VAD 2009 ST1 - Informe Final - Parte 1 Empresa Real · Versión: 1.0 . iii EDELNOR.9/6/09 INDICE 1....

EDELNOR Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Parte 1 – Empresa Real – Revisión y Validación Antecedentes – Revisión Inicial de Costos Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 9 de junio 2009

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EDELNOR Informe Final del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Parte 1 – Empresa Real – Revisión y Validación Antecedentes – Revisión Inicial de Costos Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 9 de junio 2009

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Versión: 1.0

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INDICE

1. Introducción

2. Antecedentes de la Empresa real 2.1 Antecedentes Contables 2.2 Antecedentes de la organización 2.3 Antecedentes de las Instalaciones Electricas y No

Electricas 2.4 Antecedentes Comerciales 2.5 Antecedentes de Operacion y Mantenimiento 2.6 Antecedentes de la Calidad de Servicio Electrico 2.7 Otros Antecedentes 2.8 Criterios de Asignacion de Costos 2.9 Formatos A

3. Validación y Revisión de Antecedentes 3.1 Antecedentes Contables 3.2 Antecedentes de la organización 3.3 Antecedentes de las Instalaciones Electricas y No

Electricas 3.4 Antecedentes Comerciales 3.5 Antecedentes de Operacion y Mantenimiento 3.6 Antecedentes de la Calidad de Servicio Electrico 3.7 Otros Antecedentes 3.8 Criterios de Asignacion de Costos 3.9 Formatos B

4. Revisión Inicial de Costos 4.1 Analisis de los Costos de Operacion y Mantenimiento 4.2 Definicion y Descripcion de la organización 4.3 Analisis y Determinacion del Nivel de Remuneraciones 4.4 Analisis de los Servicios de Terceros 4.5 Asignacion de Actividades y Dedicacion del Personal 4.6 Optimización Inicial considerando la Encuesta de

Remuneraciones del Mercado 4.7 Evaluación del valor contable del activo fijo de Edelnor

S.A.A. 4.8 Formatos C

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1. INTRODUCCIÓN

El Informe Final del Estudio de Costos del VAD Sector Típico 1 comprende las siguientes partes:

• Resumen Ejecutivo y Resultados

• Parte 1 : Validación y Revisión de Antecedentes y Revisión Inicial de Costos de la Empresa real

• Parte 2 : Proceso de Optimización de la Empresa Modelo

• Parte 3 : Resultados del Estudio de Costos del VAD

En esta Primera Parte del Informe Final del Estudio del VAD del Sector de Distribución Típico 1 se presenta la Validación y Revisión de Antecedentes y Revisión Inicial de costos de la Empresa Real con información comercial y económica financiera al 31 de diciembre de 2008 e incorporando la absolución de las observaciones de OSINERG a los Informes Parciales presentados.

Los Términos de Referencia (TDR) emitidos por el OSINERG para el desarrollo del Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente a la Regulación de Tarifas de Distribución Eléctrica 2009 indican que el mismo debe ser desarrollado en las siguientes etapas:

1. Recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento del sistema eléctrico seleccionado como modelo para el sector típico. La misma se presenta en los Formatos A del Anexo 1 de los TDR.

2. Validación y revisión de los datos, antecedentes y las características básicas de la Empresa Real y del Sistema Eléctrico Modelo (correspondiente al Sector Típico en estudio). También llamada revisión 1, cuyos resultados se presentan en los Formatos B del Anexo 1 de los TDR.

3. Revisión y Ajuste Inicial de los Costos de Explotación, análisis de la estructura de personal y de remuneraciones, servicios de terceros y demás costos de explotación de la empresa concesionaria y de la empresa modelo. También llamada revisión 2, cuyos resultados se presentan en los Formatos C del Anexo 1 de los TDR.

4. Estructuración de la empresa modelo y determinación de instalaciones y costos óptimos. Corresponde a la Revisión 3, cuyos resultados se presentan en los Formatos D del Anexo 1 de los TDR.

5. Cálculo de las Tarifas de Distribución, que comprenden los Costos Fijos, los Valores Agregados de Distribución MT y BT, las pérdidas estándar de distribución en potencia y energía, los Factores de Economía de Escala y la fórmula de reajuste.

De acuerdo a lo indicado en los mencionados TDR, en este Informe se presentan los resultados de las Etapas 1, 2 y 3 del estudio, descritas precedentemente.

En el Capítulo 2 se detalla la información técnica, comercial y económico-financiera recopilada por la distribuidora, y entregada por el OSINERG.

A continuación en el Capítulo 3 se describe el resultado de la validación y revisión de los datos, antecedentes y características básicas de la Empresa Real correspondiente con el

1. Introducción

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Sistema Eléctrico Modelo de Lima Norte. Se detallan los estudios, inspecciones y análisis efectuados para cumplir lo indicado en los TDR, y se concluye con la elaboración de los Formatos B descritos en el Anexo 1 de los TDR, conteniendo la información correspondiente a la empresa Concesionaria y al Sistema Eléctrico Modelo debidamente revisada y validada. Estos formatos se presentan en el Anexo K del presente Informe.

Durante este proceso de validación, se han analizado y revisado además de la información básica, los criterios utilizados por la empresa para la asignación de ingresos, de costos y del VNR a las distintas actividades de negocios de la distribuidora, y a la empresa modelo.

En el Capítulo 4 se describe el proceso efectuado para realizar la Revisión Inicial de los Costos de Explotación, que corresponde a la Etapa 3 del Estudio. El mismo consistió en realizar un análisis de la estructura de personal de la distribuidora en cada sector de la organización, considerando las funciones y actividades a ejecutar, para determinar una reestructuración que optimiza la estructura.

Se ha aplicado a la estructura optimizada los resultados de una encuesta de remuneraciones de mercado para determinar los costos de personal correspondientes.

Los resultados de este Ajuste Inicial de Costos se presentan en los Formatos C que se adjuntan en el Anexo L del presente Informe.

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2. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA REAL

En este capítulo se describen los antecedentes contables, técnicos, comerciales y económicos sobre la Distribuidora, recopilada para su revisión y validación, y su posterior utilización en el desarrollo del estudio. Se ha considerado únicamente la información disponible al momento de la elaboración de este Primer Informe Parcial, que se ha utilizado, o se utilizará, para el desarrollo del Estudio de Costos del VAD del STD 1.

2.1 ANTECEDENTES CONTABLES

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1,EDELNOR proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes contables:

a. Antecedentes contables de la Empresa de Distribución Eléctrica, según los Formatos para la Presentación de la Información Económica y Financiera de las Empresas de Servicio Público de Electricidad, establecidos por el OSINERGMIN – GART en el Sistema de Análisis Económico y Financiero, que se indica en el Anexo Nº 1 para los Formatos del I al V para cada una de las actividades definidas.

Adicionalmente, y con el objeto de revisar y validar el 20% de los costos de distribución, se solicitó la base de dato en medio magnético de las transacciones contables correspondiente a los años 2007 – 2008.

Con el objeto de revisar y validar el 20% de los costos de distribución se solicitó la base de datos en medios magnéticos de las transacciones contables correspondientes a los años 2007 y 2008.

Con relación a la revisión de la información contable se recabó la siguiente documentación:

• Documentación (factura o recibo, nota contable con indicación de la orden de trabajo) que acredita la adquisición del bien y/o servicio.

• Costos asociados a las actividades vinculadas a la prestación de otros servicios.

• Información de los estados financieros remitidos al OSINERGMIN - GART por los años 2007 y 2008.

• Estados Financieros auditados por el ejercicio 2007, impresos.

• Memoria de la Empresa por el ejercicio 2007

• Contratos suscritos con las firmas: Apoyo Consultoría SAC, COBRA PERU S.A. Electricidad, Transporte y Agua, INGEDISA, AVANZIT, CAM, SYNAPSIS por servicio de diseño de software.

• Política contable respecto a la preparación de los estados financieros, reconocimiento de ingresos, costos y gastos, provisiones, pasivos y activos contingentes, inversiones, existencias, uso de estimaciones, ajuste moneda constante. Política contable respecto a la provisión de la cuenta incobrable, asimismo respecto a la baja de bienes de activo fijo y de materiales de almacén.

• Planilla de haberes.

2. Antecedentes de la Empresa real

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2.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la organización: a) Antecedentes de la organización, personal, funciones, costos de personal por cargo

y tipo desagregando remuneraciones, beneficios, regalías, sobretiempos y otros. b) Antecedentes de los costos de personal propio y de terceros, los que se efectuarán

tomando como referencia la tabla indicada en los TDR.

2.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y NO ELECTRICAS

2.3.1 Metrados y Valorización

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a las instalaciones eléctricas y no eléctricas: c) Antecedentes de las instalaciones del sistema eléctrico modelo:

• Información que se señala en el Anexo N°1 Formatos I y II de los TDR;

• Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la Empresa Modelo;

• Información de los costos estándar de distribución para la fijación del VNR. Los costos unitarios fueron reportados utilizando el SICODI; e

• Información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica. Edelnor entregó la información al 30 de junio de 2008 utilizando el Sistema de Información VNR GIS.

La información proporcionada comprende a las instalaciones eléctricas y no eléctricas según los siguientes detalles:

Instalaciones eléctricas: − Media Tensión (MT): redes aéreas y subterráneas de media tensión con los

correspondientes equipos de protección, seccionamiento y compensación. − Subestaciones: subestaciones de distribución MT/BT y las subestaciones de

seccionamiento y protección − Baja Tensión: redes aéreas y subterráneas de baja tensión de servicio

particular y las instalaciones de alumbrado público (redes aéreas y subterráneas, equipos de alumbrado y equipos de control)

Instalaciones no eléctricas: inversiones en infraestructura y equipamiento que se requiere para la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica. Detalle: − Terrenos − Edificios y construcciones − Equipos y vehículos de Transporte y Carga − Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control − Equipos de Comunicación − Equipos de Oficina


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− Equipos de Computación; y − Otros equipos

2.4 ANTECEDENTES COMERCIALES

2.4.1 Compras y ventas de energía y potencia

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a las compras y ventas de energía y potencia: d) Información técnico-comercial del total de la Empresa y del sistema eléctrico modelo

para el período enero 2007 – diciembre 2008 suministrada mediante los Formatos VI-1, VI-2 y VI-3 del Anexo N°1. La información magnética fue entregada en formato Excel y la información sustentatoria se recibió en medio magnético según los formatos descritos en la Resolución Directorial N° 011-95 EM/DGE.

Para el mercado no regulado (libre) la información del período junio – diciembre 2008 fue entregada según lo establecido en la Resolución OSINERGMIN N° 079-2004 OS/CD. La información del período enero 2007 – mayo 2008 se entregó según los formatos vigentes en dicho período.

2.4.2 Balance de energía y potencia

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes al balance de energía y potencia. k) Información del Balance de Energía y Potencia que suministrada utilizando el

Formato II indicado en el Anexo N°1 de los TDR. La información magnética se entrgó en formato Excel.

2.5 ANTECEDENTES DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

2.5.1 Antecedentes de Explotación Técnica

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la operación y mantenimiento. f) Información de costos típicos de operación y mantenimiento del total Empresa y

sistema eléctrico modelo para el período enero 2007 – diciembre 2008:

• Programa para la atención del servicio;

• Rol de turnos para la atención por emergencias;

• Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución;

• Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas conteniendo: − N° de Orden de Trabajo; − Descripción; − Fecha; − Responsable del área; y − Tipo de Instalaciones que comprende

• Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento;


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• Programa anual de repuestos adquiridos en el año;

• Recursos utilizados para la atención del servicio;

• Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros; y

• Otros costos de operación y mantenimiento.

2.5.2 Antecedentes de Explotación Comercial

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la explotación comercial: m) Información de otros costos comerciales relacionados con la atención de nuevos

suministros, reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica, cortes y reconexiones, control de pérdidas y gestión de morosidad.

n) Información de los ratios comerciales para las actividades que se presentan en el cuadro indicado en los TDR.

p) Información de la modalidad de cobranza, número de centros de atención (de la Empresa, Centros Autorizados de Recaudación, Bancos, etc.), número de ventanillas de atención, tiempo promedio de atención, costos unitarios por transacción, etc.

2.5.3 Antecedentes de Gestión

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la gestión de la Empresa: g) Presupuesto operativo detallado y ejecución de los períodos 2007 y 2008.

2.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a la calidad del servicio eléctrico prestado: j) Información sobre la calidad de servicio a nivel de Egresa y sistema eléctrico

modelo.

2.7 OTROS ANTECEDENTES

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, Edelnor proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes diversos: l) Información sobre las características técnicas de las SET AT/MT, alimentadores,

subestaciones y demandas máximas. o) Otros servicios prestados por la Empresa Distribuidora. q) Información sobre vías, tipos de vías, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la zona. r) Información de zonas históricas o monumentales. Se consideran zonas históricas o

monumentales aquellos sectores de la ciudad que poseen un número apreciable de ambientes urbanos monumentales con valor histórico y urbanístico de conjunto, que requieren de un tratamiento especial en lo que respecta a la instalación, operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica con el fin de preservar el patrimonio cultural.


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2.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS

2.8.1.- A Nivel de Actividades

De acuerdo a lo establecido en los TDR Punto 5.1, EDELNOR proporcionó al Consultor, y al OSINERGMIN, los siguientes antecedentes referentes a los criterios de asignación de costos:

a. Información sobre los criterios de asignación de los costos de supervisión y costos indirectos de gerencia y administración.

b. Información sobre los criterios de asignación e inductores de costos.

2.8.2.- A Nivel de Empresa

Con referencia a los distintos criterios utilizados por la distribuidora para asignar los costos y el VNR a las distintas actividades, y a la empresa modelo, se ha recopilado la siguiente información:

• Criterios de asignación de los Costos Indirectos y de Supervisión a las distintas actividades de la empresa.

• Criterios de asignación del VNR a las distintas actividades.

• Criterios para la asignación de los ingresos y para la determinación del margen de las distintas actividades.

2.9 FORMATOS A

Los Formatos indicados conteniendo la información presentada por la Empresa, también llamados Formatos A, fueron presentado para los años 2007 y 2008, y se incluyen en el Anexo J de este informe.

3. Validación y Revisión de Antecedentes

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3. VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

En el presente capítulo se describe el proceso y los resultados de las revisiones y validaciones efectuados sobre los antecedentes de la empresa distribuidora.

3.1 ANTECEDENTES CONTABLES

3.1.1 Reestructuración de los Estados Financieros años 2008 y 2007

La información económica que EDELNOR remite trimestralmente a OSINERGMIN, no presenta una separación de los costos y gastos pertenecientes a la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica de aquellos que corresponden a otras actividades que la empresa realiza paralelamente a la activad principal que es el negocio de distribución de energía eléctrica.

Con la finalidad de mostrar esta separación de costos y gastos e identificarlos a nivel de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, fue necesario reestructurar los estados financieros en lo que respecta al Estado de Costos y Gastos, correspondiente a los años 2007 y 2008, cuyo resultado se muestra en el siguiente cuadro:

:

Empresa Adecuación Reestructurado Empresa Adecuación Reestructurado ( a ) ( b ) ( a+b ) ( a ) ( b ) ( a+b )

1. Generación 1.2 1.2 0.8 0.1 0.92 Transmisión 9.5 0.4 9.9 9.0 0.9 9.93. Distribución 0.0 * Compra energia 803.0 803.0 755.0 0.0 755.0 * Distribuciòn 124.1 -64.3 59.8 130.5 -66.4 64.14. Comercialización 37.6 -2.2 35.4 33.4 -1.9 31.55. Administración 70.4 -11.0 59.4 66.9 -12.6 54.36. Otras actividades 75.8 75.8 78.8 78.8

SUB TOTAL 1,045.8 -1.3 1,044.5 995.6 -1.1 994.57. Depreciación 116.9 116.9 125.9 125.98. Donaciones 1.3 1.1

TOTAL 1,162.7 0.0 1,161.4 1,121.5 0.0 1,120.4

COSTOS S/. M.M

AÑO 2008 AÑO 2007ESTADOS FINANCIEROS (EF) ESTADOS FINANCIEROS (EF)

En la reestructuración no se considera gastos por donaciones no deducibles del impuesto a la renta, por S/. 3.1 y 1.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente.

Sobre la base de los estados financieros reestructurados se formularon los Formatos “B” que comparado con los Formatos “A” a nivel de los costos de explotación por actividades de generación, transmisión, distribución, comercialización y administración, muestran diferencias, tal como explica en el siguiente cuadro:


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VAD "B" VAD "A" VAD "B" VAD "A"

( a ) ( b ) Adiciones Metodologia ( a ) ( b ) Adiciones Metodologia1. Generación 1.2 1.3 -0.1 0.9 1.0 -0.12 Transmisión 9.9 9.6 0.3 9.9 9.1 0.83. Distribución * Compra energia 803.0 803.0 755.0 755.0 * Distribuciòn 59.8 87.9 -31.8 3.7 64.1 81.5 -18.9 1.54. Comercialización 35.4 34.5 0.9 31.5 30.0 1.55. Administraciòn 59.4 60.7 -1.3 54.3 55.4 -1.16. Otros Servicios 75.8 80.6 -4.8 78.8 82.5 -3.7

TOTAL 1,044.5 1,077.6 -33.1 0.0 994.5 1,014.5 -20.0 0.0

COSTOS S/. M.M

AÑO 2008 AÑO 2007

Diferencias (a - b) Diferencias (a - b)

Los mayores importes que muestran los Formatos “A” respecto a los “B” se refieren a lo siguiente:

• Importes por S/. 31.8 y 18.9 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente, deducidos de inversiones por ser considerado gastos.

