informe de observaciones al segundo ......s u pervision de los estudios de costos del valor agregado...

SSUUPPEERRVVIISSIIOONN DDEE LLOOSS EESSTTUUDDIIOOSS DDEE CCOOSSTTOOSS

DDEELL VVAALLOORR AAGGRREEGGAADDOO DDEE DDIISSTTRRIIBBUUCCIIOONN ((VVAADD))

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IINNFFOORRMMEE DDEE AANNÁÁLLIISSIISS DDEE LLAA AABBSSOOLLUUCCIIÓÓNN DDEE

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CONCURSO PÚBLICO Nº 0054-2008-OSINERGMIN

Preparado Para:

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA

Elaborado por el Consorcio:

Agosto 2009

001

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC

INFORME DE ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE OBSERVACIONES AL INFORME FINAL DEL ESTUDIO

DE COSTOS DEL VAD - SECTOR TÍPICO 1

INDICE

1. INTRODUCCIÓN......................................................................................... 2 2. ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE OBSERVACIONES........................... 2

2.1 Validación y Revisión de Antecedentes ................................................ 2 2.2 Caracterización del Mercado Eléctrico .................................................. 8 2.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones

Eléctricas............................................................................................. 16 2.4 Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones de Distribución

Eléctrica .............................................................................................. 21 2.5 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones Eléctricas ...... 29 2.6 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones No Eléctricas . 32 2.7 Estándar de Calidad de Servicio Eléctrico .......................................... 34 2.8 Balance de Energía y Potencia ........................................................... 34 2.9 Pérdidas Estándar de Energía y Potencia........................................... 36 2.10 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico.. 40 2.11 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Comercial .. ............................................................................................................ 54 2.12 Optimización de los Costos de Gestión............................................... 56 2.13 Tarifas de Distribución Eléctrica.......................................................... 59 2.14 Formatos D ......................................................................................... 60

Informe de Análisis de Absolución de Observaciones al Informe Final del Consultor VAD Página 1 de 60 Sector Típico 1

002


INFORME DE ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE OBSERVACIONES AL INFORME FINAL DEL ESTUDIO

DE COSTOS DEL VAD - SECTOR TÍPICO 1

1. INTRODUCCIÓN

El presente informe corresponde al análisis del levantamiento de observaciones al Informe Final del Estudio de Costos del VAD para el Sector Típico 1, presentado por el Consultor VAD – PA Consulting a OSINERGMIN - GART, mediante Oficio PA Nº 079-2009 del 22 de Julio de 2009.

A continuación, se analizó cada absolución clasificado por el capítulo y tema observado correspondiente al Informe Final del Consultor VAD.

2. ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE OBSERVACIONES 2.1 Validación y Revisión de Antecedentes

Observación N° 1

El Consultor VAD y Edelnor, al reestructurar los Estados Financieros de los años 2008 y 2007 en el Informe Final deben reformular los Formatos A, B y C respectivos, con los valores señalados en dicha reestructuración, de tal manera que dichos documentos resulten coherentes y/o coincidentes.

Absolución del Consultor VAD

El Consultor VAD manifiesta que las cifras resultante de la reestructuración han sido registradas en los Formatos B y que Edelnor mantiene la decisión de que los valores que registran los Formatos “A” no deben ser reformados, de modo tal que todo cambio y/o modificación de las cifras reportadas, deben ser registradas en los Formatos “B” de acuerdo a lo que establecen los TDR.

Asimismo manifiesta que reformar los Formatos “A” conlleva a obtener nuevas cifras respecto a los costos de cada una de las actividades y de sus respectivos márgenes económicos, cifras que no serán coincidentes con las que registran los Formatos “B” en razón a que las metodologías utilizadas por Edelnor y el Consultor VAD, en la determinación de los costos (directos e indirectos) de cada actividad y de sus respectivos márgenes económicos, son absolutamente diferentes.

Finalmente concluye que comparte la decisión adoptada por Edelnor, de no reformar los Formatos “A”, lo cual no limita ni cambia los objetivos y resultados del Estudio.

En lo que respecta a la coherencia y/o coincidencia entre los Formatos A, B y C, el Consultor indica que ello solo puede existir en los casos en que la documentación es elaborada por una misma entidad, tal es el caso de los Formatos “B” y “C” pero no de los Formatos A.


003

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Análisis del Supervisor VAD

El Consultor VAD no registra en los Formatos B, las cifras que manifiesta en el Informe Final- Parte 1 en la Pág.3.2 de la reestructuración de los estados financieros, como se muestra en los Cuadros N° 1 y 2, donde se aprecia que no coinciden, los valores de las actividades señalados en los estados financieros con los Formatos respectivos.

Se concuerda que los Formatos A no deben ser modificados siempre que no se efectúen reestructuración de valores en último momento por parte de la Empresa y/o el Consultor VAD, caso contrario dichas reestructuraciones de los estados financieros, deben reexpresarse en los valores que muestran los Formatos A inicialmente remitidos.

Por otro lado cabe indicar que según los cuadros N° 1 y 2 que se incluyen a modo de sustento, muestran que los valores obtenibles con la reestructuración por parte de la empresa y el Consultor VAD, se acercan a los valores que desde un inicio mostró el Supervisor VAD, los cuales se encuentran incorporados en los Formatos B, C y D elaborados por éste.

Cuadro N° 1

EDELNOR Consultor Supervisor EDELNOR Consultor Supervisor1. Generación 1.2 1.2 1.2 0.8 0.9 0.92. Transmisión 9.5 9.9 9.5 9.0 9.9 9.03. Distribución - Compra de Energía 803.0 803.0 803.0 755.0 755.0 755.0 - Distribución 124.1 59.8 55.1 130.5 64.1 63.64. Comercialización 37.6 35.4 37.6 33.4 31.5 33.45. Administración 70.4 59.4 55.8 66.9 54.3 52.66. Otras Actividades 75.8 68.9 78.8 66.8

SUB TOTAL 1,045.8 1,044.5 1,031.1 995.6 994.5 981.3

7. Depreciación 116.9 116.9 116.9 125.9 125.9 126.0TOTAL 1,162.7 1,161.4 1,148.0 1,121.5 1,120.4 1,107.3

Año 2008 Año 2007

REESTRUCTURACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS

Rubro de Costos

Cifras en Millones de S/.


004


Cuadro N° 2

Edelnor Formato A

Consultor Formato B

Supervisor Formato B

Edelnor Formato A

Consultor Formato B


1. Generación 1.3 1.2 1.2 1.0 0.9 0.92. Transmisión 12.9 10.6 9.5 11.3 11.0 9.03. Distribución - Compra de Energía 803.0 803.0 803.0 755.0 755.0 755.0 - Distribución 91.3 96.4 124.1 86.0 89.8 130.44. Comercialización 76.4 77.5 37.6 76.0 77.6 33.35. Administración 65.3 60.2 55.8 60.5 54.3 52.6

SUB TOTAL 1,050.2 1,048.9 1,031.2 989.8 988.5 981.3

Depreciación 112.5 112.5 116.9 131.8 132.0 126.0TOTAL 1,162.7 1,161.4 1,148.1 1,121.6 1,120.5 1,107.3

Rubro de CostosAño 2008 Año 2007

FORMULACIÓN DE FORMATOS (En Millones de Soles)

Por los motivos expuestos, la observación se considera no superada.

Observación N° 2

El Consultor VAD debe corregir los Formatos B, dado que en los costos de explotación no ha excluido los gastos de gestión correspondientes a la aplicación de lo establecido por Resolución Ministerial N° 197-94 EM/VME, de fecha 11/04/1994, que fija que el 25% de los gastos de gestión de la empresa deben ser considerados como parte del costo de inversiones, siempre que no superen el 7% del valor total de las inversiones.


El Consultor VAD indica que los Formatos “B” registran los importes resultantes de la aplicación de la Resolución Ministerial N°197-94, cuyas cifras por los años 2008 y 2007 ascienden a S/. 14,007 y S/. 8,733 miles respectivamente, importes que han sido aplicados a inversiones, específicamente a las actividades de Gestión de Inversión en Distribución (A10) y Gestión de Inversión en otras áreas (A11). Indica además que el Formato B III-1, Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad, muestra, con claridad y precisión, la distribución de los de los costos de operación y mantenimiento (costos de gestión) de los ejercicios económicos de los años 2008 y 2007 que ascienden a S/: 1,044.5 y S/. 994.5 millones respectivamente, que no incluyen gastos financieros y gastos por depreciación de activos fijos.

Asimismo se muestran los cuadros de resumen de las cifras consignadas en el Formato B III-1, por los años 2008 y 2007 en los cuales se muestra en columna separada, los importes que han sido aplicados a inversiones.


005


El Consultor precisa además que no en todos los Formatos “B” los gastos de gestión se presentan distribuidos a nivel actividad. De conformidad a los TDR hay Formatos en los cuales los gastos de gestión se presentan bajo la estructura que fija la contabilidad, como son los casos de los Formatos V-1, V-2, V-3, V-4.

Finalmente presenta el siguiente cuadro que muestra como se ha determinado para los ejercicios económicos correspondientes a los años 2008 y 2007.


006


Análisis del Supervisor VAD

Los valores que presenta el Consultor VAD por aplicación de la Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME (14,0007 y 8,773 millones de soles), no son coincidentes con los valores mostrados en los estados financieros auditados del año 2008 y 2007.

El Cuadro N° 3, compara los valores de los Estados Financieros del Consultor VAD y del Supervisor VAD y muestra las diferencias que ascienden a 13,4 y 13,2 millones de soles para los años 2008 y 2007 respectivamente.

El Cuadro N° 4, compara la formulación de los Formatos B del Consultor VAD y del Supervisor VAD y muestra las diferencias que ascienden a 13,3 y 13,2 millones de soles para los años 2008 y 2007 respectivamente.

Si a la diferencia del cuadro N° 4 se añaden los valores por concepto de donaciones (1,3 y 1,2 millones de soles de los años 2008 y 2007 respectivamente), suman 14,6 millones de soles (13,3 y 1,3 millones de soles ) y 14,3 millones de soles ( 13,2 y 1,2 millones de soles).

En los Estados Financieros Auditados de Edelnor 2008 y 2007 presentados a la Conasev, los 14,6 y 14,3 millones de soles, corresponden a los gastos de gestión que forman parte del Activo Fijo (Inversiones) en el rubro Obras en Curso, según las Notas a los Estados Financieros.

Por lo tanto, la diferencia de los valores totales del Supervisor VAD con el Consultor VAD en la formulación de los Formatos B y en la reestructuración de los Estados Financieros, se refieren a la aplicación de lo establecido por Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME, de fecha 11.04.94 que fija que el 25% de los gastos de gestión de la empresa deben ser considerados como parte del costo de Inversiones, siempre que no superen el 7% del valor total de las Inversiones.


007


Cuadro N° 3

Consultor Supervisor Diferencia Consultor Supervisor Diferencia1. Generación 1.2 1.2 0.9 0.92. Transmisión 9.9 9.5 -0.4 9.9 9.0 -0.93. Distribución - Compra de Energía 803.0 803.0 755.0 755.0 - Distribución 59.8 55.1 -4.7 64.1 63.6 -0.54. Comercialización 35.4 37.6 2.2 31.5 33.4 1.95. Administración 59.4 55.8 -3.6 54.3 52.6 -1.76. Otras Actividades 75.8 68.9 -6.9 78.8 66.8 -12.0

SUB TOTAL 1,044.5 1,031.1 -13.4 994.5 981.3 -13.2

7. Depreciación 116.9 116.9 125.9 126.0 0.1TOTAL 1,161.4 1,148.0 -13.4 1,120.4 1,107.3 -13.2

DIFERENCIAS ESTADOS FINANCIEROS (En Millones de Soles)

Rubro de Costos Año 2008 Año 2007

Cuadro N° 4

Consultor Formato B


DiferenciaConsultor Formato B


Diferencia

1. Generación 1.2 1.2 -0.1 0.9 0.92. Transmisión 10.6 9.5 -1.1 11.0 9.0 -2.03. Distribución - Compra de Energía 803.0 803.0 755.0 755.0 - Distribución 96.4 124.1 27.7 89.8 130.4 40.64. Comercialización 77.5 37.6 -39.8 77.6 33.3 -44.25. Administración 60.2 55.8 -4.3 54.3 52.6 -1.6

SUB TOTAL 1,048.9 1,031.2 -17.7 988.5 981.3 -7.2

Depreciación 112.5 116.9 4.4 132.0 126.0 -6.0TOTAL 1,161.4 1,148.1 -13.3 1,120.5 1,107.3 -13.2

DIFERENCIA EN LA FORMULACIÓN DE FORMATOS (En Millones de Soles)

Rubro de CostosAño 2008 Año 2007


Observación N° 3

El Consultor VAD debe rehacer los siguientes Formatos D, dado que se han encontrado diversos errores que invalidan la información presentada, tales como:

Los Formatos D-III-1 “Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad” y D-IV-1 “Resumen del Margen por Actividad” del Consultor VAD presentan error en las celdas.

Los Formatos D-V-4 “Resumen Costo Destino-Naturaleza” y D-VII “Balance de Energía” no contienen información.

El Formato D-V-5 “Resumen por Actividad y Naturaleza” está incompleto, le faltan líneas al formato.

Los Formatos D-VI-1 “Resumen información comercial” están incompletos.


008

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Absolución del Consultor VAD

El Consultor VAD argumenta que en la presentación del Informe Definitivo se revisarán los Formatos D, pero debe tenerse en cuenta que según lo indicado en el punto 6.1.13 “Presentación de los resultados comparativos” de los Términos de Referencia del estudio “A partir de los estudios desarrollados, el Consultor corregirá, si procede, la información de los cuadros pertinentes que se detallan en Anexo N° 1, en las líneas correspondientes a valores anuales y de los cuadros resúmenes con el prefijo C, denominándolos “Revisión 3: Optimización de la Empresa”, y, subtitulando los cuadros con el prefijo D.”

Finalmente concluye que por los motivos indicados solamente se presentan en los Formatos D los cuadros resumen, y no se completa la información trimestral ni la correspondiente al Total Empresa ya que el dimensionamiento se desarrolló solamente sobre el Sistema Eléctrico Modelo.


El Consultor VAD ha cumplido con presentar los Formatos D en el Informe Final Definitivo, sin embargo, los valores consignados en dichos formatos no coinciden con los valores presentados en el Informe Final Definitivo. Por lo tanto, la presente observación se considera no superada.

2.2 Caracterización del Mercado Eléctrico

Observación N° 4

Respecto a los resultados de la zonificación por densidad de carga, de la revisión efectuada tomando como base la información de suministros presentada por el Consultor VAD, se ha encontrado diferencias entre los km2 propuestos y los obtenidos de la revisión, según se indica a continuación:


009


Revisión de la SupervisiónZona Rango (MW/km2) Corrosivo No Corrosivo Total

MUY ALTA Densidad > 4 48.31 25.17 73.48ALTA 1 4 >= Densidad > 2.5 27.43 21.89 49.32ALTA 2 2.5 >= Densidad >= 1.5 26.43 50.45 76.88MEDIA 1.5 > Densidad >= 0.25 48.78 56.61 105.39BAJA Densidad < 0.25 7.76 10.26 18.02

158.70 164.39 323.09

Propuesta del Consultor VADZona Rango (MW/km2) Corrosivo No Corrosivo Total


152.71 170.38 323.09

DiferenciaZona Rango (MW/km2) Corrosivo No Corrosivo Total

MUY ALTA Densidad > 4 -0.3% 0.6% 0.0%ALTA 1 4 >= Densidad > 2.5 -3.6% 4.5% 0.0%ALTA 2 2.5 >= Densidad >= 1.5 -3.1% 1.7% 0.1%MEDIA 1.5 > Densidad >= 0.25 -7.1% 6.1% 0.0%BAJA Densidad < 0.25 -7.2% 5.4% 0.0%

-3.8% 3.6% 0.0%

Se encuentra que las diferencias se deben a que el Consultor VAD considera información georeferenciada no vigente, donde no se cumple con delimitar una franja de corrosión de un ancho de 7 km adyacente a la costa (se plantea una franja con ancho menor a 7 km) tal como se aprecia en el mapa incluido en el Anexo N° 1, es decir, no ha considerado la información georeferenciada actual de la franja de corrosión.

