2 ANTECEDENTES DE LA EMPRESA REAL

Q U A N T U M A N D E S SAC
ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO
DE DISTRIBUCION (VAD) DEL
SECTOR DE DISTRIBUCION TIPICO 5
PERIODO NOVIEMBRE 2013 – OCTUBRE 2017
PRIMER INFORME PARCIAL
VALIDACION Y REVISION DE ANTECEDENTES Y
REVISION INICIAL DE COSTOS DE LA EMPRESA
REAL
03 de diciembre del 2012
Estudios de Costos del VAD – Sector Típico Nº 5
Regulación de la Tarifa de Distribución Eléctrica
Período Noviembre 2013 – Octubre 2017
Introducción................................................................................................................... 4
1.0 RESUMEN EJECUTIVO
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
1.5.
Objetivo .............................................................................................................. 6
Antecedentes ..................................................................................................... 6
Recopilación de Antecedentes........................................................................... 6
Validación y Revisión de Antecedentes ............................................................ 6
Ajuste Inicial de Costos ...................................................................................... 8
2.0 ETAPA I - RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS A)
2.1. Contables y Presupuestales ............................................................................. 10
2.2. De la Organización ........................................................................................... 10
2.3 De los Costos de Personal Propio y de Terceros ............................................. 10
2.4. De las Instalaciones Eléctricas del SEM .......................................................... 11
2.5. De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa ................................... 11
2.6. Comerciales del SEM y Empresa ..................................................................... 11
2.7. De Balance de Potencia y Energía .................................................................. 12
2.8. De Operación y Mantenimiento del SEM y empresa ........................................ 12
2.9. De Asignación de costos .................................................................................. 13
2.10.De la Calidad de Servicio ................................................................................ 13
2.11 Otros antecedentes ......................................................................................... 13
2.12. Formatos A ..................................................................................................... 13
3.0 ETAPA II - VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B)
3.1. Contables y Presupuestales ............................................................................ 14
3.2. De la Organización ........................................................................................... 16
3.3 De los Costos de Personal Propio y de Terceros ............................................. 29
3.4. De las Instalaciones Eléctricas del SEM .......................................................... 31
3.5. De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa ................................... 35
3.6. Comerciales del SEM y Empresa ..................................................................... 35
3.7. De Balance de Potencia y Energía .................................................................. 38
3.8. De Operación y Mantenimiento del SEM y empresa ........................................ 39
3.9. De Asignación de costos Indirectos.................................................................. 41
2
3.10.De la Calidad de Servicio Eléctrico .................................................................. 48
3.11 Estudio de costo de capital de trabajo ............................................................. 50
3.12 Otros Antecedentes ......................................................................................... 51
3.13. Formatos B ..................................................................................................... 51
4.0 ETAPA II - AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C)..................................54
5.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 54
ANEXOS:
ANEXO
A:
Criterios de Asignación de costos empleados por la Concesionaria.
ANEXO
B:
Estudio de las Instalaciones Asignadas a la empresa Modelo.
ANEXO
C:
Verificación de Metrados del VNR Eléctrico.
ANEXO
D:
Análisis del Activo Fijo.
ANEXO
E: Formatos A.
ANEXO
F: Formatos B.
3
INTRODUCCIÓN
El objetivo de este primer informe es presentar el desarrollo de las etapas I y II del
estudio de costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) 2013 – 2017,
correspondiente al Sector Típico Nº 5.
El sistema eléctrico escogido como sistema eléctrico modelo (SEM), para el estudio del
VAD del sector Típico Nº 5, es el Sistema Eléctrico Cangallo - Llusita, sistema que
pertenece a la empresa Electro Centro S.A.
Para el desarrollo del presente informe se ha seguido las indicaciones de los términos
de referencia que para este estudio fuera aprobado por el Osinergmin.
Etapas del Estudio VAD
El estudio comprende el desarrollo de las siguientes etapas:
1. Recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento
del sistema eléctrico seleccionado para el sector típico 5. Formato A.
2. Validación, revisión de los antecedentes y características básicas de la Empresa
Real y del sistema eléctrico modelo, Revisión 1, Formatos B.
3. Revisión Inicial de los costos de explotación, análisis de la estructura de personal y
de remuneraciones, servicios de terceros y demás costos de explotación de la
empresa concesionaria y del SEM. Revisión 2, Formatos C.
4. Creación de la empresa modelo y determinación de instalaciones y costos óptimos.
Revisión 3, Formatos D.
5. Calculo de los Valores Agregados de Distribución, pérdidas estándar técnicas y
comerciales y calculo de los factores de economía de escala.
Primer informe parcial
De acuerdo a lo mencionado en los Términos de Referencia, en este Primer Informe
Parcial debería presentarse los resultados de las etapas 1, 2 y 3 del estudio VAD
indicadas anteriormente. Sin embargo, debido a que la información que debía alcanzar
4
la Concesionaria no fue entregada en los plazos establecidos por los TDR (indicados en
su Numeral 5.1), sobre todo en los que respecta a la información de costos contables;
en esta oportunidad no se ha podido cumplir con desarrollar todos los temas que
indicaban los TDR para este primer informe, quedando pendiente su finalización en la
próxima entrega.
En el Capitulo 2 se describe la información técnica, comercial económica-financiera que
ha sido recopilada de la Concesionaria, y también la que fuera alcanzada por el
Osinergmin.
En el Capitulo 3 se describe el resultado de la validación, revisión de datos,
antecedentes y características básicas de la Empresa Real y del SEM, en este caso el
Sistema Eléctrico Cangallo-Llusita. Se detallan los estudios, inspecciones y análisis
efectuados para cumplir lo indicado en los TDR, y se concluye con la elaboración de los
Formatos B, conteniendo la información correspondiente a la empresa total y al SEM
debidamente revisada y validada.
5
1.0 RESUMEN EJECUTIVO
1.1
Objetivo
El primer informe parcial constituye el desarrollo las etapas I y II del estudio del VAD y
comprende el desarrollo de la recopilación, validación y revisión de los antecedentes de
la empresa real y el sistema eléctrico modelo (SEM).
1.2
Antecedentes
La Ley de Concesiones eléctricas y su reglamento establecen que cada cuatro años se
fijarán las tarifas de distribución eléctrica (VAD), las mismas que son calculadas para
cada sistema de distribución típico.
El sistema de distribución típico a estudiar para el cálculo del VAD, es el que
corresponde al sector típico Nº 5, y, el sistema eléctrico escogido para la construcción
de la empresa modelo es el Sistema Eléctrico Cangallo - Lusita.
La elaboración del estudio VAD comprende el desarrollo de varias etapas, siendo el
caso que para este primer informe comprende las etapas de recopilación y validación de
los antecedentes de la empresa real y del sistema eléctrico modelo.
1.3
Recopilación de Antecedentes
Esta parte comprendió la recopilación de la información técnica, comercial, y económica
del funcionamiento de la empresa real y el sistema eléctrico modelo (SEM). La
recopilación de la información ha permitido conocer los aspectos técnicos, contablefinancieros, comerciales y de organización de la empresa total y del SEM, los mismos
que fueron objeto de su revisión y validación.
1.4
•
Validación y Revisión de Antecedentes
Revisión y validación de los antecedentes contables.
Se comprobó que la información contable contenida en los formatos de los términos de
referencia (TDR) del estudio de costos del VAD, tuvieran como origen los estados
financieros auditados del año 2011 y los estados financieros al 30 de setiembre del año
2012.
De la misma forma, para el año 2011 y hasta el tercer trimestre del 2012, se cotejó que
la información contable fuera la misma que la información contable que la concesionaria
6
había remitido trimestralmente al Osinergmin; no encontrándose en esta comparación
diferencia alguna.
En cuanto a la información de costos y criterios de asignación contenidos en los
formatos TDR: II (ingresos), y formato III (costos de operación y mantenimiento); la
concesionaria no hizo una correcta interpretación de los conceptos vertidos en estos
formatos, cuya consecuencia fue que no se hizo la asignación adecuada de los ingresos
y costos entre las actividades que señalaban los TDR. Por lo anterior, los criterios de
asignación no pudieron ser validados y tuvieron que ser modificados por el Consultor.
•
Revisión y validación de los antecedentes de la Organización.
A través de entrevistas realizadas por el Consultor con los funcionarios de la
Concesionaria, a la que se agrega la situación observada directamente por el Consultor;
se pudo constatar la vigencia de la estructura organizacional informada por la
concesionaria, estructura organizacional vigente desde el año 2004.
En el tema de personal, se constató que la información recibida, en cuanto al número y
costo de personal, sea conciliable con los cuadros de asignación de personal (CAP) y la
información contenida en las planillas de remuneraciones.
Como resultado de la revisión, los antecedentes de la organización fueron validadas por
el Consultor.
•
Revisión y validación de los antecedentes de las instalaciones eléctricas.
La información del VNR presentada por la concesionaria en los formatos TDR, fue
confrontada con los resúmenes obtenidos de la data del VNR-GIS. El resultado de esta
comparación fue que se encontró un mayor metrado asignado al SEM. En las visitas de
campo realizadas por el Consultor se pudo advertir que la Concesionaria había incluido
en el metrado del SEM, los metrados de los SER (denominado Cangallo-Llusita-SER) y
que se encuentran conectados físicamente al SEM. Por la anterior, el Consultor no pudo
validar los valores del VNR del SEM presentado por la Concesionaria.
Se realizaron las verificaciones de campo de los metrados del VNR eléctrico,
encontrándose un mayor metrado en el campo respecto a lo reportado por el VNRGIS,
tanto para las redes de media como de baja tensión; sin embargo, todas estas
variaciones son mínimas (menores del 3%). Por lo anterior, la información de metrados
del VNR eléctrico fue validada por el Consultor.
Revisión y validación de los Antecedentes Comerciales.
La información de compra de potencia y energía de la concesionaria fueron validadas
con los balances de energía de la propia Concesionaria, y con la información que la
concesionaria había reportado mensualmente al Osinergmin. El resultado fue que no se
encontraron diferencias entre las informaciones comparadas.
7
El balance de potencia y energía presentado por la concesionaria no pudo ser validado
por el Consultor, ello debido a que no se discriminaron correctamente las compras de
energía en los niveles de alta y media tensión; tampoco se había determinado la
potencia teórica en media tensión, producto de las ventas a los usuarios, con el fin de
determinar las pérdidas no estándar.
El Consultor procedió a corregir el Balance de Potencia y Energía.
•
Revisión y validación de los Costos de Explotación
Para la validación de los costos de explotación se realizaron entrevistas con los
funcionarios de la Concesionaria, relacionados con las actividades de operación y
mantenimiento de las redes eléctricas, y, las actividades de explotación comercial.
El Consultor constatado un alto grado de tercerización en dichas actividades, la
concesionaria solo proporciona los materiales y su personal supervisor, dejando para las
contratistas desarrollar todas las actividades de operación y mantenimiento.
El Consultor validó los costos de operación y mantenimiento en base a los contratos que
tiene la Concesionaria con sus contratistas, y en base a las órdenes de trabajo
existentes para el SEM.
La validación de los antecedentes de la calidad del servicio eléctrico, se realizó en base
a las estadísticas alcanzadas por la Concesionaria, en cuanto a lo que correspondía al
SEM, y que el Consultor encontró conformes.
1.5
Ajuste Inicial de Costos
Como se ha señalado en la introducción del presente informe, la entrega de información
por parte de la Concesionaria, con posterioridad a los plazos establecidos en el punto
5.1 de los TDR, no ha permitido concluir esta última parte del Informe, dejando su
presentación para la próxima entrega.
