamiento del Sistema Eléctrico Modelo, se ensayaron varias alternativas
de estructuración organizacional, llegando a la conclusión de que la estructura
matricial era la más conveniente desde el punto de vista de la optimización.
Las Unidades de Negocio Tarma y Selva Central, atienden a 132 997 clientes de los
cuales 28 798 pertenecen al Sistema Eléctrico Modelo, es decir el SEM representa un
21% de los usuarios de las UUNN Tarma y Selva Central.
Se optó por modelar las Unidades de Negocio Tarma y Selva Central, y a partir de
ellas obtener los costos del sistema eléctrico modelo, esta opción parece la más
acertada, ya que de otra forma se estaría incrementando el volumen total de gastos
de ELECTROCENTRO y ello no se encuentra amparado en los Términos de
Referencia de los Estudios.
Dado lo antes expuesto se opto por modelar las Unidades de Negocio de nivel
ejecutor inmediato superior al SEM y posteriormente asignar parte de los costos del
personal de las UUNN al SEM, como la forma más eficiente de atender las redes,
equipos y clientes del SEM
Las Unidades de Negocio, corresponden al nivel agregado inmediato superior al
Sistema Eléctrico Modelo (SEM), para el cual se determinó la siguiente estructura
orgánica:
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Organigrama SEM
Unidad de
Negocio
Departamento de
Operaciones
Departamento
Comercial
Departamento de
Administración y
Finanzas
Departamento de
Tecnologías de Información
y Comunicaciones
Departamento de
Seguridad y Medio
Ambiente
Departamento de
Calidad, Regulación y
Fiscalización Eléctrica
Área de
Distribución
Área de
Generación y
Transmisión
Servicio al
Cliente
Facturación
Cobranzas
Control de
Pérdidas
Servicios
Generales y
Almacenes
Logística
Contabilidad y
Finanzas
Estructura de Remuneraciones
Para estructurar las remuneraciones de las categorías ocupacionales indicadas en los
cuadros anteriores:
Directivos: Directores de la sociedad
Ejecutivos nivel 1: Gerentes
Ejecutivos nivel 2: Subgerentes
Jefes de Departamento
Profesionales o Especialistas
Técnicos
Administrativos
Para determinar las remuneraciones se tomó como punto de partida lo siguiente:
• Estudio efectuado por el OSINERGMIN-GART en la regulación del año 2009,
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 4, en sustitución del cuartil 2
utilizado en el año 2009, esta sustitución se justifica por el incremento de costos
en relación al año 2009 y se aplicará a los niveles de:
− Jefe de Departamento
− Supervisor y Profesional
− Técnico
− Administrativo
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Remuneraciones Básicas por Categoría Ocupacional
Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Promedio de Remuneración mes S/.
C at eg or ia
ELEC T R O
SU R EST E
ELEC TR O
U C A Y A LI
ELEC T R O
C EN T R O
ELEC T R O
N OR OESTE
ELEC T R O
N OR T E
ELEC T R O
PU N O
ELEC TR O
SU R
HID R A N D IN
A
SEA L C uar t il 0 C uart il 1 C uart il 2 C uart il 3 C uar t il 4
Jefes Depto. 6 303 5 009 6 303 3 937 3 526 4 106 3 495 4 612 4 194 3 495 3 937 4 194 4 612 6 303
Superv. y Prof. 3 509 3 004 3 725 3 069 2 692 2 958 2 325 3 725 2 718 2 325 2 718 2 958 3 069 3 725
Tecnicos 2 824 2 007 2 824 1 883 1 760 2 117 2 160 2 041 2 763 1 760 2 007 2 117 2 242 2 824
Administrativos 3 100 2 086 3 100 1 838 1 878 2 034 2 263 2 504 2 794 1 838 2 034 2 086 2 504 3 100
• Para los ejecutivos de más alto nivel como es el caso de Gerentes y Sub
Gerentes, se tomó como referencia remuneraciones de mercado de sectores
relacionados con la industria eléctrica.
CATEGORIA OCUPACIONAL
Nivel Remunerativo Básico
S/.
US$
Gerente 14 700 5 451
Subgerente 11 550 4 283
Número de cargos por cada categoría ocupacional
CATEGORIA OCUPACIONAL
N° Trabajadores
Gerentes 6
Subgerentes 26
Jefes de Departamentos 83
Supervisores y Profesionales 83
Técnicos 110
Administrativos 117
TOTAL 425
Gastos de Personal
Gastos de personal de la empresa
Dada las estructuras de personal definidas, las categorías ocupacionales y las
remuneraciones básicas relevantes se estructuraron los gastos de personal de toda la
empresa (Estructura Central más Unidades de Negocio) los cuales se calcularon con
todos los conceptos remunerativos y gastos del empleador de acuerdo a Ley siendo los
resultados los siguientes:
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 86

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Gastos de Personal (Total Empresa)
CONCEPTO
VALOR
(US$)
Gastos de personal de la UUNN
Total Remuneración Mensual 675 910
Total Remuneración Anual 8 110 915
Aguinaldos Ley 1 351 819
CTS 675 910
Sobretiempo 131 142
Colaciones y Pasajes 148 945
Seguro actividades de riesgo 152 556
Examen médico anual 42 500
Capacitación 142 350
Aporte Salud - Empleador 863 449
Subtotal Gastos del Personal 11 619 586
Participación de Utilidades (VNR*0.124144) 1 856 597
Total Gastos del Personal 13 476 182
Directorio 135 000
Total Gastos del Personal y Directorio 13 611 182
Los gastos de personal de la UUNN fueron determinados de acuerdo a los mismos
parámetros de la empresa total y se muestran en el cuadro siguiente:
Estructura de gastos del personal UUNN
CONCEPTO
VALOR
(US$)
Total Remuneración Mensual 42 866
Total Remuneración Anual 514 392
Aguinaldos Ley 85 732
CTS 42 866
Sobretiempo 9 142
Colaciones y Pasajes 10 588
Seguro actividades de riesgo 10 052
Examen médico anual 2 900
Capacitación 9 100
Aporte Salud - Empleador 54 834
Subtotal Gastos del Personal 739 606
Participación de Utilidades (VNR*0.124144) 122 215
Total Gastos del Personal 861 821
Directorio
Total Gastos del Personal y Directorio 861 821
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 87