Por lo mencionado, el Consultor VAD deberá recalcular los km2 de las zonas por densidad de carga considerando la información mencionada, que se remite en un CD adjunto al presente informe (archivos Zona_corrosiva_7km.dwg y Zona_corrosiva_7km.dxf).


El Consultor VAD indica que la información asociada con la franja de corrosión de un ancho de 7 km fue suministrada por la empresa distribuidora y de acuerdo a lo observado por OSINERGMIN se ha verificado que la misma se encuentra desactualizada. De esta forma, el Consultor VAD a partir de la información suministrada (Zona_corrosiva_7km.dwg) ha recalculado los valores a ser considerados en cada zona, encontrando diferencias menores respecto de las informadas por el OSINERGMIN.

Asimismo indica que estos valores se han utilizado para caracterizar a la empresa modelo y efectuando una nueva optimización con el objeto de obtener las instalaciones eficientes a considerar para el cálculo del VNR.


0010


Luego de la revisión de la información, las diferencias en los valores de km2 efectivamente han disminuido y se muestran a continuación.

Zonas de Densidad - Lima Norte - Fijación 2009-2013

Revisión de la SupervisiónZona Rango (MW/km2) Corrosivo No Corrosivo Total


158.70 164.39 323.09

Propuesta del Consultor VADZona Rango (MW/km2) Corrosivo No Corrosivo Total


158.93 164.16 323.09

Diferencia

Zona Rango (MW/km2) Corrosivo No Corrosivo Total

MUY ALTA Densidad > 4 -1.3% 2.5% 0.0%ALTA 1 4 >= Densidad > 2.5 0.9% -1.2% 0.0%ALTA 2 2.5 >= Densidad >= 1.5 1.7% -0.8% 0.1%MEDIA 1.5 > Densidad >= 0.25 0.3% -0.3% 0.0%BAJA Densidad < 0.25 -0.1% 0.1% 0.0%

0.1% -0.1% 0.0%

Tomando en consideración estos resultados, la observación se considera superada.

Observación N° 5

A pesar de haber sido observado en los informes parciales, el Consultor VAD no ha considerado una metodología para corregir los errores por bordes o espacios internos sin electrificar dentro de las cuadrículas (parques, cerros, etc.), lo cual hace que en zonas de Muy Alta y Alta Densidad de Carga se obtenga una mayor superficie y con ello se asigne tendido de redes subterráneas de baja tensión en áreas que actualmente no cuentan con redes de servicio particular. El detalle de áreas encontradas con estas características se incluye en el Anexo N° 2. De un cálculo estimado, en la zona de Muy Alta Densidad de Carga se tiene un exceso de 11,6 km2.


0011

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC De la misma forma, tampoco se ha efectuado una corrección en función de las vías que cuentan con servicio eléctrico, siendo que esto afecta a todas las zonas de densidad de carga.

El Consultor VAD debe hacer las correcciones pertinentes ya que estos factores influyen en tomar una decisión sobre la necesidad de uso de redes subterráneas de baja tensión y sobre la longitud total de las redes de baja tensión. En ese sentido, el Consultor VAD debe desafectar las áreas sin electrificación en baja tensión, indicadas en el Anexo N° 2 y corregir los kilómetros de las redes de baja tensión en las zonas de Media y Baja Densidad de Carga por ajuste de vías electrificadas.


El Consultor VAD manifiesta que la metodología utilizada prevé el uso de bloques de ancho variable en áreas en donde existen usuarios a efectos de corregir los errores en los que se podría incurrir por asignar áreas en donde actualmente no existen redes. Indica además que de acuerdo con los resultados obtenidos por PA Consulting Group en estudios tarifarios realizados en distintos países de Latinoamérica (Perú, Argentina, Chile, El Salvador) en los últimos 15 años, existe una compensación entre las zonas que actualmente existen redes y no existen usuarios con las zonas en donde existen usuarios y no existen redes, en la medida que las zonas periféricas sean tratadas con bloques de menor tamaño. A fin de sustentar su posición y a modo de ejemplo presentan mapas con zonas en donde actualmente existen redes y no se han asignado bloques por no existir usuarios, a partir de lo cual el modelo no asignara redes.

Finalmente, el Consultor VAD manifiesta que existen parámetros que consideran este efecto, como es el Ancho de la Manzana o Distancia entre Calles Paralelas, que presenta una gran influencia en la determinación de la cantidad de red de BT modelada. En las zonas en donde existen los parques o zonas sin cobertura de superficie mayores, implica naturalmente en un aumento del tamaño de la misma y por lo tanto en una menor longitud de la rede de BT asignada.

La metodología utilizada fue aprobada por el OSINERGMIN en el Estudio del VAD del 2001 y no recibió observación alguna en el Estudio del VAD del 2005. En función de lo expuesto se considera que la utilización de bloques de ancho variable y una conveniente parametrización del modelo como el ancho de manzana, permite representar en forma adecuada el modelado de la empresa de acuerdo a los criterios establecidos en los Términos de Referencia por el OSINERGMIN y no resulta necesario el empleo de factores de corrección a los valores calculados.


El argumento del Consultor VAD acerca de que existe una compensación entre las zonas donde existen redes y no existen usuarios con las zonas en donde existen usuarios y no existen redes, no es del todo correcta, puesto que aun


0012

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC cuando pueda llegarse a tener superficies equivalentes, las zonas con densidad de carga a las que corresponden son diferentes. En los resultados y mapas presentados por el Consultor VAD en su absolución, las zonas mostradas no consideradas en su modelo donde existen redes y no existen usuarios corresponden a zonas de baja densidad, mientras que las zonas en donde no existen redes y que si son consideradas en el modelo, corresponden más bien a zonas de muy alta densidad, con lo cual, tal como se aprecia en los resultados obtenidos en el informe del Consultor VAD, da como resultado un incremento injustificable de redes de servicio particular respecto a la empresa real.

El otro argumento esgrimido por el Consultor VAD, que la metodología empleada fue aprobada y no recibió ninguna observación de parte del OSINERGMIN tampoco resulta totalmente aceptable, pues como se sabe, la aplicación de una u otra metodología tiene que tener en consideración las condiciones y datos con los que se cuenta, de modo tal que si esta misma metodología no fue observada durante la regulación 2005-2009, fue debido a que en esa oportunidad, al ser aplicada a una empresa diferente a la del actual proceso regulatorio, no se identificaron las altas demandas en media tensión que distorsionan en gran medida la realidad del mercado eléctrico de baja tensión de la empresa modelo.

En el siguiente gráfico tridimensional se puede apreciar la ubicación de las altas demandas de media tensión.


0013

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Por las razones expuestas, se determina que la observación no ha sido superada.

Observación N° 6

Respecto a la identificación de áreas con restricciones para la utilización de redes aéreas, existe una contradicción entre lo indicado en el Levantamiento de Observaciones al Tercer Informe Parcial, el Resumen Ejecutivo del Informe Final y el Informe Final - Parte 2 del Consultor VAD, ya que mientras en los dos primeros documentos se indica que a partir de las observaciones del OSINERGMIN se está aplicando criterios que consideran el ancho total de las vías, en el tercer documento se señala que el diseño preliminar del tipo de red considera la aplicación de restricciones por el tamaño de vereda, similar a lo considerado en los informes previos del Consultor VAD.

Asimismo, cuando en el Informe Final del Consultor VAD se señala que estos criterios han variado respecto a informes previos y por ende también los factores de restricción, se observa que los metrados finales en la práctica no han sufrido mayor variación. Tampoco se observa que el Consultor VAD haya realizado un análisis de campo, como se solicitó en reuniones de trabajo, que hubiera permitido disponer de un conocimiento más cabal de las restricciones que eventualmente puedan existir y dar las soluciones que hoy se están aplicando.

Cabe señalar que en las observaciones que hiciera el OSINERGMIN al Consultor VAD sobre este particular, se indicó que este debe evaluar otras alternativas técnicas factibles de instalación de redes aéreas de baja tensión más económicas que las redes subterráneas, no encontrándose dentro del Informe Final la evaluación de alternativas tecnológicas que permitan evitar la aplicación de la solución más onerosa como es la instalación de redes subterráneas.

El Consultor VAD debe proceder hacer las correcciones necesarias a la documentación a fin de que se guarde coherencia entre los antecedentes, los archivos fuente y los resultados obtenidos.


El Consultor VAD afirma que ante las reiteradas observaciones efectuadas por respecto a la validez del relevamiento y de los criterios para la instalación de redes aéreas y a la consideración por parte de este organismo que había que considerar la posibilidad de la ampliación futura de las veredas (lo que permitiría plantar postes en las bermas o en los bordes de las vías), adoptó finalmente el criterio sugerido por el OSINERGMIN, el mismo que se basa en considerar el máximo ancho posible de las veredas tomando en cuenta el ancho total de las vías y las distancias mínimas requeridas para las pistas y bermas obligatorias. Indica además que no resulta necesario validar la información adicional relevada por la empresa, ya que la misma, conforma los datos del VNR sobre los cuales el organismo establece criterios propios de validación.


0014

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Asimismo manifiesta que se ha considerado efectuar una revisión de los criterios utilizados en la determinación de los factores de participación al tendido de red subterránea en BT efectuándose los siguientes ajustes:

Adecuación de los valores obtenidos, producto de considerar solamente las vías que hayan podido ser asignadas en alguna de las diez zonas propuestas,

• No considerar restricciones en las zonas de baja densidad. • Descontar las zonas calificadas como zonas históricas.

Finalmente manifiestan que con relación a la evaluación de alternativas técnicas factibles, se han analizado las opciones siguientes:

• Para red de BT: Autosoportado sujeto al poste y Autosoportado con ménsula

• Para red de MT: Desnudo configuración triangular, Desnudo en bandera, Autosoportado sujeto al poste y Autosoportado con ménsula

• Red subterránea cuando ninguna de las opciones anteriormente evaluadas resulta posible.


Los argumentos presentados por el Consultor VAD, no son totalmente pertinentes, sin embargo tomando en cuenta lo revisado en las diferentes reuniones sostenidas con éste en las oficinas de OSINERGMIN, y la vigencia temporal de algunas normas y condiciones locales que limitan la instalación de redes aéreas en veredas angostas en Lima y Callao, esta observación se considera absuelta.

Observación N° 7

Sin perjuicio de lo señalado en la observación anterior, cabe mencionar que tal como indica el Consultor VAD en su Informe Final, la normativa catastral vigente no prevé anchos de veredas menores a 1,2 m. En ese sentido, no corresponde aplicar ninguna restricción al uso de redes aéreas de baja tensión ya sea por ancho de veredas o ancho de calles, toda vez que existen diversas posibilidades y configuraciones de instalación para los diferentes perfiles de calles, algunas de las cuales fueron comprobadas por el Supervisor VAD en su verificación de campo, cuya evidencia se adjunta en el Anexo N° 3.

En el caso de redes aéreas de media tensión, si bien existe una mayor exigencia en cuanto a las distancias de seguridad requeridas, tampoco corresponde aplicar restricciones debido que en todas las zonas de análisis existen vías apropiadas para la instalación de dichas redes, no siendo necesario en ningún caso considerar durante el diseño de su recorrido, vías que plantearían restricción, así como armados especiales (estructuras con ménsulas de metal y concreto, con postes de fierro, etc.).

La inaplicabilidad de considerar restricciones a la instalación de redes aéreas de media tensión y baja tensión se refuerza con el hecho de que en el nuevo


0015

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Reglamento Nacional de Edificaciones (RNE) del año 2006, se permite la ubicación de postes de alumbrado público y subestaciones aéreas en las bermas de estacionamiento (Artículo 19° del Capítulo II, Diseño de Vías), lo cual ha sido indicado por el mismo Consultor VAD.

El Consultor VAD debe proceder a efectuar las correcciones a su modelo sin considerar las restricciones observadas a la instalación de redes aéreas de media o baja tensión.


El Consultor VAD presenta expresa varios fundamentos en los cuales que le llevan a afirmar que el propio RNE determina que la norma aplicable para determinar la ubicación en la vía pública que deben tener los postes que soportan las redes aéreas de distribución de electricidad, alumbrado público y las subestaciones eléctricas es el CNE y que la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), DL 25844, en los artículos 64° y 67° considera que los aspectos relacionados directamente a la infraestructura eléctrica deben ser calculados bajo los criterios de eficiencia en inversiones y de la gestión de un concesionario operando en el país, de forma tal que concluye que:

• No es válida la afirmación del Supervisor VAD de que la red modelo debe ser desarrollada solo bajo los perfiles urbanísticos establecidos en el nuevo RNE ya que dicha afirmación carece de todo sustento técnico y se contrapone con lo establecido en la LCE. No se puede desarrollar una red considerando elementos urbanísticos que difieren de la realidad y que

• Estas Vías son las que actualmente constituyen parte del perfil urbano consolidado de oficio en Lima no se pueden omitir para el modelado de la red en el VAD


Esta observación se considera absuelta, considerando los argumentos expuestas en la anterior observación.

Respecto de los extensos argumentos expuestos por el Consultor para absolver esta observación, la mayoría de los mismos resultan sobreabundantes y fuera de contexto. Se concuerda que la empresa modelo debe considerar la situación urbanística real.

Observación N° 8

Tal como fuera señalado en observaciones previas, el Consultor VAD debe considerar como factor predominante para definir el tipo de red aérea o subterránea, la densidad de carga y las zonas con áreas monumentales o históricas, tal cual se establece en los Términos VAD. Para otras restricciones, de ser el caso, deberá evaluar y proponer las soluciones técnicas más económicas que corresponden a la utilización de variantes de redes aéreas.



0016

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC El Consultor VAD manifiesta que los criterios utilizados y propuestos para la definición del tipo de red se basan en la densidad de carga, y en aquellos casos en que se presentan restricciones por áreas monumentales, contaminación salina, u otras se han evaluado soluciones técnicas económicas acordes con lo indicado en los Términos de Referencia.


Esta observación se considera absuelta.

2.3 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones Eléctricas

Observación N° 9

El Consultor VAD no ha efectuado un análisis técnico-económico completo y adecuado del sistema de operación y protecciones que demuestre que el sistema de neutro aislado adoptado es más adecuado que adoptar un sistema de neutro puesto a tierra mediante bobina zigzag.

En los cuadros comparativos que forman parte de su Informe Final, solo se ha considerado los costos de instalación de las puestas a tierra más no los costos adicionales en que se incurre en los equipos de protección de la red de media tensión, como es la inclusión de dispositivos para protección homopolar.

El Consultor VAD debe efectuar los análisis pertinentes y hacer las correcciones necesarias al modelo y en ningún caso cargar equipamiento de protección que se requiera como consecuencia de haber adoptado injustificadamente el sistema neutro aislado para la red de media tensión.