• Gastos, por S/. 1.3 y 1.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente, por corresponder a donaciones no deducibles del impuesto a la renta.

Los importes que se anotan en la columna “metodología”, son el resultado de aplicar, lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME de fecha 11.04.94 y los que fija los TDR del Estudio VAD 2009, en el proceso de distribución de los costos de supervisión directa y de los costos indirectos (Formatos “B”),

3.2 ANTECEDENTES DE LA ORGANIZACIÓN

Como parte del desarrollo de la Revisión y Ajuste inicial de los Costos de Operación y Mantenimiento se efectuó una análisis detallado y validación de la organización existente comprendiendo tanto la estructura organizacional como las funciones correspondientes a cada área y el personal correspondiente (cantidades y costos).

Este análisis detallado se presenta en el punto 4.2 de este Informe.

3.3 ANTECEDENTES DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Y NO ELECTRICAS

Con referencia a las instalaciones eléctricas y no eléctricas, y de acuerdo a lo indicado en los TDR, se ha efectuado a partir de la verificación in situ de muestras de instalaciones.

3.3.1 Metrados y Valorización del VNR Eléctrico

La revisión y validación del VNR eléctrico presentados por la distribuidora en los Formatos I-1 y I-2I se realizó efectuando los siguientes procedimientos:

6. Inspecciones de campo para validar la información de metrados de las instalaciones eléctricas y no eléctricas recopilada de los antecedentes de la empresa real

7. Comparación de la información extraída de los resúmenes elaborados con el VNR Info contra la presentada en los Formatos I

8. Valorización de las instalaciones extraídas de la información contenida en el VNR Info, utilizando los costos unitarios de inversión correspondientes al mes de diciembre de 2008


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Al respecto se detallan a continuación los resultados de cada una de las actividades mencionadas.

a. INSPECCIONES DE CAMPO DE LA MUESTRA DE INSTALACIONES

La revisión y validación del VNR presentados por la distribuidora en el Formato I, se realizó por una parte comparando los valores incluidos en este formato con los resúmenes de la información contenida en el Sistema VNR Info, y presentada al OSINERG en ocasión del estudio del VNR.

Al respecto se han registrado diferencias menores entre los metrados y los valores correspondientes al VNR eléctrico contenidos en el Formato I y los extraídos de los resúmenes elaborados con el VNR Info.

Tal como lo indican los TDR del Estudio del VAD en el punto 5.2, se efectuaron trabajos de inspección en campo para validar la información de metrados de las instalaciones eléctricas y no eléctricas recopilada de los antecedentes de la empresa real.

Al respecto se detallan a continuación los resultados de las inspecciones de campo realizadas.

3.1.1 Revisión y Validación del VNR Eléctrico

Para la verificación de campo de las instalaciones eléctricas se coordinó con EDELNOR y el Supervisor del OSINERG GART las visitas de campo para verificar las instalaciones correspondientes a la muestra de 45 subestaciones y 15 alimentadores, determinados por el Consultor y aprobados por el OSINERG GART.

La inspección de campo consistió en la verificación de los 15 alimentadores de Media Tensión incluyendo las subestaciones de seccionamiento y de terceros, y de las 45 Subestaciones de distribución, incluyendo sus redes de servicio particular y de alumbrado público.

Para ejecutar y registrar los resultados de la inspección se elaboró un modelo de acta, en la cual se levantó la información recopilada en el campo, utilizando los códigos de OSINERG. Se adjunta en el Anexo H copia de las actas de inspección de los alimentadores y de las subestaciones, las cuales están suscritas por la Supervisión, el Consultor y Edelnor. De las mismas se ha proporcionado copia al Supervisor y a Edelnor.

En el siguiente cuadro se muestra la comparación resumida de las cantidades verificadas en campo para los alimentadores de media tensión y los valores obtenidos del VNR Info. Las variaciones encontradas reflejan un porcentaje menor al 3% en todos los casos.

ALIMENTADORES MT

Componente Unidad Total Presentado total Verificado Diferencia (%)

A.- RED AEREA Km 64.498 65.154 -1.007% B.- RED SUBTERRANEA Km 75.178 76.863 -2.193% C.- SECCIONAMIENTOS Y ENLACE Unidad 302 316 -4.430% D.- ESTRUCTURAS Unidad 1493 1460 2.260%


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En el cuadro siguiente se presenta la comparación resumida de las cantidades verificadas en campo para las subestaciones y aquella obtenida del VNR Info con las modificaciones antes anotadas..

Subestaciones de distribucion y Red de BT

Tipo de red SUBCOMPONENTE Unidad Total

presentado Total

verificado Diferencia

(%)

Red Aerea

A1 - SERVICIO PARTICULAR Km 19.267 18.715 2.95% A2.- ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA AP Km 5.626 5.183 8.54% A3.- ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA SP Km 15.082 15.568 -3.12% A4.- EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 750 778 -3.60% A5.- EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 16 20 -20.00% A6.- ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR Unidad 781 796 -1.88% A7.- ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 231 167 38.32%

Red Subterranea

B1.- SERVICIO PARTICULAR Km 59.500 60.632 -1.87% B2.- ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA AP Km 5.581 6.490 -14.01% B3.- ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA SP Km 36.292 35.620 1.88% B4.- EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 1466 1393 5.24% B5.- EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 22 21 4.76% B6.- ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 1356 1320 2.73%

Los porcentajes se refieren a : ((Presentado/Verificado)-1)*100

Se aprecia que las diferencias en las redes de servicio particular están dentro del rango de +/- 5%. En las redes de Alumbrado Público en el item A2 y B3 supera el rango de +/- 5%, sin embargo la suma de los items A2 y A3, así como B2 y B3 se encuentran dentro del rango.

En lo que se refiere a los equipos de control de Alumbrado Público los Items A5 y B5 sumados (redes aéreas mas subterráneas) están dentro del mencionado rango.

A continuación se muestra el cuadro con las variaciones antes indicadas.

SUBCOMPONENTE Unidad Total presentado

Total verificado

Diferencia (%)

A2 ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA AP Km 5.626 5.183 8.54%A3 ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA SP Km 15.082 15.568 -3.12%A2+A3 TOTAL RED AEREA Km 20.708 20.751 -0.21%B2 ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA AP Km 5.581 6.490 -14.01%B3 ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA SP Km 36.292 35.620 1.88%B2+B3 TOTAL RED AEREA Km 41.873 42.111 -0.57%A5 EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 16 20 -20.00%B5 EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 22 21 4.76%A5 + B5 TOTAL EQUIPOS DE CONTROL Unidad 38 41 -7.32%Los porcentajes se refieren a : ((Presentado/Verificado)-1)*100

En el caso de las luminarias se observa que el total de los equipos de redes aéreas y subterráneas están dentro del rango de +/-3%


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METRADO EQUIPOS DE ALUMBRADO PUBLICO

COMPONENTE Unidad EQUIPOS DE AP

Total Presentado Total Verificado Diferencia (%)

RED AEREA Jgo 750 778 -3.60% RED SUBTERRANEA Jgo 1,466 1,393 5.24% TOTAL EQUIPOS AP Jgo 2,216 2,171 2.07%

b. COMPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN DEL VNR INFO CONTRA LOS FORMATOS I PARA EL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

La información del VNR Info se obtuvo agrupando los códigos de los distintos elementos pertenecientes al Sistema Eléctrico Modelo, según se presenta en las tablas siguientes:

Red de MT:

TipoRED

OrigenRED

CodigoRED Longitud (m)

TipoRED

OrigenRED


TipoRED

OrigenRED


A SP AA02503 127 A SP CU01602 419 S SP N212003 68.652 A SP AA03503 3.243 A SP CU01603 56.280 S SP N224003 234.653 A SP AA05003 78 A SP CU02502 11.504 S SP NK01603 265.708 A SP AA07002 171 A SP CU02503 321.584 S SP NK02503 7.510 A SP AA07003 219.223 A SP CU03503 54.403 S SP NK03503 175.653 A SP AA12003 116.661 A SP CU05003 2.570 S SP NK07003 192.796 A SP AA12503 72.163 A SP CU07003 13.304 S SP NK09503 2.918 A SP AA18503 16.529 A SP CU12003 284 S SP NK12003 196.068 A SP AA24003 160.517 S SP N201603 650 S SP NK24002 114 A SP AS07003 46.422 S SP N202503 66.620 S SP NK24003 40.531 A SP AS12003 6.944 S SP N203503 16.481 A SP CP05003 2.796 S SP N207003 204.037

Equipos MT:

CodInstalacion CodNorma Numero

I AA3241 66 I AA3249 39 I AB3249 131 I AC3249 781 I AU3247 90 E BG3241 6 E CJ1232 3 E CJ1233 834 I CJ1233 826 E EL1232 26 E EL1233 521 E EPS0902 2.141 I EPS1601 35 I EPS1602 17 I EPS1701 9 I FK3111 1.539 E GO3251 36


3-6

EDELNOR 9/6/09

Red de BT:

TipoRED

OrigenRED CodigoRED

Longitud (m)

TipoRED

OrigenRED CodigoRED

Longitud (m)

TipoRED

OrigenRED CodigoRED

Longitud (m)

TipoRED

OrigenRED CodigoRED

Longitud (m)

A AP AS01632 508.068 A AP CS00622 310 S AP NK05023 1.124 A SP CU02523 21.471 A AP AS02533 22.913 A AP CS010206 130 S AP NK07023 13.608 A SP CU03522 136 A AP AS03533 70.579 A AP CS01022 6.745 S AP NY00622 356.221 A SP CU03523 15.264 A AP AS05033 647 A AP CS016206 207 S AP NY00623 815.445 A SP CU05023 872 A AP AS07033 2.787 A AP CS016210 1.177 S AP NY01022 8.044 A SP CU07023 1.600 A AP CC00432 45.769 A AP CS01623 1 S AP NY01023 205.401 S SP NK00612 968 A AP CC00632 21.288 A AP CS02523 172 S AP NY01622 4.188 S SP NK00613 258.049 A AP CC00633 580 A AP CS035210 1.343 S AP NY01623 82.294 S SP NK01012 141 A AP CC01032 2.374 A AP CS03523 236 S AP NY03522 126 S SP NK01013 1.199.890 A AP CC01033 4.629 A AP CS050210 54 S AP NY03523 33.744 S SP NK01613 79.164 A AP CC01632 1.770 A AP CS05023 40 S AP NY07023 9.123 S SP NK02013 25.912 A AP CC01633 1.000 A AP CU00642 8.645 A SP AS01612 3.444 S SP NK02513 247 A AP CS00632 728 A AP CU01042 42.852 A SP AS02513 27.016 S SP NK03513 765.689 A AP CS01032 1.308 A AP CU01043 3.936 A SP AS025216SP 337.666 S SP NK05013 7.021 A AP CS01633 267 A AP CU01642 3.505 A SP AS03513 87.888 S SP NK07013 337.389 A AP CS02533 2.119 A AP CU01643 1.645 A SP AS035210SP 7.188 S SP NK09513 14.079 A AP CS03533 2.531 A AP CU02543 111 A SP AS035216SP 670.073 S SP NK12013 261.037 A AP CS05033 302 S AP NK00632 109.117 A SP AS05013 22.497 S SP NK15013 185.550 A AP CU00662 17.697 S AP NK00633 73.233 A SP AS050216SP 284.001 S SP NK18513 42.060 A AP CU00663 60 S AP NK01032 2.861 A SP AS07013 76.929 S SP NK20013 33.316 A AP CU01062 25.801 S AP NK01033 185.261 A SP AS070216SP 697.044 S SP NK24013 47.286 A AP CU01063 20.803 S AP NK01633 1.751 A SP CC00612 52.866 S SP NK30013 56.597 A AP CU01662 2.670 S AP NK02033 74 A SP CC00613 5.116 S SP NK50013 6.717 A AP CU01663 7.530 S AP NK02533 75 A SP CC01012 2.304 S SP NY00612 2.289 A AP CU02563 1.473 S AP NK03533 29.166 A SP CC01013 139.144 S SP NY00613 436.500 A AP CU03363 28 S AP NK05033 329 A SP CC01612 773 S SP NY01012 834 A AP AS01622 47.600 S AP NK07033 4.451 A SP CC01613 2.943 S SP NY01013 560.538 A AP AS025216 330.519 S AP NY00632 118.684 A SP CS00613 1.201 S SP NY01612 130 A AP AS02523 1.978 S AP NY00633 86.317 A SP CS01012 34 S SP NY01613 312.376 A AP AS035210 6.694 S AP NY01032 3.626 A SP CS01013 3.250 S SP NY02513 2.668 A AP AS035216 628.309 S AP NY01033 34.747 A SP CS010206SP 163 S SP NY03513 445.201 A AP AS03523 5.241 S AP NY01632 1.206 A SP CS01613 8.370 S SP NY05013 223 A AP AS050216 275.713 S AP NY01633 8.478 A SP CS016206SP 206 S SP NY07013 468.875 A AP AS05023 183 S AP NY03533 9.115 A SP CS016210SP 1.120 S SP NY12013 198.053 A AP AS070216 658.517 S AP NY07033 982 A SP CS035210SP 1.174 S SP NY18513 50.359 A AP AS07023 503 S AP NK00622 470.825 A SP CS07013 211 S SP NY24013 241.107 A AP CC00422 44.985 S AP NK00623 419.896 A SP CU00622 622 S SP NY30013 18.286 A AP CC00622 19.336 S AP NK01022 13.724 A SP CU00623 941 S SP NY50013 192 A AP CC00623 180 S AP NK01023 1.029.018 A SP CU01022 5.545 A AP CC01022 6.131 S AP NK01623 11.449 A SP CU01023 28.378 A AP CC01023 1.119 S AP NK02023 3.629 A SP CU01622 936 A AP CC01622 1.881 S AP NK02523 7.516 A SP CU01623 35.269 A AP CC01623 1 S AP NK03523 209.982 A SP CU02522 10


3-7

EDELNOR 9/6/09

SED MTBT:

CodigoRED PotInstalada Numero CodigoRED PotInst

alada Numero CodigoRED PotInstalada Numero CodigoRED PotInst

alada Numero CodigoRED PotInstalada Numero CodigoRED PotInst

alada Numero

EPS1102 0 1 EPS1103 20 1 SB07504 75 1 SM07503 260 1 SC02504 17,32 3 SC64024 1260 9 EPS1103 600 1 EPS1103 200 22 SB10004 100 1.595 SM07503 225 1 SC05004 50 17 SC70004 700 2 EPS1103 1200 1 EPS1103 21,65 1 SB10004 50 1 SM07504 80 1 SC10004 100 32 SS10004 100 1 EPS1103 320 12 EPS1103 890 1 SB12504 125 1 SM07504 75 2 SC15004 150 2 SS16004 160 1 EPS1103 640 36 EPS1103 520 1 SB15004 150 1 SM10004 100 37 SC15004 137 1 SS22004 220 1 EPS1103 1260 12 EPS1103 905 1 SB16004 160 844 SM16004 150 2 SC16004 160 63 SS22024 440 1 EPS1103 825 1 EPS1103 650 1 SB20004 260 1 SV03704 37 1 SC17504 175 1 SS25004 250 3 EPS1103 700 15 EPS1103 1670 1 SB20004 200 10 SV05004 50 88 SC20004 200 20 SS25024 500 1 EPS1103 1400 1 EPS1103 1270 3 SB22004 220 5 SV07504 75 25 SC22004 220 24 SS35004 350 1 EPS1103 1030 9 EPS1103 980 2 SB25004 250 573 SV10004 100 169 SC22024 440 1 SS35024 700 6 EPS1103 220 25 EPS1103 625 1 SB27504 260 1 SV11004 110 3 SC25004 250 51 SS35024 675 1 EPS1103 440 2 EPS1103 1250 1 SB27504 275 5 SV11004 101 26 SC25024 500 1 SS35034 1050 1 EPS1103 1180 1 EPS1103 137 1 SB30004 300 1 SV15004 150 16 SC27504 275 36 SS40004 400 4 EPS1103 500 2 EPS1103 750 1 SB31504 315 1 SV16004 160 156 SC27504 550 1 SS40024 800 14 EPS1103 400 130 EPS1103 25 13 SB32004 320 9 SV20004 200 27 SC27524 550 1 SS48034 1200 1 EPS1103 0 22 EPS1103 950 4 SB37504 350 4 SV25004 250 101 SC32004 315 1 SS55004 550 2 EPS1103 160 65 EPS1103 50 22 SB40004 400 96 SV30004 300 13 SC32004 320 12 SS55024 880 1 EPS1103 800 29 EPS1103 10 15 SB50004 500 1 SV30004 650 1 SC35004 350 50 SS55024 980 1 EPS1103 630 70 EPS1103 17,32 3 SB63004 630 11 SV31504 315 4 SC35024 650 1 SS55024 1030 4 EPS1103 315 1 EPS1103 1050 1 SM01001 10 195 SV32004 350 1 SC35024 700 6 SS55024 900 1 EPS1103 1610 1 EPS1103 275 35 SM01002 17,32 94 SV40004 400 29 SC40004 400 129 SS55024 890 1 EPS1103 150 2 EPS1103 1280 4 SM01003 30 147 SV63004 630 2 SC40024 750 1 SS55024 1100 1 EPS1103 1890 3 EPS1103 1650 1 SM01004 10 7 SP05004 50 14 SC40024 800 14 SS55034 1650 1 EPS1103 15 3 EPS1103 880 2 SM01501 15 58 SP07504 75 5 SC55004 520 1 SS63004 630 5 EPS1103 900 3 SB01002 17,32 2 SM01502 21,65 2 SP08004 80 4 SC55004 550 38 SS63024 1030 1 EPS1103 915 1 SB01003 30 4 SM01502 25,95 1 SP10004 100 59 SC55024 900 2 SS63024 1260 7 EPS1103 1040 5 SB01502 25,98 1 SM01502 25,98 57 SP11004 110 2 SC55024 1350 1 SS64004 640 3 EPS1103 2080 1 SB01503 45 14 SM01502 30 1 SP16004 160 164 SC55024 1040 5 SS64024 1280 1 EPS1103 675 2 SB02501 25 1 SM01503 45 64 SP20004 200 10 SC55024 1100 1 SS64034 2080 1 EPS1103 175 1 SB02502 43,3 12 SM01503 35 1 SP25004 250 183 SC55024 880 1 SS64034 1890 1 EPS1103 1350 1 SB02503 75 5 SM02501 25 8 SP30004 300 15 SC55024 950 4 SS70024 1400 1 EPS1103 350 49 SB02504 25 1 SM02501 75 1 SP31504 315 6 SC55024 1030 3 SS70034 2100 2 EPS1103 1190 1 SB03701 37 1 SM02502 50 3 SP32004 320 1 SC63004 630 69 EPS1103 620 1 SB03702 64,09 2 SM02502 43,3 64 SP40004 400 94 SC63004 600 1 EPS1103 2100 2 SB03704 37 2 SM02503 75 80 SP63004 630 29 SC64004 640 35 EPS1103 550 42 SB05001 50 7 SM02503 51,96 1 SP64004 640 2 SC64024 129,9 1 EPS1103 1100 2 SB05004 100 1 SM03703 111 2 SC02501 21,65 1 SC64024 1270 3 EPS1103 1900 1 SB05004 50 505 SM05001 50 19 SC02504 20 1 SC64024 1190 1 EPS1103 100 33 SB07502 137 1 SM05002 86,6 2 SC02504 10 1 SC64024 1280 3 EPS1103 250 54 SB07504 100 1 SM05004 50 27 SC02504 25 2 SC64024 1180 1


3-8

EDELNOR 9/6/09

Instalaciones AP:

CodNormaCodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero CodNorma

CodPastor

alNumero

FC001 -A 2.935 LU12501 -A B 1.134 LU25002 -A I 140 FA15002 -S F 3 LU15002 -S H 541 LU25003 -S I 2 FC001 -S 2.294 LU12501 -A C 23 LU25002 -A C 4.069 FA25001 -S L 3 LU15002 -S O 1.220 LU25003 -S B 87

CR40008 -A D 1 LU12501 -A E 28 LU25002 -A L 668 LU05002 -S F 3 LU15002 -S N 853 LU25003 -S J 1 CR40008 -A Q 2 LU12501 -A J 21 LU25002 -A Q 15 LU05002 -S L 2 LU15002 -S A 408 LU25003 -S K 2 FA07002 -A B 8 LU12501 -A K 1.473 LU25002 -A M 40 LU05002 -S Q 14 LU15002 -S J 1.295 LU25003 -S E 3 FA07002 -A C 1 LU12501 -A H 2.249 LU25003 -A B 1 LU05002 -S M 324 LU15002 -S B ##### LU25003 -S O 3 FA07002 -A A 1 LU12501 -A D 9 LU40001 -A O 3 LU05002 -S C 44 LU15002 -S I 561 LU25003 -S A 1 FA07002 -A K 5 LU12501 -A A 119 LU40001 -A H 1 LU05002 -S B 232 LU15002 -S K ##### LU25003 -S N 10 FA07002 -A H 4 LU12501 -A N 31 LU40001 -A E 4 LU05002 -S E 2 LU15002 -S E 443 LU25003 -S H 1 FA07002 -A M 2 LU12501 -A F 4 LU40001 -A B 3 LU05002 -S I 7 LU15002 -S M 199 LU25003 -S Q 58 FA07002 -A Q 41 LU12501 -A O 48 LU40001 -A L 3 LU05002 -S O 4 LU15002 -S C 4.014 LU25003 -S L 3 FA12501 -A Q 41 LU15002 -A K 5.620 LU40002 -A C 457 LU05002 -S K 178 LU15002 -S Q 233 LU40001 -S J 2 FA12501 -A B 1 LU15002 -A I 708 LU40002 -A M 1 LU05002 -S A 544 LU15002 -S L 1.485 LU40001 -S N 11 FA12501 -A M 1 LU15002 -A E 227 LU40002 -A B 18 LU05002 -S H 3 LU15002 -S F 326 LU40001 -S O 8 FA12501 -A H 10 LU15002 -A B 8.162 LU40002 -A I 8 LU07002 -S I 626 LU15002 -S P 90 LU40001 -S K 12 FA12501 -A A 1 LU15002 -A N 177 LU40002 -A Q 2 LU07002 -S C 1.367 LU25001 -S P 9 LU40001 -S F 2 FA15002 -A B 4 LU15002 -A A 509 LU40002 -A L 8 LU07002 -S B ##### LU25001 -S L 81 LU40001 -S L 14 FA15002 -A K 1 LU15002 -A O 354 LU40002 -A H 1 LU07002 -S M 4.354 LU25001 -S Q 18 LU40001 -S Q 20 LU05002 -A F 15 LU15002 -A D 149 LU40002 -A D 44 LU07002 -S K ##### LU25001 -S B 67 LU40001 -S B 1 LU05002 -A H 35 LU15002 -A H 1.774 LU40002 -A F 3 LU07002 -S A 5.909 LU25001 -S M 9 LU40001 -S C 1 LU05002 -A K 7 LU15002 -A J 981 LU40002 -A K 17 LU07002 -S N 343 LU25001 -S I 8 LU40001 -S I 28 LU05002 -A A 395 LU15002 -A L 1.010 LU40002 -A E 4 LU07002 -S H 1.884 LU25001 -S C 7 LU40002 -S B 142 LU05002 -A B 25 LU15002 -A Q 28 RF15002 -A F 1 LU07002 -S J 161 LU25001 -S E 8 LU40002 -S C 504 LU05002 -A C 7 LU15002 -A F 130 RF25002 -A F 159 LU07002 -S E 246 LU25001 -S J 55 LU40002 -S I 24 LU05002 -A M 124 LU15002 -A P 28 RF25002 -A L 16 LU07002 -S F 75 LU25001 -S K 128 LU40002 -S J 5 LU05002 -A Q 3 LU15002 -A M 206 RF25002 -A C 11 LU07002 -S O 220 LU25001 -S H 4 LU40002 -S E 15 LU07002 -A L 171 LU15002 -A C 2.919 CR40008 -S Q 21 LU07002 -S D 206 LU25001 -S F 6 LU40002 -S K 24 LU07002 -A P 19 LU25001 -A L 7 FA07002 -S C 1 LU07002 -S L 375 LU25001 -S N 102 LU40002 -S D 33 LU07002 -A Q 249 LU25001 -A H 1 FA07002 -S B 33 LU07002 -S Q 2.411 LU25001 -S O 71 LU40002 -S N 3 LU07002 -A I 658 LU25001 -A J 8 FA07002 -S K 46 LU07002 -S P 12 LU25001 -S D 4 LU40002 -S O 10 LU07002 -A B ##### LU25001 -A N 2 FA07002 -S N 2 LU12501 -S C 115 LU25001 -S A 4 LU40002 -S F 108 LU07002 -A M 7.511 LU25001 -A B 11 FA07002 -S A 42 LU12501 -S B 2.208 LU25002 -S Q 43 LU40002 -S A 35 LU07002 -A C 481 LU25001 -A K 12 FA07002 -S H 1 LU12501 -S M 1.543 LU25002 -S F 585 LU40002 -S Q 13 LU07002 -A E 151 LU25001 -A I 2 FA07002 -S Q 1.060 LU12501 -S I 83 LU25002 -S L 1.355 LU40002 -S P 5 LU07002 -A H ##### LU25001 -A M 1 FA07002 -S L 2 LU12501 -S P 5 LU25002 -S P 122 LU40002 -S L 55 LU07002 -A J 144 LU25001 -A C 4 FA07002 -S M 7 LU12501 -S L 209 LU25002 -S M 37 RF15002 -S C 6 LU07002 -A K ##### LU25002 -A F 390 FA12501 -S Q 1.194 LU12501 -S Q 4.289 LU25002 -S C 4.284 RF25002 -S F 11 LU07002 -A N 134 LU25002 -A P 10 FA12501 -S I 4 LU12501 -S J 159 LU25002 -S I 197 RF25002 -S B 1 LU07002 -A D 74 LU25002 -A K 1.752 FA12501 -S B 7 LU12501 -S H 340 LU25002 -S K 4.711 RF25002 -S C 41 LU07002 -A F 152 LU25002 -A A 51 FA12501 -S H 1 LU12501 -S D 54 LU25002 -S E 481 RF25002 -S L 12 LU07002 -A O 123 LU25002 -A O 66 FA12501 -S K 7 LU12501 -S A 177 LU25002 -S B 2.589 LU07002 -A A 5.511 LU25002 -A H 120 FA12501 -S N 5 LU12501 -S F 28 LU25002 -S D 591 LU12501 -A L 27 LU25002 -A N 17 FA12501 -S A 23 LU12501 -S O 186 LU25002 -S H 132 LU12501 -A P 7 LU25002 -A E 235 FA12501 -S D 1 LU12501 -S N 202 LU25002 -S N 206 LU12501 -A Q 340 LU25002 -A J 45 FA15002 -S B 6 LU12501 -S K 7.356 LU25002 -S O 266 LU12501 -A I 49 LU25002 -A D 132 FA15002 -S L 1 LU12501 -S E 128 LU25002 -S A 113 LU12501 -A M 2.289 LU25002 -A B 2.501 FA15002 -S Q 24 LU15002 -S D 496 LU25002 -S J 414

Se agruparon los metrados por tipo de instalación y se compararon con los metrados informados en el Formato I-1, según se indica en la tabla siguiente.


3-9

EDELNOR 9/6/09

Metrados Sistema Eléctrcico Modelo

Unidad 1- Formato I-1 2- VNR Info Diferencia ( 2 - 1 )

Media Tensión Red Aérea km 1.105,2 1.105,2 0,0 Red Subterránea km 1.472,3 1.472,4 0,1 Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 7.099 7.100 1 Sub Total Red Media Tensión Subestaciones Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte unidad 878 878 0 Biposte unidad 3.720 3.721 1 Convencional unidad 724 724 0 Compacta Pedestal unidad 588 588 0 Compacta Bóveda unidad 662 662 0

Otras Subestaciones Elevadora/Reductora unidad De Seccionamiento unidad

Baja Tensión Red Aérea Servicio Particular km 254,7 2.543,7 2.289,0 Alumbrado Público km 2.865,7 2.865,7 0,0 Luminarias unidad 105.504 105.678 174 Equipos de Control unidad 2.935 2.935 0 Red Subterránea Servicio Particular km 6.058,7 6.058,7 0,0 Alumbrado Público km 4.364,9 4.364,8 -0,1 Luminarias unidad 155.955 155.982 27 Equipos de Control unidad 2.294 2.294 0 Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular km 6.313,4 8.602,4 2.289,0 Alumbrado Público km 7.230,6 7.230,5 -0,1 Luminarias unidad 261.459 261.660 201,0 Equipos de Control unidad 5.229 5.229 0,0Instalaciones No EléctricasTOTAL

Según se observa se registraron diferencias mínimas en la cantidad de luminarias (un 0,1%), en algunas longitudes de red MT y BT AP (del orden de 0,1 km), en equipos de protección y seccionamiento MT (1 equipo) y en SED aéreas biposte (1 SED).

Existe una diferencia importante en los metrados de la red aérea de BT SP, pero se entiende que esa diferencia obedece a un error en la incorporación de los datos en el Formato I-1 ya que se trata del mismo número pero con una cifra menos.

c. VALORIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y COMPARACIÓN CONTRA LOS FORMATOS I

Una vez establecidas las cantidades por tipo de instalación y código de VNR Info, se efectuó la equivalencia entre los códigos de instalación informados en el VNR Info, y los costos unitarios de inversión de las instalaciones típicas, correspondientes al mes de diciembre de 2008.

Tomando en cuenta esa equivalencia se efectuó la valorización de las distintas instalaciones, según se muestra en las tablas siguientes.


3-10

EDELNOR 9/6/09

Descripción de la Instalación Costo Unitario Cantidad total VNR

[ miles US$ ] Redes de Media TensiónRED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 22.652 US$ / km 411,7 km 9.324,9 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 23.888 US$ / km 177,0 km 4.229,2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 26.838 US$ / km 378,2 km 10.149,1 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 31.223 US$ / km 56,3 km 1.757,2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 39.196 US$ / km 11,5 km 450,9 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 30.896 US$ / km 0,3 km 8,8 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 34.045 US$ / km - km - RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 39.537 US$ / km - km - RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 46.234 US$ / km - km - RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 62.938 US$ / km - km - RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante 23.046 US$ / km 54,4 km 1.253,8 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portante 23.870 US$ / km 2,6 km 61,3 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante 40.295 US$ / km - km - RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante 46.634 US$ / km 13,3 km 620,4 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 98.432 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 103.076 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 109.774 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 120.604 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x25 mm2 88.397 US$ / km 340,5 km 30.098,1 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x35 mm2 93.915 US$ / km 192,1 km 18.044,4 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x50 mm2 103.104 US$ / km - km - RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x70 mm2 112.322 US$ / km 396,8 km 44.573,2 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x120 mm2 131.086 US$ / km 267,6 km 35.083,6 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE Cu N2XSY 3x1x240 mm2 181.179 US$ / km 275,3 km 49.878,2 Interruptores en SE subterránea 21.062 US$ / unid. 1.116 Ud 23.505,3 Seccionadores Bajo Carga en SE subterránea 9.548 US$ / unid. 2.417 Ud 23.078,4 Seccionadores en SE subterránea 3.457 US$ / unid. - Ud - Reconectadores 13.822 US$ / unid. 36 Ud 497,6 Seccionadores Bajo Carga Aéreos 6.599 US$ / unid. 843 Ud 5.563,1 Seccionadores Aéreos 1.510 US$ / unid. 2.141 Ud 3.233,8 Seccionadores Fusible Aéreos (Cut Out) 940 US$ / unid. 547 Ud 514,2 Descargadores de Sobretensión 1.620 US$ / unid. - Ud -