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Gastos de personal de la Estructura Central y Asignación al SEM.
Dado que los cuadros anteriores representan el gasto total de personal de la empresa, es
necesario retirar el gasto correspondiente a las unidades de negocio para poder asignar
parte de los costos de la estructura central al SEM. Los costos de personal de la
estructura central se muestran a continuación:
Estructura de Gastos del Personal de la Estructura Central
CONCEPTO
VALOR
(US$)
Total Remuneración Mensual 290 116
Total Remuneración Anual 3 481 389
Aguinaldos Ley 580 231
CTS 290 116
Sobretiempo 48 864
Colaciones y Pasajes 53 653
Seguro actividades de riesgo 62 089
Examen médico anual 16 400
Capacitación 60 450
Aporte Salud - Empleador 369 944
Subtotal Gastos del Personal 4 963 135
Participación de Utilidades (VNR*0.124144) 756 661
Total Gastos del Personal 5 719 796
Directorio 135 000
Total Gastos del Personal y Directorio 5 854 796
Para conocer los costos del personal del SEM es preciso modelar los costos del personal de
las Unidades de Negocio que atienden al SEM (Tarma y Selva Central) y los costos de la
estructura central, esto llevó a determinar cuánto de costos asignados desde la estructura
central y de las UUNN recibirá el SEM.
La estructura de gastos del personal asociada al sistema eléctrico debe incluir entonces los
costos asignados desde las UUNN de Tarma y Selva Central, los cuales a su vez incluyen
una asignación de costos de personal desde la estructura central.
COSTO: gastos de Personal SEM (US$)
Descripción
Estructura
Central
(US$)
(1)
UU.NN.
Tarma
(US$)
(2)
UU.NN.
Selva Central
(US$)
(3)
Costos de Personal 5 854 796 861 821 861 821
Asignados al SEM 216 979 96 836 199 435
Total costos del personal del SEM (1)+(2)+(3)
513 250
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Asignación de los gastos de personal a las actividades del VAD
Para poder llegar a este nivel se estructuraron primero los gastos del personal de la
estructura central, para lo cual el personal y sus costos fueron asociados a actividades.
Para el personal que no pudo ser asignado directamente a una actividad, sus costos se
distribuyeron proporcionalmente al costo directo de todas las actividades ya que
prestaban servicios a todas las actividades y se asumió que el valor del servicio prestado
era proporcional al costo directo.
Una vez realizado lo anterior para la estructura central, hubo que asignar parte de esos
gastos al SEM. Para realizar la asignación de costos se tomó como inductor la relación
del VNR de SEM al VNR de la empresa.
Luego para la asignación de gastos de personal desde las UUNN al SEM, se empleó el
mismo inductor, pero dirigidos al SEM versus las UUNN.
A continuación se muestran los resultados por actividades del modelamiento de los
recursos humanos y sus costos.
Item
Costos del Personal SEM por actividad VAD (US$)
Actividades
1 Compra de Energía
5.5.2. Costos de Explotación Técnica
Costos
Indirectos
(Estructura
Central)
(US$)
Costos
Directos
(Tarma)
(US$)
Costos
Directos
(Selva
Central)
(US$)
Total
(US$)
2 Generación 8 638 8 638
3 Transmisión 8 638 8 638
4 Distribución Media Tensión 22 896 3 292 17 677 43 865
5 Distribución Baja Tensión 24 988 13 244 31 491 69 723
6 Alumbrado Público 2 813 3 164 6 749 12 726
7 Comercialización 79 840 62 304 114 818 256 962
8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 586 7 684 14 161 22 432
9 Corte y Reconexión 586 5 026 9 263 14 875
10 Gestión de Inversión en Distribución 41 753 2 121 5 276 49 150
11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 16 113 16 113
12 Apoyo en Postes 577 577
13 Otros Servicios 8 895 8 895
14 Negocios Financieros 656 656
15 Depreciación
16 Otras
TOTAL
Total asignable al VAD
216 979 96 836 199 435 513 250
173 463 96 836 199 435 469 734
Los costos, de una empresa modelo eficiente cuyas instalaciones estén adaptadas a
la demanda de potencia y energía de la empresa real, deben ser económicamente
óptimas y el diseño de las instalaciones debe de cumplir con los parámetros de
calidad establecidos en las disposiciones legales vigentes.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 89

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Para determinar los costos directos de operación y mantenimiento de la empresa
modelo, se realizó lo siguiente:
Análisis del sistema de distribución modelado,
Identificación de los niveles de tensión y sus partes que lo conforman.
Identificación de los componentes que conforman las instalaciones de media y
baja tensión, subestaciones de distribución y alumbrado público.
Determinación de las actividades de operación y mantenimiento de los
componentes identificados.
Determinación de la cantidad de recursos (materiales, mano de obra, maquinaria,
equipos y herramientas) necesarios para la ejecución de las diferentes actividades.
Determinación de rendimientos de cada actividad con los recursos asignados.
Determinación de los costos unitarios de las actividades.
Determinación del alcance del mantenimiento.
Determinación de las frecuencias anuales óptimas de mantenimiento.
Finalmente se asignó a cada actividad los costos unitarios obtenidos y se
determinó el costo total anual del mantenimiento.
Para la empresa modelo se ha considerado los siguientes tipos:
a) Mantenimiento Preventivo: Es el mantenimiento que tiene por misión mantener
un nivel de operatividad determinado en los equipos o componentes que
conforman el sistema de distribución, programando las intervenciones de los
puntos vulnerables en el momento más oportuno. Suele tener un carácter
sistemático, es decir, se interviene aunque el equipo no haya dado ningún
síntoma de tener un problema o defecto.
b) Mantenimiento Correctivo: Este mantenimiento está destinando a corregir
defectos de funcionalidades de los equipos o componentes que conforman el
sistema eléctrico.
Para determinar los costos de operación y mantenimiento del sistema de distribución
se ha utilizado como referencia los siguientes costos unitarios de mano de obra y
maquinaria (en el siguiente informe se realizará la actualización de estos costos con
los publicados por CAPECO).
Costos de Recursos Humanos (HH)
HORAS HOMBRE
ITEM DESCRIPCION Unidad $/H-H
1 Capataz HH 4.82
2 Operario HH 4.38
3 Oficial HH 3.91
4 Peón HH 3.54
Fuente: Osinergmin - GART
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 90

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Costos de Transporte (HM)
HORAS MAQUINA
ITEM DESCRIPCION Unidad $/H-M
1 Camioneta 4 x 2 HM 7.31
2 Camión 4 T HM 10.08
3 Camión 10 T HM 13.25
4 Camión Grúa 2.5 T HM 13.87
5 Camión Grúa 9,5 T HM 23.39
Fuente: Osinergmin - GART
Actividades del Mantenimiento Preventivo
Para el mantenimiento preventivo se han considerado las siguientes actividades:
RED DE MEDIA TENSION
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
REVISION
ADECUACION
INSPECCION DE REDES
MANTENIMIENTO
Inspección de la red primaria
Mantenimiento de señalización
RED PRIMARIA AEREA
ADECUACION
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de señalización
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
Retemplado de conductores
LIMPIEZA
Limpieza de elementos extraños de la red
Limpieza de aisladores de alineamiento
EQUIPOS DE PROTECCION Y
MANIOBRA
Mantenimiento de reconectadores
Mantenimiento de puesta a tierra
LIMPIEZA
Limpieza de seccionador unipolar
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Medición de resistencia de aislamiento de equipos
Limpieza de aisladores de suspensión
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Mediciones de Calidad de Producto
REVISION
LIMPIEZA
RED PRIMARIA
SUBTERRANEA
INSPECCION DE REDES
Inspección de la red primaria subterránea
ADECUACION
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de señalización
Ajuste de conectores
RED PRIMARIA
SUBTERRANEA
Limpieza de buzones
Limpieza de terminales
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Ajuste de ferretería
|
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
RED DE BAJA TENSION SERVICIO PARTICULAR
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
REVISION
REVISION
INSPECCIONES DE REDES
INSPECCIONES DE REDES
Inspección de red secundaria
ADECUACION
Inspección de partes visibles de la red secundaria
ADECUACION
MANTENIMIENTO
MANTENIMIENTO
AEREA
Mantenimiento de franja de servidumbre
Mantenimiento de señalización
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
Retemplado de conductores
Retemplado de retenidas
SUBTERRANEA
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
LIMPIEZA
Limpieza de terminales y emplames
LIMPIEZA
Limpieza de elementos extraños de la red
MEDICIONES
Medición resistencia de puesta a tierra
Medición de Calidad de Producto
RED DE BAJA TENSION ALUMBRADO PUBLICO
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
REVISION
REVISION
AEREO
INSPECCIONES DE REDES DE AP
Inspección de red de AP
ADECUACION
MANTENIMIENTO
Ajuste de conectores
SUBTERRANEO
INSPECCIONES DE REDES DE AP
Inspección de cables subterráneos
ADECUACION
MANTENIMIENTO
Ajuste de conectores
Retemplado de conductores
ALUMBRADO PUBLICO
SUB
SISTEMA
ALUMBRADO PUBLICO
ACTIVIDADES
REVISION
INSPECCIONES DE REDES DE AP
Inspección nocturna
ADECUACION
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de interruptor + contactor + interruptor horario
Reemplazo de lámpara
Ajuste de conectores
Alineamiento de pastorales
Ajuste de lámpara
LIMPIEZA
Limpieza de luminaria + lámpara
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
SUBESTACION DE DISTRIBUCION
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
ADECUACION
MANTENIMIENTO
ADECUACION
MANTENIMIENTO
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de tablero
Mantenimiento de tablero
Mantenimiento del transformador
Mantenimiento de transformador
AEREA
Mantenimiento de puesta a tierra
Mantenimiento de interruptores de BT
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
LIMPIEZA
Limpieza de seccionador unipolar
CONVENCIONAL
Mantenimiento de puesta a tierra
Mantenimiento de interruptores de BT
Ajuste de conectores
Ajuste de ferretería
LIMPIEZA
Limpieza de seccionador unipolar
Limpieza de transformador
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
Limpieza de transformador de distribución
Limpieza de celdas
MEDICIONES
Medición de resistencia de aislamiento del transformador
Medición de resistencia de puesta a tierra
Medición de Calidad de Producto
Medición de resistencia de aislamiento del transformador
Medición de Calidad de Producto
ADECUACION
MANTENIMIENTO
MEDICIONES
Medición de resistencia de puesta a tierra
COMPACTA
Mantenimiento de señalización
Mantenimiento de tablero
Mantenimiento de transformador
Mantenimiento de puesta a tierra
COMPACTA
Medición de resistencia de aislamiento del transformador
Medición de resistencia de aislamiento de equipos
Medición de Calidad de Producto
Mantenimiento de interruptores de BT
Ajuste de conectores
La determinación de los costos para las distintas actividades fue efectuada costeando
por separado los recursos y tomando en cuenta los factores de rendimiento, alcance
y frecuencia.
Actividades del Mantenimiento Correctivo
El costeo de las actividades del mantenimiento correctivo tiene la finalidad de
determinar los costos asociados a averías o fallas de algún equipo o componente del
sistema de distribución, debido a factores ajenos al mantenimiento preventivo.
Las fallas son eventos aleatorios, por lo que se debe de esperar que ocurran para
registrar los datos asociados a estos eventos, algunos componentes del sistema
eléctrico tienen tasas de fallas muy bajas durante su periodo de vida útil. Observando
la operación de los componentes por largos periodos de tiempo es posible que
registren muy pocas fallas o no se registre ninguna. Esto es común en equipos que
no tienen partes móviles como por ejemplo transformadores de distribución,
transformadores de medida, conductores, postes de concreto, etc.
En vista de que no se cuenta con información histórica de las tasas de fallas de los
diversos componentes que conforman el sistema se ha asumido tasas porcentuales
de acuerdo a la experiencia del consultor.
También se consideró a aquellas actividades en las cuales la vida útil de los
equipos involucrados sea menor a los 30 años y cuyos costos adicionales no sean
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 93