El Consultor VAD afirma que en el análisis técnico- económico efectuado para identificar el sistema de operación y protecciones óptimo se han considerado todos los costos involucrados en cada alternativa, incluyendo los costos de protección asociados a cada sistema. Asimismo indica que en la tabla de la página 2-25 del Informe Final - Parte 3 Resultados, puede observarse que en el Item “Sistema de protecciones en la red MT” el costo de las protecciones para cada SET típica en los sistemas con neutro aislado o con bobina zigzag asciende a 52 200 US$ mientras que para el sistema con neutro aislado el costo por SET asciende a 344 000 US$.

Incluye además la tabla siguiente que muestra los costos de las protecciones, correspondiendo a protecciones de máxima corriente a la salida de los alimentadores para los sistemas de neutro rígido a tierra y de puesta a tierra mediante bobina zig-zag, mientras que para el sistema con neutro aislado se trata de protecciones con detección de corriente homopolar direccionales, para instalación interior en el caso de las salidas de los alimentadores y para instalación exterior en el caso de las transiciones red subterránea/red aérea y para los clientes MT.


0017


Adicionalmente el Consultor VAD manifiesta que ha considerado para el sistema de neutro aislado la existencia de fallas asociadas al sistema de operación y de protecciones, que no se originan en los sistemas rígido a tierra o mediante bobina zig-zag, con un promedio de 14,5 minutos de interrupción por SET, por falla y por año, lo que implica una ENS de 6,23 MWh por SET por falla y por año. Considerando la tasa de fallas históricas registradas en Edelnor de 0,19 fallas por SET y por año, el costo anual por ENS y por reposición de la falla por SET asciende a 2 372 US$. El valor capitalizado a 20 años y al 12% anual asciende a un total de 17 700 US$ por SET.

En resumen, el Consultor VAD indica que el sobrecosto asociado al sistema de protecciones (inversión y costo de las fallas) homopolares requerido para el sistema de neutro aislado, respecto a los sistemas con neutro rígido y con bobina zig-zag asciende a 309 500 US$ por cada SET y que aún considerando este sobrecosto el sistema con neutro aislado termina siendo el más económico al evitar costos de instalación y mantenimiento de las puestas a tierra que existen en los otros sistemas, en particular para las características del terreno en el área de Lima.


En su Informe Final Definitivo Parte 3 de 3, numeral 2.2.1, el Consultor VAD presenta el cuadro final de la evaluación de los sistemas de puesta a tierra y neutro. En el se puede apreciar que mientras los sobrecostos por SET para el caso de Neutro asilado a tierra es de 377.700,00, para el sistema de Neutro conectado a tierra a través de bobina zig-zag los sobrecostos por SET ascienden a US$ 393.000,00, lo cual es únicamente un 4.3% de diferente respecto a la alternativa seleccionada.


0018

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Cabe señalar que para evaluar los sobrecostos de los sistemas de protecciones para neutro conectado a tierra, el consultor VAD manifiesta que ha considerado la colocación de Relés de Tierra Direccionales en todas las salidas de alimentadores (15 por SET), en las transiciones existentes entre la red subterránea y la aérea para evitar la propagación de fallas (2 por SET) y en un % de los suministros en MT a clientes que se encuentre sobre el troncal del alimentador (13 por SET), sin embargo incluye Relés multifunción para fallas a tierra como parte del armado de los 2 854 Seccionadores Fusible Bajo Carga Tripolar considerados en su modelo, lo cual constituye un sobrecosto que no se ha considerado en el cuadro de evaluación final (ver cuadro siguiente tomado del Informe Final Definitivo Parte 3 - Resultados).

Tomando en consideración lo arriba indicado, la opción de neutro conectado a tierra a través de bobina zig-zag resultaría no solo la opción más económica, sino también la más adecuada técnicamente.

Por otro lado, la tabla consignada en la absolución por el mismo Consultor VAD demuestra, el mayor costo del sistema de neutro aislado de MT (US$ 344.000 por SET para neutro aislado vs. US$ 52.167 por SET para bobina zigzag) además que el costo de la bobina zig-zag y la adecuación de puesta a tierra no excedería los US$ 100.000 por SET Debe tenerse en cuenta que la bobina zig-zag es un elemento limitador de la falla a tierra, lo que lo diferencia del sistema de neutro conectado directamente a tierra. Por lo que no requiere la adecuación de las puestas a tierra de las instalaciones de distribución de MT.

Por lo tanto la observación se considera no superada.

Observación N° 10

El Consultor VAD debe retirar de su diseño del sistema, los equipos de protección homopolar para clientes en media tensión por no formar parte de las instalaciones del sistema eléctrico modelo.

El estándar de calidad de servicio eléctrico debe prever los equipos de protección y seccionamiento en las redes de media tensión para cumplir con los indicadores N y D, establecidos por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) y los indicadores SAIFI y SAIDI, establecidos en la Resolución OSINERG N° 074-2004-OS/CD, sin incorporar equipos para sistemas de utilización de terceros.


0019


El Consultor VAD manifiesta que las protecciones homopolares en las redes de MT, asociadas a un % menor de usuarios de MT que se asume están directamente conectados al troncal de los alimentadores, responde a las obligaciones que tiene la empresa para garantizar el cumplimiento de los niveles de calidad de servicio, ya que de no existir este equipamiento la empresa es solidaria ante fallas en las instalaciones de los mismos.

La evaluación del cumplimiento de la normativa de calidad considera el efecto de las instalaciones propias de la empresa distribuidora en función de tasas de falla y tiempos de normalización para cada uno, asumiendo que en todos los casos no existe aporte de fallas y/o tiempos desde los clientes. Por lo cual resulta necesario emplear en un grupo de usuarios este tipo de equipamientos con el objeto de garantizar el cumplimiento de la normativa de calidad por parte de la empresa.


Esta observación se considera no absuelta. La necesidad de la utilización de las protecciones homopolares en los clientes MT, es consecuencia del sistema de neutro MT adoptado, el mismo que ha sido observado.

Observación N° 11

Tal como también fuera observado en informes previos, el Consultor VAD no ha considerado en su Informe Final, la evaluación de las alternativas de niveles de tensión para las redes de baja tensión, 3x380/220 V en alternativa a la de 3x220 V, considerando para ello los factores de economía y seguridad que implican.

El Consultor VAD debe efectuar los análisis pertinentes y hacer las correcciones necesarias al Informe Final.


El Consultor VAD indica que en su evaluación se han considerado las alternativas más comunes de revisión que fueran desarrolladas en el Primer Informe y cuantificadas en el Segundo Informe. Que la alternativa de cambio de la tensión en las redes de BT involucra no sólo una evaluación de los costos de instalación, operación y mantenimiento y pérdidas asociados desde el punto de vista de la distribuidora, sino también la consideración del costo que deben incurrir los trifásicos para la modificación de la tensión de operación de sus equipos e instalaciones trifásicas internas.

Asimismo considera que la evaluación del cambio de tensión debe considerar costos muy importantes y difíciles de evaluar, entendiendo que constituyen sobrecostos muy superiores a los ahorros posibles, aunque éstos no han sido determinados.


0020


La observación hecha al Consultor VAD se refería efectivamente a que se efectúe una evaluación objetiva de la alternativa de tensión 3x380/220 y no solamente emitir una opinión en base a estimaciones. Por estas razones la observación se considera no superada.

Observación N° 12

A pesar que también fuera observado en informes previos, el Consultor VAD no ha respondido adecuadamente acerca de la explicación de cuál es la diferencia entre la topología en anillo y la topología radial con posibilidad de cierre, indicadas en su Informe Final para las redes subterráneas de media tensión; cuál es la conveniencia de una u otra y la aplicación que ha hecho de las mismas en el proceso de optimización.

El Consultor VAD debe efectuar e incorporar los análisis pertinentes y hacer las correcciones necesarias al Informe Final.


El Consultor VAD manifiesta que esta claro que las diferencias entre ambas topologías radica en las configuraciones y la cantidad de red, a partir de las cuales se determina los niveles de calidad de servicio y los costos totales que cada uno representa, no obstante el modelo permite sobre cada alternativa y que en cualesquier caso el modelo selecciona aquella topología que cumpliendo con los niveles de calidad de servicio asegura el menor costo considerando todas las etapas de la red.


Esta observación se considera absuelta. Se constata que las explicaciones y argumentaciones del Consultor VAD no resultan satisfactorias, pero revisando la metodología aplicada, la misma se considera aceptable.

Observación N° 13

Tal como también fuera observado en informes previos, el Consultor VAD no ha explicado adecuadamente la justificación de la necesidad de considerar la estructura en anillo o con cierre en las redes aéreas de media tensión, siendo que esta práctica es ineficiente para las Zonas de Media y Baja Densidad de Carga, donde la alimentación es radial.



El Consultor VAD entiende que el concepto de ineficiente mencionado se refiere a mayores costos que podría tener un tipo de red para una zona


0021

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC determinada. Como se explicara en la metodología detallada del modelo (Ver Anexo A del Informe) y en los criterios de optimización utilizados, finalmente se selecciona aquella opción que resulta con los menores costos considerando las tres etapas de red.

Asimismo menciona que la Topología en Anillo o con Cierres no resulta seleccionada en ninguna de las Zonas de Meda y Baja densidad de carga, razón por lo cual no entiende el alcance de la observación realizada por el OSINERGMIN.


Esta observación se considera absuelta. Al igual que en la observación anterior, se constata que las explicaciones y argumentaciones del Consultor VAD no son satisfactorias, pero revisando la metodología aplicada, la misma se considera aceptable.

2.4 Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones de Distribución Eléctrica

Observación N° 14

Se ha encontrado diferencias por exceso en los costos estándar de inversión propuestos para los siguientes rubros:


0022


3x50 mm2: 39%3x120 mm2 y 185mm2: 23%3x50 mm2: 101%3x120 mm2: 73%3x185 mm2: 64%3x25 mm2: 35%3x70 mm2: 24%3x25 mm2: 74%3x70 mm2: 51%

Red aérea MT autoportante de aluminio 3x70 mm2 + portante: 17%

3x25 mm2 + portante: 26%3x35 mm2 + portante: 32%3x50 mm2 + portante: 17%3x70 mm2 + portante: 23%

Red subterránea SP Cable NYY 3-1x25 mm2: 15%Interruptores en SE subterránea: 114%Seccionadores bajo carga en SE subterránea: 86%Seccionadores en SE subterránea : 60% Seccionadores aéreos: 231%Seccionadores Fusible Aéreos (Cut-Out): 133%Pararrayos: 651%Banco de Compensación Estándar 300 KVAR: 211%

2x16 mm2 + portante: 27%3x16 mm2 + portante: 20%

Luminarias y pastoral Luminaria 70 y 150 w con pastoral: 45%Equipo de control de AP- Fotocélula y contactor: 66%

Postes de concreto de 7, 9 y 13 m: 80%Postes de acero de 11 m: 142%Postes de acero de 13 y 15 m: 225%

Lámparas Corona Metálica varios reflectores con lámparas de 400 w: 140%

SED Convencional a Nivel hasta 250 kVA: 27%SED Convencional Subterránea hasta 250 kVA: 27%SED Aérea Monoposte 37,5 kVA: 32%SED Aérea Biposte 100 kVA: 16%SED Aérea Biposte 160 y 250 kVA: 25%

Postes

Subestaciones

Subestaciones

Red aérea SP autoportante de Aluminio

Equipos MT

Instalaciones de AP

Red aérea AP autoportante Aluminio sobre poste SP

Redes de MT

Red aérea MT conductor de AA

Red aérea MT conductor de AA (Disposición Vertical)

Red aérea de MT conductor de Cu

Red aérea MT conductor de Cu (Disposición Vertical)

Redes BT

Las diferencias mostradas se obtuvieron tomando como referencia costos totales revisados por el Supervisor VAD y el OSINERGMIN, así como la estructuración y composición de armados adoptados y aprobados en la fijación del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica del año 2005.

Estas diferencias se deben a que los costos no reflejan la variación de precios de materiales. De acuerdo a lo indicado en los Términos VAD, los costos de materiales deben responder a costos de mercado y economías de escala adecuadas. Además, los costos propuestos no reflejan rendimientos óptimos en la construcción de sistemas de distribución eléctrica, lo cual lleva al encarecimiento de los recursos de mano de obra, transporte y equipos y, en consecuencia a un incremento injustificado del VNR de media y baja tensión.

Cabe mencionar que, en lo que corresponde a los materiales como conductores de aluminio y cobre, así como transformadores, los sustentos presentados por el Consultor VAD corresponden en su mayoría a facturas u órdenes de compra hasta el mes de julio 2008, mes en que los precios de aluminio y cobre sufrieron una fuerte variación a la alza, tal como se muestra en los siguientes gráficos:


0023


Evolución del Precio del Alumino (US$/tn)Fuente: London Metal Exchange

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

Ene-

2007

Feb-

2007

Mar

-200

7

Abr-

2007

May

-200

7

Jun-

2007

Jul-2

007

Ago-

2007

Set-2

007

Oct

-200

7

Nov

-200

7

Dic

-200

7

Ene-

2008

Feb-

2008

Mar

-200

8

Abr-

2008

May

-200

8

Jun-

2008

Jul-2

008

Ago-

2008

Set-2

008

Oct

-200

8

Nov

-200

8

Dic

-200

8

Incremento de Precios

Evolución del Precio del Cobre (US$/tn)Fuente: Banco Central de Reserva

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

Ene-

2007

Feb-

2007

Mar

-200

7

Abr-

2007

May

-200

7

Jun-

2007

Jul-2

007

Ago-

2007

Set-2

007

Oct

-200

7

Nov

-200

7

Dic

-200

7

Ene-

2008

Feb-

2008

Mar

-200

8

Abr-

2008

May

-200

8

Jun-

2008

Jul-2

008

Ago-

2008

Set-2

008

Oct

-200

8

Nov

-200

8

Dic

-200

8

Incremento de Precios

En ese sentido, los costos de materiales propuestos por el Consultor VAD no están reflejando precios vigentes a diciembre 2008, mes base para el cálculo de las tarifas de distribución eléctrica, que como se muestra en los gráficos disminuyeron significativamente.

El Consultor VAD debe presentar sustentos que reflejen los precios a diciembre del 2008 y/o ajustar los valores de los sustentos presentados a dicho mes, tomando factores de ajuste que resulten de la evolución de los precios de materiales como el cobre y aluminio. Además, deberá adecuar las fórmulas de actualización, en los términos pertinentes, de acuerdo al criterio señalado.

Para mayor referencia, en el Anexo N° 4 se incluye un análisis comparativo de los costos totales y costos de armados presentados por el Consultor VAD versus los revisados por el Supervisor VAD y el OSINERGMIN.


El Consultor VAD presenta observaciones a la información utilizada por el Supervisor VAD para efectuar la comparación de costos, en base a ello, han considerado que los montos de los costos de armados y costos de inversión


0024

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC contenidos en el Informe Final VAD para redes de Baja tensión reflejan los costos óptimos para la red para la cual se han modelado.

Las observaciones presentadas son:

Costos Unitarios de Inversión de Redes de Media Tensión

• En los costos por kilómetro de red aérea de Aluminio y Cobre (vertical) el Supervisor VAD muestra sus montos de comparación, pero en el detalle de costos por armado estos armados no aparecen comparados.

• Para el caso de la red aérea autoportante de aluminio (con ménsula) el Supervisor VAD no ha evaluado esta alternativa, pues no presenta costos unitarios por kilómetro ni por armado.

• En las redes subterráneas las diferencias encontradas por el supervisor VAD se explican en la estructura de los siguientes armados: “rotura y reparación de veredas”, “rotura y reparación de calzada”, “ducto de concreto”; que han sido modificados por el consultor VAD en función a que la referencia VAD 2005 no reflejaba los costes del trabajo involucrado. Al respecto hay que comentar que el Consultor VAD, tratando de mantener una línea de referencia respecto al VAD 2005, presentó una estructura de rendimientos de recursos ajustada para estos armados que no refleja los rendimientos reales.