8
2.0 ETAPA I - RECOPILACION DE ANTECEDENTES (FORMATOS A)
A partir del 12.11.12 se empezó el proceso de recopilación de información de la
empresa Electro Centro S.A. (en adelante la Concesionaria), correspondiente a los
costos de instalaciones eléctricas y no eléctricas y su correspondiente desglose al
sistema eléctrico modelo (SEM), habiéndose recepcionado hasta la fecha información
requerida de:
•
Antecedentes contables, presentados en los Formatos A: II al IV y del VIl al X, a
los que se acompaño la información sustentatoria de estados financieros y la data
contable del año 2011 que fuera solicitada por el consultor.
•
Antecedentes de la organización, manual de organización y funciones, cuadros
de asignación de personal y planillas del año 2011 y año 2012 (hasta setiembre)
a nivel de cada trabajador.
•
Antecedentes de instalaciones eléctricas y no eléctricas de total empresa y el
SEM, contenidas en los formatos A: I y II, con sus sustentos a través del VNR
GIS, planos, características de instalaciones, información sobre calidad de los
servicios eléctricos.
•
Información técnico-comercial mensual, presentada en los Formatos A: V-1, V-2 y
V-3.
•
Información de Contratos de operación y mantenimiento.
•
Información del Balance de Energía y Potencia, presentado en el Formato A: VI
•
Otras informaciones de carácter técnico, solicitadas en los TDR
Los formatos A “Información Técnica Económica Reportada por el Concesionario” son
presentados en el Anexo E.
La recopilación de esta información ha permitido conocer los aspectos técnicos,
contable-financieros, comerciales y de organización de la empresa total y del SEM, los
mismos que fueron objeto de su revisión, validación y ajuste, para que luego puedan ser
tomados como una referencia base para el diseño de la empresa modelo.
A continuación se hace una descripción de manera más específica de los antecedentes
contables, de organización, instalaciones, comerciales y costos de operación y
mantenimiento.
9
2.1
Contables y Presupuestales
Con relación a la información contable y presupuestal se recabó la siguiente
información:
•
Información económica contenida en los formatos II al IV y del VIl al X, según lo
solicitado por los TDR.
•
Presupuestos Operativos de los años 2011 y 2012.
•
Ejecuciones Presupuestales de los años 2011 y 2012 (al mes de setiembre).
•
Estados Financieros del año 2011 (auditado) y del año 2012 (hasta setiembre).
•
Criterios de Asignación de Costos por Actividad.
•
Memoria de la concesionaria del año 2011 Obtenida de su página web.
•
Base de datos contable del año 2011 (entregada por la Concesionaria).
2.2
De la Organización
Con relación a la información de organización y de personal se recabó la siguiente
información:
•
Manual de Organización y Funciones (MOFI), aprobado en el año 2004, el
mismo que contiene las funciones generales, funciones específicas, y
requerimientos ó perfil de los puestos de trabajo que conforman la organización
de la empresa a nivel de cada gerencia y unidades de negocio.
•
CAP de los trabajadores vigente al mes de setiembre del 2012 (obtenida de la
página web de la concesionaria)
2.3
De los costos de Personal Propio y Terceros
•
Planillas de pago del personal asignado en el CAP correspondiente a los años
2011 y el año 2012 (hasta el mes de setiembre del 2012).
10
2.4
De las Instalaciones Eléctricas del SEM
Se recopiló la información del VNR contenida en los formatos A: I-1 y I-2 de los TDR,
conteniendo el resumen del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema de Distribución
Eléctrica Existente, tanto para la empresa total como para el SEM (sistema eléctrico de
Cangallo-Llusita).
Dentro de la información base que fundamentan los valores presentados por la
concesionaria se ha recopilado la siguiente información:
a) Base de datos del VNR GIS al 30 de junio del 2011 presentado por la concesionaria
al Osinergmin.
b) Base de datos con los costos estándar del VNR, contenidos en el sistema SICODI.
c) Archivos de Map Info, sobre las instalaciones de media tensión, baja tensión y
catastro (manzaneo y otros).
d) Archivos autocad con el diagrama unifilar de los sistemas de transmisión secundaria
y complementaria de la concesionaria.
e) Archivo Autocad con los Diagramas Unifilares correspondientes a la redes de Media
Tensión del SEM.
f) Base de datos con los suministros en BT y MT georeferenciados (coordenadas x-y).
g) Base de datos con la ubicación georefenciada de cada SED MT/BT existente en el
VNR. Contiene además los datos físicos del transformador y su vinculación con el
alimentador MT y SET A/MT (en Map Info).
2.5
De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa
Se recopiló la información del VNR no eléctrico contenida en los formatos A: I-1 y I-2 de
los TDR, conteniendo el resumen del VNR No eléctrico para el Total Empresa. Para el
sistema Eléctrico Modelo (el SEM), la Concesionaria no asignó valor alguno como VNR
No Eléctrico.
2.6
Comerciales del SEM y Empresa.
En lo que se refiere a la información comercial de la concesionaria, los datos recopilados
para la realización del estudio son:
•
Formatos V de los TDR con las ventas mensuales correspondientes a los años 2011
y 2012 (estimado el último trimestre).
11
•
Estadística de interrupciones de suministro.
•
Reportes de Compra de Potencia y energía mensual que reporta la concesionaria al
Osinergmin; de la misma forma, se contó también con esta información alcanzada
por el propio Osinergmin.
2.7
De Balance de Potencia y Energía
Con respecto al Balance de potencia y energía, la concesionaria presentó la siguiente
información.
•
Información sobre el Balance de Potencia y Energía, tanto para la Empresa Total
como para la Empresa Modelo, contenida en el formato VI de los TDR.
•
Cálculo del Factor de Balance de Potencia en Punta de Electro Centro
correspondiente al año 2011 (alcanzado por Osinergmin).
2.8
De Operación y Mantenimiento del SEM y Empresa
Antecedentes de Explotación Técnica.
La información entregada por la concesionaria ha sido la siguiente:
•
Contratos de servicios de mantenimiento y operación del sistema de media
tensión, sub estaciones, baja tensión y alumbrado público, tanto para el sistema
modelo como para otras Unidades de Negocio de la Concesionaria.
•
Ordenes del servicio de mantenimiento de las redes del SEM durante el año
2012.
Antecedentes de Explotación Comercial.
La concesionaria entregó al Consultor la siguiente relación de documentos sobre la
actividad comercial:
•
Ratios comerciales sobre toma de lecturas, cobranzas, inspecciones, suspensiones,
cortes, etc.
•
Copia de Contratos de servicios de atención telefónica para la UUNN de Ayacucho
(donde se encuentra el SEM) y otras UUNN.
12
•
2.9
Copia de Contratos de servicios de ejecución de de actividades comerciales y
recaudación, por cobranzas en línea y fuera de línea de recibos.
De Asignación de Costos
La concesionaria presentó los criterios de imputación de costos de Supervisión e
Indirectos, que fueron utilizados para el llenado de los formatos contables de los TDR,
(ver anexo A).
2.10 De la Calidad del Servicio Eléctrico
En lo referente a los antecedentes sobre la calidad del servicio presentado por la
concesionaria, se han recopilado las estadísticas de fallas y los índices de calidad de
suministro para los años 2011 y 2012 (hasta mayo); entre ellos tenemos:
•
•
•
•
Índices anuales de calidad de Suministro.
Indicadores de calidad del Alumbrado Público.
Informe Técnico de Interrupciones en Cangallo-Llusita (informe Nº GTC-0892012).
Estadística de Fallas en el Sistema Cangallo-Llusita.
2.11 Otros Antecedentes
2.12 Formatos A
En el Anexo E, se presenta los formatos A alcanzados por la Concesionaria.
13
3.0 ETAPA III - VALIDACION Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B)
3.1
Contables y Presupuestales
La revisión y validación de los antecedentes contables comprendió las siguientes tareas.
a) Conciliación entre los datos informados por la empresa en los formatos TDR y los
datos de su contabilidad.
b) Diferencias, entre los criterios de asignación de costos por actividades de negocios
utilizados por la concesionaria, y los criterios del Consultor.
c) Diferencias, entre los criterios de asignación de costos asignados por la empresa al
SEM, y los criterios del Consultor.
d) Detección y eliminación de duplicidades en la asignación de costos.
Para la tarea a), se procedió a verificar que la información económico - financiera
transcrita por la concesionaria en los Formatos II, III y IV de los TDR tengan como fuente
la data consignada en los estados financieros de los años 2011 (estados financieros
auditados) y del año 2012 (para este último año real hasta el mes de setiembre).
Como la información contenida en los formatos del IV-1 al IV-4, es un símil de la
contabilidad regulatoria que maneja la concesionaria para su reporte trimestral al
Osinergmin (costos combinados por naturaleza y destino), en el cuadro siguiente se ha
hecho una comparación de la información contenida en dichos formatos, respecto a la
información contenida en los Estados Financieros.
14
COMPARACION DE LAS INFORMACIONES DE COSTOS
Concepto
Año 2011
Formato A
EEFF
IV-3
(Miles S/.)
Generación
Transmisión
Distribución
Comercialización
Administración
Total
Concepto
(Miles S/.)
8,321
16,923
172,789
19,722
19,212
236,967
8,321
16,923
172,789
19,722
19,212
236,967
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
Año 2012 (al 30.09.12)
Formato A
EEFF
Variac %
IV-3
(Miles S/.)
Generación
Transmisión
Distribución
Comercialización
Administración
Total
Variac
%
(Miles S/.)
5,771
10,463
137,994
24,937
16,929
196,094
5,771
10,463
137,994
24,937
16,929
196,094
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
EEFF= Estados Financieros de Electro Centro S.A.
Como se aprecia, no existe diferencias entre estas dos informaciones, lo cual valida que
la fuente de la información de costos contenidas en los formatos A, del IV-1 al IV-4,
pertenecen a la data de costos que contienen los estados financieros, y por lo tanto,
quedan validados los formatos A de la Concesionaria desde el IV-1 al IV-4.
De la misma forma, también se contrastó la información reportada en los formatos y
EEFF, con la información económica financiera que Electro Centro S.A. envía al
Osinergmin cada trimestre, y aquí también no se encontró diferencia alguna 1.
En cuanto a la información de costos y criterios de asignación contenidos en los
formatos II (ingresos), formato III (costos de operación y mantenimiento) y; debido a que
la concesionaria no hizo una correcta interpretación de estos formatos, condujo a que no
se produjera la asignaron correcta de ingresos y costos entre las actividades, conforme
lo solicitaban los formatos TDR.
Como ejemplos de lo mencionado anteriormente tenemos lo siguiente:
En el formato de Ingresos (formato II) correspondiente al año 2011, todos los ingresos
por facturación de venta de energía, fueron discriminados únicamente para las
1
La información económica enviada por el Osinergmin correspondió al año 2011 y hasta el tercer trimestre del 2012.
15
actividades de transmisión, distribución de media tensión, distribución de baja tensión,
alumbrado público y comercialización; como es conocido, dentro de estos montos
facturados se encuentran los ingresos que corresponden a las actividades de compra de
energía (A1) y generación (A2)2.