[ miles US$ ] Subestaciones de DistribuciónSED Compacta - Bóveda - 50 kVA 15.940 US$ / unid. 114 Ud 1.817,2 SED Compacta - Bóveda - 100 kVA 17.853 US$ / unid. 198 Ud 3.534,9 SED Compacta - Bóveda - 160 kVA 19.478 US$ / unid. 199 Ud 3.876,0 SED Compacta - Bóveda - 250 kVA 23.685 US$ / unid. 151 Ud 3.576,4 SED Compacta - Pedestal - 100 kVA 20.327 US$ / unid. 84 Ud 1.707,4 SED Compacta - Pedestal - 160 kVA 26.870 US$ / unid. 174 Ud 4.675,4 SED Compacta - Pedestal - 250 kVA 28.539 US$ / unid. 204 Ud 5.822,0 SED Compacta - Pedestal - 400 kVA 30.279 US$ / unid. 95 Ud 2.876,5 SED Compacta - Pedestal - 630 kVA 40.602 US$ / unid. 31 Ud 1.258,7 SED Convencional a Nivel 50 kVA 26.624 US$ / unid. 25 Ud 665,6 SED Convencional a Nivel 100 kVA 27.809 US$ / unid. 32 Ud 889,9 SED Convencional a Nivel 160 kVA 30.787 US$ / unid. 67 Ud 2.062,7 SED Convencional a Nivel 250 kVA 35.589 US$ / unid. 132 Ud 4.697,7 SED Convencional a Nivel 400 kVA 37.481 US$ / unid. 193 Ud 7.233,9 SED Convencional a Nivel 630 kVA 49.086 US$ / unid. 205 Ud 10.062,7 SED Convencional Subterránea 50 kVA 37.853 US$ / unid. - Ud - SED Convencional Subterránea 100 kVA 39.039 US$ / unid. 1 Ud 39,0 SED Convencional Subterránea 160 kVA 42.016 US$ / unid. 1 Ud 42,0 SED Convencional Subterránea 250 kVA 46.818 US$ / unid. 4 Ud 187,3 SED Convencional Subterránea 400 kVA 48.711 US$ / unid. 6 Ud 292,3 SED Convencional Subterránea 630 kVA 60.316 US$ / unid. 58 Ud 3.498,3 SED Aérea Monoposte 15 kVA 5.899 US$ / unid. 415 Ud 2.448,3 SED Aérea Monoposte 25 kVA 6.803 US$ / unid. 369 Ud 2.510,2 SED Aérea Monoposte 37,5 kVA 7.577 US$ / unid. 19 Ud 144,0 SED Aérea Monoposte 50 kVA 8.393 US$ / unid. 75 Ud 629,5 SED Aérea Biposte 100 kVA 10.891 US$ / unid. 2.156 Ud 23.481,1 SED Aérea Biposte 160 kVA 14.570 US$ / unid. 847 Ud 12.340,8 SED Aérea Biposte 250 kVA 19.366 US$ / unid. 595 Ud 11.523,0 SED Aérea Biposte 400 kVA 22.559 US$ / unid. 111 Ud 2.504,0 SED Aérea Biposte 630 kVA 34.164 US$ / unid. 12 Ud 410,0


3-11

EDELNOR 9/6/09


[ miles US$ ] Redes de Baja Tensión y APRED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 14.392 US$ / km 2.316,8 km 33.343,3 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 15.694 US$ / km 109,4 km 1.716,5 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 16.841 US$ / km 37,9 km 638,2 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante 20.150 US$ / km 77,8 km 1.567,7 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante 20.960 US$ / km 1,8 km 38,0 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante 23.937 US$ / km - km - Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP 3.529 US$ / km 5,2 km 18,5 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste SP 3.927 US$ / km 3,6 km 14,2 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste SP 5.230 US$ / km 5,5 km 28,9 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste SP 9.685 US$ / km 1,0 km 9,3 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP 9.821 US$ / km 26,1 km 256,0 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP 10.219 US$ / km 31,7 km 324,0 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste AP 11.522 US$ / km 74,2 km 854,6 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste AP 15.977 US$ / km 6,3 km 100,6 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP 3.064 US$ / km 2.078,1 km 6.366,4 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste SP 3.369 US$ / km 6,6 km 22,1 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP 9.356 US$ / km 623,0 km 5.828,8 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP 9.661 US$ / km 4,4 km 42,9 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 140 US$ / unid. 5 Ud 0,7 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 150 US$ / unid. 23.031 Ud 3.449,7 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 126 US$ / unid. 116 Ud 14,6 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 136 US$ / unid. 71.511 Ud 9.705,8 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 416 US$ / unid. 563 Ud 234,0 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 468 US$ / unid. - Ud - Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1 / 3 / 1,5 437 US$ / unid. - Ud - Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 200 US$ / unid. 10.452 Ud 2.094,2 Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 253 US$ / unid. - Ud - Equipos de Control de AP - Fotocélula y contactor (incluye medición) - Red Aérea 311 US$ / unid. 2.935 Ud 912,3


[ miles US$ ] Redes de Baja Tensión y APRED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 71.652 US$ / km 2.879,7 km 206.335,6 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 74.290 US$ / km 1.210,9 89.956,5 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x120 mm2 76.049 US$ / km 827,6 km 62.937,2 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x240 mm2 83.529 US$ / km 770,4 km 64.348,9 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x400 mm2 93.324 US$ / km 370,2 km 34.547,3 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 62.071 US$ / km 387,4 km 24.043,1 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 63.569 US$ / km 226,5 km 14.398,0 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x16 mm2 65.649 US$ / km 11,4 km 750,7 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 73.082 US$ / km 38,4 km 2.808,5 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x70 mm2 87.139 US$ / km 5,8 km 502,1 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 8.589 US$ / km 2.062,4 km 17.713,9 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 10.087 US$ / km 1.256,2 km 12.671,3 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 12.168 US$ / km 97,9 km 1.191,6 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 19.600 US$ / km 255,0 km 4.998,0 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 33.657 US$ / km 23,9 km 802,9 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 - Poste AP 8 m 437 US$ / unid. 37 Ud 16,2 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 - Poste AP 8 m 447 US$ / unid. 35.233 Ud 15.751,7 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 - Poste AP 7 m 350 US$ / unid. 2.436 Ud 852,3 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 - Poste AP 7 m 360 US$ / unid. 100.815 Ud 36.299,9 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 - Poste AP 9 m 1.001 US$ / unid. 976 Ud 976,8 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 - Poste AP 9 m 1.053 US$ / unid. - Ud - Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1 / 3 / 1,5 - Poste AP 9 m 1.022 US$ / unid. - Ud - Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 - Poste AP 8 m 498 US$ / unid. 16.461 Ud 8.191,8 Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 - Poste AP 8 m 550 US$ / unid. - Ud - Equipos de Control AP - Fotocélula y contactor (incluye medición) - Red Subterrán 311 US$ / unid. 2.294 Ud 713,0 Corona Metálica de 10 reflectores con 20 lámparas de 400 W 15.023 US$ / unid. - Ud - Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 400 W 11.961 US$ / unid. 24 Ud 287,1

Tomando en cuenta esta valorización en el cuadro siguiente se presenta la comparación entre el valor del VNR resultantes y el presentado en el Formato I-1


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VNR Sistema Eléctrcico Modelo ( miles US$ )

1- Formato I-1 2- VNR Info valorizado

Diferencia ( 2 - 1 )

Media Tensión 231.404 261.925 30.522 Red Aérea 27.250 27.856 606 Red Subterránea 175.356 177.677 2.322 Equipos de Protección y Seccionamiento 28.798 56.392 27.594Subestaciones 109.219 114.807 5.587 Subestaciones de Distribución MT/BT

Monoposte 3.821 5.732 1.911 Biposte 39.719 50.259 10.540 Convencional 36.105 29.671 -6.434 Compacta Pedestal 12.477 16.340 3.863 Compacta Bóveda 17.097 12.805 -4.292

Otras Subestaciones Elevadora/Reductora De Seccionamiento

Baja Tensión 703.092 668.675 -34.416 Red Aérea Servicio Particular 36.074 37.304 1.229 Alumbrado Público 12.017 13.866 1.849 Luminarias 15.737 15.499 -238 Equipos de Control 383 912 529 Red Subterránea Servicio Particular 490.611 458.126 -32.485 Alumbrado Público 93.717 79.880 -13.837 Luminarias 54.109 62.376 8.267 Equipos de Control 444 713 269 Sub Total Red Baja Tensión Servicio Particular 526.685 495.429 -31.256 Alumbrado Público 105.734 93.746 -11.987 Luminarias 69.846 77.875 8.029 Equipos de Control 827 1.625 798TOTAL INSTALACIONES ELECTRICAS 1.043.715 1.045.408 1.693

3.3.2 Revisión y Validación del VNR No Eléctrico

El VNR No Eléctrico de la Empresa real al 31.12.2008 correspondiente al Sector Típico 1, que reporta la empresa, asciende a US $ 34.2 millones. Este VNR comparado con el reportado el año 2005, con ocasión del Estudio del Valor Nuevo de Reemplazo, que fue de US$ 33.9 millones representa un incremento del 0.09 %, tal como se muestra en el cuadro siguiente.


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Diferencia

Area (m2 MUS$

(1) Area (m2 US$ (2) (1- 2)

A Terrenos 17,857 6,119 45,991 6,269 -150 B Edificios y Construcciones 18,799 9,410 37,854 9,648 -238

Equipos y Vehiculos de - C Transporte y Carga 814 989 -175

Equipo de Almacen, Maesyranza - D Medición y Control 1939 1877 62 E Equipos de Comunicación 2336 2595 -259 F Equipos de Oficina 2307 1749 558 G Equipos de Computación. 11295 10808 487

TOTAL 34,220 33,935 285

Año 2008 Año 2005 Inversión No Electrica Reportada

A efecto de la revisión y validación del VNR No Eléctrico, se seleccionó una muestra representativa de ítems más relevantes (económicamente) de las categorías de bienes establecidos a ser inspeccionados, tomando como base de información el Formato C2, debidamente depurado y corregido presentado en el mes de Abril último por EDELNOR.

La verificación física de los bienes, también estuvo dirigido a poder definir un dimensionamiento razonable y adecuado del equipamiento requerido por el cabal cumplimiento de las funciones que desarrolla la empresa de distribución eléctrica, para lo cual se tomo en cuenta el numero de clientes que atiende el sistema eléctrico, la cantidad de energía (MWh) anual facturados y el numero de trabajadores permanentes que cuenta la empresa y así mismo en la extensión del área de concesión en que se presta el servicio eléctrico. El Acta de la Verificación física se muestra en el Anexo I.

En coordinación con personal de la Supervisión VAD, se procedió a la inspección en campo de la muestra seleccionada, cuyos resultados se muestran a continuación:

a. TERRENOS Y CONSTRUCCIONES

Reportado (1) Validado (2) Diferencia

(1 - 2)Reportado

(1)Validado

(2)Diferencia

(1 - 2)

1 Luis Banchero Rossi 120 yCesar Lòpez Rojas 3,269.25 3,269.25 0.00 5,702.55 5,702.55 0.00 AC - RH 147

2 Cèsar Lòpez Rojas 201 yCarlos Gonzalez -San Miguel 1,773.28 1,773.28 0.00 6,150.41 6,150.41 0.00 AV 351

3 Luis Banchero Rossi 120 yCèsar Lòpez Rojas - 682.75 682.75 0.00 682.75 682.75 0.00 AC 5

4 Av. Saenz Peña Nº 140 Callao1,176.89 1,176.89 0.00 699.72 699.72 0.00 AC 4

5 Jr Rufino Torrico Nº 160 Lima 1561.70 561.70 0.00 986.27 986.27 0.00 AC 12

7,463.87 7,463.87 14,221.70 14,221.70 519

AC = Areá Comercial RH = Recursos Humanos AV = Areás Varias T/P = Trabajadores Permanentes

Sub Total

Item Ubicación

Area (m2 )

TERRENOS EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES

Uso Nº T/ P

Area (m2 )

La validación no considera aquel terreno y/o construcción o parte de él, que:


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• No viene siendo utilizado, aunque en un futuro si.

• Áreas destinadas a la recreación y deporte de los trabajadores, destinados a comedores, cocina.

• Áreas destinadas exclusivamente a depósito de bienes sin valor comercial.

• Áreas de estacionamiento de vehículos que no son propiedad de la empresa ni de clientes,

• Áreas libres sin uso

• Locales inhabilitados.

• Áreas en uso por otras empresas.

• Aquel terreno o parte de él, donde existe un proceso de constricción que concluirá en un futuro.

En cuanto al área destinada a estacionamiento de vehículos se tomo en cuenta normas especiales establecidas por la Municipalidad respectiva, que fija el espacio mínimo requerido por área construida para uso de oficina

La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de US$ 6.1 millones como cifra validada para terrenos y de US$ 9.4 millones para edificios y construcciones, tal como se muestra en el Cuadro siguiente:

Terrenos y Construcciones –Valorización. VNR

ITEM TERRENOS Cantidad US $ Cantidad US $A3 PARA OFICINAS 12,823.53 4,575,695 12,823.53 4,575,695

A4 PARA CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO 5,033.06 1,543,399 5,033.06 1,543,399TOTAL TERRENOS 17,856.59 6,119,094 17,856.59 6,119,094

ITEM EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONESB3 OFICINAS 14,366.96 7,535,148 14,366.96 7,535,148

B4 CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO 4,432.40 1,875,285 4,432.40 1,875,285TOTAL EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES 18,799.36 9,410,433 18,799.36 9,410,433

REPORTADO V ALIDADO

En la fijación del precio por metro cuadrado de los terrenos urbanos se calculo sobre la base de los precios estándares de mercado, teniendo en cuenta su ubicación..

En cuanto a edificios y construcciones, se tomo en cuenta, además del tipo de construcción, su utilización (para oficinas, almacenes, atención a clientes). A cada tipo de construcción se asigno precios unitarios por metro cuadrado, eficientes y estándares. La metodología de cálculo de los precios, tomo en cuenta lo establecido por Resolución Ministerial Nº 685-2008, de fecha 30 de octubre de 2008, del Ministerio de Vivienda.


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b. EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga

%Marca Modelo ((1 - 2)/2)*100 Uso

C6 Automóvil Placa BIY - 775 Volvo S80/2002 1 1 0 0 GG7 Automóvil Placa CIS-533 Volkswagen Assat 2.0 1 1 0 0 ACC8 Automóvil Placa CN - 730 Honda Accord 1 1 0 0 RH9 Automóvil Placa CIH-735 Volswagen Assat 2.0 1 1 0 0 AC

10 Automóvil Placa CIH-734 Volswagen Assat 2.0 1 1 0 0 AL11 Automóvil Placa CIH-753 Volswagen Assat 2.0 1 1 0 0 AT12 Camioneta Placa RQX-158 SSANGYONG Rextom 2.9 1 1 0 0 AA13 Camión Grua Placa XG-1998 VOLVO N1055 1 1 0 0 AT

Sub Total 8 8 0 0GG = Gerencia General ACC =Area de Comunicaciones AL =Asesoria Legal AT = Area Técnica AA= Area Administración

Diferencia (1 - 2)

EQUIPOS Y VEHICULOS DE TRANSPORTE Y CARGA

ActivosItem Reportado (1)

Validado (2)

En la validación de la cantidad de vehículos, se tomo en cuenta el número de personal gerencial, su nivel ocupacional y funciones que cumplen. En cuanto a equipos y vehículos de transporte de carga para las áreas de distribución, la empresa solo cuenta con cuatro unidades, habiendo optado por la contratación de servicios de terceros, en las oportunidades de requerir un mayor numero de transporte de carga.

No se considero aquel vehiculo:

• Declarado fuera de servicio

• Utilizado en un fin distinto al negocio eléctrico

• En proceso de venta o transferencia a otra empresa o persona natural

La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de, US$ 853.5 miles como cifra validada, tal como muestra el Cuadro siguiente:

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga. VNR

ITEM VEHICULOS Cantidad US $ US $C1 PARA USO DE LA ADMINISTRACIÓN 11 413,536 413,536C3 EQUIPOS Y VEHICULOS DE CARGA 4 400,000 400,000

TOTAL 15 813,536 813,536

REPORTADO V ALIDADO

En la asignación del valor nuevo de reemplazo, los equipos y vehículos son clasificados por tipo, sin considerar marca o modelo, así tenemos por ejemplo: automóvil, camioneta, camión, grúa, cargador (pato), monta carga, escalera telescópica, fijándoles valores promedios de mercado.


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c. EQUIPO DE ALMACÉN, MAESTRANZA, MEDICIÓN Y CONTROL

Equipo de Almacén, Maestranza, Medición y Control

%((1 - 2)/2)*100 Uso

D EQUIPOS DE ALMACEN, MAESTRANZA, MEDICIÓN Y CONTROL

14 Unidad de Laboratorio MINV, VOLSWAGEN 1 1 0 0 AT

15 GG. EE. 15 KVA N 15-Perkins 15.5 KW y 19 KVA Mod.MM16 1 1 0 0 AT

16 Grupo Electrógeno 288KW MITSUI Mod.C400A6-4 2 2 0 0 AT

17 Grupo Electrógeno 400KW MITSUI 1 1 0 0 AT

18 Grupo Electrógeno 170KW MITSUI 1 1 0 0 AT

19 Amplificador de Corriente FREJA CA3 2 2 0 0 AT

20 Analizador de Redes RPM Mod. 1650 serie 1650-10577 1 1 0 0 AT

21 Analizador de Redes SIEMOS II 1 1 0 0 AT

22 Analizador de RedesRPM Mod.1650 serie 1650 -10578 1 1 0 0 AT

23 Maleta Monofásica de Pruebas SVERKER 750 1 1 0 0 AT

24 Maleta Trifásica de Pruebas FREJA 300 2 2 0 0 AT

25 Probador de redes AVO 1 1 0 0 AT

26 Probador de redes marca PROGRAM 1 1 0 0 AT

Sub Total 16 16 0 0

Diferencia (1 - 2)Item Activos Reportado

(1)Validado

(2)

En la validación de los equipos de Almacén, Maestranza y Medición, no se considera aquel equipo:


• Utilizado en un fin distinto al del negocio eléctrico

• En proceso de venta o transferencia a otra empresa o persona natural.