• Lo que hay que notar en esta comparación, por ejemplo para el armado “rotura y reparación de calzada”, es que para alcanzar los rendimientos presentados por el consultor es necesario un rendimiento de 19,75 m2 (para la cuadrilla normal propuesta) cuando el valor real es de sólo 10 m2. Los valores del supervisor VAD están por debajo de estos dos valores lo que hace suponer que los rendimientos considerados son muy superiores al real. El mismo análisis lo podemos hacer para el armado ducto de concreto.

• El armado “reparación de vereda” contempla nuevos recursos que son necesarios para su ejecución como Cortadora de concreto, vibrador y mezcladora de concreto que no han sido considerados por el Supervisor VAD.

• Por la estructura de costos de inversión por kilómetro de red considerada por el Supervisor VAD, se puede suponer que ha considerado el armado ducto de concreto por juego como se considera en el proceso VAD 2005, asignando una cantidad de 10 unidades por kilómetro de red. Lo que ha planteado el Consultor VAD es un análisis por metro de ducto (cruzada), incluyendo la zanja y asignando un valor de 110 metros por kilómetro de red y descontando la misma cantidad del metrado de zanja.

Costos Unitarios de Inversión en Redes de Baja Tensión

• Para el caso de la red aérea autoportante el Supervisor no ha considerado la comparación de los armados especiales que incluyen postes de acero y ménsula de acero.


0025

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC • Para la red subterránea tenemos el caso idéntico respecto a los armados de “rotura y reparación de vereda”, “rotura y reparación de calzada”, ductos de concreto de la red de Media Tensión. Los sustentos presentados para red subterránea en media tensión son los mismos que para la red de baja tensión.

• Para el armado de Puesta a Tierra con Varilla el supervisor VAD consigna un valor en transporte y equipos que observa una variación de rendimientos con respecto a la base de VAD 2005, pues incluso el valor indicado (5,11 dólares) es inferior al que se obtuvo en el VAD 2005. (7,79 dólares). Este mismo armado se emplea en la red de baja tensión para los nuevos armados propuestos.

Equipos MT

• El supervisor VAD en el costo de inversión del seccionador en SE Subterránea no ha considerado el “armado obra civil de equipo de protección” como para el caso de interruptor o seccionador.

• El supervisor VAD en el costo de inversión del reconectador no ha considerado el armado “ensamble de equipo en red aérea”. El costo del armado del reconectador no incluye este trabajo.

• En el costo de inversión del descargadores de sobretensión el monto considerado por transporte (7 dólares) es incluso menor que el consignado en el mismo rubro en el armado individual (12 dólares). También no se ha considerado el armado “ensamble de equipo en red aérea”.

• Para el caso de los Bancos de compensación Estándar ocurre lo mismo que para los descargadores de sobretensión.

Subestaciones MT/BT

• Por lo vertido el Supervisor VAD recoge los criterios del proceso VAD 2005, donde no se considera en los costos de inversión los metrados de los cables de comunicación para los conductores que sirven para conectar los transformadores con los respectivos tableros de distribución. Estos metrados para los casos de subestaciones aéreas biposte y monoposte y compacta bóveda, han sido incluidos en el Estudio VAD en el armado respectivo de transformadores.

• Para el caso de la composición de los costos unitarios de las subestaciones aéreas se encontraron diferencias entre lo presentado como costo de inversión global y el valor asignado a cada armado individualmente. Por ejemplo se ha seleccionado costo de la Subestación Aérea Biposte de 160 KVA. Con la Base de datos de Referencia proporcionada por la GART y empleando el programa SICODI emitimos el reporte para el costo de inversión en mención, y los montos desagregados por mano de obra, materiales, transporte y demás no coinciden con lo consignado por el Supervisor VAD.

Redes AP


0026

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC • Para el caso de redes aéreas y subterráneas se presentan los mismos casos que se mencionaron en el acápite de redes Baja Tensión.

• El supervisor VAD no ha considerado en su revisión los costos de inversión de red subterránea de Aluminio, redes autosoportadas con armados especiales de postes y crucetas de acero.

• Los armados que difieren con respecto a la referencia VAD 2005, que el supervisor VAD ha empleado como criterio, son los armados de postes de concreto. Básicamente no es razonable que se considere el mismo rendimiento de recursos de transporte para postes de acero y concreto en las alturas de 9, 11 y 13 metros.

• Existe una inconsistencia en los montos presentados por el consultor VAD para el armado de baja tensión de Cable NYY de 1 x 70 mm2, el valor asignado para transporte y equipo es inferior al considerado para el cable N2XY 1x70 mm², por el mismo, e incluso menor que el considerado en la referencia VAD 2005.


El Consultor VAD argumenta que las observaciones encontradas a los costos utilizados por el Supervisor VAD para efectuar la comparación de costos, sustenta las diferencias existentes en los costos unitarios. Cabe precisar que, si bien algunas observaciones pueden ser pertinentes, éstas no explican los excesos encontrados en los costos unitarios; con mayor razón si luego de hacer las correcciones respectivas, estas diferencias no se han reducido significativamente.

Costos Unitarios de Inversión de Redes de Media Tensión

− Respecto a los costos por kilómetro de red aérea de Aluminio y Cobre (vertical), no se ha presentado sustento de las diferencias. Estas diferencias se deben, entre otros, al exceso en el costo de materiales utilizados por el Consultor VAD, por ejemplo el costo de postes de Fe (US$ 1.850 por unidad).

− Respecto a las redes subterráneas, los metrados y costos de materiales utilizados por el Consultor VAD, en los armados “rotura y reparación de veredas”, “rotura y reparación de calzada”, “cruzada de 4 vías”, no corresponden a la estructura de costos óptima.

Costos Unitarios de Inversión en Redes de Baja Tensión

− El Consultor VAD no presenta en su modelo final para la red aérea autoportante BT, costos con armados especiales que incluyan postes de acero y ménsula de acero, por consiguiente no corresponde compararlos.

− Respecto a las redes subterráneas los metrados y costos de materiales utilizados por el Consultor VAD, en los armados “rotura y reparación de veredas”, “rotura y reparación de calzada”, “cruzada de 4 vías”, no corresponden a la estructura de costos óptima.


0027

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC − Respecto al armado de Puesta a Tierra con Varilla se ha corregido el valor

en transporte y equipos, dicho valor sólo es usado para efectos comparativos. Esta modificación no altera la comparación de costos totales respectiva, ni la del resto de armados, manteniéndose los excesos identificados en los costos, no habiendo tampoco presentado los sustentos de las desviaciones.

Costo Unitario de Equipos MT

− El supervisor VAD en el costo de inversión del seccionador en SE Subterránea (FK311) si ha considerado el “armado obra civil de equipo de protección”.

− Respecto al costo de inversión del reconectador, éste no ha sido observado por el Supervisor VAD; sin embargo se ha tomado en cuenta la observación hecha por el Consultor VAD, incluyendo en dicho costo el armado “ensamble de equipo en red aérea”, lo que incrementa el costo total en 0.42%, lo que no representa variación significativa.

− Respecto al costo de inversión de descargadores de sobretensión, se ha corregido el valor en transporte y equipos referido, añadiéndose al costo unitario el armado “ensamble de equipo en red aérea”. El exceso respecto al costo presentado por el Consultor VAD se reduce de 681% a 467%, no habiendo por parte del Consultor VAD sustento de la diferencia.

− Para el caso de los Bancos de compensación estándar, de igual modo se ha añadido el armado “ensamble de equipo en red aérea”. El exceso respecto al costo presentado por el Consultor VAD se reduce de 211% a 201%.

Subestaciones MT/BT

− Respecto a los costos de inversión de las subestaciones de distribución, el Consultor VAD no ha sustentado las diferencias existentes. Cabe precisar que los comentarios que ha formulado en su subsanación de observaciones, no son relevantes para acortar los excesos identificados por el Supervisor VAD; se aprecia por ejemplo, que el Consultor VAD ha considerado costo de terreno en la estructura de costos de subestaciones bóveda, lo que no corresponde al estar éstos en la vía pública.

Redes AP

− Para el caso de las redes de AP, (redes aéreas y subterráneas) son válidas las mismas observaciones hechas anteriormente en las redes de baja tensión.

− El Consultor VAD no presenta en su modelo final para la red aérea AP, costos con armados especiales que incluyan postes de acero y ménsula de acero, por consiguiente no corresponde compararlos.

Los comentarios hechos por el Consultor VAD a la comparación de costos unitarios de inversión, no explican las diferencias existentes en los costos de materiales, los que deben responder a costos de mercado y economías de escala adecuadas. Además, los costos propuestos no reflejan rendimientos


0028

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC óptimos en la construcción de sistemas de distribución eléctrica, lo cual lleva al encarecimiento de los recursos de mano de obra, transporte y equipos.

Por lo mencionado la observación se considera no superada.

Observación N° 15

Respecto a los costos de transporte y equipos, el Consultor VAD no ha sustentado los costos de adquisición de los vehículos. Además, ha considerado costos superiores a costos de mercado. En el caso de la camioneta ha considerado una camioneta 4x4, sobredimensionada para el Sector Típico 1 (urbano de alta densidad de carga) por ser zona netamente urbana, debiendo considerar una camioneta 4x2.

En el caso de los costos anuales de combustible, repuestos, servicios y seguros, estos no están sustentados ni detallados. No se señala los mantenimientos, los repuestos, los tipos de seguros y rendimientos considerados.

Asimismo, tal como fuera señalado en informes de observación previos, el Consultor VAD debe modificar el periodo de amortización de cinco a diez años utilizado en el análisis del costo de los vehículos. La sustentación presentada no es aceptable ya que no considera como criterio la práctica de las empresas distribuidoras de electricidad respecto a la vida útil de los vehículos.


El Consultor VAD presenta cotizaciones de los costos de adquisición de los vehículos, indicando la existencia de costos adicionales para las grúas y de adaptaciones a los camiones. Por otro lado, precisa la necesidad de uso de la camioneta 4x4 por la existencia de zonas de difícil acceso o mal estado de las pistas, presenta además cálculos de los costos de combustible, repuestos, servicios y seguros.

En relación a la amortización de los vehículos consideran cinco años como período de amortización, y como recorrido promedio 25,000 km. anuales para camiones. Según el Consultor VAD, estos valores corresponden a los adecuados para las exigencias de utilización en este tipo de tareas y son consistentes con criterios contables vigentes.

Finalmente, el Consultor VAD precisa una aparente inconsistencia en los costos de recursos de transporte considerado por el Supervisor VAD, donde el costo para el recurso Grúa Chica 2.5 T bajo un 19% respecto al VAD 2005,


El Consultor VAD mantiene su posición de considerar 5 años como período de amortización y utilizar en el cálculo de los costos de transporte 25.000 km. anuales como recorrido promedio de los camiones, lo que conlleva a un encarecimiento de los recursos de transporte, lo que incrementa los costos


0029

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC unitarios de inversión, cuando lo óptimo es considerar el periodo de amortización de cinco a diez años y considerar 40.000 km como recorrido promedio anual de los vehículos pesados. La sustentación presentada no es aceptable ya que no considera como criterio la práctica de las empresas distribuidoras de electricidad respecto a la vida útil de los vehículos.


Observación N° 16

En los costos de redes subterráneas, el Consultor VAD considera 110 metros de ductos para cruces de calzada, debiendo ser solo 100 metros, considerando que en un km de red se cruza un promedio de 10 calles de 10 metros.


El Consultor VAD precisa como justificación que para la consideración del costo de los ductos ha considerado un promedio de 11 m de ducto por cada cruzada ya que la experiencia demuestra que se requiere al menos 0.5 m de mayor longitud por sobre el ancho promedio de la vía, para permitir las operaciones posteriores de mantenimiento sin afectar la circulación por las pistas. Por ello, no modifica el costo unitario de inversión de las redes subterráneas.


Los costos de inversión consideran costos promedio por unidad, los mismos que se basan en rendimientos eficientes y acordes a una empresa modelo optimizada; en este caso, la estructura de costos establecida en los ductos para cruces de calzada corresponde a trabajos óptimos en la construcción de sistemas de distribución eléctrica.


2.5 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones Eléctricas

Observación N° 17

A pesar que fuera observado en informes previos, el Consultor VAD ha tomado en cuenta parámetros que no corresponden a un diseño eficiente de las instalaciones eléctricas, los mismos que deben corregirse de acuerdo a lo siguiente:

Modificar el tiempo equivalente de pérdidas en media tensión de 5 500 h/año y en baja tensión 3 700 h/año a valores de hasta 4 000 h y 3 000 h respectivamente. Los valores deben ser concordantes con el número de horas de uso de las instalaciones y la formulación matemática de las pérdidas.


0030

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Modificar el porcentaje de respaldo troncal de 50% respecto al nominal.

Dicho valor debe ser 60% respecto al nominal y debe demostrarse su necesidad en redes aéreas.

Modificar los factores de utilización de los transformadores de 70% y 60%, los cuales son muy reducidos y llevarlos como mínimo a 75%.

Eliminar las longitudes subterráneas de los alimentadores en media tensión agregada para reducción de las corrientes de corto circuito (Icc), puesto que no tiene sustento. La Icc se reduce en mayor medida por las redes aéreas, por lo cual el Consultor VAD debe eliminar los tramos subterráneos del modelado, incluidos por la Icc, y sustituirlos por redes aéreas.


El Consultor VAD en su absolución manifiesta que en el caso del cálculo del tiempo equivalente de pérdidas este se realizó mediante la utilización de ecuaciones matemáticas indicadas por el OSINERGMIN en los términos de referencia para el estudio de caracterización de la carga de los sistemas de distribución eléctrica, de modo tal que responden a una determinación técnica de los tiempos equivalentes empleando un proceso de cálculo adecuado.

Por otro lado indican que la necesidad de respaldo del troncal se justifica en la medida que no se cumple con las exigencias de calidad de servicio, sean en redes subterráneas o aéreas. En la evaluación realizada además indican que se verifica la incorporación de equipamiento de protección adicional a fin de obtener la solución más económica entre todas las posibles. El efecto de utilizar % diferentes a los propuestos se ha verificado que no modifica las soluciones propuestas.

Para caso del factor de utilización de los transformadores fijado en el Informe Final 70% para todas las zonas (que será corregido en el Informe Definitivo empleando un 75% para las zonas de MAD y AD1 y de un 70% para las zonas de AD2, MD y BD), el Consultor VAD indica que estos valores son conservadores y adecuados para realizar el modelado de este tipo de equipamiento, ya que proponer valores por encima presentan un desvío muy importante respecto a la realidad de cada empresa (40%-50%) que en ningún caso podrían ser factibles.


La aplicación de la fórmula indicada da los siguientes valores: 5.000 horas de MT y 3.700 horas de BT, mientras que la aplicación del 60% de In se basa en el aprovechamiento de la capacidad de sobrecarga en emergencia de los cables y conductores de MT. Asimismo el Consultor VAD aplica injustificadamente un factor de utilización menor en los transformadores MT/BT en las áreas de media y baja densidad, donde el reemplazo de un transformador es más rápido.



0031

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Observación N° 18

Haciendo la comparación entre la red optimizada resultante obtenida por el Consultor VAD y los datos de la red real, aparecen inconsistencias en los resultados finales, las mismas que fueran también observadas en informes previos. Si bien la red optimizada corresponde al resultado de un modelamiento ideal, sus resultados aun cuando sean diferentes deben guardar cierta coherencia con los metrados de las instalaciones existentes. Las inconsistencias encontradas son las siguientes:

Incremento injustificado de la red media tensión y, en particular, de la red aérea de media tensión.