Con respecto a los costos de operación y mantenimiento, la Concesionaria ha aplicado
conceptos propios de lo que significa el Costo Directo, Costo de Supervisión Directa y
Costos indirectos 3, y como se verá más adelante, no son los mismos conceptos que
maneja el Consultor; y lo que es más, cuando se trata de asignar costos al Sistema
Modelo, la Concesionaria ha incluido también los costos de los Sistema Eléctricos
Rurales (SER), que si bien es cierto se encuentran conectados físicamente la las redes
del Sistema Modelo (SEM), no forman parte de dicho sistema.
Por lo manifestado en los párrafos anteriores, los criterios de asignación empleados por
la concesionaria, para el llenado de los formatos II, III y IV-5, no fueron validados por el
Consultor, debiéndose cambiar dichos criterios de asignación.
Los criterios de asignación de los ingresos y costos por actividades, que fueron
empleados por el Consultor en la construcción de los formatos B: II, III y IV-5, se
explican en el punto 3.9
3.2
De la Organización
El proceso de validación seguido por el Consultor consistió:
• Para el caso de la estructura organizacional y funciones
o Contrastar la información recibida en lo referente a Estructura y funciones
aprobadas en el Manual de Organización y Funciones, con la información
solicitada posteriormente al área de Recursos Humanos.
o Validar los resultados de la actividad indicada en el punto precedente con la
situación observada directamente por el consultor.
• Para el caso de personal
o Contrastar la información de cantidad de personal y costos, tanto de personal
propio como de terceros, con la información contenida en el cuadro de Asignación
de Personal (CAP) con las correspondientes planillas de remuneraciones.
A continuación se hace una descripción y análisis de la estructura organizacional
encontrada en la Concesionaria.
2
Solo en el formato del año 2012, y únicamente para SEM, se observa que la Concesionaria ha hecho un
discriminación de ingresos que involucra también a las actividades de compra de energía y generación.
3
Los Criterios de Asignación utilizados por la Concesionaria se encuentran en el Anexo Nº A.
16
a.
Estructura Orgánica
La concesionaria Electro Centro S.A., junto con las empresas concesionarias Electro
Norte S.A., Electro Norte Medio S.A. y Electro Nor Oeste S.A.; pertenecen al grupo
Distriluz, y aunque cada una de estas empresas son independientes legalmente, su
enfoque organizacional es la de un "holding" que agrupa a estas cuatro empresas; de
esta manera, se establece una estructura matricial que incluye a un Comité Corporativo
de Gestión (con sede en Lima), con responsabilidades propias de una sede matriz, y por
ende, con capacidad y autoridad a nivel estratégico, normativo, fijación de políticas y
ejecutora en las decisiones de envergadura.
La estructura orgánica de Electro Centro S.A. se muestra en el siguiente esquema.
Fuente: Manual de Organización y Funciones (MOF) de Electro Centro S.A.
17
Como se puede apreciar, el esquema organizacional contempla estructuralmente las
bondades de un esquema matricial, aplicando simultáneamente una estructura funcional
y estructura geográfica, ésta última debido a la dispersión geográfica que significa a
Electro Centro atender el servicio en eléctrico en 6 Regiones del Perú (Junín, Huánuco,
Pasco, Huancavelica y Ayacucho y parte de las provincias Yauyos y Huarochirí de la
Región Lima.
Algunas de las ventajas de esta estructura son:
.
• Es un medio eficiente para reunir las diversas habilidades especializadas que se
requieren para resolver un problema complejo.
• Pone el conocimiento funcional y especializado a disposición de las diferentes
unidades de negocio.
• Facilita la cooperación y ayuda a mitigar los conflictos entre los objetivos
generados por las distintas áreas funcionales de la organización.
Por otro lado, la estructura orgánica de Electro Centro se encuentra alineada a una
estrategia empresarial, la misma que proviene de las estrategias corporativas del
Holding y que son:
1.- Aumentar la satisfacción al cliente.
2.- Maximizar la rentabilidad.
3.- Incrementar la productividad y reducción de costos.
4.- Invertir en nuevas instalaciones, aplicando tecnología avanzada.
5.- Reconocer el aporte de los trabajadores.
En el siguiente gráfico se muestra el Mapa Global de los Procesos de la Cadena de
Valor del negocio de la distribución y comercialización aplicable en Electro Centro, y que
en resumen se puede identificar las siguientes actividades básicas:
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
Comprar electricidad.
Generación de electricidad (generación propia aislada e interconectada).
Transmisión de electricidad.
Distribución (Media y Baja Tensión).
Marketing de suministros.
Medición de consumos.
Facturación de suministros.
Cobranzas.
18
19
b.
Funciones y Actividades
De acuerdo a la estructura organizacional, Las Unidades Orgánicas de Electro
Centro S.A., son las siguientes:
a) Alta Dirección
◊
◊
Directorio.
Gerencia General.
b) Órgano Consultivo
◊
Comité Corporativo de Gestión.
c) Órgano de Control
◊
Oficina de Control Interno.
d) Órgano de Asesoramiento
◊ Área Legal.
e) Órganos de Apoyo
◊ Área de Administración de Proyectos
◊ Área de calidad y Fiscalización.
◊ Área de Tecnología de la Información.
f) Órganos de Línea
◊
◊
◊
◊
Gerencia de Administración y Finanzas
Gerencia de Distribución
Gerencia Comercial.
Unidades de Negocio
De acuerdo a lo indicado anteriormente, a continuación se hace una descripción
resumida de estas unidades orgánicas.
•
GERENCIA GENERAL
Es el órgano de mayor jerarquía ejecutiva; le compete dirigir, controlar y coordinar
las actividades técnico - administrativas y operativas de la empresa.
20
Tiene como funciones planificar, organizar, dirigir y coordinar todas las actividades
de la empresa, utilizando en forma eficiente y eficaz los recursos.
•
COMITÉ CORPORATIVO DE GESTION
Asume la responsabilidad de la planificación normalización, supervisión y
evaluación de las actividades relacionadas con las áreas: técnica, comercial,
proyectos y de administración; según los niveles de responsabilidad que se
establezcan específicamente en cada caso.
El Comité Corporativo de Gestión esta conformado por cuatro Gerencias
Corporativas y que son: Gerencia Corporativa Técnica, Gerencia Corporativa
Comercial, Gerencia Corporativa de Proyectos y Gerencia Corporativa de
Administración y Finanzas. A continuación una breve descripción de las
actividades básicas de estas Gerencias.
Gerencia Corporativa Técnica: Debe de establecer las políticas, planear,
aprobar, organizar, evaluar y controlar corporativamente la operación y
mantenimiento de sistemas de generación, transmisión y distribución. Debe
también supervisar los contratos de servicios complementarios relacionados
con transmisión y distribución así como establecer procesos para la
reducción de pérdidas técnicas, mantener actualizada la información de
activos fijos VNR, entre otras.
Gerencia Corporativa Comercial: Debe planificar, organizar, coordinar y
evaluar los procesos relacionados con la gestión comercial y de negocios.
Diseñar estrategias para fomentar el consumo de electricidad, elaborar los
lineamientos para evaluar el posicionamiento de la empresa y la calidad de
los servicios así como establecer los mecanismos para fijar los precios de
los servicios no regulados; supervisar la administración de los contratos de
compra de energía y contratos por peaje de transmisión, entre otros.
Gerencia Corporativa De Proyectos: Debe establecer las políticas y
procedimientos para la formulación, ejecución y evaluación de proyectos de
inversión de corto, mediano y largo plazo, definir los alcances para el
desarrollo de los proyectos de inversión, estudios para planificación,
desarrollo y utilización de nuevos recursos y tecnologías así como definir el
plan y presupuesto anual de inversiones y asistir en la elaboración de las
especificaciones para adquisiciones.
Gerencia Corporativa de Administración y Finanzas: Planifica, organiza,
coordina, implementa normas, políticas, procedimientos y sistemas de
control de las actividades relacionadas con la administración de los
recursos humanos, bienes, servicios, informáticos, patrimoniales,
económicos y financieros. Así mismo supervisa la administración de los
seguros de personal y patrimoniales.
21
Área Legal Corporativa: Ejerce la representación de la empresa, en
asuntos contenciosos judiciales y administrativos, brindar asesoría legal a la
Gerencia General, Gerencia Regional y a las diferentes áreas del Comité
Corporativo de Gestión. Además debe representar y difundir la posición de
la empresa ante los diferentes comités de trabajo dedicados a la
elaboración de proyectos de normas legales del Sector Eléctrico, entre
otros.
La sede de la empresa Electro Centro S.A. (ubicada en la ciudad de Huancayo)
esta conformada por el Gerente Regional, que actúa por delegación del
Gerente General dentro del ámbito de responsabilidad de Electro Centro S.A.,
de esta Gerencia Regional dependen tres Gerencias: Gerencia Técnica,
Gerencia Comercial y Gerencia de Administración y Finanzas, gerencias que
mantienen un dependencia funcional de las respectivas Gerencias
Corporativas de la matriz.
•
GERENCIA REGIONAL
Actúa por delegación de la Gerencia General, asume la representatividad y
la dirección de la Empresa Regional
Dependiendo directamente de la Gerencia Regional se encuentran las
siguientes áreas de apoyo:
o
AREA DE ADMINISTRACION DE PROYECTOS
Elaborar las bases y términos de referencia para la contratación de
servicios de terceros para proyectos y obras, formula plan de
inversiones, elabora programa de adquisiciones, supervisa y recepciona
obras, entre otras.
o
AREA DE CALIDAD Y FISCALIZACION
Coordinación con los organismos reguladores y fiscalizadores, en
representación de la Empresa para los fines de fiscalización y
actualización de las normas del sector entre otros, Elabora y remite la
información requerida por los entes reguladores, fiscalizadores y de
protección y defensa de los usuarios, Desarrolla y mantener un sistema
de Información sobre el control de los datos e información relacionados
con el control de la calidad del servicio y las acciones relacionadas con
el tratamiento de las observaciones de Fiscalización de los organismos
reguladores y fiscalizadores.
o
AREA LEGAL
Analiza, interpreta y difunde los dispositivos legales de interés para la
Empresa, Elabora documentos de carácter legal que le sean solicitados
22
por las diferentes áreas de la Empresa, administra las acciones y
resultados alcanzados por la asesoría legal externa.
o
AREA DE TECNOLOGIA DE LA INFORMACION
Analiza, diseña e implanta soluciones utilizando las herramientas de
tecnologías de información, Implanta y mantiene la infraestructura
informática con los niveles de rendimiento requeridos para sostener los
sistemas de información y de ofimática vigentes. Crea normas
concernientes a las actividades relacionadas a tecnología de
información y asesora las áreas usuarias en temas concernientes a la
selección e implementación de sistemas mecanizados.
Organigrama de las Áreas de Apoyo a la Gerencia Regional
•
GERENCIAS FUNCIONALES
Estas gerencias son asumidas por la Sede Regional en la ciudad de Huancayo
o
GERENCIA TECNICA (Gerencia de Distribución según el MOF)
Tiene bajo su responsabilidad la operación y mantenimiento de los
sistemas de generación, transmisión y distribución
Centro de Control de Operaciones sub-estaciones de potencia, así como
la planificación, control en tiempo real y la evaluación de las operaciones
del sistema a su cargo y la medición de la calidad del servicio. Integrar y
remitir la información requerida por los organismos externos, en materia
de distribución.
23
o
GERENCIA DE COMERCIALIZACIÓN
Formula, consolida y propone el plan de marketing, el presupuesto
operativo anual. Implanta, propone y evalúa procedimientos para fijar los
precios de servicios no regulados, sistema de información y estadística
comercial. Da conformidad a los actos de fiscalización comercial de
OSINERG.
o
GERENCIA DE ADMINISTRACION Y FINANZAS
Coordina con las diferentes áreas de la empresa como línea y de apoyo,
a fin de atender sus necesidades oportunas y eficientemente.