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
reconocidos como inversión de la red. Bajo este concepto se encuentran las
instalaciones de alumbrado público.
Para la determinación del mantenimiento correctivo se ha considerado el costeo de
las siguientes actividades:
RED DE MEDIA TENSION
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
RED
AEREA
Cambio de aislador de alineamiento
Cambio de aislador de suspensión
Reemplazo de conductor
Cambio de cruceta de concreto
Cambio de poste de concreto
EQ. PROT.
Y MAN.
Reemplazo de reconectador
Cambio de seccionador unipolar
Reemplazo de seccionador de potencia
RED
SUBT.
Reparación de cable subterráneo
Cambio de terminales
RED DE BAJA TENSION
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
RED
S.P.
AEREA
Reemplazo de cable autoportante
RED
A.P.
SUBT.
Reparación de cable subterráneo
RED
S.P.
SUBT.
RED
A.P.
AEREO
Reparación de cable subterráneo
Reemplazo de cable autoportante
ALUMBRADO
PUBLICO
Cambio de fusible
Cambio de luminaria
Cambio de lámpara
Cambio de equipo de encendido de lámpara
Cambio de interruptor AP + interruptor horario + contactor
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION
SUB
SISTEMA
ACTIVIDADES
AEREA
Cambio de poste de concreto
Cambio de loza de soporte de transformador
Cambio de cruceta de concreto
Cambio de seccionador unipolar
Cambio de fusible tipo K
Reemplazo de transfomador de distribución
Cambio de interruptor de BT
Cambio de sistema de medición
COMPACTA CONVENCIONAL
Cambio de aislador portabarras
Cambio de seccionador unipolar
Cambio de fusible tipo K
Reemplazo Interruptor MT
Reemplazo de transfomador de distribución
Cambio de interruptor de BT
Cambio de sistema de medición
Cambio de aislador portabarras
Reemplazo de interruptor MT
Reemplazo de transfomador de distribución
Cambio de interruptor BT
Cambio de sistema de medición
Para la determinación del costo de mantenimiento correctivo anual se ha tomado
en cuenta el VNR de la empresa (VNR existente), asimismo a cada subsistema se
ha aplicado los porcentajes de fallas indicados en la siguiente tabla, se debe tener
en cuenta que la infraestructura eléctrica del sistema modelado se ha elaborado
en base a equipos y materiales nuevos a los cuales se les realiza un
mantenimiento adecuado para asegurar la continuidad y confiabilidad del servicio.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 94

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
DESCRIPCION
Tasa de falla
Red MT 0.50%
Red BT (SP + AP) 1.00%
SED Aérea (Monoposte y Biposte) 1.00%
SED Caseta 0.50%
SED Compacta pedestal 0.50%
Equipos de alumbrado público 1.50%
5.5.2.1 Costos de Operación
Con respecto a la operación del sistema se consideró tres turnos de emergencia de 8
horas, con un equipo de trabajo por turno (dos operadores y un vehículo por turno),
ellos atenderán las emergencias que puedan ocurrir en el SEM.
Esta actividad deberá ser ejecutada a través de servicios de terceros.
También se han modelado los costos correspondientes a las mediciones de calidad
de producto y que comprenden la instalación y retiro de los equipos de medición, así
como los costos asociados a la atención telefónica mediante call center y la atención
presencial en las oficinas comerciales de SEM.
La actividad de apoyo a los procesos de fiscalización por parte del Osinergmin serán
atendidas por el personal supervisor propio de la empresa en las oportunidades que
el Organismo fiscalizador lo requiera.
La supervisión de las actividades de operación y mantenimiento será a través del
personal propio de la empresa.
Los costos de operación considerados son los siguientes:
Costos de Operación y Mediciones de Calidad de Producto
C o nce pt o
Materiales
Mano de
Obra de
Terceros
Costo de Operación (US$)
Maquinaria
s
Equipos
Total
Operación
Anual
Operación US$ 75 686 46 316 1 341 123 344
Mediciones de Calidad - Tensión US$ 1 472 1 228 983 3 683
Mediciones de Calidad - Perturbaciones US$ 1 261 1 053 3 034 5 348
A continuación se presenta el resumen de los costos de Operación y Mantenimiento
considerados para el SEM:
Unida d
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Costos de Operación y Mantenimiento (Total)
Materiales
Mano de
Obra de
Terceros
Maquinarias
Equipos
Total
Anual
Red MT Aérea KM 421.61 9 808 266 991 127 852 16 080 420 732
Red MT Subterránea KM 0.40 0 42 19 2 63
SEDs Aéreas Unidad 531 14 408 73 572 52 804 7 136 147 921
SEDs Convencionales Unidad 16 1 305 2 074 1 356 242 4 977
SEDs Compactas
Concepto
Unidad
Red BT S.P. Aérea KM 447.98 10 528 119 051 65 834 8 761 204 173
Red BT S.P. Subterranea KM 0.13 0 6 3 0 9
Red BT A.P. Aérea KM 370.92 1 391 17 648 7 946 885 27 870
Red BT A.P. Subterránea KM 0.65 0 31 14 2 46
Alumbrado Público Nº Luminaria 7 847 21 264 35 967 35 428 2 442 95 101
TOTAL (US$)
Unidad
Metrado
SEM
Costo Anual de Operación y Mantenimiento (US$)
58 705 515 381 291 255 35 549 900 891
5.6 Costos de Gestión Comercial
Los costos de gestión comercial considerados en el presente estudio y que se
encuentran incluidos en el numeral 5.5 del presente informe, son los siguientes:
C o ncepto
Unidad
Materiales
Mano de
Obra de
Terceros
Costo de Operación (US$)
Maquinaria
s
Equipos
Total
Operación
Anual
Atencion Telefonica US$ 16 706 16 706
Operación Comercial US$ 13 903 13 903
5.7 Costos Indirectos y su Asignación
Siguiendo el criterio antes comentado, se modela la organización al nivel de las
Unidades de Negocio de la cual sobre la base de drivers de costos se llevan parte de
estos costos al Sistema Eléctrico Modelo. De esta forma los únicos costos directos
del modelo pasan a ser los seguros, el aporte a los reguladores y fiscalizadores.
Se modelaron las Otras Cargas de Gestión asociadas al funcionamiento de la
empresa, para las oficinas centrales y el SEM. Las partidas modeladas fueron:
• Gas, electricidad, agua: 50 dólares por metro cuadrado año
• Mantenimiento de inmuebles: 70 dólares por metro cuadrado año
• Servicio de seguridad: 64 dólares por metro cuadrado año
• Aseo: 20 dólares por metro cuadrado año
• Fotocopias y materiales de oficina: 80 dólares por empleado año
• Mantenimiento de equipos de oficina: 25 dólares por empleado año
• Teléfonos, comunicaciones, suscripciones: 1 680 dólares por empleado año
• Gastos de viajes no operacionales, viáticos: 500 dólares por empleado año
• Atención Clientes oficinas y call center: Se toma proporción de clientes del
servicio actual de ELECTROCENTRO atribuibles al SEM.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 96