• Con un valor unitario igual o menor a US $ 250.00 (D. S. 122-94-EF Art. 23 establece que la inversión en bienes de uso que no sobrepase ¼ de la UIT podrá considerarse como gasto)

En cuanto a equipos para el control de calidad del servicio eléctrico, su validación tomo en cuenta lo que establece las Normas Técnicas de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE) respecto a la realización de los controles, para definir la cantidad adecuada y razonable de registradores de tensión (nivel de baja y media tensión) y de perturbaciones, que requiere contar. .

La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de US$ 1.9 millones como cifra validada, tal como muestra el Cuadro siguiente


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Equipo de Almacén, Maestranza, Medición y Control - VNR

REPORTADO VALIDADOITEM EQUIPOS ALMACEN, MAEST. MEDIC Y CONTROL US $ US $D1 EQUIPOS DE ALMACEN 103,154 101,904D2 EQUIPOS DE MAESTRANZA 402,290 365,090D3 EQUIPOS DE MEDICION 989,758 989,758D4 EQUIPOS DE CONTROL 444,285 443,285

TOTAL 1,939,488 1,900,038

En consideración a las características de los equipos y al uso casi exclusivo por parte de la industria eléctrica, su valor nuevo de reemplazo, de los bienes que conforman este grupo, esta dado sobre la base de Ordenes de Compra o cotizaciones de proveedores.

d. EQUIPO DE COMUNICACIÓN

Equipo de Comunicación

%((1 - 2)/2)*100

E EQUIPO DE COMUNICACION27 Conf. 1+ 1 high PW, corrector FEC marca DMC-01 Modem a Cerro Verd 1 1 0 0 AT

28 Conf. 1+ 1 high PW, corrector FEC marca DMC-02 Modem a Cerro Verd 1 1 0 0 AT

29 Conf. 1+ 0, standard Pw marca DMC-03 Modem a Cerro Verde 1 1 0 0 AT

30 Conf. 1+ 0, standard Pw marca DMC-04 Modem a Pershing 1 1 0 0 AT

31 Conf. 1+ 0, standard Pw Marca DMC-05 1 1 0 0 AT

Sub Total 5 5 0 0

UsoDiferencia (1 - 2)Item Activos Reportado

(1)Validado

(2)

La validación tomo en cuenta que, su dimensionamiento esta en función al número de clientes y a la extensión del área de concesión en que se presta el servicio.

En la validación no se considera aquel equipo:




La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de US$ 2.3 millones como cifra validada, tal como muestra el Cuadro siguiente


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Equipo de Comunicación. VNR REPORTADO VALIDADO

ITEM EQUIPOS DE COMUNICACIÓN US $ US $E1 EQUIPOS DE TELEFONIA FIJA 284,755 284,755E3 ESTACIONES DE RADIO Y ANTENAS 1,823,409 1,823,409E5 OTROS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 227,437 227,437

TOTAL 2,335,601 2,335,601

El VNR de cada uno de los equipos que conforman este grupo, esta dado sobre la base de Órdenes de Compra o cotizaciones de proveedores nacionales y/o extranjeros.

e. EQUIPO DE OFICINA Y EQUIPO DE COMPUTO

Equipo de Oficina

%((1 - 2)/2)*100

F EQUIPO DE OFICINA32

1 1 0 0AV

331 1 0 0

AC

Sub Total 2 2 0 0

Item Activos Reportado (1)

Validado (2)

Aire acondicionado marca YORK serie ROBTM021851 Equipo 460V-3ø 60Hz refrigerante 134C (Edificio Principal)

Aire acondicionado marca YORK serie ROBTM021851 Equipo 460V-3ø 60Hz refrigerante 134C (Edificio Comercial)

Diferencia (1 - 2) Uso

Equipo de Cómputo y Software Activos %

((1 - 2)/2)*100

G 4 EQUIPO DE COMPUTO ( SERVIDORES)34 2 Proc 1.5 Ghz 8 Gb Ram400 Gb marca HP 1 1 0 0 AC

35 2 Proc 1.5 Ghz 8 Gb Ram400 Gb marca HP 1 1 0 0 AC

36 Servidor UNIX EDELNOR B 1 1 0 0 AV

37 Servidor UNIX EDELNOR 2 Mod.A3663 B Serie 3906 A69627 1 1 0 0 AV

38 Servidor UNIX EDELNOR 1 Mod. A3666 B Serie 3906 A69626 1 1 0 0 AV

39 Servidor UNIX EDELNOR P Mod. A3579 A Serie 3832 A44573 1 1 0 0 AV

40 Integrity rx4640, 4xltaniun 21.5 Ghz 16 Gb Ram 2x36GB R1, H marca HP 1 1 0 0 AC


42 Integrity rx7620, 3xltaniun 21. nGhz 8 Gb Ram 2x36GB R1, H marca HP 1 1 0 0 AC



Sub Total 11 11 0 0

Diferencia (1 - 2)Item Validado

(2) UsoReportado (1)

Activos %((1 - 2)/2)*100

G 5 OTOS EQUIPOS DE COMPUTO45 Arreglo de Discos HP 128 Disk ARRAY XP 128 1 1 0 0 AC

46 Lap Top Intel Pentium 4/256 Mb/ 40 Gb N B marca Compag 1 1 0 0 AC

Sub Total 2 2 0 0

UsoItem Reportado (1) Validado (2)

Diferencia (1 - 2)


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EDELNOR 9/6/09

Activos %

((1 - 2)/2)*100

G 6/7 SOFTWARES TECNICOS Y DE GESTION47 GEO RED, TECNOLOGY, GEOESPACIAL SIG, SISTEMA AM/FM/GIS 1 1 0 0 AT

48 INFOMANTE, Sistema Cliente Servidor y Otros 1 1 0 0 AT

49 ISIE 200A, Sistema Administrativo y Financiero 1 1 0 0 AA

50 META 4, Sistema de Nòmina y Recursos Humanos 1 1 0 0 RH

51 SDE Gestión Sistema que cubre las funciones de los sistemas 1 1 0 0 AA

52 Nuevo Software Comercial SC4J 1 1 0 0 AC

Sub Total 6 6 0 0

Item Reportado (1) Validado (2)

Diferencia (1 - 2) Uso

En su validación no se considera aquel equipo




• O software que tiene un valor unitario igual o menor a US $ 250.00 (D. S. 122-94-EF Art. 23 establece que la inversión en bienes de uso que no sobrepase ¼ de la UIT podrá considerarse como gasto)

En lo que respecta a los equipos de oficina y de cómputo, la validación tomo en cuenta el número de personal fijado en su estructura orgánica.

En cuanto a la verificación de los sistemas informáticos se ha tenido en cuenta:

• Características generales y descripción de cada uno de los sistemas en operación.

• Número de usuarios.

• Plataforma y manejador de datos.

• Número de licencia

La asignación del valor nuevo de reemplazo, alcanza la suma de US$ 2.3 millones como cifra validada para equipos de oficina y US$ 10.3 millones para equipos de cómputo y software, tal como muestran los Cuadros siguientes

Equipo de Oficina. VNR

REPORTADO VALIDADOITEM EQUIPOS PARA OFICINAS US $ US $

F1 EQUIPOS PARA OFICINAS 2,306,892 2,305,057TOTAL 2,306,892 2,305,057


3-20

EDELNOR 9/6/09

Equipo de Cómputo y Software. VNR

REPORTADO VALIDADOITEM EQUIPOS DE COMPUTO Y SOFTWAR US $ US $G2 ESTACIONES DE TRABAJO 639,550 639,150G3 IMPRESORAS 80,290 74,600G4 SERVIDORES 1,743,842 1,743,842G5 OTROS EQUIPOS DE COMPUTO 282,434 99,267G6 SOFTWARES TECNICOS 2,000,000 2,000,000G7 SOFTWARES DE GESTION 6,356,500 6,356,500G8 OTROS SOFTWARES 192,868 120,618

11,295,484 11,033,976A cargo de Otros Negocios -777,895

TOTAL 11,295,484 10,256,081

El valor nuevo de reemplazo de cada uno de los equipos de oficina y de cómputo, esta dado sobre la base de valores promedio de mercado.

En consideración a las características de los software, que han sido desarrollados para cubrir necesidades propias de EDELNOR, su valor nuevo de reemplazo esta dado sobre la base de los Contratos suscritos con proveedores.

f. CUADRO RESUMEN E INDICADORES

En resumen el VNR No eléctrico validado alcanza la suma de US$ 33.1 millones, cuya distribución por Actividad se muestra en el Cuadro siguiente:

VNR Inversión No Eléctrica al 31.12.2008

MM US$ % MM US$ %

A Terrenos 6.1 18 6.1 18

B Edificios y Construcciones 9.4 27 9.4 28

C Equipos y vehículos de transporte y carga 0.8 2 0.8 2

D Equipos de Almacén, Medición y Control 1.9 6 1.9 6

E Equipos Comunicación 2.3 7 2.3 7

F Equipos de Oficina 2.3 7 2.3 7

G Equipos Computación 11.3 33 10.3 31

TOTAL 34.2 100 33.1 100

Cód ActivosReportado Validado

0

2

4

6

8

10

12

MM

US

$

A B C D E F GActivos

ReportadoValidado

A continuación se muestra algunos indicadores de la Inversión No Eléctrica, en relación al número de Clientes, MWh facturación anualizada y al número de trabajadores permanentes.


3-21

EDELNOR 9/6/09

Sector Típico 1 Lima Norte Datos REPORTADO VALIDADO

Nº de Clientes 933,419 933,419Mwh Facturados 4,457,402 4,457,402Nº de Trabajadores 552 552

ConceptosUS $ 6,119,094.0 6,119,094.0US $ / Cliente 6,555.6 6,555.6US $ / Mwh Facturado 1,372.8 1,372.8US $ Trabajador 11,085.3 11,085.3US $ 9,410,432.8 9,410,432.8US $ / Cliente 10,081.7 10,081.7US $ / Mwh Facturado 2,111.2 2,111.2US $ Trabajador 17,047.9 17,047.9US $ 813,535.5 813,535.5US $ / Cliente 871.6 871.6US $ / Mwh Facturado 182.5 182.5US $ Trabajador 1,473.8 1,473.8US $ 1,939,487.6 1,900,037.6US $ / Cliente 2,077.8 2,035.6US $ / Mwh Facturado 435.1 426.3US $ Trabajador 3,513.6 3,442.1US $ 2,335,601.1 2,335,601.1US $ / Cliente 2,502.2 2,502.2US $ / Mwh Facturado 524.0 524.0US $ Trabajador 4,231.2 4,231.2US $ 2,306,892.4 2,305,057.4US $ / Cliente 2,471.4 2,469.5US $ / Mwh Facturado 517.5 517.1US $ Trabajador 4,179.2 4,175.8US $ 11,295,483.5 10,256,081.1US $ / Cliente 12,101.2 10,987.6US $ / Mwh Facturado 2,534.1 2,300.9US $ Trabajador 20,462.8 18,579.9US $ 34,220,526.9 33,139,839.5US $ / Cliente 36,661.5 35,503.7US $ / Mwh Facturado 7,677.2 7,434.8US $ Trabajador 61,993.7 60,035.9

A

B

C

D

Tipo de activo

VNR No EléctricoSector Típico 1

Lima Norte

Edificios yconstrucciones

Terrenos

Equipos y vehiculosde transporte y carga

Equipos dealmacén,

maestranza,medición y control

Equipos decomunicación

Equipos deoficina

Equipo decomputación

TOTAL

E

F

G

El siguiente Cuadro Resumen muestra el VNR de la Inversión No Eléctrica a nivel de Empresa, vale decir del Sector Típico 1 Lima Norte, del Sector Típico 2 Huaral – Chancay y del Sector Típico 2 Huacho.


22

EDELNOR 9/6/09

IItem Clasif Descripción 2 Cantidad US $ Cantidad US $ Cantidad US $ Cantidad US $A1 TERRENOS PARA ALMACEN DE EQUIPOSA3 TERRENOS PARA OFICINAS 12,823.5 4,575,695.0 706.8 84,816.0 13,530.3 4,660,511.0A4 TERRENOS PARA CENTROS ATENCION AL PUB 5,033.1 1,543,399.0 342.0 51,300.0 1,254.2 158,632.5 6,629.2 1,753,331.5A5 OTROS TERRENOS 0.0 0.0 0.0 0.0

Total TERRENOS 17,856.6 6,119,094.0 342.0 51,300.0 1,961.0 243,448.5 20,159.5 6,413,842.5 18.40B1 ALMACEN DE EQUIPOS 0.0 0.0B2 ALMACEN DE VEHICULOS 0.0 0.0B3 OFICINAS 14,367.0 7,535,147.8 1,179.0 426,798.0 15,546.0 7,961,945.8B4 CENTROS DE ATENCION AL PUBLICO 4,432.4 1,875,284.9 362.0 123,804.0 1,333.0 482,297.2 6,127.4 2,481,386.2

Total EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES 18,799.4 9,410,432.8 362.0 123,804.0 2,512.0 909,095.2 21,673.4 10,443,332.0 29.97C1 VEHICULOS ADMINISTRATIVOS 11 413,535.5 11 413,535.5C3 EQUIPOS Y VEHICULOS DE CARGA 4 400,000.0 4 400,000.0

Total EQUIPOS Y VEHICULOS DE TRANSPORTE Y CARGA 15 813,535.5 15 813,535.5 2.33D1 EQUIPOS DE ALMACEN 22 101,904.3 22 101,904.3D2 EQUIPOS DE MAESTRANZA 9 365,090.0 6 3,385.8 29 21,552.6 44 390,028.4D3 EQUIPOS DE MEEDICION 533 989,758.3 9 19,865.7 12 21,803.3 554 1,031,427.2D4 EQUIPOS DE CONTROL 28 443,285.1 3 3,611.0 11 10,110.0 42 457,006.1

Total EQUIPOS DE ALMACEN, MAESTRANZA, MEDICION Y 592 1,900,037.6 18 26,862.5 52 53,465.9 662 1,980,365.9 5.68E1 EQUIPO DE TELEFONIA FIJA 613 284,755.2 22 10,746.7 635 295,501.9E2 EQUIPOS DE TELEFONIA MOVIL 0 0.0E3 ESTACIONES DE RADIO Y ANTENAS 48 1,823,408.8 2 6,648.0 7 83,863.2 57 1,913,920.1E4 RADIOS PORTATILES 0 0.0E5 OTROS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 221 227,437.1 45 6,535.0 13 21,972.0 279 255,944.1

Total EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 882 2,335,601.1 47 13,183.0 42 116,581.9 971 2,465,366.0 7.07F1 EQUIPOS PARA OFICINAS 1,463 2,305,057.4 12 8,393.5 96 68,535.5 1,571 2,381,986.4F2 EQUIPOS PARA ATENCION AL PUBLICO 0 0.0F3 OTROS EQUIPOS DE OFICINA 0 0.0

Total EQUIPOS DE OFICINA 1,463 2,305,057.4 12 8,393.5 96 68,535.5 1,571 2,381,986.4 6.83G1 EQUIPOS DE RED DE COMPUTO 0 0.0G2 ESTACIONES DE TRABAJO 668 639,150.0 8 8,150.0 47 39,700.0 723 687,000.0G3 IMPRESORAS 111 74,600.0 4 3,100.0 8 9,000.0 123 86,700.0G4 SERVIDORES 103 1,743,842.1 2 11,440.3 4 24,086.3 109 1,779,368.7G5 OTROS EQUIPOS DE COMPUTO 29 99,266.6 29 99,266.6G6 SOFTWARES TECNICOS 2 2,000,000.0 2 2,000,000.0G7 SOFTWARES DE GESTION 4 6,356,500.0 4 6,356,500.0G8 OTROS SOFTWARES 92 120,617.7 0 0.0 0 0.0 92 120,617.7

Total EQUIPOS DE COMPUTACION 1,009 11,033,976.4 14 22,690.3 59 72,786.3 1,082 11,129,453.0-777,895.3 0 -777,895.3

Total EQUIPOS DE COMPUTACION 10,256,081.1 22,690.3 72,786.3 0 10,351,557.7 29.7033,139,839.5 246,233.2 1,463,913.3 0 34,849,986.0 100.0TOTAL GENERAL

D

E

F

G

%

A

B

C

EDELNOR VAD 2009 - 2013VNR NO ELECTRICO

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008

SECTOR 1Lima Norte

SECTOR 2Huaral Chancay

SECTOR 2Huacho TOTAL

3-1

EDELNOR 9/6/09

3.4 ANTECEDENTES COMERCIALES

En lo referente a los antecedentes comerciales presentados por Edelnor se ha efectuado la revisión y validación de la información referente a las compras y ventas de energía correspondientes al año 2008, y del balance de potencia y energía para el mismo año.