Implanta normas, políticas y procedimientos administrativos y
financieros dentro de un marco de mejoramiento continuo.
24
Dependiendo de la Gerencia Regional se consideran seis unidades de Negocios,
definidas por su ámbito geográfico de responsabilidades y que son:
•
•
•
•
•
•
Unidad de Negocios Huancayo - Valle Mantaro.
Unidad de Negocios Tarma - Pasco.
Unidad de Negocios Ayacucho.
Unidad de Negocios Huanuco -Tingo María
Unidad de Negocios Selva Central.
Unidad de Negocios Huancavelica.
Cada unidad de negocio tiene como objetivo brindar un excelente servicio de
Energía Eléctrica, garantizar el cumplimiento de los diferentes contratos, así como
cumplir y hacer cumplir las normas, directivas y procedimientos que rigen las
actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica. Tiene bajo su
cargo las Unidades de Administración, Comercial y Distribución, así como las
Unidades de Servicio Eléctrico
En el siguiente esquema presentamos el Organigrama de una Unidad de Negocios
Tipo.
25
26
c. Personal
El Cuadro de Asignación de Personal (CAP) de Electro Centro a nivel de cada
trabajador, y al 30 de setiembre del 2012 se muestra en el Anexo C. De este
cuadro se ha podido apreciar que todo el personal CAP se encuentra con plazo
indeterminado, por lo tanto es un personal que le da estabilidad a la organización.
En el cuadro siguiente se presenta la distribución del número de personal de la
concesionaria por área funcional y por Grupo Ocupacional (Directivos,
Profesionales, Técnicos y Apoyo). Esta información corresponde al año 2011 y ha
sido extraída de las propias planillas de la concesionaria.
27
PERSONAL CONTRATADO POR ELECTROCENTRO SA. - AÑO 2011
POR AREA / SUB-AREA Y GRUPO OCUPACIONAL
Area / Sub-Area
Grupo Ocupacional
DIRECTIVOS
Auditoría Interna
Area de Control Interno
Gerencia Regional
Gerencia Regional
Area De Administración De Proyectos
Area De Calidad Y Fiscalización
Area De Tecnologia De La Información
Area Legal
PROFESIONALES
40
1
1
1
1
4
Gerencia de Distribución
Gerencia de Distribución
Unidad de Control de Operaciones
Unidad de Mantenimiento de Distribución
Unidad de Mantenimiento de Generación
Unidad de Mantenimiento de Transmisión
Unida de Mantenimiento de Distribución
SED. Huayucachi
5
1
1
1
1
1
Gerencia Comercial
Gerencia Comercial
Unidad de Atención al Cliente
Unidad de Control de Pérdidas
Unidad de Facturación
Unidad de Laboratorio y Mediciones
Unidad de Tarifas y Contratos
Unidad de Cobranzas y Control de Ventas
6
1
1
Total CAP
APOYO
TOTA GENERAL
1
1
Gerencia Administración y Finanzas
Gerencia Administración y Finanzas
Unidad de Contabilidad
Unidad de Logística
Unidad de Recursos Humanos
Unidad de Recursos Financieros
Unidades de Negocio
Servicio Eléctrico Mayor Valle Mantaro
Unidad De Negocio Ayacucho
Unidad De Negocio Huancavelica
Unidad De Negocio Huanuco
Unidad De Negocio Selva Central
Unidad De Negocio Tarma
TECNICOS
1
1
1
1
1
1
123
4
8
4
4
1
115
18
1
8
3
3
3
25
6
4
5
3
6
3
1
1
1
1
21
3
4
4
3
3
4
55
8
5
8
11
10
13
41
123
321
5
11
6
5
2
8
1
30
2
9
8
5
6
4
1
2
18
11
1
4
1
1
1
1
2
43
1
2
1
4
1
1
1
12
3
1
8
1
1
34
3
13
1
3
8
2
4
82
11
15
8
16
11
21
18
5
3
1
5
2
2
176
27
27
21
35
26
40
115
43
322
2
9
1
6
1
6
Personal No CAP(*)
Total Planilla 2011
52
2
14
8
7
16
3
2
18
41
123
115
43
340
Fuente: Recursos Humanos - ElectroCentro SA.
Elaboración: Propia
(*) Personal no encontrado en el Cuadro de Asignación de Personal AL 30.09.12.
Fuente: Planilla del año 2011 de Electro Centro S.A.
28
Del cuadro anterior se desprende que de los 322 trabajadores que están en el
CAP de la Empresa, 41 trabajadores (el 13%) son personal Directivo, 123
trabajadores (el 38%) son Profesionales y 115 trabajadores (el 36%) son Técnicos;
lo que indica un alto nivel de profesionalización en la empresa.
3.3
De los Costos de Personal Propio y de Terceros
Desde el punto de vista del costo del personal propio de Electro Centro,
entendiendo dentro de estos costos las remuneraciones y sus costos colaterales;
a continuación se presenta la estructura organizacional, indicando dentro de la
misma, la cantidad de personal y los costos de personal involucrados (ver cuadro
siguiente).
29
Fuente: Elaborado en base a las Planillas del año 2011.
Nota: Como la información de Planillas entregada por la Concesionaria no incluía el costo de las gratificaciones (julio y
diciembre), éstas fueron estimadas.
30
3.4
De las instalaciones eléctricas del SEM
El sistema eléctrico modelo escogido para el estudio del VAD sector típico N° 5 (SEM),
es el Sistema Eléctrico Cangallo - Llusita, sistema ubicado en el departamento de
Ayacucho. Este sistema eléctrico esta compuesto por 6 alimentadores ubicados en la
subestación de transformación (SET) de Cangallo y la Central Hidroeléctrica de Llusita,
conforme se indica en el cuadro siguiente:
Alimentadotes del SEM
Sistema Eléctrico
SET/CH
SET Cangallo
Cangallo - Llusita
CH Llusita
Alimentador
4019
4020
4023
4014
4015
4021
Una descripción más detallada de las características técnicas del sistema eléctrico de
Cangallo-Llusita (SEM) se encuentra en el Anexo B.
De acuerdo a la información presentada por le Concesionaria en los formatos A: I-1 de
los TDR, el resumen de los metrados y valorización del VNR, tanto de la Empresa Total
como del SEM es la siguiente:
Resumen del VNR y metrado de Electro Centro S.A. al 30.06.11
Concepto
. Red Media Tensión
. Subestaciones MT/BT
. Red Baja Tensión
. Instalaciones no Electricas
Unidad
km
Unidades
km
Metrados
Valor VNR (Miles US$)
Total Empresa
SEM
Total Empresa
SEM
12,824
754
114,576
5,861
11,940
340
57,177
1,315
11,525
403
128,679
3,271
26,830
0
Total
327,262
10,447
Fuente : Formato A: I- 1.
Como se aprecia, el VNR total de la empresa llega a US $ 327, 262 miles de dólares y
se ha asignado al SEM un valor de US $ 10, 447 miles de dólares. Los valores están
con los precios del SICODI del año 2008.
31
Para la revisión y validación del VNR presentados por la concesionaria en el Formato A
I - 1, se realizó un primer análisis comparando los valores y metrados del VNR, con los
resúmenes que reporta la data de su sistema VNR- GIS al 30.06.11 (ver cuadros
siguientes).
Comparaciones del Valor del VNR al 30.06.11
(Formato A-1 vs VNR GIS)
Componente
Media Tensión
Subestaciones
Baja Tensión
Instalaciones no Electricas
TOTAL
VNR EMPRESA TOTAL
VNR EMPRESA MODELO
Formato A Reporte
Formato A Reporte
Diferencia
Diferencia
I-1
VNRGIS
I-1
VNRGIS
114,576
77,426
37,150
5,861
4,250
1,612
57,177
40,893
16,285
1,315
896
419
128,679 114,502
14,177
3,271
2,352
919
26,830
26,830
0
0
0
0
327,262 259,651
67,611
10,447
7,498
2,949
Comparaciones del Metradodel VNR al 30.06.11
(Formato A-1 vs VNR GIS)
Componente
Media Tensión
Subestaciones
Baja Tensión
Unidad
km
Unidades
km
METRADO EMPRESA TOTAL
METRADO EMPRESA MODELO
Formato
Reporte
Formato A
Reporte
Diferencia
Diferencia
A I-1
VNRGIS
I-1
VNRGIS
12,824
8,095
4,729
754
537
217
11,940
8,504
3,436
340
185
155
11,525
8,582
2,943
403
231
173
Como muestra los cuadros anteriores, en lo referente a la Empresa Total, hay una
diferencia entre los valores y metrados del VNR que la concesionaria presenta en el
formato I -1, respecto a lo obtenido de los reportes del VNRGIS. De la revisión hecha
por el Consultor, se pudo advertir que la diferencia provenía del metrado de los
Sistemas Eléctricos Rurales (SER) de la Concesionaria, y que no se encontraban en el
VNRGIS. Por lo anterior, se da por validada la información de valores y metrados del
VNR para la Empresa Total, tomando en cuenta que los SER pertenecen a la Empresa.
Con respecto a los valores y metrados de la empresa modelo, también se observa un
mayor valor y metrado en el formato I –1, presentado por la concesionaria, respecto al
reporte del VNRGIS. El Consultor, luego de haber realizado las visitas de campo al
SEM, pudo advertir que esta diferencia de metrados se debía a que la concesionaria
había incluido en el metrado del SEM, el metrado de los SER que se encuentran
conectados físicamente al SEM (denominado Cangallo-Llusita-SER). Por la anterior, el
Consultor no pudo validar los valores del VNR del SEM presentado por la
Concesionaria.
De acuerdo a lo mencionado anteriormente, en lo que respecta al SEM, se procedió a
retirar el metrado de los SER contenidos en la empresa modelo, determinando un
nuevo metrado y un nuevo valor del VNR que se plasma en el formato B I-1.
32
Con respecto a los criterios de asignación del VNR a las distintas actividades
señaladas por los TDR, formato A: I -2 presentado por la Concesionaria, se asignó
importantes valores para las actividades A2 Generación y A3 Transmisión, sin que
exista un respaldo de dicha distribución.
Para la elaboración del formato B: I–2, el Consultor distribuyó el VNR eléctrico entre las
diferentes actividades, tanto en la empresa total, como en la empresa modelo, no
asignando ningún valor para las actividades A1: Compra de energía, A2 Generación y
A3 Transmisión; para el resto de actividades A4, A5 y A6, se tomaron los valores del
VNR en la media tensión, Baja tensión y alumbrado público respectivamente. Por otro
lado, el VNR no eléctrico fue colocado en la actividad A15 Otras.
Por último, para el formato B I - 1, se procedió también a corregir el cálculo de la
anualidad del VNR que había realizado la concesionaria, ya que se aplicó un factor
distinto al factor de 0.124144 (factor equivalente a la tasa del 12% para un período de
treinta años).
•
Verificación de metrados del VNR Eléctrico:
Tal como lo indica el punto 5.2 de los TDR, se tuvieron que efectuar trabajos de
inspección de campo para validar la información de los metrados de las instalaciones
eléctricas presentadas por la concesionaria.
De acuerdo a los TDR, se debían revisar 3 alimentadores de media tensión y 10
subestaciones de distribución eléctrica.