La potencia instalada de las subestaciones de distribución duplica la potencia simultánea en baja tensión, lo cual implica un sobredimensionamiento de las mismas por uso de un factor de utilización reducido.

Incremento injustificado de las redes subterráneas de servicio particular por restricciones de uso de redes aéreas que no corresponden y electrificación de áreas no electrificadas en baja tensión como zonas industriales.

El Consultor VAD deberá efectuar las correcciones necesarias, tomando en consideración las observaciones previas que señalan las causas que pudieron haber generado estas inconsistencias.


El Consultor VAD manifiesta que los criterios empleados para el desarrollo de la empresa modelo se ajustan a lo establecido en los Términos de Referencia publicados por el OSINERGMIN, pero nada se sugiere respecto de cómo se debe tratar los resultados obtenidos a fin que pueden ser calificados como inconsistentes y/o incoherentes.

En lo que respecta a los metrados de la red de MT indica que los metrados totales tienen una reducción del 2% mientras que para la red aérea resulta un 5% por encima y para la red subterránea un 7% por debajo de la real, por lo que entiende con que argumentación “sustentable” el OSINERGMIN puede calificar estos resultados como injustificados.

Para el caso de los kVA instalados en las subestaciones de MT/BT, el Consultor VAD manifiesta que tal como lo explicara en los puntos anteriores estos son el resultado del empleo de los factores de utilización: 75% para las zonas de MAD y AD1 y 70% para las zonas de AD2, MD y BD.

Finalmente para el caso de la red BT, indica que los metrados subterráneos para el servicio particular de la empresa Modelo resultan 52% inferiores a los existentes en la empresa Real y que si para el OSINERGMIN el reconocer solamente el 48% de la red subterránea existente resulta un incremento injustificado de la red subterránea, cabría preguntar que se entiende por razonable.


0032


Si bien por un lado, los argumentos presentado por el Consultor VAD en lo que respecta a los metrados de la red MT y al dimensionamiento de las subestaciones son aceptables, sin embargo, esto no se puede decir de los metrados resultantes de la red BT, donde en contradicción al argumento que el Consultor VAD esgrime para el análisis de la red MT, que se debe tomar el metrado aéreo y subterráneo, solo analiza la diferencia existente entre la red subterránea de servicio particular existente y su equivalente en el modelo y no el total que es donde se aprecian las diferencias observadas.

Esta observación se considera no absuelta. Las explicaciones del Consultor VAD deben ser precisas y específicas para justificar las diferencias existentes en cada nivel y tipo de instalación.

Observación N° 19

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe incluir la explicación de las diferencias entre las instalaciones de la red optimizada y la real, y señalar las razones que justifican dichas diferencias a efectos de verificar la razonabilidad de los resultados.



El Consultor VAD manifiesta que la existencia de diferencias entre las instalaciones de la red optimizada y la real es propia de la misma metodología prevista en el Marco Regulatorio. La configuración actual de las redes responde a una evolución histórica de las instalaciones reales de las empresas, que arranca en momentos anteriores a la actual regulación.

Manifiesta asimismo que la red modelo resulta de la aplicación de criterios uniformes para todas las áreas, aplicados en un mismo momento temporal, para atender al mercado actualmente existente.


Esta observación se considera no absuelta. Las explicaciones del consultor deben ser precisas y específicas para justificar las diferencias existentes en cada nivel y tipo de instalación.

2.6 Optimización Técnica Económica de las Instalaciones No Eléctricas

Observación N° 20

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe excluir del cálculo de los costos de las instalaciones no eléctricas, el costo de los vehículos de transporte y carga, dado que dicho rubro ya está incluido en los


0033

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC costos de las tareas tercerizadas, es decir, reconocidos dentro de los costos de operación y mantenimiento.

Asimismo, para el caso de los equipos de medición y control, el Consultor VAD debe corregir el dimensionamiento efectuado, ya que lo ha hecho tomando como referencia el número de empleados en distribución, cuando lo correcto es efectuarlo en base al número de operarios y cuadrillas.


El Consultor VAD indica que el cálculo de los vehículos de transporte y carga de la distribuidora se realizó tomando en cuenta ratios típicos para empresas distribuidoras latinoamericanas. Sin embargo los mencionados ratios no toman en cuenta el nivel de tercerización existente en cada compañía por lo que se revisaron los mismos para considerar los elevados niveles de tercerización establecidos para la empresa modelo. Indica además que aún considerando esos elevados niveles de tercerización, la empresa modelo debe mantener un parque mínimo de vehículos propios para posibilitar su utilización por parte de los empleados propios afectados al servicio y mantener la existencia de una reserva en caso de inconvenientes con los equipos de los contratistas.

A efectos de referencia el Consultor VAD presenta el cuadro siguiente de comparación de los vehículos propios realmente existentes en Edelnor y de los considerados en el dimensionamiento de la empresa modelo.

En lo que respecta a los equipos de medición y control, el driver de dimensionamiento utilizado como comparación entre diferentes empresas de la región es la cantidad de empleados de distribución, el que resulta más representativo que solamente los operarios y cuadrillas como se propone. Esto es así porque muchos de los equipos considerados son equipos de gabinete y laboratorio, que no están a cargo ni son operados directamente por los operarios ni las cuadrillas en el campo.


En lo que respecta al Cálculo de vehículos y transportes, los argumentos presentados se consideran pertinentes. Sin embargo, en lo que se refiere a los equipos de medición y control, el argumento que su dimensionamiento es


0034

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC función de la cantidad de empleados del departamento de distribución carece de un fundamente sólido.

Por los motivos expuestos la observación se considera superada parcialmente.

2.7 Estándar de Calidad de Servicio Eléctrico

Observación N° 21

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe incluir el detalle y cálculo del procedimiento de definición del estándar de calidad de servicio eléctrico, explicando y sustentando los valores utilizados para las tasas de fallas y los tiempos de reposición de cada componente del sistema eléctrico, así como los resultados obtenidos, para de este modo poder verificar los cálculos de los indicadores de calidad de suministro y el cumplimiento de lo dispuesto por la NTCSE, respecto a los indicadores N y D, y la Resolución OSINERG N° 074-2004-OS/CD, respecto a los indicadores SAIFI y SAIDI.


El Consultor VAD indica que en el Anexo A punto “A.1.7 Calidad de Servicio” se describe la metodología de cálculo utilizada para la definición de los estándares de calidad de servicio eléctrico y en el Anexo B se detallan las hipótesis de Tasas de Falla y Tiempos de Reposición utilizadas para la Optimización de la empresa Modelo. Asimismo indica que los valores utilizados de Tasas de Falla y Tiempos de Reposición se corresponden con valores de empresas eficientes empleados en otras revisiones tarifarias en Latinoamérica y que estos mismos valores han sido utilizados en las revisiones tarifarias del 2005 y 2001 en Perú sin haber recibido observaciones de parte del OSINERGMIN al respecto.

Finalmente, presenta a modo de ejemplo un resumen de valores utilizados en distintas empresas en Latinoamérica para los componentes más relevantes en una red de distribución.


Esta observación se considera absuelta

2.8 Balance de Energía y Potencia

Observación N° 22

Respecto al sustento de los factores de carga y coincidencia utilizados en el balance de energía y potencia, el estudio de caracterización incluido en el Anexo E del Informe Final, no incluye los factores de coincidencia utilizados.

El Consultor VAD debe explicar y sustentar la determinación de los factores de coincidencia utilizados en el balance de energía y potencia.


0035


El Consultor VAD indica que en el balance de Energía y Potencia de la empresa modelo, presentado en el Informe VAD 2009 ST1 – Informe Final – Parte 3 Resultados.doc, se incluye la relación entre el Factor de Carga y el Factor de coincidencia, ya que es partir de esta relación que se calcula la potencia máxima coincidente de cada categoría tarifaria. Asimismo, en el anexo 3 del informe final, se adjuntó el estudio de caracterización de la carga, donde se presenta el balance de Energía y Potencia de la empresa modelo, en el cual se encuentra expresado el factor de coincidencia de las diferentes categorías tarifarias.

Finalmente, indica que en el punto 7.1 del anexo 3, se detalla la metodología de cálculo del factor de coincidencia denominado como de simultaneidad y en el punto 8.2 del mencionado anexo, se indican los valores horarios de las curvas de carga de la totalidad de las categorías tarifarias en caso de tener que verificar los valores utilizados.



Observación N° 23

Los valores de la máxima demanda real y las pérdidas reales en media y baja tensión, presentados en el Informe Final, han variado respecto de los valores presentados en el Tercer Informe Parcial.

Toda vez que el balance real corresponde a las demandas y pérdidas registradas, los valores señalados deben permanecer inalterables.

Por lo mencionado, el Consultor VAD debe corregir el balance real con los valores registrados de máxima demanda y pérdidas reales. A partir de dicho balance real deberá elaborarse el balance optimizado, tomando las demandas coincidentes por opción tarifaria y máxima demanda reales como fijas.


El Consultor VAD manifiesta que de acuerdo a la revisión de ambos informes los Balance de Potencia y Energía presentado para la empresa Real son coincidentes. Esto puede observarse en punto 3.4.1.e “Compras y ventas de energía y potencia” del Tercer Informe Parcial y del Informe Final.




0036

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC 2.9 Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

Observación N° 24

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe considerar para el caso de las pérdidas no técnicas estándar, la posibilidad de efectuar mediciones concentradas admitidas por la nueva regulación a partir de noviembre de 2009.


El Consultor VAD en su respuesta, indica que la utilización de las mediciones concentradas ha sido evaluada en el diseño y dimensionamiento de la Empresa Modelo, teniendo en cuenta que Edelnor es la empresa pionera en el Perú en la implementación de esta tecnología ya implementada en otros países como Brasil por el grupo Endesa. Que con respecto las experiencias recogidas en el área de Lima Norte respecto a la utilización de mediciones concentradas para lograr la reducción de las pérdidas no técnicas o comerciales, se ha presentado en el punto F.3, Análisis del impacto de la medición concentrada en la reducción de pérdidas no técnicas, del Anexo F, Información de sustento de las pérdidas comerciales residuales, del Informe Final.

Como conclusión puede resumirse que la aplicación del sistema de medición concentrada sólo se justificaría en áreas de elevada peligrosidad y pérdidas comerciales (del orden del 80%) permitiendo reducir el nivel de pérdidas en esas áreas a niveles de aproximadamente la mitad de los originales (40%) y que en estas zonas el control de las pérdidas no técnicas o comerciales debe basarse principalmente en la recurrente ejecución de inspecciones y la consecuente eliminación y normalización de conexiones clandestinas y alteraciones o rotura de los medidores, lo cual requiere de importantes costos de explotación (para la constante ejecución de inspecciones y normalización de las irregularidades y los medidores dañados) y convive con un nivel residual de pérdidas comerciales generadas por los clientes clandestinos y hurtadores (nuevos y reincidentes) que consumen durante los períodos entre detecciones y normalizaciones.

El Consultor VAD manifiesta que este proceso ha sido modelado en el Informe Final para determinar el nivel residual o permanente de pérdidas no técnicas o comerciales, y resulta complementario de la utilización del sistema de medición concentrada y que tanto el nivel de pérdidas no técnicas o comerciales residuales, como las acciones de control de pérdidas (inspecciones y normalizaciones de suministros clandestinos) que se han obtenido para la Empresa Modelo consideran la utilización de la medición concentrada como de otras alternativas tecnológicas para apoyar el control de las pérdidas no técnicas.




0037


Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe modificar los valores elevados para las pérdidas de transformadores MT/BT y de la red de baja tensión, que ha empleado en su modelo, dado que los mismos exceden significativamente los valores de pérdidas técnicas estándar vigentes.


El Consultor VAD argumenta que con referencia a las pérdidas en los transformadores y la red de BT las mismas surgen del cálculo a partir de los estados de carga de las distintas instalaciones y de los parámetros eléctricos considerados para los diferentes equipos y conductores y que los parámetros eléctricos considerados para los transformadores MT/BT (pérdidas en el hierro y en el cobre) se han obtenido a partir de los valores correspondientes a las compras efectuadas por Edelnor durante el año base de cálculo, indicadas en las hipótesis para el modelado de la red ideal.


Esta observación se considera parcialmente absuelta. El Consultor debió explicar por qué las pérdidas son afectadas por los factores de ajuste, los que a su vez también han sido observados

Observación N° 26

El Consultor VAD debe hacer las correcciones en los factores de ajuste empleados en el cálculo de las pérdidas técnicas estándar, ya que resultan injustificados o con valores inadecuados, debido a que se determinaron considerando la explotación de la red real y no la explotación de la red técnica y económicamente adaptada. Entre las correcciones que se deben realizar se tienen:

Red de media tensión:

Retirar el factor de desequilibrio de fases porque no corresponde su aplicación.

Modificar el factor por desequilibrio de corriente de salida de 1,17 a 1,05. Modificar el factor por armónicas de red de 1,09 a 1,05.

Transformadores MT/BT:

Modificar el factor de corrientes armónicas de 1,12 a 1,08. Modificar el factor de diferencia de cargas de transformadores de 1,14 a

1,08.

Red de baja tensión:

Modificar el factor de desequilibrio de corriente de salida de 1,16 a 1,05.


0038


Modificar el factor de armónicas de red de 1,12 a 1,08. Modificar el factor de diferencia de carga de transformadores de 1,17 a

1,18. Modificar el factor de carga no uniforme de 1,18 a 1,10.


El Consultor VAD manifiesta que los factores de ajuste de pérdidas técnicas dependen en gran parte de las características de las cargas de los clientes, no teniendo la concesionaria el control del comportamiento de dichas cargas; estás consideraciones se han tenido en cuenta en los estudios presentados por el Consultor VAD y su eliminación o mitigación no resulta posible aún siendo esta una empresa modelo.

Asimismo indica que la observación efectuada por el OSINERGMIN califica a los valores propuestos como inadecuados y/o injustificados sin ofrecer un sustento técnico y/o económico a dicho comentario ni tampoco a los valores que solicitan modificar y que dichos valores propuestos son coincidentes con los utilizados en la revisión tarifaria en Perú para el 2005 sin haber sido observados por el OSINERGMIN.


Esta observación se considera no absuelta. Los valores de ajuste responden a situaciones que son obligación de controlar por parte de la Distribuidora. En una red modelo, se deben adoptar criterios de diseño que consideren desvío dentro de valores razonables, los cuales el Consultor VAD no expuso, ni en su informe, ni en la absolución de observaciones. Cabe comentar que los valores utilizados, exceden los rangos resultantes de un diseño aceptable.

Observación N° 27

Respecto a la pérdidas no técnicas estándar, tal como fue observado en informes previos, el OSINERGMIN considera que se debe establecer como objetivo no superar el porcentaje de pérdidas no técnicas estándar de 2%, reconociéndose la infraestructura y recursos (área de control y seguimiento de pérdidas) necesarios para alcanzar dicha meta.

Dicho porcentaje, corresponde al valor reconocido en las fijaciones de las tarifas de distribución eléctrica de los años 1993, 1997 y 2001, así como al valor reconocido actualmente en los sectores típicos 2, 3, 4, 5 y Especial (empresas distribuidoras de provincias).

En ese sentido, el Consultor VAD debe reformular su propuesta considerando los costos necesarios para alcanzar el porcentaje de pérdidas no técnicas estándar de 2%.