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
• Valor mantenimiento y operación anual de sistemas: se toman el 17% por año del
valor de los sistemas en operación a nivel de estructura central de la empresa.
• Valor mantención y operación anual de vehículos: se consideran 60 000
kilómetros de recorrido anual para las SEM y 120 000 kilómetros año para la
estructura central con los costos de combustibles y mantenciones respectivos.
• Seguros: Se considera un 5/1000 del VNR del SEM
• Estudios: Se consideran 300 000 dólares por año a nivel de estructura central de
la empresa.
• Memorias e imagen corporativa: Se consideran 200 000 dólares por año a nivel
de estructura central de la empresa.
Gastos Indirectos de la Estructura Central
Para la estructura se determinaron los gastos indirectos por actividad asociados al
personal que ejercen cada una de las actividades siendo los resultados los que se
muestran a continuación:
Gastos Indirectos (US$) - Estructura Central
Descripción
Suministros
Servicios de
terceros
Materiales de
Oficina
Cargas
diversas
TOTAL INDIRECTOS
Administración 194 084 948 084 32 168 551 688 1 726 024
Comercialización 60 146 293 807 9 969 170 966 534 888
Transmision 25 019 122 214 4 147 71 116 222 495
Generación 25 019 122 214 4 147 71 116 222 495
Distribución Media Tensión 10 109 49 379 1 675 28 734 89 897
Distribución Baja Tensión 7 581 37 035 1 257 21 550 67 423
Alumbrado Público 10 109 49 379 1 675 28 734 89 897
Otros de Distribución 32 221 157 397 5 340 91 589 286 547
Inversiones 45 236 220 973 7 498 128 583 402 290
Servicios (CyR, Apoyos) 17 564 85 797 2 911 49 925 156 196
Total (US$) 427 087 2 086 279 70 787 1 214 000 3 798 153
Redistribución de los Gastos Indirectos de la Estructura Central
Tuvo por finalidad redistribuir los costos indirectos de las actividades de Administración
y Otros Distribución a las restantes actividades de manera proporcional a los costos de
cada una de ellas. Los resultados se muestran a continuación:
Descripción
Suministros
Gastos Indirectos (US$) - Estructura Central
Servicios de
terceros
Materiales de
Oficina
Cargas
diversas
TOTAL INDIRECTOS
Redistribución de Costos
Redistrib. Redistrib
"Otros Distrib." "Administ"
TOTAL
INDIRECTOS
(US$)
Administración 194 084 948 084 32 168 551 688 1 726 024 -1 726 024
Comercialización 60 146 293 807 9 969 170 966 534 888 445 546 980 434
Transmision 25 019 122 214 4 147 71 116 222 495 185 332 407 828
Generación 25 019 122 214 4 147 71 116 222 495 185 332 407 828
Distribución Media Tensión 10 109 49 379 1 675 28 734 89 897 104 199 161 677 355 773
Distribución Baja Tensión 7 581 37 035 1 257 21 550 67 423 78 149 121 257 266 829
Alumbrado Público 10 109 49 379 1 675 28 734 89 897 104 199 161 677 355 773
Otros de Distribución 32 221 157 397 5 340 91 589 286 547 - 286 547
Inversiones 45 236 220 973 7 498 128 583 402 290 335 096 737 385
Servicios (CyR, Apoyos) 17 564 85 797 2 911 49 925 156 196 130 107 286 303
Total (US$) 427 087 2 086 279 70 787 1 214 000 3 798 153 0 3 798 153
Asignación de los Costos Indirectos de la Estructura Central al SEM
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 97

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Finalmente las asignaciones de costos de las actividades relevantes al SEM se
realizaron utilizando los siguientes inductores:
−
−
El inductor del VNR para la Media Tensión, Baja Tensión y Alumbrado Público.
El inductor del número de clientes para la actividad de comercialización.
Los resultados de la asignación al SEM se muestran a continuación:
Descripción
TOTAL
INDIRECTOS
(US$)
Factor VNR
(US$)
Factor Clientes
(US$)
Asignación
SEM
(US$)
Administración
Comercialización 980 434 46 101 46 101
Transmision 407 828
Generación 407 828
Distribución Media Tensión 355 773 18 254 18 254
Distribución Baja Tensión 266 829 13 691 13 691
Alumbrado Público 355 773 18 254 18 254
Otros de Distribución
Inversiones 737 385
Servicios (CyR, Apoyos) 286 303
Total (US$) 3 798 153 50 199 46 101 96 301
Gastos Indirectos de la UUNN
Para la estructura de la UUNN se determinaron los gastos indirectos por actividad
asociados al personal que ejerce cada una de las actividades siendo los resultados los
que se muestran a continuación:
Gastos Indirectos UUNN (US$)
Descripción
Suministros
Servicios de
terceros
Materiales de
Oficina
Cargas
diversas
TOTAL
Administración 23 287 36 326 3 987 63 600
Comercialización 31 050 48 434 5 316 84 800
Transmision 1 294 2 018 221 3 533
Generación 1 294 2 018 221 3 533
Distribución Media Tensión 6 469 10 090 1 107 89 548 107 214
Distribución Baja Tensión 9 056 14 127 1 550 125 367 150 100
Alumbrado Público 2 587 4 036 443 35 819 42 886
Otros de Distribución
Inversiones
Servicios (CyR, Apoyos)
Total (US$) 75 037 117 049 12 847 250 734 455 666
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 98