El día 23 noviembre pasado, se hizo presente el Consultor en el sistema eléctrico
modelo, con el fin de determinar los sistemas donde se tenían que realizar la
verificación de metrados. Las instalaciones escogidas fueron las siguientes:
Alimentadores de Media Tensión:
•
•
Subestación Cangallo
CH Llusita
: Alimentadores 4019 y 4023.
: Alimentadores 4021.
Subestaciones de Distribución (SED):
Subestación Cangallo:
o Alimentador 4020: SEDs 401209 y 401322.
o Alimentador 4023: SEDs 400708, 400710 y 400705.
CH Llusita:
o Alimentador 4014: SEDs 400330.
o Alimentador 4015: SEDs 400490, 400332.
o Alimentador 4021: SEDs 400700, 400702.
33
Se elaboró un modelo de acta para registrar los resultados de inspección de campo, y
se utilizaron además los códigos del VNR-GIS para identificar las instalaciones que se
tenían que verificar, todo ello con el fin de poder hacer las comparaciones respectivas
respecto a lo encontrado en campo.
La verificación de metrados se realizó entre los días del 24 de noviembre hasta el día
30 de noviembre.
En el anexo C se adjunta las actas de inspección, las mismas que se encuentran
firmadas por el Consultor.
En el siguiente cuadro se muestra los resultados de la comparación para los
alimentadores de media tensión,
entre los metrados encontrados en campo
(verificado), respecto a los valores presentados por la concesionaria (obtenidos del
VNR Info). En el anexo Nº C se encuentra el detalle de la comparación de metrados a
nivel de subestaciones y por alimentador.
Cuadro de comparación de metrados de los alimentadores de MT
Concepto
Unidad
Presentado
Consolidado
Verificado
Diferencia
A1
Red Aerea
Km
37.23
38.04
-2.13%
B1
Red Subterranea
Km
0.00
0.00
0.00%
C2
Seccionadores
Und
0
0
0.00%
Nota: Los porcentajes de diferencia se refieren a: (VNR-GIS / Verificado – 1) x 100
Como se aprecia los metrados encontrados en la media tensión son superiores a los
reportados por el VNRGIS, con porcentajes de variación menores al 3%, respecto a lo
presentado por la concesionaria.
De la misma forma, en el cuadro siguiente se presenta la comparación resumida de los
metrados encontrados en campo (verificado) para las subestaciones de distribución y
redes de baja tensión, en comparación con los metrados presentados por la
concesionaria (contenidas en el VNR- GIS).
34
Cuadro de comparación de metrados de las subestaciones y red de baja tensión
DESCRIPCION
UNIDAD
CONSOLIDADO
Presentado Verificado % Diferencia
A RED AEREA
A1.1
SERVICIO PARTICULAR
Km
17.40
17.49
-0.51%
A1.2
SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO
Km
17.40
17.49
-0.51%
A1.3
SERVICIO PARTICULAR SOBRE ESTRUCTURA SP
Km
0.00
0.00
0.00%
A2
ALUMBRADO PUBLICO SOBRE ESTRUCTURA SP
Km
17.29
17.46
-0.95%
A3
ALUMBRADO PUBLICO SOBRE ESTRUCTURA AP
Km
0.00
0.00
0.00%
A4
EQUIPOS DE ALUMBRADO PUBLICO
Und
97
97
0.00%
A5
EQUIPOS CONTROL DE ALUMBRADO PUBLICO
Und
14
14
0%
Nota: Mayor detalle de las comparaciones de metrados se encuentra en el Anexo C
Como se puede apreciar del cuadro anterior, las variaciones encontradas reflejan un
mayor metrado en campo respecto a lo reportado por el VNRGIS; en todos los casos
no superan el + - 3%.
3.5
De las instalaciones No eléctricas del SEM y Empresa
En el formato A I -1, la Concesionaria solo presento VNR no eléctrico a nivel de
Empresa Total, un valor de US $ 26, 830 miles, más no asignó valor alguno para el
VNR no eléctrico de la empresa modelo, situación que concuerda con el reporte del
VNRGIS (específicamente el formato c -1).
Definitivamente una parte del VNR de la Empresa Total tiene que ser asignado al SEM,
por dicha razón, el Consultor viene recabando más información de detalle del VNR no
eléctrico de la Empresa Total, a fin de asignar un monto al SEM.
3.6
Comerciales del SEM y Empresa
. Compra de Energía
Tomando en cuenta los datos del mes de setiembre del 2012, en el siguiente cuadro se
muestra como la Concesionaria compra su energía en diferentes Barras del SEIN, y
con diferentes niveles de tensión, siendo el caso que para el SEM, la energía comprada
se ubica en la Barra S.E. Cobriza II.
35
Compra de Energía de Electro Centro en Barra de entrega
(Mes setiembre 2012)
Barra de Entrega
S.E. Cobriza II
S.E. Huancavelica
S.E. Huayucachi
S.E. Tingo María
S.E. HUANUCO
S.E. Yaupi
S.E. Aucayacu
S.E. Oxapampa
S.E. HUANUCO
S.E. Huancayoccasa-Colcabamba
S.E. Restitucion
S.E. Tablachaca
Condorcocha
Deriv. Puntayacu
S.E. Oroya Nueva
Huayucachi
S.E. Huancavelica
COBRIZA I
S.E. Cobriza II
S.E. Carhuamayo
S.E. Paragsha II
S.E. Mantaro
Total
Tensión
(kV)
10
10
10
10
10
14
23
23
23
33
33
33
44
44
50
60
60
66
69
138
138
220
Energía
(Mwh)
0.65
1,671.19
1,488.28
2,716.20
5,467.48
3,081.31
481.66
192.38
2,208.02
129.87
12.22
162.99
4,577.58
1.86
2,426.40
17,007.68
567.33
407.53
8,567.22
2,093.36
3,195.53
1.65
56,458.39
Fuente: Información de compra de energía de la Concesionaria
En el gráfico siguiente se muestra la participación que tienen las empresas que
proveen energía a la Concesionaria (ver cuadro siguiente).
36
Participación de los Proveedores de energía de E. Centro en Setiembre 2012
EEPSA
4%
EGESUR
3%
OTROS
1%
CELEPSA
6%
EGENOR
17%
ELECTROPERÚ
69%
Fuente: Elaborado en base a la información de compra de energía del mes
setiembre 2012 de la Concesionaria.
Como se puede ver en el gráfico anterior, la Concesionaria concentra sus compras de
energía básicamente en dos Empresas, Electro Perú y Egenor, ambas empresas
suministran el 86% de la energía adquirida por la Concesionaria.
Como criterio de validación para la compra de energía se realizaron las siguientes
tareas:
a) Se contrastó los valores de compra energía de la concesionaria con las
magnitudes que registran sus respectivos balances mensuales de energía.
b) Las variables de compra de potencia y energía de la concesionaria fueron
contrastadas también con la información que dicha concesionaria remite
mensualmente al Osinergmin 4.
Con respecto a las actividades a) y b), no se encontraron diferencias en la
comprobación.
4
Osinergmin alcanzó al consultor los datos de compra de potencia, energía y facturación hasta el mes de setiembre
del 2012.
37
•
Venta de Energía y Potencia
Con respecto a la validación de las ventas de energía a los usuarios presentado por la
concesionaria en sus formatos A: V – I, V – 2, se hizo la conciliación de la información
de ventas a los usuarios contenidas en los formatos A: V – I y V- 2, con la información
de ventas contenidas en el Balance de Energía mensual de la concesionaria.
Asimismo, también se realizó el contraste de esta información con la data de las ventas
de energía alcanzada por la concesionaria en sus reportes mensuales que envía al
Osinergmin. En todos los casos se pudo constatar que la data de ventas contenidas en
los formatos son la misma data que figura en los reportes comerciales de la
concesionaria, así como también es la misma data que la concesionaria reportó
mensualmente al Osinergmin durante los años 2011 y 2012 (hasta setiembre).
3.7
De Balance de Potencia y Energía.
Se procedió a revisar la información contenida en los formatos VI - Balance de Energía
y Potencia en Punta, tanto para la empresa total como para la empresa modelo.
De la revisión de dichos formatos, se constató que en la Empresa Total, no se había
discriminado correctamente las compras de energía en los niveles de muy alta tensión,
alta tensión y media tensión.
En la revisión del Balance de Potencia del SEM, se encontró que la concesionaria solo
había llenado los datos de ingreso de potencia en la alta tensión y generación propia, y
cuya suma era colocada como la potencia que ingresa a la media tensión. La
concesionaria tampoco determinó la potencia de media tensión, en base a las ventas
de los usuarios y las correspondientes pérdidas, de tal forma, que por diferencia con la
potencia registrada en la media tensión, se pudiera determinar las pérdidas no estándar
de potencia.
Por las razones explicadas anteriormente, no se pudo validar el Balance de Energía y
Potencia presentado por la concesionaria en el formato VI.
El consultor solicitó a la Concesionaria los registros de los perfiles de ingreso de
potencia a la media tensión correspondiente al SEM, tanto para el 2011 como lo que va
del 2012, con fin de poder determinar la magnitud de la máxima demanda coincidente,
y su fecha de ocurrencia; y a partir de allí poder empezar a construir el Balance de
Potencia.
Debido a que la Concesionaria comunicó al Consultor, que no disponía de los datos de
registro de los perfiles de potencia en media tensión, el Consultor aplicó la siguiente
metodología para la construcción del Balance de Potencia y Energía.
Para determinar la energía total del ingreso a la media tensión, se partió de la
información de compra de energía en alta tensión, a la que se restó una estimación de
las pérdidas por transmisión y transformación hasta la SET Cangallo, al resultado
obtenido se le adicionó la generación propia de la CH Llusita, y finalmente se le
disminuyó el consumo propio y consumo de los SER.
38
Para la determinación de las pérdidas no estándar, se partió de las ventas de energía a
los usuarios, a la que se adicionó las correspondientes pérdidas de media y baja
tensión, calculadas con los factores de pérdidas aprobadas por el OSINERGMIN para
el Sector Típico Nº 5, obtenidas del informe que sustentó su tarifa VAD en el año 2009.
De igual forma como se hizo con la energía, para determinar la potencia ingresada en
la media tensión, se partió de la potencia registrada en la SET Mollepata, a la que se le
restó una estimación de las pérdidas por transmisión y transformación hasta la SET
Cangallo, y al resultado se le adicionó la generación propia de la CH Llusita, y se le
disminuyo el consumo propio y el consumo de los SER.
Para la determinación de las pérdidas no estándar de potencia, se obtuvo la potencia
coincidente de los usuarios producto de sus ventas (aplicando los factores de
coincidencia, contribución a la punta, número de horas de uso, etc.). A esta potencia
coincidente, se le adicionó las correspondientes pérdidas de media y baja tensión,
(utilizando los factores de pérdidas aprobadas por Osinergmin), y, por diferencia
respecto a la potencia en media tensión estimada en el párrafo anterior, se obtiene el
porcentaje de pérdidas no estándar.
En el formato B: Formato VI, se muestra lo resultados obtenidos, tanto para la Empresa
Total como para la empresa modelo.
3.8
De Operación y Mantenimiento del SEM y empresa
3.8.1 Antecedentes de Explotación Técnica.
Los criterios de validación que se utilizaron consistieron básicamente en:
•
Entrevista con los funcionarios encargados de la operación y mantenimiento de
la concesionaria, a fin de que sustenten la forma como desarrollan dichas
actividades.