0039


El Consultor VAD manifiesta que el valor de las pérdidas no técnicas o comerciales residuales se ha determinado tomando en cuenta las consideraciones y criterios expuestos en la absolución de la Observación N° 24 anterior. Que la situación particular del área de servicio de Lima Norte no es directamente comparable con otras regiones del Perú, y presenta algunas diferencias con el área de Lima Sur, dado que en su área de concesión existe una importante cantidad de asentamientos de viviendas con elevados niveles de peligrosidad (delincuencia) que dificultan la prestación del servicio público de electricidad (reiterados hurtos de instalaciones y equipos u otros bienes a operarios y empleados de la empresa distribuidora). Esta situación es común a los suburbios de las grandes ciudades de Latinoamérica (Río de Janeiro, San Pablo, Buenos Aires, Santiago de Chile, Caracas, Lima, etc.) donde se reproducen de formas similares los elevados niveles de hurto de energía, además de conductores, transformadores, luminarias de Alumbrado Público y otras instalaciones.

Asimismo menciona entre otros argumentos que para el periodo 2005-2009 OSINERGMIN reconoció para las pérdidas no técnicas un valor de 2,85%, valor determinado por el Supervisor VAD y que sigue vigente a la fecha; que dicho valor tuvo como base de sustento justamente las características propias de dicho sector de distribución típico, consideración que se pretende desconocer sin sustento alguno.

En cuanto a la existencia de un área de detección de pérdidas en la estructura organizacional de la empresa modelo, el Consultor VAR señala que el valor de pérdidas no técnicas ha considerado la relación costo/beneficio entre el nivel de pérdidas no técnicas y una gestión eficiente del Área de Control de Pérdidas, cuyos costos involucran conceptos como inspección, normalización, supervisión, costo policial, costo legal, documentos probatorios, entre otros y que debe tenerse presente que la experiencia internacional demuestra que cuanto más bajo es el nivel de pérdidas no técnicas de una empresa, más difícil y costosa es la reducción de esta clase de pérdidas, porque las pérdidas que quedan por reducir se encuentran en zonas de bajos recursos, altas morosidades, delincuencia, etc. Por último, señala que la gestión de las áreas de control de pérdidas de Edelnor, es la que ha permitido reducciones de pérdidas del orden del 21% del año 1993 a 8% en el año 2008, reducciones importantes que demuestran su nivel de eficiencia

Finalmente el Consultor VAD manifiesta que por los motivos precedentemente mencionados resulta evidente que el nivel de pérdidas no técnicas o comerciales remanentes o sea el nivel de equilibrio que puede alcanzarse con una adecuada combinación de tecnología y acciones técnico-comerciales depende de las características socio-económicas de las áreas de servicio de cada empresa, y la fijación de un valor de pérdidas estándar limitado al 2% para todos los sectores típicos es un criterio arbitrario y sin sustento técnico.


0040


Esta observación se considera no absuelta. La exposición argumental del Consultor VAD es extensa pero no aporta mayores elementos cuantitativos, que permitan evaluar su propuesta de un punto de vista técnico-económico. Además no es justificable la discriminación realizada sobre las dificultades para resolver pérdidas no técnicas en otras áreas del Perú, correspondientes a los Sectores 2 a 5. Finalmente debe reconocerse que es obligación de los Entes Reguladores, establecer metas que propicien la acción eficiente de las Distribuidoras y que además traten equitativamente a todas ellas.

2.10 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico

Observación N° 28

El Consultor VAD debe corregir los costos de intervenciones consideradas para la operación de la red de baja tensión, puesto que son tres veces superiores a los requeridos por la red económica y técnicamente adaptada.

Esto se desprende de la revisión de los costos de operación y control del sistema, donde se observa que en la operación de la red de baja tensión se ha considerado un total de 2 811 Miles US$/año, de modo tal, que si se considera un costo de cuadrilla de 22 US$/h y un tiempo de atención por reclamo de ½ h, la cifra mencionada comprende una cantidad de 255 600 intervenciones anuales en la red. Este valor es muy superior a los que se obtienen calculando la cantidad de intervenciones demandada por una red técnica y económicamente adaptada de acuerdo a lo indicado en el siguiente cuadro:

Tasa de Fallafallas/km o unidad/año

Red Aérea BT 12 500 0.50 6 250Red Subterránea BT 5 200 0.30 1 560

Acometidas 950 000 0.08 76 000Total 83 810

Tipo Total km o unidades

Cantidad de Intervenciones

Haciendo las correcciones indicadas, los costos de operación y control del sistema deben pasar de 5 330 a aproximadamente 3 500 Miles US$/año.


El Consultor VAD indica que su modelo respecto de la operación de la red BT, se basa en la utilización de una ecuación matemática – no lineal - aplicada sobra la cantidad de clientes a atender por región de operación. Esta ecuación está basada en la información relevada en más de 20 empresas de distribución de energía eléctrica en diversos países de Latinoamérica y que el cálculo determina que para la atención de 933000 clientes se requiere un total de 91 operarios para la operación de la red de BT con un costo total horario por operario contratado (incluyendo equipos y transporte) de 15,5 US$/operario-hora resulta en un costo total anual de 2,24 millones de US$.


0041

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Manifiesta también dentro de sus argumentos que la conclusión a la que llega el OSINERGMIN relacionada a que los costos presentados por el Consultor VAD para la operación de la red de baja tensión permiten atender 255.600 intervenciones anuales en la red, resulta equivocada debido a que para obtener dicha cantidad, ha tomado en consideración para una cuadrilla de atención de reclamos un tiempo de 30 minutos, la cual no se puede mantener bajo ningún esquema operativo en la red óptima.

Asimismo indica que operativamente se debe considerar que el tiempo de atención de reclamos consta de tres partes principales: el tiempo de espera o cola, el tiempo de desplazamiento de la unidad de atención desde el punto de atención del reclamo anterior hasta el punto de atención, y el tiempo de atención del reclamo propiamente dicho, que como se indicó resultó de 1 h 36 min para Edelnor durante 2008. Si consideramos el rendimiento óptimo de una cuadrilla, el tiempo efectivo de atención entre reclamos es de 55 minutos (una cuadrilla atiende 13 reclamos en un turno de 12 horas), siendo este un valor más aceptable e inferior al tiempo total debido al tiempo de espera y descargo en la atención de los reclamos.


Esta observación se considera no superada, ya que por un lado los valores no deben ser calculados en base a la operación de la red real (sino a la adaptada considerada para el cálculo del VNR) y tampoco corresponde utilizar cuadrillas de 3 a 5 operadores, sino de 2 conformada con personal de terceros (más económico que el personal propio). Además el Consultor VAD confunde el tiempo de intervención con el tiempo de actuación de la cuadrilla.

Observación N° 29

De acuerdo a un análisis comparativo de los costos totales de operación y mantenimiento propuestos a nivel de ratios técnicos económicos respecto de la regulación del año 2005, se aprecia incrementos no justificados en los ratios por km de redes y por usuario. Mientras que en el caso del año 2005, esos ratios indicaban 1 874 US$/km Red MT y 1 503 US$/km Red BT y 12 US$/usuario, estos ahora arrojan valores de 4 655 US$/km Red MT, 2 323 US$/km Red BT y 21 US$/usuario respectivamente, lo cual representan incrementos injustificados superiores a 50%.

Además, existe una inconsistencia en el ratio de lámparas de alumbrado público. Estos hechos deben ser sustentados y corregidos por el Consultor VAD. El detalle se muestra a continuación:


0042



Fijación 2005-2009Costos de Operación y Mantenimiento (Miles US$) - Sector Típico 1

Media Tensión Baja Tensión Alumbrado Público Cargo Fijo

Directo 4 198 7 967 4 938 4 716Indirecto 1 848 3 507 2 174 471Asignación Gestión Comercial 260 493 306Asignación Operación Comercial 662 1 256 779Total 6 968 13 224 8 197 5 188

Media Tensión 6 968Baja Tensión 21 421Cargo Fijo 5 188Total 33 577

Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirectokm MT km BT SP Equipos AP

3 227 7 636 226 0401 874 1 503 31

Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto + Gestión y Operación ComercialClientes

716 41512

12Fijación 2009-2013Costos de Operación y Mantenimiento (Miles US$) - Sector Típico 1Informe Final PA Consulting

Media Tensión Baja Tensión Alumbrado Público Cargo Fijo

Directo 8 212 13 394 3 201 7 228Indirecto 3 680 6 002 1 434 1 187Asignación Gestión Comercial 1 741 2 283 546Asignación Operación Comercial 2 411 3 161 755Total 16 045 24 840 5 936 8 415

Media Tensión 16 045Baja Tensión 30 776Cargo Fijo 8 415Total 55 235

Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirectokm MT km BT SP Equipos AP

2 555 8 351 261 1004 655 2 323 18

Costo Unitario (US$/unidad) - Directo + Indirecto + Gestión y Operación ComercialClientes

933 50521

km MT km BT SP Equipos AP ClientesVariación 148% 55% -44% 66%


El Consultor VAD manifiesta que los costos de explotación asociados a las diferentes instalaciones de la red de distribución se han determinado a partir de las actividades de mantenimiento (predictivo, preventivo y correctivo) requeridas para mantener las tasas de fallas en los niveles establecidos en el estudio de optimización de las redes, los que resultan compatibles con los requerimientos de calidad de servicio vigentes. Manifiesta además que cada una de estas actividades tiene un requerimiento unitario de recursos humanos y materiales, los que relacionados con la frecuencia de actividades establecida definen los costos de personal propio y contratado (dependiendo del nivel de tercerización de las distintas actividades de mantenimiento) y de materiales.

Señala además, que la proporción existente entre líneas aéreas y subterráneas de la empresa de referencia en la regulación del 2005, es diferente de la empresa de referencia del presente proceso, presentando la empresa Luz del Sur una mayor proporción de redes subterráneas que Edelnor y que el costo de

0043

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Operación y Mantenimiento de las redes aéreas de BT y MT es sustancialmente superior al de las redes subterráneas, particularmente porque en estas últimas se realiza una cantidad inferior de actividades.

Finalmente señala que el ratio determinado por el consultor del OSINERGMIN para los costos de Operación y Mantenimiento de la red de BT, no considera las longitudes de las redes de Alumbrado Público, las que son operadas y mantenidas conjuntamente con la red de BT, es por este motivo que se observa que los costos de OyM de AP por luminaria determinado en el 2005 son muy superiores a los costos determinados por esta consultora en el proceso tarifario actual.


Se considera que la observación no ha sido absuelta, debido a que el Consultor VAD no ha presentado ningún elemento de cálculo que permita justificar la exagerada diferencia en los costos de OyM de MT respecto de los obtenidos en la práctica y/o en la anterior regulación tarifaria.

Observación N° 30

El Consultor VAD debe corregir los siguientes valores correspondientes al mantenimiento preventivo y correctivo de la red de media tensión:

Asignación injustificada de participación de contratista del 80% y 70%, cuando debe considerarse el 100%.

Los costos de mantenimiento deben calcularse considerando la opción más eficiente, por lo cual, los costos directos de personal (819 Miles US$/año) deben eliminarse y sustituirse por personal contratado.

La proporción de materiales considerada es elevada, dado que se ha considerado un costo de materiales de 539 US$/km-año valor que no corresponde a una red técnico y económicamente adaptada y por ende a un buen estado de mantenimiento. El valor aceptable debe ser como máximo de 150 US$/km-año.

Se ha considerado un costo de transporte de 341 US$/km-año. Este valor no corresponde ya que el mismo está contenido dentro del valor de contratación.

Corrigiendo los valores indicados, el costo de mantenimiento de media tensión debería pasar de 4 068 Miles US$/año a aproximadamente 2 400 Miles US$/año.


El Consultor VAD manifiesta que para el modelado de los costos asociados al mantenimiento preventivo y correctivo de la red de MT, se han adoptado niveles de tercerización que resulten coherentes con el criterio general planteado de adoptar elevados niveles de tercerización, para reducir costos de personal, pero manteniendo una dotación mínima de personal propio en aquellas actividades con mayor especialización o que requieren un control más


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CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC directo por parte de la distribuidora, como es el caso de las actividades señaladas. La tercerización total de una actividad implica que la distribuidora pierde totalmente el know how relacionado con esa actividad que forma parte del “core business” de la empresa como es la operación y el mantenimiento de las instalaciones dedicadas específicamente al servicio de distribución.

En lo que respecta a los materiales el Consultor VAD señala que son los utilizados para realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de la red de MT, el monto de 539 US$/km-año de materiales que indica OSINERGMIN no es correcto, ya que revisando el modelo se tiene montos de 280 US$/km-año y 40 US$/km-año para redes aéreas y subterráneas y que las condiciones reales de operación de la empresa modelo en el área de Lima Norte implican la existencia de una elevada cantidad de acciones de terceros sobre las instalaciones ya sean involuntarias (choques de vehículos contra las instalaciones aéreas) o voluntarias (vandalismo y hurto de elementos –conductores, luminarias, etc.) que requiere un importante incremento de las actividades de operación y mantenimiento por encima de la situación teórica, especialmente en lo referente a los materiales de explotación.

Señala además que los costos de transporte corresponden al personal propio no tercerizado, ya que como se indicó en lo referente al nivel de tercerización de las actividades, no se considera una tercerización del 100% de las actividades.

Finalmente concluye que lo indicado el costo total requerido para el mantenimiento de las instalaciones de MT planteado por el Supervisor del VAD es muy inferior al efectivamente requerido por una Empresa Modelo operando en el área de Lima Norte y cumpliendo con las obligaciones de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente.


Esta observación se considera no absuelta, debido a que se debe realizar las actividades mencionadas pero aplicando costos eficientes. En cuanto al incremento del hurto, esto es consecuencia de la proporción del cobre en las redes reales.

Observación N° 31

El Consultor VAD debe corregir los siguientes valores correspondientes a los costos de mantenimiento de las subestaciones MT/BT:

Se ha considerado un porcentaje de participación de contratista del 90%, cuando debe tomarse la solución más eficiente, reemplazando el personal propio por 100% personal del contratista.

El costo de materiales adaptado de 244,5 US$/SED-año, es elevado para una instalación técnica y económicamente adaptada, cuando el valor aceptable es de 70 US$/SED-año.

El costo de transporte considerado debe eliminarse porque está incluido en los servicios contratados.


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CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Efectuando las correcciones indicadas, el costo de mantenimiento de las subestaciones de distribución MT/BT pasa de 1 577 Miles US$/año a aproximadamente 1 000 Miles US$/año.


El Consultor VAD en lo referente a esta observación presenta argumentos similares a los señalados en la observación Nº 30.


Esta observación se considera no absuelta, dado que las actividades deben ser realizadas de manera eficiente, valorizándose dicha manera. Además no corresponde considerar la situación de la red real existente para el cálculo de los costos estándar de OyM.

Observación N° 32

El Consultor VAD debe corregir los valores correspondientes a los costos de materiales para líneas aéreas de baja tensión de 78,6 US$/km-año, los mismos que son elevados, en comparación con costos de una red técnico y económicamente adaptada que bordean los 50 US$/km-año. Asimismo, se debe corregir la inclusión de la participación de personal directo y transporte, el mismo que debe sustituirse por labores de contratista.

Efectuando las correcciones señaladas, el costo de mantenimiento de líneas aéreas de baja tensión resulta aproximadamente 1 850 US$/año en lugar de los 2 168 US$/año indicados en el Informe Final.


El Consultor VAD en lo referente a esta observación presenta argumentos similares a la observación Nº 30.


Se considera que no está absuelta la observación, por las mismas consideraciones señaladas en el análisis de las Observaciones 30 y 31.

Observación N° 33

En los costos de Fiscalización Técnica, el Consultor VAD debe corregir la inclusión de los siguientes rubros que no corresponden ser aplicados por estar motivados por la explotación de la red real y por corresponder a inversiones:

Información para Fiscalización Técnica 203 Miles US$/año. Fiscalización de Inversiones 141,5 Miles US$/año.