3.4.1 Compras y ventas de energía y potencia

Se revisó y validó la información comercial de la EDELNOR correspondiente al año 2008 de los formatos A con la información proporcionada por la CTE.

a. VALIDACIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

Se consolidó la base comercial entregada por EDELNOR para cada uno de los meses del año base y se determinaron las energías facturas anuales, el resultado obtenido es el que se presenta a continuación,

TarifaEnergía Anual

[MWh]Tarifa

Energía Anual [MWh]

MT2 80,802 AT1 ‐ PEAJE 231,904 MT3P 641,568 MT1 ‐ PEAJE 213,484 MT3FP 183,174 TOTAL ‐ PEAJE 445,388 MT4P 243,459 MT4FP 52,666 BT2 17,647 BT3P 76,812 BT3FP 65,991 BT4P 94,073 BT4FP 65,850 BT4AP 13,322 BT5B‐R 1,965,473 BT5B‐NR 315,617

BT6 5,455 AT1 89,901 MT1 786,159 BT5A 9,311 AP 157,187

TOTAL 4,864,466

La energía facturada presentada en el balance de la empresa para el 2008, se presenta en el siguiente cuadro:


3-2

EDELNOR 9/6/09

TarifaEnergía [MWh]

AT1 321,204 MT1 996,472 MT2 80,802 MT3P 641,568 MT3FP 183,174 MT4P 243,926 MT4FP 52,666 BT2 17,647 BT3P 76,812 BT3FP 65,991 BT4P 94,071 BT4FP 65,764 BT5C 170,509 BT5A 9,311 BT5B 2,280,986 BT6 5,456 Total 5,306,360

Agrupando por Tarifa y comparando, nos queda la siguiente tabla:

Base Comercial Balance

AT1 89,901 AT1‐PEAJE 231,904

MT1 786,159 MT1‐PEAJE 213,484

MT2 80,802 80,802 MT3 824,742 824,742 MT4 296,125 296,592 BT4AP 170,509 170,509 BT2 17,647 17,647 BT3 142,803 142,803 BT4 159,923 159,835 BT5 2,281,090 2,280,986 BT5A 9,311 9,311 BT6 5,455 5,456

TOTAL 5,309,854 5,306,360

996,472

Energía [MWh]Tarifa

321,204

Como puede observarse, las diferencias resultantes entre los valores informados en el balance y los detallados en las Bases enviadas al OSINERG en forma mensual despreciables.


3-3

EDELNOR 9/6/09

b. VALIDACIÓN DE LAS COMPRAS DE ENERGÍA

Se han revisado y validado los montos de compra de energía presentados por EDELNOR para los nodos de vinculación con el sistema.

La energía Comprada por EDELNOR en el 2008 (valor obtenido de las curvas de compra del 2008) es de 5,759 GWh. El valor informado en el balance entregado resulta de 5,746 GWh.

A continuación se presentan los valores de energía comprada, por mes.

MESENERGIA

[MWh]ENE 469,904FEB 469,744MAR 496,060ABR 478,438MAY 470,787JUN 469,904JUL 481,283AGO 482,201SEP 477,149OCT 494,968NOV 477,621DIC 490,528

ANUAL 5,758,589

En la siguiente figura se presenta la curva monótona horaria de la potencia comprada durante el 2008, en MW.

‐

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

1 8784

POTENCIA COMPR

ADA [MW]

HORAS DEL AÑO

POTENCIA MAXIMA = 898,9 MW


3-4

EDELNOR 9/6/09

Las diferencias resultantes entre los valores de compra informada para el periodo 2008 y el detalle de las curvas de compra son despreciables.

3.4.2 Balance de energía y potencia

Se detallan a continuación la metodología utilizada y los resultados de la validación del Balance de Potencia y Energía del mercado atendido por la empresa distribuidora.

a. INFORMACIÓN DISPONIBLE

Para realizar dicha validación se ha utilizado la siguiente información:

• Base Comercial con los clientes existentes durante el año 2008.

• Resultados preliminares del Estudio de Caracterización del Consumo de los Clientes solicitado por EDELNOR a PA Consulting Group.

b. PROCESO REALIZADO

Para el procesamiento de la información se consideraron las siguientes etapas:

• Importación de la Base Comercial informada con una discriminación mensual.

• Se totalizó para cada tarifa, la energía facturada en el año 2008.

• Se verificaron los volúmenes de Potencia y Energía registrada en el Año 2008 en los puntos de compra de la Distribuidora.

Se identificaron los Factores de Carga y Simultaneidad preliminares de las tarifas vigentes de acuerdo a la caracterización del mercado realizada por PA Consulting Group.

c. DETERMINACIÓN DEL BALANCE ENERGÍA

Se verificó la validez, como se indicó, de los valores de potencia y energía ingresados a la empresa Distribuidora desde la Alta Tensión.

Los valores correspondientes a los niveles de Alta Tensión, hasta el ingreso a la red de Media Tensión, se han validado a través de la existencia de mediciones de energía y potencia que permiten discriminar los flujos.

Para determinar el Balance de Energía a partir del ingreso a la red, se incorporan en el cálculo los valores de energía facturada para todos los usuarios vigentes durante el año 2008 para cada opción tarifaria de acuerdo con los criterios establecidos anteriormente.

Las pérdidas de energía asignadas a cada Etapa se determinaron a partir de lo informado por EDELNOR en los Balances presentados

d. DETERMINACIÓN DEL BALANCE DE POTENCIA

El Balance de Potencia también se ha determinado a partir del ingreso a la red de AT, y considera como punto de partida la potencia Máxima registrada por la Empresa Distribuidora (11/12/2008 19:45).

A partir de las características de consumo de las distintas opciones tarifarias se determinó la demanda máxima simultánea de cada una considerando los Factores de Carga y de Coincidencia.


3-5

EDELNOR 9/6/09

La potencia Máxima Simultanea para cada opción Tarifaria se determinó a partir de la siguiente expresión:

8784*TARIFA

TARIFA

TARIFA

FCOFC

FACTTARIFA

EDS =

Donde:

TARIFADS : Demanda Simultánea de la opción Tarifaria.

TARIFAFACTE : Energía annual Facturada a los Usuarios en Baja Tensión.

TARIFA

TARIFA

FCOFC

: Factor de Carga sobre el Factor de Coincidencia de la opción

Tarifaria.

Los Factores de Carga y Coincidencia para cada opción tarifaria se presenta en la siguiente tabla:

Opción Factor de Factor deTarifaria Carga Coincidencia

MT1 0.90 0.78TD1 0.90 0.78MT2 0.60 0.48MT3P 0.84 0.94MT3FP 0.61 0.59MT4P 0.82 0.98MT4FP 0.67 0.63BT1 1.00 1.00BT2 0.61 0.65BT3P 0.76 0.98BT3FP 0.56 0.58BT4P 0.72 0.98BT4FP 0.57 0.62BT5C 0.50 1.00BT5 0.58 1.00BT5A 0.56 0.57BT5B 0.59 0.44

Las perdidas de potencia se calculan a través de la determinación de los Factores de Carga de las Pérdidas en las redes de AT, MT y de BT.

Para la red de AT se adoptó un valor de para el FCpérdidas de 0,63, para la MT se adoptó un valor de para el FCpérdidas de 0,60, mientras que en el caso de la red de BT se determinó un FCpérdidas de 0,48. Estos valores fueron determinados a partir de aplicar las fórmulas de “Buller Woodrow”.


3-6

EDELNOR 9/6/09

Teniendo en cuenta estos Factores de Carga de las pérdidas, y las pérdidas de energía ya determinadas, se obtuvo el valor de pérdidas de potencia para cada una de las etapas de la red. Los valores obtenidos referidos a cada etapa fueron los siguientes: Red de AT: 1,11 %, Red de MT: 1,61 % y Red de BT: 12,89 %

e. RESULTADOS DEL BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA

En la siguiente tabla se muestra el Balance de Potencia y Energía para las etapas MT y BT, revisado:

ENERGIA [MWh]

FC [%]

FCO [%]

POTENCIA [MW]

5,746,988 900.7

PERDIDAS AT 52,872 10.0

RESUMEN FACTURADA 330,167 20.5

AT1 330,167 91.4% 59.3% 20.5

5,363,949 870.272

PERDIDAS MT 70,268 13.975

RESUMEN FACTURADA 2,198,608 246.796

MT1 996,472 90% 78% 99.1

MT2 80,802 60% 48% 7.4

MT3FP 183,174 61% 59% 19.9

MT3P 641,568 84% 94% 81.5

MT4FP 52,666 67% 63% 5.7

MT4P 243,926 82% 98% 33.4

3,095,073 609.501

PERDIDAS BT 308,525 78.555

RESUMEN FACTURADA 2,786,548 530.946

BT5 2,286,443 58% 100% 447.3

BT2 17,647 61% 65% 2.1

BT3FP 65,991 56% 58% 7.8

BT3P 76,812 76% 98% 11.2

BT5C 170,509 50% 100% 38.8

BT4FP 65,764 57% 62% 8.2

BT4P 94,071 72% 98% 14.6

BT5A-A 4,037 56% 57% 0.5

BT5A-B 5,274 59% 44% 0.4

DETALLE

ENTRADA RED DE AT

ENTRADA RED DE MT

ENTRADA RED DE BT


3-7

EDELNOR 9/6/09

3.5 ANTECEDENTES DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

La revisión y validación de los Antecedentes de Operación y Mantenimiento se presenta en el punto 3.5.4 siguiente, en el que se ha efectuado la revisión y validación de los costos correspondientes a las siguientes actividades definidas en los TDR:

• A4: Distribución Media Tensión

• A5: Distribución Baja Tensión

• A6: Alumbrado Público

• A7: Comercialización

Estas 4 actividades son las únicas que intervienen en el Estudio de Costos del VAD y comprenden los siguientes antecedentes de costos:

• Antecedentes de Explotación Técnica

• Antecedentes de Explotación Comercial

• Antecedentes de Gestión

3.5.1 Antecedentes de Explotación Técnica

La revisión y validación de estos antecedentes se desarrolla en conjunto con los otros antecedentes de operación y mantenimiento en el punto 3.5.4.

3.5.2 Antecedentes de Explotación Comercial


3.5.3 Antecedentes de Gestión


3.5.4 Revisión y validación de los Costos de Distribución.

Esta validación consistió en lo siguiente:

• Revisión de los Estados Financieros trimestrales y anuales presentados por EDELNOR a OSINERMIN correspondientes a los años 2007 y 2008, verificando que los Estados de Costos Combinados mantengan la debida correspondencia con las cifras que muestran los Estados de Resultados (Estados de Pérdidas y Ganancias).

• Revisión de los vouchers contables (facturas o recibos, nota contable etc.) referidos al costo del servicio eléctrico, verificando si el costo efectivamente se efectuó, si corresponde asignarle al rubro del negocio eléctrico y si se trata de costos que dan lugar a inversión o gasto. La suma de los importes consignados en la documentación revisada alcanzo la cifra de MS/. 44.5 y MS/. 34.8 por los ejercicios económicos 2007 y 2008 respectivamente. Constancia de esta revisión se presenta en el Anexo H.

• El resultado de la revisión obligo a una reestructuración de los Estados de Costos y Gastos de los años 2007 y 2008, con la finalidad de mostrar una separación de los


3-8

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costos y gastos pertenecientes al negocio eléctrico, de aquellos que corresponden a otras actividades que EDELNOR realiza paralelamente a la actividad principal.

• Revisión de los Contratos suscritos con las firmas: COBRA PERU S.A. prestación de Servicios de Mantenimiento de Alumbrando Público, CAM PERU SRL por Servicios de Mediciones, AVANZIT PERU SAC. por Servicio de Lectura de Medidores y reparto de Factura de Suministros, SYNAPSIS por Servicio de Soporte y Mantenimiento de los sistemas de Telecomunicaciones. Copia de los Contratos revisados se muestra el Anexo H

• Revisión de los criterios de asignación de los costos indirectos de inversión, costos de supervisión directa y costos de administración.

• Revisión de la política contable respecto a: reconocimiento de ingresos, costos y gastos, provisiones, pasivos y activos contingentes, inversiones, existencias, uso de estimaciones, ajuste moneda constante, provisión de la cuenta incobrable.

• Revisión de la planilla de haberes.

En distribución, el porcentaje de revisión de los costos correspondiente a los ejercicios económicos del 2008 y 2007 han alcanzado el 31.06 % y 42.50 % respectivamente, tal como se muestra en el cuadro siguiente:

DiferenciaS/. Miles % S/. Miles % B-A (*) N1 N2

A4 Distribución Media Tensión 30,319 17.68 17,913 13.46 -12,406 -9,537 -2,869A5 Distribución Baja Tensión 78,592 45.82 65,784 49.43 -12,808 -22,277 9,469A6 Alumbrado Público 16,211 9.45 14,030 10.54 -2,181 -2,181 A7 Comercialización 46,407 27.05 35,364 26.57 -11,043 -11,043 Total Costo de Distribucion 171,529 100.00 133,091 100.00 -38,438 -31,814 -6,624 Verificación 34,857 31.06

A4 Distribución Media Tensión 25,316 16.34 18,088 14.37 -7,228 -4,538 -2,690A5 Distribución Baja Tensión 71,166 45.94 66,730 53.01 -4,436 -14,380 9,944A6 Alumbrado Público 15,927 10.28 11,601 9.21 -4,326 -4,326A7 Comercialización 42,499 27.43 29,474 23.41 -13,025 -13,025Total Costo de Distribucion 154,908 100.00 125,893 100.00 -29,015 -18,918 -10,097 Verificación 44,515 42.50

N1= Corresponde a la aplicación de gastos cargados a inversionesN2= Importes resultantes por cambio de metodologia en la aplicación de costos de supervisión directa y costos indirectos

AÑO 2008

Año 2007

Explicación Diferencia COSTOS DISTRIBUCION VAD "A" VAD "B"(Actividades)

Los mayores importes que muestra el VAD “A” con respecto al “B” se refieren a los conceptos que señaláramos en el numeral 3.1.1 es decir

• Importes por S/. 31.8 y 18.9 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente, deducidos de inversiones por ser considerado gastos.

• Gastos, por S/. 1.3 y 1.1 millones por los años 2008 y 2007 respectivamente, por corresponder a donaciones no deducibles del impuesto a la renta.

Los importes que se anotan en la columna N2, son el resultado de aplicar, en el proceso de distribución de los costos de supervisión directa y de los costos indirectos (Formatos “B”), lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME de fecha 11.04.94 y los que fija los TDR del Estudio VAD 2009,


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3.6 ANTECEDENTES DE LA CALIDAD DE SERVICIO ELECTRICO

Uno de los aspectos que introducen modificaciones a las condiciones vigentes al establecer la anterior fijación del VAD esta asociado con las niveles de calidad de servicio técnico (Interrupciones) que deben garantizar a los usuarios las empresas Distribuidoras.

La calidad del servicio técnico se caracteriza por el número y duración de las interrupciones del abastecimiento eléctrico a los clientes finales. Está ampliamente aceptado que no resulta ni técnica ni económicamente posible asegurar que el abastecimiento de energía eléctrica esté continuamente disponible para la demanda.

Mas bien la función esperada es la provisión de un abastecimiento que satisfaga las necesidades de energía y potencia de los usuarios económicamente, y con un nivel aceptable de calidad y continuidad.

Actualmente se encuentra en vigencia una aplicación a la normativa de calidad de servicio en donde se establecen controles adicionales a los indicadores SAIFI y SAIDI de tipo global, que imponen una revisión de los sistemas de inversión, operación y gestión actuales por parte de las empresas Distribuidoras.

Se establecen además atenuantes en la determinación de las compensaciones entre los periodos 2009 al 2012 en fracciones del 25%, llegando al valor pleno una vez superado los 4 años previstos en la normativa. La determinación de las multas se ha previsto efectuarlas por la aplicación de un costo de falla variable dependiendo del sector típico al cual corresponde las redes involucradas, En particular para el Sector Típico I se ha previsto un Costo Unitario por MW igual a 12 [UITs].

A título general se observa que los niveles para el desempeño esperado (DE) resultan exigentes para el normal desempeño de las empresas correspondientes en el Sector Típico I al fijar una valor de SAIFI de 3 [Interrupciones Usuario / Año] y un SAIDI entre 7,5 y 6,5 de [Horas Interrumpidas Usuario / Año].

Si bien la Empresa Modelo debe ser diseñada con el objeto de poder cumplir con estos límites al igual que los individuales por usuarios, es necesario asegurar adecuados niveles de respaldo de las instalaciones como así también de los recursos para la Operación del personal involucrado en el negocio.

3.7 OTROS ANTECEDENTES

3.7.1 Asignación de Instalaciones al Sistema Eléctrico Modelo

El área de concesión de la empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. - EDELNOR S.A.A., comprende el norte de Lima capital, la Provincia Constitucional del Callao, y provincias del Norte Chico: Huacho, Huaral, Chancay, Supe, Barranca, Pativilca.