•
Se hizo una revisión y verificación de la información presentada por la
concesionaria (programas de mantenimiento, rol de turnos, órdenes de trabajo,
etc.).
•
Se revisaron los contratos firmados entre la Concesionaria y los Contratistas que
desarrollan las actividades de operación y mantenimiento de redes de la
Concesionaria.
Se pudo constatar, que la concesionaria tiene tercerizada todas sus actividades de
operación y mantenimiento (contratistas), quedando su personal propio, únicamente en
la función de supervisión de dichas actividades.
La forma como funciona la tercerización de estas actividades, es que la concesionaria
proporciona todo el material a la contratista (se excluye material menudo), y la
contratista coloca la mano de obra y el equipamiento necesario para los trabajos de
operación y mantenimiento.
39
3.8.2 Antecedentes de Explotación Comercial.
3.8.2.1 Actividades Básicas Comerciales.
Para la validación de los costos comerciales, el Consultor realizó entrevistas a los
funcionarios responsables del área comercial, a fin de comprobar las actividades
básicas del área comercial que originan los costos de explotación comerciales.
Dichas actividades son las siguientes:
•
Lectura de medidores
Para esta actividad la concesionaria tiene contrato con contratistas que se
encargan de la lectura de todos los medidores (la contratista CONTRACON para
la UUNN de Ayacucho).
•
Facturación
La facturación e impresión de recibos es realizada en cada UUNN (El SEM en la
UUNN de Ayacucho), con personal propio de la concesionaria, ello con el fin de
verificar los resultados de la facturación.
•
Reparto de Recibos
Esta actividad también está tercerizada y es realizada por la empresa que realiza
la toma de lecturas.
•
Recaudación
Esta actividad también se encuentra tercerizada, utilizándose las entidades
financieras y las oficinas de atención de la Concesionaria, siendo que en este
último caso, la actividad es realizada con personal de la contratista.
Para las zonas alejadas y rurales, como el caso del SEM, se cuenta con los
CAR, uno en cada centro poblado ó localidad.
•
Cortes de Servicio y Reconexiones
Esta actividad también se encuentra tercerizada.
•
Atención de Clientes
La atención telefónica a los clientes, por información de su estado de cuentas,
reclamos, solicitudes de nuevos suministros, etc., también se encuentra
tercerizado.
40
Las actividades de atención a los clientes, relacionados con la calidad de la
facturación, la atención de nuevos suministros, reclamos, convenios y
reaperturas; si es desarrollado con personal propio de la Concesionaria.
3.9
De Asignación de Costos Indirectos.
En esta parte se explican los criterios de asignación de costos que va utilizar el
Consultor, tanto para la asignación de costos entre las diferentes actividades señalados
por los TDR, como la asignación de los costos indirectos.
De acuerdo a los TDR los costos de Electro Centro se tienen que asignar entre las
siguientes actividades:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
A1:
A2:
A3:
A4:
A5:
A6:
A7:
A8:
A9:
A10:
A11:
A12:
A13:
A14:
A15:
Actividad de Compra de Energía.
Generación
Transmisión
Distribución Media Tensión.
Distribución Baja Tensión.
Alumbrado Público.
Comercialización.
Conexión a la red de distribución eléctrica.
Corte y reconexión.
Gestión de Inversión en Distribución.
Gestión de Inversión en otras áreas.
Apoyo en Postes.
Otros servicios.
Negocios Financieros.
Otras.
Por otro lado los costos de cada una de estas actividades deben estar discriminadas
entre Costos Directos, Costos Supervisión Directa y Costos Indirectos. Los TDR
señalan las siguientes definiciones para estos tipos de costos:
Costos Directos:
Aquellos que se vinculan con la ejecución de trabajos operativos para la prestación del
servicio de distribución y comercialización. Dichos trabajos podrían ser realizados con
personal propio ó de terceros.
Costos de Supervisión Directa:
Los que son originados por el trabajo de supervisión que se efectúa de manera directa
para la adecuada ejecución de las actividades de distribución y comercialización.
Costos Indirectos de la gerencia central
41
Aquellos vinculados con la administración y servicios funcionales de la Empresa: El
Directorio, las gerencias, oficina de personal, oficina de contabilidad, y otros de apoyo a
la gestión).
3.8.1 Asignación de los Costos Directos y Costos de Supervisión Directa:
Para la distribución de los costos por las actividades señaladas en los TDR, se ha
partido de la contabilidad regulatoria que lleva la empresa y que esta basada en
Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME de fecha 11.04.94, resolución que aprueba
el “Manual de Costos” para las empresas concesionarias de electricidad, y donde
además se establece la obligatoriedad de llevar una contabilidad de costos
diferenciando entre las actividades de generación, transmisión y distribución.
Tomando en cuenta las definiciones de las cuentas de la contabilidad regulatoria, se ha
construido la siguiente tabla que sirve de parámetro para la asignación de los costos de
la concesionaria entre costos directos (CD) y costos de Supervisión Directa (CSD) y su
asignación a cada una de las actividades señaladas en los TDR. En esta tabla no se
toma en cuenta el tratamiento de los costos Indirectos, cuya asignación será tratada
más adelante.
42
Cuenta
9110101
9110102
9110103
9110104
9110105
9110106
9110107
9110108
9110170
9110171
9110172
9110198
9110199
9110201
9110202
9110203
9110204
9110205
9110206
9110207
9110208
9110270
9110271
9110272
9110298
9110299
9120101
9120102
9120103
9120104
9120105
9120106
9120107
9120198
9120199
9120201
9120202
9120203
9120204
9120205
9120206
9120207
9120298
9120299
9130101
9130102
9130199
9130201
9130202
9130203
9130301
9130302
9130303
9130304
9130398
9130399
9130401
9130402
9130403
9130404
9130405
9130498
9130499
9130501
9130502
9130503
9130504
9130598
9130599
91401
91402
91403
91404
91405
91406
91498
91499
9150101
9150102
9150199
9150201
9150202
9150299
9150301
9150302
9150399
9150401
9150402
9150499
9150501
9150502
9150599
9150601
9150602
9150603
9150604
9150698
9150699
9150701
9150702
9150703
9150798
9150799
91599
Costos por Destino
GENERACION
GENERACIÓN HIDRAULICA
Jefatura
Operación
Mantenimiento
Combustibles y lubricantes
Protección y Seguridad
Telecomunicaciones
Emergencia
Amortización intangibles
Compra Energía COES
Compra Energía Otros
Uso Sistema Transmisión
Otros
Depreciación
GENERACIÓN TERMICA
Jefatura
Operación
Mantenimiento
Combustibles y lubricantes
Protección y Seguridad
Telecomunicaciones
Emergencia
Amortización intangibles
Compra Energía COES
Compra Energía Otros
Uso Sistema Transmisión
Otros
Depreciación
TRANSMISION
LINEA DE TRANSMISION
Jefatura
Operación
Mantenimiento
Protección y Seguridad
Telecomunicaciones
Emergencia
Amortización Intangibles
Otros
Depreciación
SUB - ESTAC. TRANSFORMACION
Jefatura
Operación
Mantenimiento
Protección y Seguridad
Telecomunicaciones
Emergencia
Amortización Intangibles
Otros
Depreciación
DISTRIBUCION
JEFATURA
Jefatura
Unidades de Apoyo
Depreciación
COMPRA DE ENERGIA
Compra COES
Compra Otros
Uso Sistema Transmisión
DISTRIBUCION PRIMARIA
Redes Subterráneas
Redes Aereas
Conex. y Medidores
Cortes y Reconexión
Otros
Depreciación
DISTRIBUCION SECUNDARIA
Redes Subterráneas
Redes Aéreas
Sub - Estación Distribución
Conex. y Medidores
Cortes y Reconexión
Otros
Depreciación
ALUMBRADO PUBLICO
Redes Subterráneas
Redes Aéreas
Conex. y Medidores
Cortes y Reconexión
Otros
Depreciación
COMERCIALIZACION
JEFATURA
UNIDADES DE APOYO
ATENCION CLIENTES
FACTURACION
COBRANZA
COBRANZA DUDOSA
OTROS
DEPRECIACION
ADMINISTRACION
DIRECTORIO
Directorio
Unidades de Asesoría y Apoyo
Depreciación
GERENCIA GENERAL
Gerencia
Unidades de Asesoría y Apoyo
Depreciación
AREA DE OPERACIONES
Jefatura
Unidades de Apoyo
Depreciación
SISTEMAS MULTIREGIONALES
Jefatura
Unidades de Apoyo
Depreciación
AREA DE COMERCIALIZACION
Jefatura
Unidades de Apoyo
Depreciación
AREA DE FINANZAS
Jefatura
Contaduría
Recursos Financieros
Presupuesto
Otros
Depreciación
AREA DE ADMINISTRACION
Jefatura
Logística
Recursos Humanos
Otros
Depreciación
OTROS
Combustibles
y Lubricantes
Compra de
Energía
Suministros
Diversos
Cargas de
Personal
Servicios de
Terceros
Tributos
Cargas
Diversas
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
A2
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
A3
A3
A3
A3
A3
A3
A3
A13
A3
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
A3
A3
A3
A3
A3
A3
A3
A3
A3
CSD
CSD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CSD
CSD
CD
CSD
CSD
CD
CSD
CSD
CD
A4
CSD
Provisiones ASIGNACIÓN
DIRECTA
CD
CD
CD
CSD
CI
CI
A1
A1
A1
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
A4
A4
A8
A9
A13
A4
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
A5
A5
A5
A8
A9
A13
A5
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
A6
A6
A8
A9
A13
A6
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CSD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
CD
A7
A7
A7
A7
A7
A7
A7
A7
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
A15
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
A15
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
A15
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
A15
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
A15
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CI
CD
CI
CI
CI
CI
CI
CD
CI
CI
CI
CI
CI
CD
CI
CI
CI
CI
CI
CD
CI
CI
CI
CI
CI
CD
CI
CI
CI
CI
CI
CD
A16
A15
A15
A13
43
CD
CSD
= Costos Directos
= Costos Supervisión Directa.
Como se puede apreciar, son los costos de jefatura y sus unidades de apoyo, así como
los costos de personal de las áreas no involucradas en la Administración Central, se
designan como costos de supervisión directa. Por otro lado las asignaciones de los
costos directos y de supervisión directa para cada una de las actividades señaladas en
los TDR se basan fundamentalmente en la discriminación por actividades que hace la
contabilidad regulatoria (generación, transmisión, distribución y Administración).
Cabe mencionar, y conforme se observa en la última columna de la tabla mencionada
(Asignación Directa), algunas cuentas de gastos de supervisión directa no presentan su
asignación a las actividades de los TDR en forma directa, ello debido a que estas
cuentas para su asignación, tienen que ser distribuidas en más de una de las
actividades señaladas en los TDR; por ejemplo la Jefatura de Distribución (código de
cuenta 9130101) va a ser distribuida entre las actividades que van del A4 hasta el A6
de los TDR (media tensión, baja tensión y alumbrado público) y conforme se explica
más adelante.
También es importante mencionar, que del análisis de las cuentas de gastos que
proporcionó la contabilidad de la concesionaria, el consultor pudo advertir que los
registros contables de los gastos de las gerencias de Distribución y Comercial, no
formaban parte de los costos indirectos de la concesionaria, sino que ellas son
cargadas como costo directo en las actividades de distribución y comercial
respectivamente. Por lo anterior, para la asignación de los costos por actividades
señaladas en los TDR, los gastos de las gerencias de distribución y comercial fueron
tratados como costos indirectos, a ser asignados entre cada una de las actividades
señaladas en los TDR.