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Redistribución de los Gastos Indirectos de la Zonal
Tuvo por finalidad redistribuir los costos indirectos de las actividades de Administración
y Otros Distribución a las restantes actividades de manera proporcional a los costos de
cada una de ellas. Los resultados se muestran a continuación:
Descripción
Gastos Indirectos
UUNN (US$)
TOTAL
Redistribución de Costos
(US$)
"Otros Distrib." "Administ."
TOTAL
INDIRECTOS
UUNN
(US$$)
Administración 63 600 - 63 600
Comercialización 84 800 13 756 98 556
Transmision 3 533 573 4 106
Generación 3 533 573 4 106
Distribución Media Tensión 107 214 17 392 124 606
Distribución Baja Tensión 150 100 24 349 174 449
Alumbrado Público 42 886 6 957 49 843
Otros de Distribución
Inversiones
Servicios (CyR, Apoyos)
Total (US$) 455 666 455 666
Gastos del SEM
Luego de la determinación de la asignación de los gastos indirectos de la estructura
central más la redistribución de los gastos indirectos de la UUNN se obtiene los gastos
indirectos del SEM.
Un aspecto relevante de destacar es que en el SEM es que se considera costo del
SEM a los seguros, calculados como 5/1000 del valor del VNR.
Cabe destacar que dentro de estos costos no están incluidos los costos del cargo fijo a
clientes, que corresponden a los costos directos de lectura de medidores, repartos de
comprobantes de pago, facturación de clientes y cobranza de sus acreencias.
A continuación se presenta el resumen de los gastos directos e indirectos del SEM:
Asignación de Tarma al SEM
Asignación de Selva Central al SEM
Descripción
TOTAL
INDIRECTOS
UUNN
(US$$)
Factor VNR
(US$)
Factor Clientes
(US$)
Asignación
SEM Tarma
(US$)
Factor VNR
(US$)
Factor Clientes
(US$)
Asignación
SEM Selva
Central
(US$)
TOTAL Asignación al SEM -
Costos Indirectos (US$)
Administración
Comercialización 98 556 15 924 15 924 29 346 29 346 45 270
Transmision 4 106
Generación 4 106
Distribución Media Tensión 124 606 13 186 13 186 32 793 32 793 45 979
Distribución Baja Tensión 174 449 18 461 18 461 45 910 45 910 64 371
Alumbrado Público 49 843 5 275 5 275 13 117 13 117 18 392
Otros de Distribución
Inversiones
Servicios (CyR, Apoyos)
Total (US$) 455 666 36 922 15 924 52 846 91 820 29 346 121 166 174 012
En conclusión la estructuración de los gastos indirectos tuvieron los resultados que se
muestran a continuación:
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 99

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Administración
Actividades
Resumen Gastos Indirectos del SEM (US$)
Asignación de la
Estructura Central
(US$)
Asignación de las
UUNN Tarma y
Selva Central
(US$)
Total
SEM
(US$)
Comercialización 46 101 45 270 91 371
Transmision
Generación
Distribución Media Tensión 18 254 45 979 64 234
Distribución Baja Tensión 13 691 64 371 78 062
Alumbrado Público 18 254 18 392 36 646
Otros de Distribución
Inversiones
Servicios (CyR, Apoyos)
Total (US$) 96 301 174 012 270 313
5.8 Formatos D
Los formatos D se encuentran en medio magnético adjunto al presente informe.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 100

6. Resultados Parciales de la Estructuración de la
Empresa Modelo Eficiente
Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
6.1 Caracterización del mercado eléctrico y Definición del tipo
de red.
Para lograr el objetivo, el área atendida por la empresa será desagregada en
distintos grupos homogéneos o clases de acuerdo a la densidad de demanda
(MW/km2). Posteriormente se definen para cada grupo las tecnologías óptimas para
el desarrollo de la red de distribución y los recursos de gestión necesarios para
prestar un servicio eficiente.
La resolución OSINERG N° 001-2002-OS/CD establece cinco clases o rangos de
densidad de demanda, siendo los límites fijados para cada una los siguientes:
ítem Rango de Densidad Zona
1 0 – 0.25 MW/km2 Baja Densidad
2 0.25 – 1.5 MW/km2 Media Densidad
3 1.5 – 2.5 MW/km2 Alta Densidad 2
4 2.4 – 4 MW/km2 Alta Densidad 1
5 Mayor a 4 MW/km2 Muy Alta Densidad
Información Base
La información base que será utilizada la caracterización del mercado será la
siguiente:
Identificación de los clientes servidos, incluyendo coordenadas geográficas,
categorías tarifarias, consumos promedio del año 2012 y vínculo al componente
de red que atiende el servicio en condiciones normales a cada cliente (SED a la
que se conecta cada cliente BT).
Identificación de todas las SED, alimentadores MT y centros de transformación
AT/MT con su correspondiente vinculación.
Características de la demanda de la empresa de distribución (factor de carga y
coincidencia de cada opción tarifaria).
Ventas de energía registradas para cada categoría de clientes durante el año
2012.
Ingresos totales de energía y potencia a la red de MT registrados durante el
mismo período.
Pérdidas técnicas en las redes de MT y BT y pérdidas comerciales en el nivel
de BT.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 101

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Para caracterizar las distintas áreas por densidad de demanda se utilizará la
demanda simultánea con la máxima demanda en MT de cada usuario
calculada a nivel de MT.
Las demandas de alumbrado público serán determinadas a partir de la
información de la energía anual real registrada en cada SED, considerando el
factor de carga para este servicio. De esta manera se logra obtener la máxima
demanda simultánea del AP.
Metodología para establecer la densidad de carga del Sector Típico en estudio
Para determinar la densidad de carga sobre el área en estudio se requiere
considerar una unidad de análisis que denominamos “bloque”. Esta unidad de
análisis consiste en una superficie cuadrada de lado de longitud variable.
El proceso consiste en dividir el área de suministro en bloques contiguos,
comenzando por aquellos de mayor área.
La siguiente etapa consiste en excluir del análisis los bloques que han quedado
“caracterizados” y sobre el área restante se realiza el mismo proceso con el bloque
siguiente de área menor.
Finalmente, el procesamiento concluye cuando se procesan los bloques de menor
área, esta división posibilita realizar un estudio detallado del mercado de la
empresa con el objeto de definir distintas áreas de densidad de carga.
El objetivo de utilizar bloques de área variable es el de aumentar la precisión del
análisis del área de servicio evitando tender redes de distribución innecesarias. De
esta manera se obtiene como resultado un área a electrificar “ajustada” a la realidad
de la empresa.
Criterios de asignación de carga a cada bloque
La densidad de carga de cada bloque se calcula como el cociente entre la suma de
las demandas (calculada en media tensión) cuya posición georeferenciada se
encuentra dentro de su perímetro y el área del bloque analizado.
Por tal, conociendo la posición georeferenciada y la demanda de los usuarios de la
empresa y definidos por bloques (área y posición), la densidad de potencia [δ] para
un bloque está determinado por:
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 102

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
δ
Bn
=
P
a
+ Pb
S
upBn
La potencia máxima simultánea al ingreso de la red MT de cada bloque se
determina a partir de la siguiente expresión:
Determinación de las áreas de Densidad
La metodología de zonificación a ser utilizada permite clasificar los bloques en su
correspondiente rango de densidad de carga, cualquiera sea su tamaño, evitando
que existan zonas que siendo en teoría de menor densidad, resulten luego con una
densidad media superior a zonas definidas como de mayor densidad.
A continuación se detalla el procedimiento a seguir para la implementación del
análisis del área de servicio por bloques del área variable.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 103

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
1. Se efectúa la división de las áreas de servicio urbanas en bloques de 800m x
800m, con lo cual se determina el bloque inicial de muy alta densidad (MAD),
es decir, aquellos con densidad igual o superior 4MW/km2, según se muestra
en el siguiente esquema:
2. A continuación, se eliminan los bloques de MAD del área en análisis y se
divide el área restante en bloques de 400m x 400m. Se calculan las
densidades de los nuevos bloques para identificar los bloques de alta
densidad, es decir, aquellos con densidades iguales o mayores a 1.5 MW/km2
y menores a 4MW/km2. En el proceso de reducción del tamaño del bloque
resultaran bloque ubicados en la periferia que dejan de tener clientes en su
interior, al incrementarse la precisión del análisis. El proceso mencionado se
ilustra en el siguiente esquema:
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 104