Las redes eléctricas de la distribuidora se encuentran segmentadas en 4 Sectores Eléctricos tal como se detalla en el siguiente cuadro:

SECTOR ELECTRICO SISTEMA ELECTRICO

I LIMA NORTE


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II HUACHO-SUPE-BARRANCA HUARAL-CHANCAY HUACHO SUPE-BARRANCA

III SAYÁN-HUMAYA PATIVILCA CANTA CHURÍN

V RAVIRA-PACARAOS HOYOS-ACOS YASO

A continuación se presenta el diagrama unifilar esquemático del Sector Eléctrico I, detallando las SET que alimentan la demanda en MT.

La tensión del sistema de Alta Tensión es de 60 kV, excepto en los casos en que se indica una tensión diferente, y la tensión en la red de MT, o del secundario de las SET, es en todos los casos de 10 kV.

Existe una separación entre las Sectores Eléctricos, por lo que las instalaciones a asignar al Sistema Eléctrico Modelo, o sea el Sector Eléctrico I, son las redes de MT y BT asociadas a las SET perteneciente al Sistema Eléctrico de Lima Norte.

La vinculación con los Sistemas de Transmisión y Generación se realiza en las SET BARSI, CHAVARRIA, SANTA ROSA Y CHILLON de 60 kV.

A continuación se presenta la distribución geográfica de cada una de las SET en la cual se representa la potencia instalada a partir de la altura de los bloques y una distribución topológica con la conformación eléctrica del sistema


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A estas SET corresponden 313 alimentadores de Media Tensión los que se listan a continuación indicando el nombre de la SET a la que pertenecen y la Identificación del alimentador.

ID SET AlimMT ID SET AlimMT ID SET AlimMT1 ANCON N‐01 59 CTO GRANDE CG‐01 117 MARANGA MA‐162 ANCON N‐02 60 CTO GRANDE CG‐02 118 MIRONES M‐013 ANCON N‐04 61 CTO GRANDE CG‐03 119 MIRONES M‐024 ANCON N‐05 62 CTO GRANDE CG‐04 120 MIRONES M‐035 ANCON N‐06 63 CTO GRANDE CG‐05 121 MIRONES M‐046 BARSI K‐01 64 CTO GRANDE CG‐06 122 MIRONES M‐057 BARSI K‐02 65 CTO GRANDE CG‐07 123 MIRONES M‐068 BARSI K‐03 66 CTO GRANDE CG‐08 124 MIRONES M‐079 BARSI K‐05 67 CTO GRANDE CG‐09 125 MIRONES M‐0810 BARSI K‐07 68 CTO GRANDE CG‐10 126 MIRONES M‐0911 BARSI K‐08 69 CTO GRANDE CG‐11 127 MIRONES M‐1012 BARSI K‐09 70 CTO GRANDE CG‐12 128 MIRONES M‐1113 BARSI K‐10 71 INDUSTRIAL ID‐01 129 MIRONES M‐1214 BARSI K‐11 72 INDUSTRIAL ID‐02 130 MIRONES M‐1315 BARSI K‐12 73 INDUSTRIAL ID‐03 131 MIRONES M‐1416 BARSI K‐13 74 INDUSTRIAL ID‐04 132 MIRONES M‐1517 BARSI K‐14 75 INDUSTRIAL ID‐05 133 MIRONES M‐1618 BARSI K‐15 76 INDUSTRIAL ID‐07 134 MIRONES M‐1719 BARSI K‐16 77 INDUSTRIAL ID‐08 135 MIRONES M‐1820 BARSI K‐17 78 INDUSTRIAL ID‐09 136 MIRONES M‐1921 BARSI K‐19 79 INDUSTRIAL ID‐10 137 MIRONES M‐2022 BARSI K‐20 80 INFANTAS I‐01 138 MIRONES M‐2123 BARSI K‐21 81 INFANTAS I‐02 139 MIRONES M‐2224 BARSI K‐22 82 INFANTAS I‐03 140 MIRONES M‐2325 BARSI K‐23 83 INFANTAS I‐04 141 MIRONES M‐2426 BARSI K‐24 84 INFANTAS I‐05 142 MIRONES M‐2527 CAUDIVILLA CV‐01 85 INFANTAS I‐06 143 MIRONES M‐2628 CAUDIVILLA CV‐02 86 INFANTAS I‐07 144 MIRONES M‐2829 CAUDIVILLA CV‐03 87 INFANTAS I‐08 145 MIRONES M‐2930 CAUDIVILLA CV‐04 88 INFANTAS I‐11 146 MIRONES M‐3131 CAUDIVILLA CV‐05 89 INFANTAS I‐12 147 NARANJAL NJ‐0132 CAUDIVILLA CV‐06 90 INFANTAS I‐13 148 NARANJAL NJ‐0233 CAUDIVILLA CV‐07 91 INFANTAS I‐14 149 NARANJAL NJ‐0334 CAUDIVILLA CV‐08 92 INFANTAS I‐15 150 NARANJAL NJ‐0435 CAUDIVILLA CV‐09 93 INFANTAS I‐16 151 NARANJAL NJ‐0536 CHAVARRIA CH‐01 94 INFANTAS I‐17 152 NARANJAL NJ‐0637 CHAVARRIA CH‐02 95 INFANTAS I‐18 153 NARANJAL NJ‐0738 CHAVARRIA CH‐03 96 INFANTAS I‐19 154 NARANJAL NJ‐0839 CHAVARRIA CH‐04 97 JICAMARCA J‐01 155 NARANJAL NJ‐0940 CHAVARRIA CH‐05 98 JICAMARCA J‐02 156 NARANJAL NJ‐1041 CHAVARRIA CH‐06 99 JICAMARCA J‐03 157 NARANJAL NJ‐1142 CHAVARRIA CH‐07 100 JICAMARCA J‐04 158 NARANJAL NJ‐1243 CHAVARRIA CH‐08 101 JICAMARCA J‐05 159 NARANJAL NJ‐1344 CHAVARRIA CH‐10 102 JICAMARCA J‐06 160 OQUENDO O‐0145 CHAVARRIA CH‐11 103 JICAMARCA J‐07 161 OQUENDO O‐0246 CHAVARRIA CH‐12 104 MARANGA MA‐01 162 OQUENDO O‐0347 CHAVARRIA CH‐13 105 MARANGA MA‐03 163 OQUENDO O‐0448 CHAVARRIA CH‐14 106 MARANGA MA‐04 164 OQUENDO O‐0549 CHAVARRIA CH‐15 107 MARANGA MA‐05 165 OQUENDO O‐0650 CHAVARRIA CH‐16 108 MARANGA MA‐06 166 OQUENDO O‐0751 CHAVARRIA CH‐17 109 MARANGA MA‐07 167 OQUENDO O‐0852 CHAVARRIA CH‐18 110 MARANGA MA‐08 168 OQUENDO O‐0953 CHAVARRIA CH‐19 111 MARANGA MA‐09 169 OQUENDO O‐1054 CHAVARRIA CH‐20 112 MARANGA MA‐10 170 OQUENDO O‐1155 CHAVARRIA CH‐21 113 MARANGA MA‐11 171 OQUENDO O‐1256 CHAVARRIA CH‐22 114 MARANGA MA‐12 172 OQUENDO O‐1357 CHAVARRIA CH‐23 115 MARANGA MA‐13 173 OQUENDO O‐1458 CHAVARRIA CH‐24 116 MARANGA MA‐15 174 PANDO PA‐01


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ID SET AlimMT ID SET AlimMT ID SET AlimMT175 PANDO PA‐02 233 STA.ROSA A P‐28 291 T‐VALLE TV‐07176 PANDO PA‐03 234 STA.ROSA A P‐29 292 T‐VALLE TV‐08177 PANDO PA‐04 235 STA.ROSA A P‐31 293 T‐VALLE TV‐09178 PANDO PA‐05 236 STA.ROSA A P‐32 294 T‐VALLE TV‐10179 PANDO PA‐06 237 STA.ROSA A P‐33 295 T‐VALLE TV‐11180 PANDO PA‐07 238 STA.ROSA A P‐34 296 T‐VALLE TV‐13181 PANDO PA‐08 239 STA.ROSA A SR‐40 297 T‐VALLE TV‐14182 PANDO PA‐09 240 STA.ROSA A SR‐51 298 T‐VALLE TV‐15183 PANDO PA‐10 241 STA.ROSA A SR‐52 299 T‐VALLE TV‐16184 PANDO PA‐11 242 STA‐MARINA F‐01 300 T‐VALLE TV‐17185 PANDO PA‐12 243 STA‐MARINA F‐03 301 T‐VALLE TV‐18186 PANDO PA‐13 244 STA‐MARINA F‐04 302 VENTANILLA V‐01187 PANDO PA‐14 245 STA‐MARINA F‐05 303 VENTANILLA V‐02188 PANDO PA‐15 246 STA‐MARINA F‐06 304 VENTANILLA V‐03189 PERSHING Q‐02 247 STA‐MARINA F‐07 305 VENTANILLA V‐04190 PERSHING Q‐03 248 STA‐MARINA F‐08 306 VENTANILLA V‐05191 PERSHING Q‐04 249 STA‐MARINA F‐09 307 VENTANILLA V‐06192 PERSHING Q‐05 250 STA‐MARINA F‐11 308 VENTANILLA V‐07193 PERSHING Q‐06 251 STA‐MARINA F‐12 309 ZAPALLAL W‐01194 PERSHING Q‐07 252 STA‐MARINA F‐14 310 ZAPALLAL W‐02195 PERSHING Q‐08 253 STA‐MARINA F‐16 311 ZAPALLAL W‐03196 PERSHING Q‐10 254 STA‐MARINA F‐17 312 ZAPALLAL W‐04197 PERSHING Q‐11 255 STA‐MARINA F‐18 313 ZAPALLAL W‐05198 PERSHING Q‐12 256 STA‐MARINA F‐19199 PERSHING Q‐13 257 STA‐MARINA F‐21200 PERSHING Q‐14 258 TACNA T‐01201 PERSHING Q‐15 259 TACNA T‐02202 PERSHING Q‐16 260 TACNA T‐03203 PERSHING Q‐17 261 TACNA T‐04204 PERSHING Q‐18 262 TACNA T‐05205 PERSHING Q‐20 263 TACNA T‐06206 PT‐PIEDRA PP‐02 264 TACNA T‐07207 PT‐PIEDRA PP‐03 265 TACNA T‐08208 PT‐PIEDRA PP‐04 266 TACNA T‐09209 PT‐PIEDRA PP‐05 267 TACNA T‐10210 PT‐PIEDRA PP‐06 268 TACNA T‐11211 PT‐PIEDRA PP‐07 269 TACNA T‐12212 PT‐PIEDRA PP‐10 270 TACNA T‐13213 STA.ROSA A P‐01 271 TACNA T‐14214 STA.ROSA A P‐05 272 TACNA T‐15215 STA.ROSA A P‐06 273 TACNA T‐16216 STA.ROSA A P‐07 274 TACNA T‐17217 STA.ROSA A P‐12 275 TACNA T‐18218 STA.ROSA A P‐13 276 TACNA T‐19219 STA.ROSA A P‐14 277 TACNA T‐21220 STA.ROSA A P‐15 278 TACNA T‐22221 STA.ROSA A P‐16 279 TACNA T‐23222 STA.ROSA A P‐17 280 TACNA T‐24223 STA.ROSA A P‐18 281 TACNA T‐25224 STA.ROSA A P‐19 282 TACNA T‐27225 STA.ROSA A P‐20 283 TACNA T‐29226 STA.ROSA A P‐21 284 TACNA T‐30227 STA.ROSA A P‐22 285 T‐VALLE TV‐01228 STA.ROSA A P‐23 286 T‐VALLE TV‐02229 STA.ROSA A P‐24 287 T‐VALLE TV‐03230 STA.ROSA A P‐25 288 T‐VALLE TV‐04231 STA.ROSA A P‐26 289 T‐VALLE TV‐05232 STA.ROSA A P‐27 290 T‐VALLE TV‐06

Finalmente se han relevado todas las Subestaciones de Distribución (SED) y transformadores de clientes MT, alimentados desde cada SET. Las mismas se han agrupado por tipo de SED, y se indica su cantidad y la potencia total instalada.


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N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA N° kVA ANCON 10 426 53 5521 16 3165 0 0 6 705 121 18411 17 5154 223 33382BARSI 25 546 72 11830 38 13400 1 100 13 3940 294 114143 71 64250 514 208209CAUDIVILLA 102 4830 264 27502 22 4502 0 0 34 5510 591 69820 23 10438 1036 122601CHAVARRIA 46 1752 261 40388 43 16220 5 2980 39 9320 614 161857 88 56942 1096 289460CTO GRANDE 61 1851 360 49946 25 6570 1 100 46 9175 599 102694 41 23160 1133 193496INDUSTRIAL 0 0 15 4080 12 3375 0 0 4 820 109 53977 50 39037 190 101289INFANTAS 50 2351 321 44607 32 9660 0 0 73 14010 633 118222 55 29867 1164 218718JICAMARCA 45 1614 207 24526 2 410 0 0 0 0 272 32012 14 5032 540 63594MARANGA 0 0 50 11385 34 20160 0 0 36 10925 211 99346 33 25511 364 167327MIRONES 10 536 115 23895 73 37272 0 0 24 7685 470 213759 113 92024 805 375172NARANJAL 115 3083 194 26285 28 8232 0 0 34 8090 482 94629 41 35985 894 176304OQUENDO 37 1186 108 13970 18 4010 0 0 3 660 260 93219 71 66863 497 179909PANDO 3 112 59 12730 44 23275 0 0 28 8440 264 116463 55 42236 453 203257PERSHING 0 0 89 23700 59 38505 2 1730 60 18685 345 148443 36 16803 591 247866PT‐PIEDRA 146 4202 209 21228 14 2657 0 0 7 890 451 72430 54 39641 881 141048STA.ROSA A 31 1326 247 42855 56 23515 13 11220 42 9495 628 214027 112 78845 1129 381283STA‐MARINA 58 1348 247 31150 49 16690 1 160 23 4705 522 107283 45 28340 945 189676TACNA 9 552 141 19530 41 22130 48 43645 32 11000 481 211115 57 30700 809 338672T‐VALLE 23 657 172 29810 31 10320 0 0 78 20625 410 123039 60 46242 774 230693VENTANILLA 22 591 302 32735 12 2565 0 0 8 1190 389 48591 31 8860 764 94532ZAPALLAL 124 4036 244 25708 6 667 0 0 1 75 402 34864 20 3730 797 69080

CLIENTES MTTOTAL SED Y CLIENTES MTSUBTERRANEA BOVEDA

COMPACTASMONOPOSTE BIPOSTE

AEREA

SETCONVENCIONALES

A NIVEL PEDESTAL

A continuación y a modo de ejemplo se presenta la distribución geográfica de las diferentes SED


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3.7.2 Estudio del Costo del Capital de Trabajo

De acuerdo a lo indicado en el Punto 5.2 de los TDR debe calcularse el costo financiero requerido para cubrir el desfase entre la cobranza de la facturación de energía y los pagos por compras de energía y otros gastos operativos en los primeros meses de operación de la empresa distribuidora.

El costo anual del capital de trabajo de la empresa modelo calculado resulta de 3,17 millones de US$.

Para efectuar este cálculo se utilizó un modelo que simula la operación típica de una empresa distribuidora en el primer año de funcionamiento, considerando que comienza a suministrar energía el 1 de enero.

Se han considerado las siguientes hipótesis para el modelado y la estimación del capital de trabajo diario requerido durante el primer año de operación:

• Se determina el flujo diario de ingresos y egresos desde el 1 enero hasta el 31 diciembre

• El Capital de Trabajo diario es el saldo negativo de caja

• Los intereses diarios se actualizan al 31 de diciembre

A continuación se describen los criterios y datos que se utilizarán en el modelo para determinar el flujo de ingresos y egresos diarios de la distribuidora en el hipotético primer año de operación de la misma.


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La información se obtuvo del Estado de Resultados para el Año 2008 presentado como información financiera por Edelnor (archivo “EERR_2008-2007.xls”).

A.1 CRITERIOS DE CÁLCULO

A.1.1 Flujo de Ingresos

Los criterios e hipótesis considerados en el modelo son los siguientes:

• Se toman en cuenta los Ingresos totales por facturación informados para el año 2008, incluyendo el IGV.

• Se considera que se leen los medidores, se factura y se cobra todos los días hábiles del año, el mismo monto cada día (distribución lineal para todos los días hábiles)

• Se determina la cantidad de planes de facturación de manera que los clientes tengan 1 factura por mes

• Se considera que la cobranza de cada plan se efectúa en el mismo plazo promedio de lectura-cobranza cada día hábil del año, suponiendo la cobranza de todo el monto facturado en ese plazo medio

• Durante el primer mes de inicio de las operaciones se modela que el consumo de energía leído, facturado y cobrado en cada plan es creciente comenzando por 1 día, y siguiendo por 2, 3, etc. hasta completar los 30 días al finalizar el primer mes

A.1.2 Flujo de Egresos

Los criterios e hipótesis consideradas para modelar el flujo de egresos de la distribuidora son los siguientes:

• Al inicio de las operaciones, el 1 de Enero, se consideran los egresos para constitución del stock de materiales de explotación y para el fondo fijo (caja + bancos)

• El monto del stock de materiales se estima como 3 meses del consumo anual. El fondo fijo se estima equivalente a 1 día de facturación.