3.8.2 Asignación de los Costos de supervisión directa entre las actividades de la
distribuidora:
En este caso de han considerado los costos de supervisión agrupados en dos
categorías:
1. Jefatura de Distribución y Unidades de Apoyo
Estos gastos se asignan a cada actividad de distribución en forma proporcional a
su VNR correspondiente, criterio que es razonable, ya que supone que las
actividades con un mayor VNR requieren mayores costos directos y por lo tanto
mayores costos de supervisión.
2. Jefatura Comercial y Unidad de Apoyo Comercial
En este caso los gastos se asignan en función de los costos directos de
explotación comercial de cada una de esas actividades (Comercialización,
Conexiones y Medidores, Cortes y Reconexiones); criterio razonable puesto que
en la actividad de distribución, el VNR de las actividades comerciales no es
44
significativo y una buena referencia de esta actividad son los costos directos de
explotación involucrados.
3.8.3 Asignación de los Costos Indirectos:
•
Primera asignación
Corresponde, en primer lugar, definir qué monto de los Costos Indirectos de la
Empresa Total, deberán imputarse como Costos de Explotación y que parte serán
asignados para la Inversión.
Para dicho efecto, acorde con lo especificado en el Inciso b) del numeral 5.1 del
Manual de Costos para Empresas de Electricidad mencionado anteriormente, se
aplicará el 75% de los Costos indirectos a los Costos de Explotación y el 25% a las
Inversiones, siempre que el monto resultante que se carga a inversiones no exceda el
7.5% del monto de la inversión anual de la empresa.
Los montos de inversiones de la Concesionaria para los años 2011 y 2012 (hasta
setiembre) fueron S/. 39, 948 miles soles y S/. 28, 556 miles de soles
respectivamente 5; lo que haciendo una proyección del monto de inversión para el año
2012, éste se acercaría a los S/38, 075 miles de soles.
Los montos límites del 7.5% de las inversiones para los años 2011 y 2012 serían de S/.
2, 996 miles soles y S/. 2, 856 miles de soles respectivamente (ver cuadro siguiente).
Monto Límite de Costos Indirectos asignables a Inversión
Año
2011
2012 (*)
Monto
Inversión
(Miles S/.)
39,948
Monto Límite
7.5%
(Miles S/.)
2,996
38,075
2,856
(*) estimado anual
De esta manera, si el 25 % de los costos indirectos que se va a cargar a Inversiones,
superan los montos límites del 7.5% de la inversión, entonces se cargará a inversiones
sólo los montos límites, caso contrario, se cargará a inversiones el 25% de los costos
indirectos6.
Una vez obtenido el monto de costos indirectos que van a ser cargados a inversiones,
este monto se distribuye entre las actividades “A10: Gestión de inversiones en
distribución” y “A11 Gestión de inversiones en otras áreas”, respecto a las otras
5
Los datos de montos de Inversiones del año 2011 se han obtenido de la Memoria Anual 2011 y para el acumulado
de Inversiones hasta setiembre del 2012 proviene de la Ejecución Presupuestal al tercer trimestre.
6
Es importante mencionar, que debido a que la base de datos contables del año 2011 fue entregada al Consultor con
bastante retraso, en los formatos B no se pudor realizar la imputación de los costos indirectos a Inversiones.
45
actividades, en proporción (en %) a los montos de inversiones reales que se produjeron
en cada una de estas actividades conforme se muestra en el cuadro siguiente.
Inversiones en Proyectos por Actividad 7
Concepto
Inversión en Proyectos de Distribución
Inversión en Proyectos de Generación y Transmisión
Total
2011
Miles S/.
%
19,025
54%
16,044
46%
35,069
100%
2012 (*)
Miles S/.
%
16,778
61%
10,847
39%
27,626
100%
(*) al 30 de setiembre del 2012.
•
Segunda asignación
El importe de costos indirectos determinado para costos de explotación se distribuirá
entre cada una las actividades señaladas en los TDR, con excepción de las actividades
A1, A10 y A11, en función de los costos directos correspondientes de cada una de las
actividades que desarrolla la empresa (generación, transmisión, distribución, alumbrado
público, conexiones y medidores, apoyo en postes, etc. Este criterio de asignación
resulta justificable por que supone que la empresa aplicará más costos generales de
explotación (costos indirectos) a las actividades que le generan mayores gastos
directos.
3.8.4 Asignación de costos al SEM
Dado que la zona de concesión de Electro Centro S.A. abarca un territorio de
6,
2
347 Km. , esta empresa esta organizada en base a 6 Unidades de Negocio (UUNN)
distribuidas geográficamente. El sistema eléctrico modelo Cangallo – Llusita (el SEM),
junto con otros sistemas eléctricos, forma parte de la UUNN de Ayacucho.
Por las distancias importantes que existen entre cada una de las UUNN, las actividades
asociadas a la operación y mantenimiento de la distribución son desarrolladas de
manera independientemente por cada UUNN; el personal, tanto operativo como
Supervisor, y los equipos utilizados, no son compartidos entre las UUNN; de la misma
forma los materiales a utilizarse por cada UUNN son obtenidas de su propios
almacenes de manera independiente, los servicios prestados por terceros, aunque
pueden obedecer a un contrato global, son imputados (contablemente) a la UUNN que
lo demandó.
La data contable a la que ha tenido acceso el Consultor, permite discriminar con
bastante aproximación, los costos que pertenecen al Sistema Eléctrico Cangallo-Llusita
(El SEM), respecto al resto de sistemas eléctricos de Electro Centro S.A. Lo único que
la data contable no permite discriminar, son los costos de los Sistemas Eléctricos
Rurales (SER) que se encuentran conectados en diferentes puntos de la red del SEM.
Es por la razón anterior, que para aproximar de una manera más exacta los costos que
pertenecen propiamente al SEM, utilizando la data contable de que se dispone, se le ha
7
Estos montos de inversión no consideran los gastos de capital no vinculados a Proyectos.
46
afectado a esta data por factores de ajuste a fin de que no se tome en cuenta los
costos de los SER.
Se ha determinado utilizar dos factores de ajuste para las cuentas de gastos contables,
uno para el costo por compra de energía, y otro para el resto de costos. Para el costo
de compra de energía se propone utilizar como mejor driver las participaciones de las
ventas de energía, y para el resto de costos, se propone utilizar como mejor driver las
participaciones del kilometraje de redes de media tensión (ver cuadro siguiente).
Obtención del Factor de Ajuste para el costo por Compra de Energía
Concepto
Ventas Energía Año 2011
Ponderación
Unidad
(Mwh)
%
Sector 5
10,464
95%
SER
520
5%
Total
10,984
100%
Obtención del Factor de Ajuste para los costos sin considerar a la compra
de energía en Cangallo – Llusita
Concepto
Número de Usuarios (dic.11)
Ponderación
Unidad
Nº
%
Sector 5
10,869
70%
SER
4,661
30%
Total
15,530
100%
De esta manera, tenemos un factor de ajuste para los costos de la data contable del
Sistema Cangallo Llusita, de 0.95 para la compra de energía, y de 0.70 para el resto de
costos.
Como la contabilidad que lleva la concesionaria permite determinar claramente los
Costos directos y de Supervisión del sistema modelo Cangallo-Llusita (por supuesto
afectados por los factores 0.95 y 0.70 donde corresponda), no se procede a hacer
ninguna asignación de estos costos, desde la empresa total al SEM, ya que para esta
última se tomará los costos registrados por la propia contabilidad.
Para el caso de los costos indirectos que se tiene que asignar desde la empresa total a
la empresa modelo, el driver utilizado es hacer que la asignación sea hecha en forma
proporcional a la participación de los costos directos del SEM respecto a los costos
directos de la Empresa Total.
Una vez determinado los costos indirectos que le corresponde asumir al SEM, para la
asignación de estos costos indirectos entre las actividades señaladas en los TDR, se
usa el mismo criterio usado para la Empresa Total, es decir, los costos indirectos se
asignan en función de los costos directos que origina cada una de las actividades
respecto al total de costos del propio SEM8.
Una vez realizado las asignaciones de costos directos, costos de supervisión directa y
costos indirectos por actividades, y que resultan de los criterios de asignación
8
Es importante mencionar, que debido a que la base de datos contables del año 2011 fue entregada al Consultor con
bastante retraso, en los formatos B no se pudo realizar la imputación de los costos indirectos a Inversiones
47
mencionados anteriormente; se procedió al llenado de los formatos de los TDR, y
cuyos resultados se plasman en los formatos B: III-2 del Anexo F.
Se hace presente que solo se ha elaborado los formatos B: III – 2 del año 2011, debido
a que la Concesionaria todavía no ha alcanzado la base de datos contables del año
2012.
3.10 De la Calidad de Servicios Eléctricos.
Validación de Antecedentes de la Calidad de Servicios Eléctricos.
La información proporcionada por la concesionaria del SEM fue la siguiente:
Calidad de Producto
La concesionaria no cuenta con información de Calidad de Producto del SEM para los
años 2011 y 2012. Si bien es cierto la Concesionaria esta efectuando las mediciones,
aún no cuenta con el Software que le permita determinar la calidad del producto.
Han sido asignados al SEM, 7 registradores de tensión monofásicos y 2 registradores
de tensión trifásicos, habiéndose realizado 72 mediciones en el 2011 y se encuentra
programado 142 mediciones para el 2012.
Calidad de Suministro
El concesionario alcanzó las estadísticas de falla desde enero 2011 y hasta setiembre
del 2012, de las redes de media, redes de baja, y SEDs, correspondiente al SEM,
conforme se muestra a continuación:
Indicadores de Calidad de SEM
Concepto
2011
2012
SAIFI
61.2
31.6
SAIDI
136.1
48.2
Fuente: Informe Técnico Nº GTC-089-2012 de la Concesionaria
Los indicadores de calidad de suministro, SAIFI y SAIDI, el primero de ellos refleja el
promedio de frecuencia de las interrupciones, y el segundo, la duración promedio de
interrupción; ambos indicadores nos muestran una mejora en el año 2012 respecto al
año 2011.
De enero a setiembre 2012 el SAIFI TOTAL anual del SEM asciende a 63.3, del cual,
31.6 corresponde al Sistema de Distribución. La tolerancia del SAIFI es de 16 para el
sistema de distribución, como consecuencia, el SAIFI del SEM está por encima de la
tolerancia en 15.6 puntos.
48
Evolución del SAIFI en el SEM
Fuente: Informe Técnico Nº GTC-089-2012 de la Concesionaria
De enero a setiembre 2012 el SAIDI TOTAL anual del SEM asciende a 67.5, del cual,
48.2 corresponde al Sistema de Distribución. La tolerancia del SAIDI es de 40 para el
sistema de distribución, como consecuencia, el SAIDI del SEM está por encima de la
tolerancia en 8.2 puntos.
Evolución del SAIDI en el SEM
Fuente: Informe Técnico Nº GTC-089-2012 de la Concesionaria
49
3.11 Estudio de costo de capital de trabajo.
El costo del capital de trabajo es producto del desbalance financiero que ocurre entre el
momento en que se realizan los pagos por los costos de explotación, y el momento en
que se producen los ingresos por venta de energía de parte de los usuarios, situación
que ocurre en los primeros meses de operación de la concesionaria.