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
En el caso que, debido a la reducción del área de análisis, se registren en algunos
bloques nuevos valores de densidad iguales o superiores a 4MW/km2, estos se
reclasificaron como bloques de MAD.
En este proceso, y de acuerdo con los valores de densidad resultantes, se
identificarán las zonas Urbano Alta Densidad – 1 y Urbano Alta Densidad - 2.
3. Finalmente se eliminan del área de análisis los bloques de AD y MAD y se
repite el proceso de caracterización reduciendo el tamaño de los bloques a
200m x 200m. Se identifican los bloques de media densidad (MD), es decir,
aquellos con densidades iguales o mayores a 0.25 MW/km2. De la misma
manera que lo anterior, la reducción del tamaño del bloque produce el efecto
que en la periferia queden áreas sin demanda o la aparición de sectores de
densidades mayores, como se presenta en el siguiente gráfico:
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 105

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Identificación de Zonas con características especiales (geográficas y
ambientales)
Las características geográficas y ambientales inciden directamente en la definición
de la tecnología adaptada (tipo de red a utilizar). Considerando dichas
características se identificarán las zonas que requieren un tratamiento específico:
Zonas de alta dispersión y baja densidad de carga (geográficas).
Zonas de protección de patrimonio histórico (ambiental).
Zonas de vías con veredas angostas (geográficas).
Información de Densidad de Carga y de Demanda requerida para el diseño de
la red ideal
Una vez establecida la zonificación del sector típico en estudio, tanto por rangos de
densidad como por restricciones constructivas, se determina la información del
mercado necesaria para el diseño de la red ideal correspondiente a cada zona en
sus diferentes etapas (red de BT, SED y red MT).
En primer lugar, se determina la densidad de carga en BT, para lo cual se utiliza la
información sobre la demanda máxima simultánea de cada cliente en BT conectado
a lo largo de la red de BT (excluyendo aquellos conectados en salidas dedicadas de
BT de la SED y aquellos conectados a SED dedicadas), utilizando los datos de su
ubicación geográfica a través de las coordenadas x-y.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 106

Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
A partir de estos datos se determina la densidad de carga en BT (excluyendo las
demandas de alumbrado público) para cada bloque unitario, utilizando el criterio de
pertenencia y aplicando la siguiente expresión:
P
BT
BT
BLOQUE − n
= PUSU
BLOQUE
*
FPP
NO−TÉCNICAS
BT
Donde:
BT
PBLOQUE
− n
= Demanda máxima simultánea del bloque n, de los clientes de BT que
utilice la red general.
PUSU
BT
BLOQUE
al bloque n.
= Demanda máxima simultánea de los usuarios de BT que pertenecen
NO TÉCNICAS
FPP − BT
= Factor de pérdidas de BT (incluye pérdidas comerciales).
Con el procedimiento expuesto, se determina la demanda acumulada para cada
zona típica.
A partir de dicha información se determina la densidad de clientes con salidas BT y
transformadores dedicados, expresada en número de clientes por km2, como la
potencia promedio de cada tipo de cliente en kW. Finalmente se determina la
densidad de clientes MT conectados a lo largo de la red, expresada como número
de clientes por km2 y su potencia promedio en kW. En este procedimiento se
utilizan directamente las demandas calculadas de los usuarios de MT.
Este procedimiento de zonificación también permite identificar la participación de las
subestaciones en cada zona típica, la cual se calcula en función del número de
centros MT/BT ubicados en cada área.
Diseño Preliminar del Tipo de Red
Los resultados a obtenerse en la zonificación serán utilizados para el diseño
preliminar de la red, la misma que tendrá las siguientes características:
Urbana muy alta densidad
Red de media y baja tensión subterránea
SED MT/BT tipo convencional subterránea o compacta pedestal.
Urbana alta densidad 1
Red de media tensión subterránea
Red de baja tensión aérea
SED MT/BT tipo convencional subterránea o compacta pedestal
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3
Urbana Alta Densidad 2
Red de media tensión y baja tensión aérea.
SED MT/BT tipo biposte
Urbana Media Densidad
Red de media tensión y baja tensión aérea.
SED MT/BT tipo biposte
Urbana baja densidad
Red de media tensión y baja tensión aérea.
SED MT/BT tipo monoposte
La asignación por zona típica a la que cada cuadrícula pertenece fue el resultado de
comparar las densidades calculadas con los rangos de densidades definidos por
OSINERG para cada zona típica.
Se identifican las áreas con los siguientes colores:
M u y A l ta D e n s i d a d
A l t a D e ns id a d 1
A l t a D e ns id a d 2
M e d ia D e n si d a d
B a j a D e n s i da d
A continuación se presentan los resultados de la zonificación:
Cantidad de Cuadriculas
Mapa BT
Mapa BT+MT
200 100 50 200 100 50
Muy Alta Densidad ( >= 4 ) 0 4 15 Muy Alta Densidad ( >= 4 ) 0 4 15
Alta Densidad 1 ( >= 2.5 y < 4 ) 4 72 Alta Densidad 1 ( >= 2.5 y < 4 ) 4 72
Alta Densidad 2 ( >= 1.5 y < 2.5 ) 11 76 Alta Densidad 2 ( >= 1.5 y < 2.5 ) 11 76
Media Densidad ( >= 0.25 y < 1.5 ) 0 380 Media Densidad ( >= 0.25 y < 1.5 ) 0 381
Baja Densidad ( > 0 y < 0.25 ) 0 5691 Baja Densidad ( > 0 y < 0.25 ) 0 5694
Areas
Mapa BT
Mapa BT+MT
200 100 50 200 100 50
Muy Alta Densidad ( >= 4 ) 0 0.04 0.038 Muy Alta Densidad ( >= 4 ) 0 0.04 0.038
Alta Densidad 1 ( >= 2.5 y < 4 ) 0.04 0.180 Alta Densidad 1 ( >= 2.5 y < 4 ) 0.04 0.180
Alta Densidad 2 ( >= 1.5 y < 2.5 ) 0.11 0.190 Alta Densidad 2 ( >= 1.5 y < 2.5 ) 0.11 0.190
Media Densidad ( >= 0.25 y < 1.5 ) 0 0.950 Media Densidad ( >= 0.25 y < 1.5 ) 0 0.953
Baja Densidad ( > 0 y < 0.25 ) 0 14.228 Baja Densidad ( > 0 y < 0.25 ) 0 14.235
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Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD)
Sector Típico 3

Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Mapa de Densidad BT Acobamba
Mapa de Densidad BT-MT Acobamba
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Mapa de Densidad BT Chanchamayo
Mapa de Densidad BT-MT Chanchamayo
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Mapa de Densidad BT Monobamba
Mapa de Densidad BT-MT Monobamba
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Mapa de Densidad BT Perene
Mapa de Densidad BT-MT Perene
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Mapa de Densidad BT San Ramón
Mapa de Densidad BT-MT San Ramón
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Mapa de Densidad BT Tarma
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
Mapa de Densidad BT-MT Tarma
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
6.2 Definición de la Tecnología Adaptada.
Las instalaciones óptimas a utilizar deben ser definidas considerando la mejor
tecnología disponible al momento del estudio, desde los puntos de vista
técnico y económico.
La tecnología de diseño óptima para cada instalación de la red de distribución
determina los costos de inversión requeridos para la construcción de la red.
Las distintas alternativas tecnológicas analizadas conducen a la selección de
un tipo constructivo, sobre la base de elegir la opción más económica que
cumple integralmente los requisitos técnicos.
Para la definición de las tecnologías adaptadas, se procederá a evaluar
alternativas que consideran los costos de inversión y los costos de explotación
asociados a cada una de ellas, de manera que se obtenga la alternativa de
menor costo global.
Para los costos de inversión se consideraran los valores unitarios a ser
establecidos en el presente estudio, para el caso de los costos de explotación,
se tomarán en cuenta para el cálculo, según el caso del material o equipo
evaluado, los costos de O&M, los costos de las pérdidas de potencia y energía
y los costos por energía no suministrada, directamente asociadas con la
tecnología evaluada.
Adicionalmente a lo indicado, se podrán considerar otros factores para la
definición de la tecnología adaptada, entre los principales factores, podemos
citar: el nivel de contaminación, la necesidad de protección para las zonas
históricas, características actuales de las instalaciones entre otros.
Tecnologías a ser analizadas para la red de Media Tensión
• Sistema de Operación y Control
Teniendo en consideración las diversas posibilidades tecnológicas se
seleccionará la alternativa óptima para la operación de la red de distribución
y el tipo de protección a ser utilizada.
Para el caso de las distintas alternativas de conexión de neutro a tierra en la
red de MT se considerarán los costos de inversión y de explotación
asociados a cada una, comparándola con una básica común tomada como
referencia para todas las analizadas.
La evaluación de alternativas para las puestas a tierra deberá tomar como
referencia el sistema de puesta a tierra existente, el cual deberá
compararse (si es posible) con las alternativas siguientes:
- Neutro conectado rígidamente a tierra.
- Neutro conectado a través de bobina zig-zag
- Neutro aislado.
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
• Redes Aéreas de MT
Para el análisis de las tecnologías correspondientes a las redes aéreas de
MT se evaluarán en forma desagregada los tres componentes principales
que conforman este tipo de instalación.
- Tipo de Estructura
Se considerarán alternativas vigentes (aprobadas en estudios de regulación
anteriores) con nuevas alternativas de innovación tecnológica diferentes a
las tradicionales existentes.
- Tipo de Aislador
Se considerarán alternativas vigentes (aprobadas en estudios de regulación
anteriores) con nuevas alternativas de innovación tecnológica diferentes a
las tradicionales existentes.
- Tipo de Conductor
Se evaluarán los distintos criterios generales de diseños utilizados en las
redes de MT, en particular la configuración tradicional con conductores
desnudos de aluminio (debido a que la zona en estudio no existe zona
corrosiva) y la de conductores autoportantes (para el caso de restricciones
constructivas especiales).
• Redes Subterráneas MT
En el caso de las redes subterráneas en Media Tensión se efectuará la
selección considerando conductores de aluminio con diferentes formaciones
de cables y diferentes tipos de aislamiento tecnológicamente vigentes.
La comparación se realizará considerando la anualidad del costo de
inversión de cada alternativa, la vida útil y la tasa de actualización
establecida por Ley, como así también los costos de explotación asociados
a cada tecnología considerando las respectivas tasas de fallas para cada
cable analizado, costos y tiempos de reparación según el tipo de cable y el
costo de la energía no suministrada correspondiente.
Se incorporará finalmente en la evaluación el costo de las pérdidas de cada
cable para diferentes rangos de corriente, en función de su resistencia, el
costo de la energía y la potencia y el tiempo equivalente de pérdidas para la
red de MT.
• Equipos de Protección y Maniobra en Media Tensión
Se evaluará la alternativa de utilizar distintos equipos de protección con
interface electrónica y sistemas de comunicaciones, tales como:
interruptores, seccionalizadores, reclosers, que faciliten el aislamiento de
las fallas, la restauración del servicio en el menor tiempo posible y los
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
sistemas de comunicaciones necesarios para que desde el centro de
operaciones de la red se tenga visibilidad respecto al estado operativo de
cada uno de los equipos de protección y proceder a las maniobras
respectivas en el caso de la ocurrencia de eventos que alteren las
condiciones normales de operación de la red.
Los equipos óptimos serán aquellos que posibiliten el cumplimiento de los
niveles de SAIFI Y SAIDI, establecidos por el Organismo Regulador.
Tecnologías a analizar para la red de Baja Tensión
• Redes Aéreas de BT
La comparación de alternativas se realiza en función de las distintas
tecnologías disponibles para este tipo de instalación, tomando en cuenta no
sólo los costos de inversión involucrados sino también los correspondientes
a la operación y mantenimiento de las redes y a los costos de las pérdidas
de energía y potencia asociados.
Dado que en el SEM no existe zona corrosiva y siendo necesario prevenir
acciones relacionadas con el hurto de energía y robo de conductores, se
evaluará la utilización de conductores protegidos de aluminio del tipo
autoportante que permitan atender el servicio particular y el alumbrado
público.
• Redes Subterráneas de BT
Para los cables subterráneos de BT se evalúan formaciones unipolares y
tripolares en aislación seca. Con relación al material del conductor se
considerará la utilización de aluminio. Los costos de los distintos
conductores y formaciones que fueron utilizados para la evaluación
corresponden a los determinados para el presente estudio.
Para la determinación de los costos de inversión anualizados se
considerará una vida útil de 30 años y la tasa de actualización fijada por la
normativa vigente. Se calculan los costos de explotación para cada tipo de
cable a partir de una tasa de fallas típica para el tipo de cable analizado, los
costos y tiempo de reparación y el costo de la energía no suministrada.
También se considerará en la evaluación del cable optimizado el costo de
las pérdidas correspondientes a cada tipo y sección de cable para distintos
rangos de corriente, en función de su resistencia, el costo de la energía y la
potencia y el tiempo equivalente de pérdidas para la red de BT.
• Subestaciones de Distribución
Respecto a las Subestaciones de Distribución (SED) se considera para el
análisis de la elección de la alternativa óptima desde el punto de vista
tecnológico y económico, todas las opciones tecnológicas habitualmente
utilizadas por empresas distribuidoras, consideradas configuraciones típicas
para las Subestaciones de Distribución (SED).
Estas opciones son:
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Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
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- SED aéreas sobre plataformas monoposte y biposte.
- SED compactas de tipo Pedestal y Bóveda.
La selección del diseño tecnológico más adecuado dependerá de las
características del área a servir y de la disponibilidad de espacio en los
diferentes casos. Se seleccionará para el estudio los módulos normalizados
de transformación utilizados por la distribuidora.
Todos los tipos de SED definidos, y todas las capacidades normalizadas
establecidas, se tomarán en cuenta en el modelo de optimización que
elegirá la alternativa más económica que respete las restricciones
constructivas vigentes en cada zona que cumpla con las condiciones de
calidad establecidas.
• Alumbrado Público
En el análisis de la red de alumbrado público se considera la utilización de
circuitos trifásicos exclusivos debido a la obligación establecida en la
normativa de medir los consumos de alumbrado público, y de manera de