Asimismo, según lo indicado en el Informe Final, se ha previsto un costo de 1 028,9 Miles US$/año de servicios contratados de Calidad de Servicio y


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CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Producto. Tomando como costo de cada medición 34 US$/unidad, el monto indicado alcanza para aproximadamente 30 000 mediciones. Dado que las mediciones requeridas son del orden de 5 000, este costo debe modificarse.

Haciendo las correcciones indicadas, el total calculado de costos de Fiscalización Técnica deben pasar de 2 278 Miles US$/año a 1 400 Miles US$/año.


El Consultor VAD manifiesta que a raíz de la observación del OSINERGMIN se han revisado las cantidades y costos unitarios de las distintas mediciones de calidad resultando los siguientes valores:

Mediciones de Nivel de Tensión – 532 mediciones por mes, lo que equivale a 6384 mediciones por año

Mediciones de Flicker y Armónicas – 53 mediciones por mes, lo que equivale a 636 mediciones por año

Mediciones de Alumbrado Público – 1.033 mediciones por mes, lo que equivale a 12.396 mediciones por año

Asimismo, los costos unitarios corregidos para de las mediciones indicadas son los siguientes:

Mediciones de Nivel de Tensión = 32,0 US$ / med Mediciones de Flicker y Armónicas = 110,0 US$ / med Mediciones de Alumbrado Público = 2,8 US$ / med

Por lo tanto el costo anual para la realización de la totalidad de las mediciones es de 0,31 millones de US$, valor que será corregido en el Informe Definitivo.


Esta observación se considera parcialmente absuelta, ya que explica y corrige las actividades de fiscalización y corrige los costos de mediciones pero no explicita el retiro de los costos de “fiscalización de inversiones”.

Observación N° 34

Los Gastos Generales incluidos en los costos directos de operación y mantenimiento deben ser corregidos en los siguientes conceptos:

Retirar los Gastos de Relaciones Públicas e Imagen (Materiales y Servicios) porque no corresponde a la actividad técnica.

Retirar los Honorarios de Servicios y Estudios porque no corresponde ser considerados. No se encuentran detallados ni sustentados.

Revisar los Costos Informáticos por 1 705,7 Miles US$/año por ser elevados. En este caso, si se prorratea este costo por el total de personal técnico de la Gerencia de Distribución (222 personas) resulta un promedio


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de 7 863 US$/año por empleado. El costo no debería superar los 3 000 US$/año por empleado.

Retirar los Costos de Alquiler de Edificios y Bodegas porque deben contemplarse dentro del VNR No Eléctrico.

Revisar los Costos de Seguros contemplados, a fin de que sean imputados adecuadamente, dado que las instalaciones aseguradas corresponden a la red AT.

Revisar los Impuestos y Tasas considerados, ya que deben especificarse cuales corresponden a inversiones y cuales a explotación y a su vez, cuales a Transmisión y Distribución.


El Consultor VAD señala que la observación referida a que se deben retirar los gastos de Relaciones Públicas e Imagen y los Honorarios por Servicios y Estudios no tiene fundamento, por lo que los mismos se mantendrán como parte de los costos de funcionamiento de la Empresa Modelo.

En lo referente a la actividad de de Relaciones Públicas indica que es básica e inherente a una empresa de servicios públicos masivos y por este motivo se entiende que los costos asociados con esta actividad son ineludibles para este tipo de empresas.

Con relación a los honorarios por servicios el Consultor VAD manifiesta que las actividades que debe desarrollar una empresa distribuidora incluyen tareas y estudios específicas y puntuales que o bien deben ser realizados obligatoriamente por terceros (informes de auditoría, estudios tarifarios y regulatorios en general, etc.) o por tratarse de análisis y estudios específicos y puntuales, sobre temas que no forman parte del “core business” de la compañía, resulta más económico desarrollarlos mediante empresas o profesionales externos con los conocimientos y la experiencia requeridos, que mantener esos mismos profesionales como empleados de la empresa a un costo final mucho más elevado.

En lo referente a la determinación de los costos informáticos que se consideran para la Empresa Modelo el Consultor VAD indica que los detalles se presentan en el punto 8.3.1 de la Parte 2 “Creación de la Empresa Modelo – Proceso de Optimización” del Informe Final, donde se indican los criterios utilizados para el cálculo de cada uno de los costos componentes de este rubro para cada una de las actividades principales (Técnica, Comercial y Administrativa), sin que se haya recibido ninguna observación referente a la metodología y criterios empleados en su determinación. El valor por empleado que presenta el Supervisor VAD surge como resultado de ese cálculo detallado y es comparado contra un valor de 3000 US$/año empleado del que se desconoce su origen o sustento. Por los motivos mencionados no se tomará en cuenta la observación referente a estos costos.

Por su parte, en lo que se refiere a los Costos de Alquiler de Edificios y Bodegas el Consultor VAD los considera válidos tomando en cuenta las últimas tendencias de las empresas distribuidoras en la región de alquilar los edificios y


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CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC bodegas, en lugar de mantenerlos como activos de la compañía y que en consideración a la observación del Supervisor VAD los edificios y bodegas serán retirados del VNR no eléctrico de la Empresa Modelo al ser considerados como alquilados.

Con referencia a los costos considerados para los seguros, el Consultor VAD manifiesta que en la Empresa Real (Edelnor) están asegurados todos los activos de la compañía por un costo aproximado de 500 mil US$/año. En estos activos no se incluye redes de subtransmisión, distribución ni subestaciones ubicadas en la vía pública. El Estudio VAD ha considerado un total por seguro de 522,4 mil US$/año. El incluir un seguro para las instalaciones eléctricas ubicadas en vía pública representa aproximadamente 700 mil US$/año. Por lo significativo de este costo adicional la empresa ha optado por asumir el riesgo de cubrir el costo de cualquier siniestro de estas instalaciones externas.

Finalmente señala, que los costos de impuestos considerados por un monto de 2,3 millones de US$/año corresponden a los efectivamente erogados por la empresa real durante el año base para todas sus actividades. Sin embargo los costos de los impuestos, como los restantes gastos generales, son asignados a las distintas actividades de la distribuidora las que incluyen, además de distribución, transmisión, inversiones, conexiones y medidores, cortes y reconexiones, nuevos negocios e inversiones, por lo que el porcentaje final asignado a distribución es la parte correspondiente a esa actividad.


Se considera que la observación está parcialmente absuelta, persistiendo las observaciones, sobre el alquiler de Edificios y Bodegas, la determinación de seguros sobre las redes de Distribución, y la falta de explicación adecuada de los costos imputados en concepto de impuestos.

Observación N° 35

Los Gastos Generales incluidos en los costos directos a las actividades comerciales deben ser corregidos en los siguientes conceptos:

Retirar los Honorarios de Servicios y Estudios porque no corresponde ser considerados. No se encuentran detallados ni sustentados.

Retirar los Costos de Alquiler de Edificios y Bodegas, dado que no constituyen la opción de mayor eficiencia. Por otro lado, los edificios y bodegas necesarias, deben contemplarse dentro del VNR No Eléctrico.

Revisar los Costos de Seguros contemplados, a fin de que se consideren solamente los correspondientes a la actividad.

Revisar los Impuestos y Tasas considerados, ya que deben especificarse cuales corresponden a inversiones y cuales a la actividad comercial.


El Consultor VAD presenta argumentos similares a los indicados en la Observación Nº 34.


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Se considera que está parcialmente absuelta, de acuerdo a lo indicado en la observación anterior.

Observación N° 36

A pesar de que fuera observado en informes previos, en el Procedimiento de Optimización, se ha considerado un promedio anual de intervenciones en valor absoluto, sin indicar a que condición de red y cantidad corresponden. El Consultor VAD debe revisar estos valores considerando que las acciones requeridas se dimensionan para la red de distribución eléctrica técnica-económicamente adaptada y no para la red real.

Asimismo, el Consultor VAD además de lo indicado en las observaciones precedentes debe revisar los ratios de rendimiento de personal y materiales en explotación considerados, los mismos que no se puedan relacionar con una determinada tecnología, condición y medio ambiente donde se encuentra ubicada la red de distribución eléctrica. Los requerimientos de personal y de materiales así determinados, solo tienen validez referencial y no pueden aceptarse como sustento.

Respecto al nivel de tercerización indicado en el Informe Final, este no es aceptable, ya que ha sido determinado en base a criterios subjetivos y no corresponden al resultado de un análisis técnico económico. Solo resulta aceptable la aplicación de “criterios estratégicos” en la operación de subestaciones y redes de media tensión.


El Consultor VAD presenta como sustento la estadística general de fallas registradas por Edelnor durante los últimos años 2007 y 2008 indicando que aquellas originadas por terceros han ocasionado una mayor intervención en las redes MT y BT por lo que originan una mayor asignación de recursos para su atención, los cuales incrementan los costos de las actividades por la reposición de materiales para la red económicamente adaptada, considerando que estos factores no son controlados por las actividades de mantenimiento. Asimismo presenta una comparación de los costos de materiales y los requerimientos totales de horas-hombre de mantenimiento para distintos tipo de instalaciones, incurridos por la distribuidora Luz del Sur durante el período 2008-2009 y los considerados en el Informe Final del VAD.

Finalmente el Consultor VAD manifiesta que el personal contratado no dispone de los conocimientos ni la experiencia suficiente para ejecutar maniobras de operación en MT, ni otro tipo de trabajos especializados como los son: seteo de recloser´s, reguladores de tensión, relés digitales, lo cual también ocurre en aquellas tareas de alto riesgo como lo son trabajos en caliente, donde se agrega el problema de la seguridad para las personas e instalaciones involucradas.


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Se considera que la observación no ha sido absuelta, debido a que el Consultor VAD no sustenta su metodología para la determinación de los costos de OyM, la misma que se basa en la determinación de los costos de OyM de la empresa real sobre las redes existentes, lo cual constituye una contradicción con lo requerido por los términos de referencia.

Observación N° 37

Tal como fuera señalado en informes previos, se observa en el Informe Final que persisten dotaciones de personal inadecuadas en determinadas áreas. El Consultor VAD deberá revisar en su informe lo siguiente:

Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión

Departamento de Fiscalización con un total de 17 personas, el cual es un número elevado que considera personal innecesario y cuyas actividades se superponen con las funciones de control y están más relacionados con los problemas de la red real.

Gerencia Comercial

Subgerencia Comercial resto (11 empleados), incluyen las funciones de gestión de mora. Sección de Seguimiento de Saldos (7 empleados) y Control Comercial (4 empleados), que no resultan aplicables al VAD por ser cubiertos por las tasas de compensaciones y moras.

Asimismo, el Consultor VAD debe excluir la gestión de saldos morosos de las actividades del VAD, ya que los costos de dicha gestión se cubren a través de los intereses compensatorios y moratorios aplicables en la facturación de los clientes morosos.


El Consultor VAD manifiesta que como ya se ha indicado en las absolución de la observación 33, la Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión, incluye el personal dedicado a diferentes tareas requeridas por la fiscalización de la actividad y que en la empresa real se distribuyen en las diferentes áreas técnicas y comerciales que ejecutan las diferentes tareas fiscalizadas y los requerimientos del regulador y para el cumplimiento de las exigencias de calidad establecidas por el OSINERGMIN.

Indica además que se debe tener presente que las funciones de control que realiza la empresa a sus operaciones no corresponden con las labores de control y atención a los numerosos procesos de supervisión establecidos por el OSINERGMIN. El Consultor VAD argumenta que el tener estas tareas distribuidas, no implica que en conjunto signifiquen una cantidad considerable de horas hombres, las que sumadas equivaldrían a todo un staff de personal para la atención exclusiva del OSINERGMIN.


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CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC En lo que respecta a los costos correspondientes a la “Sección de Seguimiento de Saldos (7 empleados) y Control Comercial (4 empleados) el Consultor VAD manifiesta que al sostener que no resultan aplicables al VAD por ser cubiertos por las tasas de compensaciones y moras, el OSINERGMIN asume que los intereses compensatorios y moratorios (“tasas de compensaciones y moras”) tienen por finalidad retribuir y resarcir, respectivamente, a los concesionarios de distribución de electricidad por los gastos que se han visto obligados a realizar para la cobranza de sus acreencias morosas, como es la contratación de personal para dedicarse a esta labor y que dicha afirmación no se sustenta en dispositivo legal alguno ni está establecida en los “Términos de Referencia de los Estudios de Costos del Valor Agregados de Distribución (VAD)”; es más, no tiene antecedente en ninguna regulación tarifaria.


En lo que respecta a la observación sobre la Subgerencia Comercial los argumentos resultan pertinentes, persistiendo la observación del Departamento de Fiscalización, por estar dimensionado con los problemas existentes a la situación actual de operación de la empresa real.

Por los motivos expuestos la observación se considera parcialmente absuelta.

Observación N° 38

Tal como fuera señalado en informes previos, el Consultor VAD debe analizar adecuadamente la conveniencia de agrupar las gerencias de apoyo, manteniendo independientes las gerencias Comercial y Distribución, de forma tal de lograr un mayor grado de economía sin perder eficiencia en la gestión.


El Consultor afirma que efectuó oportunamente el análisis de las diferentes actividades de apoyo agrupadas en las gerencias respectivas, y se concluyó que las actividades correspondientes de Relaciones Institucionales, Legales, Recursos Humanos, Regulación, Fiscalización y Control de Gestión y Administración y Finanzas adquieren una envergadura de tal importancia en una empresa de servicios públicos que atiende prácticamente un millón de clientes, que requieren que sean gestionadas de manera independiente.

Que se aplicó el mismo criterio para el caso de la Gerencia de Planificación e Ingeniería, por lo que las actividades de apoyo asignadas a diferentes gerencias permiten que las mismas se desarrollen con el mismo nivel de gestión por parte del management de la compañía y que ninguna quede relegada o subordinada a otras actividades.


La observación se considera no está superada, debido a que existen empresas de mayor envergadura que Edelnor, que han realizado la agrupación propuesta.


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Como consecuencia de observaciones a informes previos, el Consultor VAD ha incorporado un cuadro con las cantidades de intervenciones de operación y mantenimiento (preventivo y correctivo), consideradas por tipo de instalación de la red técnica económicamente adaptada, el cual debe ser corregido, ya que el criterio de determinación de las acciones de mantenimiento preventivo es equivocado, debido a que toma como punto de partida la red real.


El Consultor VAD manifiesta que al igual que para la absolución de la observación N° 36 vale señalar que los promedios anuales de intervenciones de operación y mantenimiento a partir de las que se ha realizado el modelado de la empresa, se corresponden con valores promedio requeridos para los distintos tipos de instalaciones consideradas, red MT aérea y subterránea, red BT aérea y subterránea, SED convencionales y compactas, aéreas monoposte y aérea biposte, para mantener las tasas de falla compatibles con los requerimientos de calidad de servicio vigentes, considerando instalaciones en buen estado de conservación, y no las instalaciones reales de la distribuidora.

Finalmente concluye que el criterio de determinación de las acciones de mantenimiento preventivo no es equivocado, sino que responde al accionar de una empresa eficiente. Por tal motivo no corresponde efectuar corrección alguna.


La observación se considera no absuelta, debido a que la argumentación presentada en ésta observación no es coherente ni coincidente con la argumentación de anteriores observaciones, donde el Consultor VAD sostuvo que los costos de OyM respondían a los requerimientos de la situación de operación real de la Empresa, lo cual contradice lo indicado en los Términos de Referencia respectivos.