Los parámetros que se asumen para determinar los flujos de efectivo diario, a través de
los cuales se calculara el costo del capital de trabajo, provienen por un lado del
comportamiento real de la forma como ingresa el efectivo de las ventas, y por otro lado
por las políticas de pago de remuneraciones y proveedores que mantiene la
concesionaria. Los parámetros asumidos se exponen a continuación:
a) Para los ingresos por cobranza de venta de energía:
De acuerdo al vencimiento de las facturas, el comportamiento de la cobranza de
energía es el siguiente.
o 41 % de lo cobrado ingresa entre los días 01 al 15 del mes siguiente al
mes facturado.
o 36% de lo cobrado ingresa entre los días 16 al 23 del mes siguiente al
mes facturado.
o 19% de lo cobrado ingresa entre los días 24 al 29 del mes siguiente al
mes facturado.
o 4% de lo cobrado ingresa los días 30 y 31 del mes siguiente al mes
facturado.
Asimismo, y por simplicidad, no se asume morosidad alguna.
b) Para los egresos de efectivo por explotación se ha toma en cuenta lo siguiente:
o El pago a los generadores por compra de energía, se efectiviza a fines del
mes siguiente al mes suministrado.
o El Pago de las Planillas del personal, tributos varios y cargas diversas, se
concentran en los últimos días del mismo mes.
o Pago por suministros y pago a contratistas (servicios terceros); a los 30
días siguientes del mes en que se efectuó la compra ó se efectuó el
servicio.
o El pago de IGV a la SUNAT, a los quince días del mes siguiente al mes
que corresponde el impuesto.
c) Para los stock iniciales de capital, lo siguiente:
o Inventarios: Valor de los inventarios de la actividad de distribución.
o Caja/Bancos: 1 día de facturación.
50
d) Tasa de interés bancaria (Moneda Nacional): 5% efectiva.
Tomando en cuenta los parámetros anteriores, y trabajando con los datos de ingresos y
gastos de explotación del año 2011 (estado de pérdidas y ganancias), se elaboró los
flujos de efectivo diario de ingresos y egresos de la concesionaria, cuyos balances
financieros negativos determinan el capital de trabajo diario que requiere la
concesionaria, para el cual hay que calcularle su costo financiero.
Para el cálculo del costo financiero por capital de trabajo, se le ha aplicado al capital de
trabajo anteriormente determinado, la tasa de interés efectiva diaria del sistema
bancario 0.0136% (equivalente a una tasa efectiva anual del 5%).
Conforme lo piden los TDR, se procedió a actualizar el costo financiero del capital de
trabajo a la fecha de inicio de los flujos de efectivo, utilizando para ello la tasa efectiva
diaria 0.0315%, equivalente a la tasa anual del 12%. El costo de capital de trabajo llega
a S/. 132 miles de soles.
De la misma manera se procedió a actualizar los costos de explotación a la fecha de
inicio del flujo de efectivo, los mismos que llegan a un monto de S/. 60, 724 miles de
soles.
Finalmente se determina la relación entre los montos anteriormente obtenidos, el costo
de capital de trabajo expresado como porcentaje del costos de explotación, y que llega
a un valor de 0.22%.
En el cuadro que se adjunta se presenta los cálculos realizados.
3.12 Otros Antecedentes
No se encontraron otros antecedentes a desarrollar.
3.13 Formatos B
Los formatos B se encuentran en el Anexo Nº F.
51
COSTO DEL CAPITAL DE TRABAJO - ELECTRO CENTRO S.A.
(En miles de Soles)
Dias Ingreso
Egresos
por Cobros
0
17,343
0
929
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
1,948
28
311
29
527
30
31
761
32
761
33
761
34
761
35
761
36
761
37
761
38
761
39
761
40
761
41
761
42
761
43
761
44
761
45
761
46
1,254
47
1,254
48
1,254
49
1,254
50
1,254
51
1,254
52
1,254
53
1,254
54
882
55
882
56
882
11,345
57
882
1,948
58
882
311
59
882
527
60
557
5,363
Concepto
Stock de Inventarios.
Fondo Caja-Banco.
Pago Remuneraciones.
Tributos varios.
Cargas Diversas
Compra Energía.
Pago Remuneraciones.
Tributos varios.
Cargas Diversas
Suministros y Servicios
Saldo
Caja
-17,343
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-18,271
-20,219
-20,529
-21,056
-21,056
-20,295
-19,534
-18,772
-18,011
-17,249
-16,488
-15,727
-14,965
-14,204
-13,442
-12,681
-11,920
-11,158
-10,397
-9,636
-8,382
-7,128
-5,875
-4,621
-3,368
-2,114
-861
393
1,275
2,157
-8,307
-9,372
-8,800
-8,445
-13,251
Capital
Trabajo
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
18,271
20,219
20,529
21,056
21,056
20,295
19,534
18,772
18,011
17,249
16,488
15,727
14,965
14,204
13,442
12,681
11,920
11,158
10,397
9,636
8,382
7,128
5,875
4,621
3,368
2,114
861
-393
-1,275
-2,157
8,307
9,372
8,800
8,445
13,251
Interes
Diario
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.7
2.8
2.9
2.9
2.8
2.6
2.5
2.4
2.3
2.2
2.1
2.0
1.9
1.8
1.7
1.6
1.5
1.4
1.3
1.1
1.0
0.8
0.6
0.5
0.3
0.1
-0.1
-0.2
-0.3
1.1
1.3
1.2
1.1
1.8
Interes
Egresos
Actualizado Actualizados
17,343
2.5
929
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.7
1,931
2.8
308
2.8
522
2.8
2.7
2.6
2.5
2.4
2.3
2.2
2.1
2.0
1.9
1.8
1.7
1.6
1.5
1.4
1.3
1.1
1.0
0.8
0.6
0.4
0.3
0.1
-0.1
-0.2
-0.3
1.1
11,147
1.2
1,913
1.2
305
1.1
517
1.8
5,262
52
Dias
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
Ingreso
por Cobros
557
761
761
761
761
761
761
761
761
761
761
761
761
761
761
761
1,254
1,254
1,254
1,254
1,254
1,254
1,254
1,254
882
882
882
882
882
882
Egresos
Concepto
1,620 Pago IGV.
11,345
1,948
311
527
5,363
Compra Energía.
Pago Remuneraciones.
Tributos varios.
Cargas Diversas
Suministros y Servicios
Saldo
Caja
-12,694
-11,932
-11,171
-10,410
-9,648
-8,887
-8,126
-7,364
-6,603
-5,841
-5,080
-4,319
-3,557
-2,796
-3,654
-2,893
-1,640
-386
867
2,121
3,374
4,628
5,881
7,135
8,017
-2,446
-3,512
-2,940
-2,585
-7,066
Capital
Trabajo
12,694
11,932
11,171
10,410
9,648
8,887
8,126
7,364
6,603
5,841
5,080
4,319
3,557
2,796
3,654
2,893
1,640
386
-867
-2,121
-3,374
-4,628
-5,881
-7,135
-8,017
2,446
3,512
2,940
2,585
7,066
Interes
Interes
Egresos
Diario
Actualizado Actualizados
1.7
1.7
1.6
1.6
1.5
1.5
1.4
1.4
1.3
1.3
1.2
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
0.9
0.9
0.8
0.8
0.7
0.7
0.6
0.6
0.5
0.5
0.4
0.4
0.5
0.5
1,582
0.4
0.4
0.2
0.2
0.1
0.1
-0.1
-0.1
-0.3
-0.3
-0.5
-0.4
-0.6
-0.6
-0.8
-0.8
-1.0
-0.9
-1.1
-1.1
0.3
0.3
11,042
0.5
0.5
1,895
0.4
0.4
302
0.4
0.3
513
1.0
0.9
5,213
TOTALES
132
60,724
Costo de capital de Trabajo / Costos Explotación :
0.22%
53
4.0 AJUSTE INCIAL DE COSTOS (Etapa II –Formatos C)
Como se ha señalado en la introducción del presente informe, la entrega de
información por parte de la Concesionaria, con posterioridad a los plazos establecidos
en el punto 5.1 de los TDR, no ha permitido concluir esta última parte del Informe,
dejando su presentación para la próxima entrega.
5.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES:
•
El proceso del estudio de costos del VAD comprende cuatro etapas: I)
Antecedentes, II) Validación y Revisión de Antecedentes, III) Estructuración de
la empresa modelo y IV) Resultados. De estas cuatro etapas, el presente
informe comprende las etapas I) y II).
•
Para la etapa I) Antecedentes, la concesionaria cumplió con presentar la
información técnica, comercial y económica solicitados en los términos de
referencia (Formatos A); sin embargo, esta información no fue presentada en los
plazos estipulados por los TDR, lo que originó que para esta oportunidad, no se
pueda cumplir con desarrollar todos los temas que indicaban los TDR.
•
La recopilación de la información por parte del consultor, permitió conocer los
aspectos técnicos, contables, comerciales y de la organización de la
Concesionaria.
•
Dentro de la sub etapa II) Validación y Revisión de Antecedentes - Revisión 1, el
consultor realizó las siguientes revisiones y validaciones:
o Referente a la información contable, el consultor pudo verificar que dicha
información provenía de los estados financieros auditados (2011) y estados
financieros al 30 de setiembre del 2012. Sin embargo, el consultor encontró
que no se había hecho una correcta interpretación de los criterios de
asignación de ingresos y costos solicitados por los TDR.
o En cuanto a los antecedentes de la organización, éstos fueron validados con
el MOF (Manual de organización y funciones), verificándose además que la
información de personal (número y remuneraciones) tuviera como fuente las
planillas de la Concesionaria.
o Para la revisión y validación del VNR, se realizó la verificación física de
metrados, en todos lo casos el metrado de campo fue mayor que lo
informado por la Concesionaria, sin embargo estas diferencias no fueron tan
importantes (menores al 3%). El consultor realizó también modificaciones a
los criterios de asignación del VNR eléctrico a las diferentes actividades
señaladas en los TDR.
54
o La información comercial, venta y compra de energía, fue validada con los
balances de energía de la concesionaria y con la base de datos de
facturación de los usuarios.
o Los costos de explotación, y debido al alto nivel de tercerización de los
mismos, fueron validados con los contratos que tiene la Concesionaria con
las empresas contratistas que desarrollan las actividades de operación y
mantenimiento.
o Fueron revisados los criterios de asignación de ingresos y costos por
actividades, y al no encontrase conforme a lo solicitado por los TDR, fueron
cambiados por el Consultor.
El resultado final de las validaciones y revisiones de la sub etapa “II) Validación
y Revisión de Antecedentes - Revisión 1”, se encuentran contenidas en los
formatos B.
•
Como se ha indicado anteriormente, debido a que la información que debía
presentar la Concesionaria no fue realizada en los plazos establecidos por los
TDR, no se pudo desarrollar la sub etapa “II) Validación y Revisión de
Antecedentes - Revisión 2 - Ajuste Inicial de costos”.
RECOMENDACION
•
Habiéndose cumplido con las etapas I y parte de la etapa II del proceso del
estudio de costos del VAD, se recomienda concluir la etapa II y continuar con las
siguientes etapas del proceso.
6.0 ESTUDIOS ESPECIFICOS:
De acuerdo
específicos:
a lo solicitado por los TDR, se alcanza los siguientes estudios
- Estudio de las instalaciones asignadas al SEM:
- Análisis del Activo Fijo:
En anexo B.
En anexo D.
_____________________________
Ing . Jaime Torres Hidalgo
_____________________________
CPC. Roger Ríos Perez
______________________________
Eco. Carlos Susaya León.
55