poder lograr una carga equilibrada sobre la red y la subestación de
distribución MT/BT.
Al igual que en el caso de las redes MT y BT varios componentes de la red
de alumbrado público serán evaluados en forma desagregada por la
importancia que tienen en el diseño tecnológico resultante de la totalidad de
la red. Las partes citadas se indican a continuación
- Tipo de Estructura
Se selecciona la tecnología más apropiada dependiendo de las zonas y del
eventual aprovechamiento de la estructura de la red de BT para montar
pastorales y las luminarias de alumbrado público.
El tipo de poste y material, serán de concreto con diferentes alturas.
- Tipo de Conductor de la Red de AP
Se procurará compartir el tendido de la red de alumbrado público con los
conductores del servicio particular, salvo el caso de parques o zonas
monumentales que requieran circuitos de alumbrado público exclusivo.
- Pastorales
Se evaluará la utilización del pastoral eligiéndose el mismo entre los
diseños tecnológicos más frecuentes como son los metálicos y los de
concreto. Se tendrá la capacidad de regular en altura los pastorales para
poder lograr un mejor nivel de iluminación.
- Tipo de Lámpara
Se considerarán lámparas de vapor de sodio con varios tipos de potencias
nominales de acuerdo con los diseños normalizados en este tipo de
instalación.
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Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
6.3 Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la
valorización del Valor Nuevo de Reemplazo.
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
6.4 Optimización técnico - económica del sistema de
distribución.
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
6.5 Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de
distribución.
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
6.6 Estándares de calidad del servicio eléctrico.
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
6.7 Optimización de los costos de operación y
mantenimiento técnico.
Los costos de operación y mantenimiento fueron determinados a partir de
los gastos de personal y los gastos indirectos de la estructura
organizacional de la empresa y del SEM.
La estructura organizacional de la empresa tomando en consideración el
promedio de sueldos de las empresas de electricidad regionales fue
dimensionada y valorizada según se muestra a continuación:
CATEGORIA OCUPACIONAL
CANTIDAD DE PERSONAL
Empresa
UUNN
Directivos 5
Gerentes 6
Subgerentes 26 1
Jefes de Departamentos 83 6
Profesionales 83 4
Técnicos 110 8
Administrativos 117 10
TOTAL 430 29
COSTO: gastos de Personal SEM (US$)
Descripción
Estructura
Central
(US$)
(1)
UU.NN.
Tarma
(US$)
(2)
UU.NN.
Selva Central
(US$)
(3)
Costos de Personal 5 854 796 861 821 861 821
Asignados al SEM 216 979 96 836 199 435
Total costos del personal del SEM (1)+(2)+(3)
513 250
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Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
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Luego del modelamiento de la estructura de la organización, diseño de la
infraestructura, asignación de costos de la estructura central al SEM,
optimización de los costos de operación y mantenimiento se obtiene los
siguientes resultados:
Concepto
Distribución
MT
Costos de OyM Técnicos (US$)
Distribución
BT
Alumbrado
Público
Costos Directos 485 028 435 142 159 662 1 079 832
Costos Indirectos 131 576 121 080 52 063 304 719
Asignación de Costos de Gestión Comercial 57 769 52 112 19 836 129 717
Asignación de Costos de Operación Comercial 40 692 36 707 13 972 91 371
Total
TOTAL (US$) 715 065 645 041 245 534 1 605 640
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Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Concurso Público N° 0054-2008
6.7.1. Resultados de los Costos de Operación y Mantenimiento
En el siguiente cuadro se presenta el resultado el costo de operación y mantenimiento directos y la asignación de los costos
indirectos así como los costos fijos asociados al usuario.
Costo de OyM Técnicos (US$)
Comercialización (US$)
OTROS (US$)
ITEM
Concepto
TOTAL
Distribución
MT
Distribución
BT
Alumbrado
Público
SED
Total
Gestión
Comercial
Operación
Comercial
Costo
Asociado
al Usuario
Total
Generación
Propia
Transmisión
Otras
Zonales
Conexiones
y
Medidores
Cortes y
Reconexiones
Apoyo en
Postes
Terceros y
Otros
Inversiones
Costos Directos
1 Materiales
164 885 9 808 26 241 22 656 8 832 58 705 106 181 106 181
2 Supervisión Directa
12 020 12 020 12 020
3 Personal Propio
36 060 36 060 36 060
4 Servicio de Terceros
1 490 291 410 986 330 839 100 361 111 354 842 186 648 105 648 105
5 Cargas Diversas y Otros
256 343 61 586 76 076 33 998 25 606 171 659 84 683 84 683
6 Total
1 959 599 482 380 433 156 157 014 145 792 1 072 550 84 683 802 366 887 049
Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)
1 Personal
249 182 22 896 24 988 2 813 5 835 50 698 79 840 79 840 586 586 577 656 116 239
2 Materiales
12 623 2 393 1 795 2 393 419 6 580 6 043 6 043
3 Servicio de Terceros
69 707 13 213 9 910 13 213 2 314 36 337 33 370 33 370
4 Aporte Organismo Regulador
200 666 89 630 80 848 30 187 18 878 200 666
5 Costo Capital de Trabajo
1 153 515 464 173 108 1 153
6 Total
533 330 128 647 118 006 48 780 27 555 295 433 119 253 119 253 586 586 577 656 116 239
Asignación de Costo de Gestión Comercial
1 Materiales
6 043 2 699 2 435 909 569 6 043
2 Supervisión Directa
3 Personal Propio
79 840 35 662 32 168 12 011 7 511 79 840
4 Servicio de Terceros
33 370 14 905 13 445 5 020 3 139 33 370
5 Cargas Diversas y Otros
6 Total
119 253 53 266 48 047 17 940 11 219 119 253
Asignación de Costo de Operación Comercial
1 Materiales
2 Supervisión Directa
3 Personal Propio
4 Servicio de Terceros
5 Cargas Diversas y Otros
84 683 37 825 34 119 12 739 7 967 84 683
6 Total
84 683 37 825 34 119 12 739 7 967 84 683
Costos Totales de OyM 1 571 920 702 118 633 328 236 474 192 533 1 571 920
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Supervisión de los Estudios de
Costos del Valor Agregado de
Distribución (VAD)
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6.8 Optimización de los costos de gestión comercial y pérdidas
comerciales.
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
6.9 Optimización de los costos indirectos y su asignación.
Las actividades de esta etapa se encuentran en proceso de desarrollo.
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Costos del Valor Agregado de
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7. Conclusiones y Recomendaciones
Conclusiones
Respecto al Plazo de entrega del Informe:
• La Etapa correspondiente a la recopilación de información se encuentra culminada
y el análisis de la misma proporciona información acerca de los costos incurridos
por la empresa en la prestación del servicio eléctrico.
• Los estados financieros de la Empresa indican la obtención de utilidades en los
periodos 2011 y 2012, sin embargo hay aspectos de gestión relacionados con los
costos de operación y mantenimiento de la red que no son ejecutados por la
empresa y que comprometen directamente la calidad del servicio eléctrico. Se
consideran de especial importancia en el SEM los aspectos relacionados con el
mantenimiento de la franja de servidumbre y los correspondientes a las
inspecciones de la red debido a las exigencias del OSINERGMIN en lo relacionado
a los aspectos de supervisión y fiscalización eléctrica.
• El Sistema Modelo posee una cantidad significativa de redes de media tensión
atendiendo zonas de baja densidad de carga, con niveles de tensión técnicamente
no aceptables, prueba de ello es que existe un alimentadores con longitudes
significativas que incrementarán los costos de infraestructura con la finalidad de
cumplir los niveles de pérdidas de energía, así como el incremento de los costos de
operación en la atención de emergencias o interrupciones del servicio.
• Tecnológicamente la Empresa no cuenta con herramientas que faciliten la gestión
de la red eléctrica, solo se cuenta con un Sistema GIS y no existe información
automatizada de la gestión técnica como es el caso de interrupciones, análisis de
red, mantenimiento, planificación y gestión de costos.
• Respecto a la información de la Estructura Organizacional y los costos asociados a
la misma se está proponiendo el reconocimiento de una estructura organizacional
que responda a las exigencias del modelo de negocio, bajo criterios de eficiencia y
con la asiganción de niveles remunerativos representativos del mercado.
Recomendaciones
Respecto a la información a evaluar y los plazos de entrega de los Informes:
• A la fecha no se cuenta con información definitiva del ejercicio correspondiente al
2012 (información contable y técnico comercial) sin embargo las exigencias del 2do
Informe Parcial contemplan procesar información del 2012 que estará disponible a
partir del mes de marzo.
• La estructura del segundo y tercer informe parcial debería ser modificada
homologándose con los contenidos de los informes de la regulación del 2008.
Servitech Ingenieros S.R.L. Página 125