Observación N° 40

Como consecuencia de observaciones a informes previos, el Consultor VAD ha incorporado una tabla de comparación de las diferencias entre los costos de operación y mantenimiento obtenidos y los correspondientes a la Empresa Real, no habiendo efectuado un análisis adecuado que justifiquen las diferencias encontradas, a efectos de verificar la razonabilidad de los mismos.

El Consultor VAD debe efectuar el análisis indicado y hacer las correcciones pertinentes.


El Consultor VAD en respuesta a la observación, manifiesta que las diferencias entre los costos de operación y mantenimiento correspondientes a la Empresa


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CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Real y los determinados para la Empresa Modelo surgen de múltiples factores relacionados con los criterios de diseño y dimensionamiento utilizados, a saber:

Las instalaciones de la empresa modelo y la empresa real son diferentes, por criterios de diseño y restricciones consideradas, por lo que las actividades de operación y mantenimiento también de esas instalaciones serán diferentes.

Distintas cantidad de actividades técnicas para lograr tasas de falla compatibles con los requerimientos de calidad de servicio

Acciones comerciales diferentes en las áreas de control de pérdidas (para lograr el nivel objetivo de pérdidas residuales) y atención de manera de cumplir con los objetivos de calidad

De acuerdo a los TDR los costos de referencia de la empresa modelo (personal propio, contratista y materiales) corresponden a valores del mes de diciembre de 2008, mientras que los valores contabilizados para la empresa real son valores con precios correspondientes a todo el año 2008

Diferente estructura organizativa

Asimismo incluye a continuación una tabla comparativa de los costos de explotación resultantes para la Empresa Modelo para el Informe Definitivo y los correspondientes a la Empresa Real.

En esa tabla se puede apreciar lo siguiente:

Los costos totales transferidos al VAD son menores para la Empresa Modelo que para la empresa Real, según la información consignada en los Formatos A.

Los costos de Comercializaron resultan mayores para la Empresa Modelo debido a que dentro de ellos se consideran los gastos correspondientes al control de Pérdidas No Técnicas (PNT), los que resultan elevados tomando en cuenta el nivel residual que debe alcanzarse para estas pérdidas. En la Empresa Real algunos de estos costos de control y disminución de las PNT son asignados a la red de BT.

Con respecto a los valores de Distribución MT, se evidencia un valor muy similar entre la Empresa Modelo y la Empresa Real, ya que si bien se toma en cuenta un mayor nivel de eficiencia en la Empresa Modelo, se toman en cuenta un número mayor de actividades de mantenimiento preventivo.


La observación se considera no absuelta, debido a que no resultan aceptables las explicaciones genéricas expresadas por el Consultor VAD, y mucho menos por el argumento que los costos de OyM de una Empresa Modelo deben ser superiores a los respectivos costos de la Empresa Real, a menos que la Empresa Real no esté realizando sus actividades con responsabilidad.

Observación N° 41

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD no ha justificado adecuadamente la adopción en el caso de las remuneraciones al


0054

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC personal propio, los valores correspondientes al cuartil superior en lugar de utilizar los valores promedio.

El Consultor VAD debe hacer la justificación respectiva y hacer las correcciones pertinentes.


El Consultor VAD manifiesta que se consideraron los valores salariales correspondientes al cuartil superior (percentil 75) de la encuesta de remuneraciones dadas las características de las empresas integrantes de la muestra dentro de las que tanto Edelnor como Luz del Sur son las compañías de mayor facturación y cantidad de empleados. Asimismo señala que en el informe de sustento de la fijación de los valores del VAD para el período 2005-2009 el Supervisor del Estudio de Costos del VAD adoptó el mismo criterio.


Los sustentos presentados por el Consultor VAD se consideran aceptables, pero debería haberse evaluado cuál es la práctica que resulta más eficiente, razón por lo que se considera parcialmente absuelta la observación.

2.11 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Comercial

Observación N° 42

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe efectuar la comparación de costos de la empresa real, con los resultados obtenidos de forma analítica de la empresa modelo, justificando las diferencias.


El Consultor VAD indica que las diferencias entre los costos de operación y mantenimiento correspondientes a la Empresa Real y los determinados para la Empresa Modelo surgen de múltiples factores relacionados con los criterios de diseño y dimensionamiento utilizados, a saber:

Las instalaciones de la empresa modelo y la empresa real son diferentes, por criterios de diseño y restricciones consideradas, por lo que las actividades de operación y mantenimiento también de esas instalaciones serán diferentes.

Distintas cantidad de actividades técnicas para lograr tasas de falla compatibles con los requerimientos de calidad de servicio

Acciones comerciales diferentes en las áreas de control de pérdidas (para lograr el nivel objetivo de pérdidas residuales) y atención de manera de cumplir con los objetivos de calidad

De acuerdo a los TDR los costos de referencia de la empresa modelo (personal propio, contratista y materiales) corresponden a valores del mes de diciembre de 2008, mientras que los valores contabilizados para la empresa real son valores con precios correspondientes a todo el año 2008


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CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Diferente estructura organizativa


Esta observación se considera no absuelta, debido a que las diferencias a las que se hace referencia, deben ser evaluadas y justificadas en forma totalmente específica y detallada, de tal forma que asegure al OSINERGMIN que se ha realizado un adecuado cálculo para la Empresa Modelo tomando en cuenta la empresa real.

Observación N° 43

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe sustentar a profundidad la consignación de porcentajes de detecciones y de reincidencias en la realización de fraude, las mismas que no tienen sustento para ser tomadas como válidas, dando como resultado pérdidas técnicas elevadas y por tanto inaceptables, aun cuando el Consultor VAD ha considerado como parte de su estructura organizacional el área de detección de pérdidas cuya labor es efectuar las acciones que deben ser incluidas en el Informe Final para no superar el porcentaje de pérdidas no técnicas estándar de 2%, reconocido a nivel nacional para las empresas distribuidoras (empresas de provincia).


El Consultor VAD reitera los argumentos presentados en la absolución de las observaciones 24 y 27 y presenta algunos otros referidos a las características propias del mercado atendido por Edelnor, mercado donde el 85% de sus clientes pertenecen a los niveles socioeconómicos C, D y E concentrándose sus mayores pérdidas en los sectores D y E de alta peligrosidad.

Concluye que afirmar que las detecciones y reincidencias no pueden ser tomados como válidos porque resultan en pérdidas no técnicas elevadas y por lo tanto inaceptables implica un criterio que no tiene sustento ni en la regulación vigente ni en los Términos de Referencia del Estudio donde no se indica ninguna limitación ni referencia a un nivel máximo de pérdidas no técnicas del 2%. Se entiende, por otra parte, que el mencionado porcentaje se refiere a la energía ingresada en la red de BT, ya que si consideramos el porcentaje referido a la energía ingresada a la red de MT el porcentaje adoptado en el Informe Final es de 1,83%.

Finalmente señala nuevamente que en el Informe del Supervisor del Estudio de Costos del VAD del año 2005, que sustenta las tarifas aprobadas para el período 2005-2009 se consideró un nivel de pérdidas no técnicas del 2,85% referidas a la energía ingresada en la red de BT y que la única restricción que se ha considerado para determinar el nivel de pérdidas no técnicas es la de adoptar un valor no superior al 50% de las pérdidas técnicas en la etapa de BT de la red.


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Esta observación no ha sido absuelta, debido a que el Consultor VAD no ha agregado mayores evaluaciones que las ya realizadas. El argumento de que debe basarse en la regulación anterior no es suficiente, dado que las condiciones de entorno cambian.

2.12 Optimización de los Costos de Gestión

Observación N° 44

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe correlacionar la cantidad de personal de gestión (costos indirectos) requerida con la cantidad de clientes y con los costos de explotación (técnica y comercial).

Por otro lado, se han identificado diferencias entre el número de personal administrativo que el Consultor VAD podría extraer de los cuadros de regresión incluidos en el Informe Final-Parte 2, el valor real de personal administrativo de Edelnor, la propuesta de personal de la empresa modelo y la cantidad que termina utilizando para cuantificar los montos remunerativos de dicho personal, por lo que deberá revisar dichos valores.

De no efectuarse la correlación señalada, se obtienen resultados injustificados como el incremento de personal en la Gerencia de Regulación, Control de Gestión y Fiscalización.


El Consultor VAD señala que la cantidad de personal de gestión se ha determinado para las distintas áreas de apoyo en función del tamaño relativo de la empresa en comparación con otras distribuidoras de la gestión, ya que las actividades administrativas y de gestión involucradas en esas áreas no son del tipo repetitivo y estandarizadas como ocurre con la mayoría de las acciones comerciales y de operación y mantenimiento, sino que se trata de un conjunto de actividades diversas asociadas a la tarea general del área.

Asimismo presenta una tabla de comparación del personal y el costo salarial correspondiente para todas las áreas de apoyo entre la Empresa real en el año base (columnas Edelnor real), los resultados de la Revisión inicial de costos presentada en el punto 4.6.1 “Resultados de la Revisión Inicial considerando las remuneraciones de mercado” del Informe Empresa Real (Revisión y Validación Antecedentes) Revisión Inicial de Costos correspondiente al Informe Final (columnas Revisión Inicial) y los resultados correspondiente a la Empresa Modelo del Informe Final (columnas Informe Final)

En esa tabla muestra que la cantidad de personal determinado para la Empresa Modelo en las distintas áreas de administración y apoyo es inferior al correspondiente a la Empresa Real con excepción de la Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión, la que como se indicó en la


0057

CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC absolución de la observación 33 incluye el personal dedicado a diferentes tareas requeridas por la fiscalización de la actividad y que en la empresa real se distribuyen en las diferentes áreas técnicas y comerciales que ejecutan las diferentes tareas fiscalizadas.


Esta observación no ha sido absuelta, debido a que el Consultor VAD determina costos mayores en la Empresa Modelo que en el caso de la Empresa Real en la Gerencia de Regulación, Fiscalización y Control de Gestión. Actividades que para el caso de la Empresa Modelo deberían ser menores. Además con menor personal considerado la Empresa Modelo tiene mayores costos de personal.

Observación N° 45

Como consecuencia de observaciones a informes previos, el Consultor VAD ha incorporado un cuadro comparativo de la estructura administrativa resultante y de la Empresa Real, no habiéndose explicado adecuadamente la justificación de las diferencias encontradas.

El Consultor VAD debe efectuar el análisis indicado y hacer las correcciones pertinentes.


El Consultor VAD indica que la absolución de esta observación es la misma que la absolución de la observación 44.


Esta observación no ha sido absuelta, debido a que no se justifican las diferencias, según lo que se ha requerido.

Observación N° 46

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD no ha correlacionado los gastos generales con los costos directos y de supervisión y de esta forma justificar su pertinencia y eficiencia.


El Consultor VAD manifiesta que la justificación de la pertinencia y eficiencia de los gastos generales surgen de la necesidad de las distintas actividades de apoyo modeladas y del proceso y criterios utilizados para el diseño de la Empresa Modelo, y descritos en el Tercer Informe Parcial, por lo que entiende que su correlación con los costos directos y de supervisión no arrojará mayor claridad al tema, más aún si no se indica el rango de validez que debería tener esa correlación para que se justifique la pertinencia y eficiencia del gasto.


0058


Esta observación no ha sido absuelta, debido a que el Consultor VAD no ha correlacionado los costos indirectos con los directos, de forma tal de evaluar si los mismos son proporcionados y eficientes. (El Consultor VAD lo considera innecesario.)

Observación N° 47

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe justificar adecuadamente la pertinencia y conveniencia de incorporar dentro de los gastos de gestión los rubros de Gastos de Relaciones Públicas y Honorarios por Servicios y Estudios.


El Consultor VAD presenta argumentos similares a los indicados en el levantamiento de observaciones 34 y 35.


Esta observación no está parcialmente absuelta. En cuanto a los gastos de Relaciones Públicas los argumentos presentados por el Consultor VAD se consideran pertinentes, mas no así, en lo que se refiere a Honorarios, Servicios y Estudios, ya que la dotación de la Empresa Modelo, prevé la dotación de personal adecuada en cantidad y especialización para las actividades de estudio y análisis requeridos por las diferentes actividades VAD.

Observación N° 48

Tal como fuera observado en informes previos, el Consultor VAD debe revisar los valores obtenidos de Capital de Trabajo considerando una tasa bancaria y los días que efectivamente se requiere de financiación.


El Consultor VAD manifiesta que la determinación del costo del capital de trabajo se ha efectuado tal como se indica en el acápite b) de la página 21 de los Términos de Referencia para el Estudio de Costos del VAD, es decir se ha simulado la operación típica de la empresa en sus primeros meses (se ha considerado el primer año completo de operación) y se ha tomado en consideración el período de facturación mensual de los usuarios (distribuido en un plan de facturación por cada día hábil pera optimizar el perfil financiero), y los plazos de pago correspondientes a las compras de energía a generadores (de acuerdo a las prácticas habituales en el mercado) y de las remuneraciones, servicios de terceros, impuestos, tributos y otros gastos de acuerdo a la práctica habitual de la empresa real (en realidad muchos de los plazos de pago están establecidos por las regulaciones vigentes –tributos, impuestos, etc.- y sólo es relativamente gestionable por la empresa dentro de ciertos límites el plazo de pago a los proveedores de bienes y servicios).


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CONSORCIO: PEPSA - IT - COSANAC Indica además que la diferencia diaria entre los ingresos acumulados y los egresos acumulados desde el inicio del año constituyen, en caso de ser negativa (es decir mayores egresos que ingresos acumulados), el capital de trabajo o la necesidad de financiamiento diaria, a la que se aplica el interés diario considerando la tasa regulatoria del 12%. La tasa del 12% es la tasa de referencia para todos los cálculos asociados con el VAD y es la que se ha adoptado en los estudios anteriores del VAD aprobados por el OSINERGMIN (año 2001 por el Consultor y año 2005 por el Supervisor) correspondientes al STD 1.


Esta observación no ha sido absuelta, porque el Consultor VAD no aporta mayores argumentos, mantiene las temporizaciones de cobros y pagos ya realizados y no aplica una tasa de financiación adecuada.

Es sabido que la empresa otorga préstamo para el consumo, lo cual es legítimo pero totalmente discordante con el cálculo de capital de trabajo realizado por el Consultor.

2.13 Tarifas de Distribución Eléctrica

Observación N° 49

Los factores de economía de escala no han sido determinados para los cuatro años del periodo regulatorio, solo se indica los valores del último año del periodo regulatorio.


El Consultor VAD indica que en el Informe Definitivo se presentarán los factores de economía de escala correspondientes a los 4 años del período tarifario.



Observación N° 50

Los cálculos de determinación de las tarifas de distribución eléctrica (VAD y Cargos Fijos), fórmulas de actualización y factores de economía de escala, deben ser reformulados y corregidos de acuerdo a las observaciones indicadas.


El Consultor VAD manifiesta que en el Informe Definitivo se presentarán los cálculos del VAD, Cargos Fijos, fórmulas de actualización y factores de economía de escala corregidos en correspondencia con aquellas


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observaciones que hayan sido aceptadas por haberlas considerado debidamente fundadas .


Esta observación se considera absuelta, sin que esto signifique que los valores consignados se consideren justificados y adecuados.

2.14 Formatos D

Observación N° 51

Los formatos D deberán deben ser reformulados y corregidos de acuerdo a las observaciones indicadas.


El Consultor VAD manifiesta que en el Informe Definitivo se presentarán los formatos D corregidos en correspondencia con aquellas observaciones que hayan sido aceptadas por haberlas considerado debidamente fundadas.


Esta observación se considera absuelta, sin que esto signifique que los valores consignados se consideren justificados y adecuados.

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informe de observaciones al segundo ......s u pervision de los estudios de costos del valor agregado...

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