• Se consideran todos los egresos de la compañía, incluyendo compras de energía, gastos de explotación, pago de tributo e impuestos, anticipo de pago de impuesto a la renta y anticipo de pago de dividendos. El IGV se incluye cuando corresponde

• Los egresos mensuales se estiman dividiendo los egresos anuales por 12

• Los egresos se clasifican y agrupan según las fechas típicas de pago, en relación al mes de ejecución del egreso, y se ubican en esas fechas para todos los meses

• Los valores correspondientes a la Empresa Modelo se obtienen aplicando las relaciones con la Empresa Total que se obtienen de los Formatos A informados por la distribuidora


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A.1.3 Tasa de interés

Se ha considerado para calcular el costo del capital de trabajo una tasa anual del 12%, o sea una tasa de interés diario del 0,031%.

A.1.4 Cálculo del Costo del Capital de Trabajo

El capital de trabajo diario se determina como el saldo negativo de caja.

El costo del capital de trabajo se obtiene aplicando el interés diario al capital de trabajo diario, y efectuando el valor presente neto del flujo de intereses, actualizados al final del año de análisis (31 de diciembre).

A.2 DATOS UTILIZADOS

Los ingresos y costos considerados en el cálculo se obtuvieron, como se indicó, del Estado de Resultados para el año 2008, con la excepción de los que se indican a continuación por entenderse que no forman parte del flujo de fondos típico de la Empresa Modelo:

Ingresos no considerados: ingresos financieros; ganancia por diferencia de cambio; venta de almacén; otros.

Costos no considerados: provisiones del ejercicio; depreciación; amortización; provisión cobranza dudosa; costo de venta de almacén; otros egresos; cargas financieras; pérdida por diferencia de cambio; egresos excepcionales.

El monto total de inversiones considerado es de 186,7 millones de soles.

Los valores adoptados se presentan en la siguiente tabla.

Total Costos de Explotación 232.555.348 S/.Total Inversiones 186.700.000 S/.

Total Empresa Relación Emp Mod /

Empresa Modelo

Empresa Modelo

S/. / año Total Emp S/. / año US$ / añoFacturación 1.446.953.578 0,992 1.435.005.851 490.935.974Compras de Energía 803.014.408 0,922 740.689.266 253.400.365

Costo de Personal ( Salarios ) 46.686.188 0,983 45.881.835 15.696.830Cargas Sociales y CTS 5.215.713 0,982 5.120.331 1.751.738

Monto de Materiales ( Explotación + Inversiones ) 91.159.018 0,967 88.125.483 30.148.985Monto de Servicios ( Explotación + Inversiones ) 249.484.943 0,939 234.329.360 80.167.417

Otros Gastos 10.143.127 0,954 9.678.590 3.311.184Tributos e Impuestos ( excepto IGV ) 16.566.359 0,943 15.616.759 5.342.716

Utilidades a repartir 154.387.113 0,992 153.112.314 52.381.907

TC promedio 2008 2,923

A partir de esta información se determinaron los siguientes montos considerando el IGV correspondiente.


3-20

EDELNOR 9/6/09

DATOSTasa de Interés 12,00% anual

0,031% diariaTasa promedio del IGV en las compras de energía 19,0%Tasa promedio del IGV en los pagos de servicios y materiales 19,0%Tasa promedio del IGV en la venta de energía 19,0%

Pago a Cuenta Impuesto a las rentas ( 6% Ingresos ) monto anual 35.052.829 US$

Facturación total sin IGV monto anual 490.935.974 US$IGV ventas monto anual 93.277.835 US$Facturación total con IGV monto anual 584.213.809 US$

Compras de energía sin IGV monto anual 253.400.365 US$Materiales sin IGV monto anual 30.148.985 US$Servicios sin IGV monto anual 80.167.417 US$Otros Gastos sin IGV 3.311.184IGV compras monto anual 69.735.311 US$

Pago neto del IGV monto anual 23.542.524 US$

Los datos utilizados para el cálculo de los ingresos son los siguientes.

CALCULO DE INGRESOSPlazo Medio de Cobro período lectura-cobro 30 díasMonto total anual facturado con IGV 584.213.809 US$

Finalmente en lo que respecta a los montos de los egresos modelados, y sus correspondientes fechas de erogación los valores considerados se presentan a continuación.

EGRESOSAnuales

[ US$ / año ]Mensuales

[ US$ / mes ]COMPRAS DE ENERGIADía 24 del mes n+1 Compras de Energía 301.546.434 25.128.870COSTOS DE PERSONAL25 de cada mes n P - Salarios 15.696.830 1.308.06915 días del mes n+1 PIS - CS, CTS 1.751.738 145.978DIVIDENDOSPago trimestral: Mayo-Agosto-Noviembre-Abril DIV 52.381.907 13.095.477CARGOS E IMPUESTOS15 días del mes siguiente n+1 C/I - IGV 23.542.524 1.961.87715 días del mes siguiente n+1 C/I - Anticipo Rentas 35.052.829 2.921.06915 días del mes siguiente n+1 OT - Otros gastos y tributos 9.283.025 773.585MATERIALES Y SERVICIOS13 días del mes n+2 M/S - Materiales y Servicios Exp/Inv 131.276.518 10.939.710SOCK Y FONDO FIJO - 1er día del añoStock de Materiales - 3 meses del consumo anual Stock de Materiales 23.849.807Fondo Fijo (caja+bancos) - 1 día de facturación Fondo Fijo 2.318.309

A.3 EVOLUCIÓN DEL CAPITAL DE TRABAJO

En el gráfico que sigue se presenta la evolución anual del flujo de ingresos y egresos y del capital de trabajo modelados de acuerdo a los criterios y los datos adoptados.


3-21

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-35.000

-30.000

-25.000

-20.000

-15.000

-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

2008

-01-

01

2008

-01-

31

2008

-03-

02

2008

-04-

01

2008

-05-

01

2008

-05-

31

2008

-06-

30

2008

-07-

30

2008

-08-

29

2008

-09-

28

2008

-10-

28

2008

-11-

27

2008

-12-

27

mile

s U

S$

Ingresos Egresos Capital de Trabajo

3.8 CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS

Por Resolución Ministerial Nº197-94 EM/VME de fecha 11.04.94, se aprueba el “Manual de Costos” para empresas de electricidad concesionarias y/o autorizadas y se establece la obligación de llevar una contabilidad de costos para las actividades de generación, transmisión y distribución.

Este Manual de Costos, establece el registro de las transacciones identificando los gastos directos que deben imputarse a cada unidad de costos, teniendo en cuenta la actividad desarrollada (generación, transmisión, distribución, comercialización y administración) así como sus correspondientes costos indirectos que de ellos se deriven.

EDELNOR establece, tomando en cuenta el Manual de Costos en cuanto se refiere a las actividades que desarrolla, criterios de base para la asignación de costos de supervisión directa y costos de administración fijando procedimientos a seguir, los mismos que se señalan en el numeral 4.1.

Las actividades de negocio establecidas por los TDR, que asumen costos de supervisión directa y costos indirectos, son las siguientes:

• A1: Actividad Compra de Energía

• A2. Generación

• A3. Transmisión

• A4. Distribución Media - Tensión

• A5. Distribución Baja - Tensión

• A6. Alumbrado Público

• A7. Comercialización


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• A8. Conexión a la Red de Distribución Eléctrica.

• A9. Corte y Reconexión

• A10. Gestión de Inversiones en Distribución.

• A11. Gestión de Inversiones en Otras Áreas

• A12. Apoyo en Postes

• A13. Otros Servicios

• A14. Negocios Financieros

• A15. Depreciación

• A16. Otras.

EDELNOR atiende el área del mercado de la distribuidora correspondiente al Sector Típico 1, o sea el Sector en estudio. El área de servicio de esta Empresa es el de Lima Norte.

A continuación se efectúa la revisión y la validación de los criterios utilizados por la distribuidora para asignar los diversos costos, VNR, ingresos y margen de distribución correspondientes a cada actividad.

3.8.1 Asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos a las inversiones (margen de contribución a inversiones o activación de gastos).

Los costos de supervisión son aquellos originados por el trabajo de supervisión que efectúan de manera directa cada una de las áreas orgánicas de la empresa para la adecuada ejecución de las actividades que desarrollan. Los costos indirectos son aquellos vinculados con la administración y servicios funcionales de la empresa.

El criterio utilizado por EDELNOR, en la asignación de estos costos en las actividades de inversión, definido en el documento explicativo entregado por la empresa, es el mismo utilizado en sus balances de los años 2005 y 2006. La metodología aplicada consiste en que la empresa prepara una distribución de tiempo que cada área dedico a la obra sobre la base de un estudio de tiempos realizado en cada ejercicio, procediendo a determinar un porcentaje que se aplica sobre los gastos directos con la obra.

Los porcentajes de asignación de estos costos totales resultantes de la aplicación de este criterio, para los años 2008 y 2007 son:

Inversión Gastos Inversión Gastos

Costos de Supervisión Directa 3,843 32.34% 67.66% 7,931 0.95% 99.05%

Costos Indirectos 64,483 8.10% 91.90% 60,476 9.39% 90.61%

20072008Importe

MS/.Importe MS/. DistribuciónDistribución

Los importes que se asignan a inversiones son MS/. 6,466 y MS/. 5,756 por los años 2008 y 2007 respectivamente, que representa en promedio el 9.46 % para el año 2008 y 8.41 % para el año 2007, del total de los costos de supervisión directa más los costos indirectos.

De acuerdo a la RM Nº 197-94-EM-VME (Manual de Costos de las Empresas Eléctricas Concesionarias), establece que se debe extraer de costos indirectos un 25 % de ellos


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para llevarlos a la cuenta de inversiones, teniendo como límite el 7.5 % del monto de la inversión anualizada.

La verificación de los limites establecidos por la normatividad, considera asociar costos y gastos indirectos a inversiones por MS/. 14,007 para el año 2008 y MS/. 8,773 para el 2007, lo que implica que se ha dejado de aplicar a inversiones la cantidad de MS/. 7,541 y MS/. 3,017 por los años 2008 y 2007 respectivamente.

3.8.2 Asignación del margen de contribución a inversiones o activación de gastos a las actividades de inversión.

De acuerdo al criterio definido por EDELNOR, una vez determinado el margen de contribución a inversiones según lo detallado en el punto anterior, se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obras de inversión de la Distribuidora (Transmisión, Distribución, Comercialización etc.), sobre la base de sus respectivos costos de inversión ejecutada en el año.

3.8.3 Asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos a las distintas actividades de la distribuidora

El documento que describe los criterios de asignación establecidos por EDELNOR, considera la asignación de estos costos entre las distintas actividades sobre la base de la utilización del tiempo que dedica, personal de las Gerencias, Sub-Gerencias y Departamentos de Apoyo, en cada una de las actividades.

En la aplicación de este criterio, la empresa de distribución ha establecido dos tablas:

• Tabla de asignación de costos de supervisión directa - CSD.

• Tabla de asignación de costos generales de administración.- CI.

Estas tablas fijan, en términos porcentuales, la distribución de los costos de supervisión directa y de costos indirectos a ser aplicados en cada una de las actividades que desarrollan las diferentes áreas de la empresa.

Los cuadros siguientes muestran los porcentajes de asignación, de los costos indirectos y de los costos de supervisión directa a las diferentes actividades que desarrolla la empresa


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ITEM ACTIVIDADDirectorio - Gerencia General

Gerencia de Comercialización -

Gerencia de Regulación y

Gesión de Energía

Gerencia Técnica

Gerencia de Administración y Finanzas

Gerencia de RRHH

A1 Compra de EnergíaA2 Generación 0.07% 0.07% 0.07% 0.07% 0.07%A3 Transmisión 5.78% 5.78% 5.78% 5.78% 5.78%A4 Distribución Media Tensión 13.64% 13.64% 13.64% 13.64% 13.64%A5 Distribución Baja Tensión 41.04% 41.04% 41.04% 41.04% 41.04%A6 Alumbrado Público 6.41% 6.41% 6.41% 6.41% 6.41%A7 Comercialización 18.46% 18.46% 18.46% 18.46% 18.46%A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 1.62% 1.62% 1.62% 1.62% 1.62%A9 Corte y Reconexión 0.30% 0.30% 0.30% 0.30% 0.30%

A10 Gestión de Inversión en Distribución 8.38% 8.38% 8.38% 8.38% 8.38%A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 2.85% 2.85% 2.85% 2.85% 2.85%A12 Asesoria a Terceros 0.04% 0.04% 0.04% 0.04% 0.04%A13 Otros Servicios 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41%A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

TABLA DE ASIGNACION DE COSTOS INDIRECTOS

ITEM ACTIVIDAD

Sub Gerencia

Ingenieria y Obras

Sub Gerencia Mantenimiento

Sub Gerencia

Operaciones y Calidad del

Servicio

Sub Gerencia

Operaciones Comerciales

Sub Gerencia

Mercado No Regulado

Sub Gerencia Desarrollo Comercial

Sección Administració

n y Control Gestión

Comercial

A1 Compra de EnergíaA2 Generación 0.69% 0.60% 0.01%A3 Transmisión 2.49% 14.78% 12.60%A4 Distribución Media Tensión 3.54% 3.20% 16.04% 0.02% 0.01% 0.00% 0.02%A5 Distribución Baja Tensión 8.71% 52.38% 37.99% 1.34% 0.69% 0.04% 1.34%A6 Alumbrado Público 6.29% 29.04% 31.83%A7 Comercialización 0.89% 1.11% 64.73% 54.01% 84.06% 21.13%A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 29.24% 15.05% 0.88% 29.24%A9 Corte y Reconexión 4.67% 2.41% 0.14% 4.67%

A10 Gestión de Inversión en Distribución 61.65% 0.30%A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 15.73% 0.12%A12 Asesoria a Terceros 1.17% 2.17% 0.19%A13 Otros Servicios 26.66% 12.71% 43.41%A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

TABLA DE ASIGNACION DE COSTOS DIRECTOS DE SUPERVISION

La observación a plantear en este caso, es que la encuesta de distribución de tiempo ha sido efectuada al nivel de sub-gerencias y departamentos operativos y de apoyo, definiendo la distribución de los costos sobre la base del tiempo que las respectivas jefaturas destinan a cada actividad, lo cual no siempre es coincidente con las horas / hombre que el personal que conforman dichas áreas destinan a las actividades con las que mantiene vinculación directa.

Esta metodología utilizada por EDELNOR, para la asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos a las distintas actividades, no se ajusta a lo establecido por la RM Nº 197-94-EM/VME (Manual de Costos de las Empresas Eléctricas Concesionarias) que fija que los gastos de administración correspondientes a las áreas que realizan estudios y obras se asignen directamente al costo de inversión y los gastos de los órganos de gobierno ( Costos Indirectos) sean aplicados en un 75 % al Costo del Servicio y el 25 % restante al costo de inversión en estudios y obras siempre que este monto resultante no exceda del 7.5 % del monto de la inversión anualizada.

De otro lado los TDR indican que los criterios de asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos de la Gerencia Central de la empresa para cada actividad, podrá ser en el caso del Directorio y de los Gerentes sobre la base del margen de


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contribución de cada actividad a la utilidad de la empresa y en el caso de profesionales, técnicos o administrativos el tiempo que dedican a cada actividad.

3.8.4 Asignación de los gastos de supervisión directa y costos indirectos a las distintas actividades de la distribuidora. Criterio alternativo.

Como criterio alternativo a la metodología establecida por EDELNOR se ha definido, que en la formulación de los Formatos “B” aplicar, para la distribución de los costos de supervisión directa y de los costos indirectos en las distintas actividades, la siguiente metodología:

• Distribución de los costos de supervisión directa (Sub Gerencia Técnica y Sub Gerencia Comercial ), − Sub Gerencia Técnica,

· Los costos de supervisión directa en el desarrollo de la Operación y Mantenimiento del servicio eléctrico, son aplicados en forma proporcional al costo directo de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución Media Tensión, Distribución Baja Tensión y Alumbrado Público.

· Los costos de supervisión en Estudios y Obras del servicio eléctrico son aplicados en forma proporcional al costo directo de las actividades de Gestión de Inversión en Distribución y Gestión de Inversiones en Otras Áreas.

· Una vez determinado el margen de contribución a inversiones, se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obra, sobre la base de sus respectivos costos directos de inversión ejecutada en el año.

− Sub Gerencia Comercial · Los costos de supervisión en la operación comercial del servicio eléctrico,

son aplicados en forma proporcional al costo directo de las actividades de Comercialización, Conexiones a la Red de la Distribución Eléctrica y Corte y Reconexiones.

· Los costos de supervisión de las actividades de Asesoria a Terceros y Otros Servicios, son aplicados en forma proporcional a sus respectivos costos directos.

• Los costos indirectos (Gastos de Administración) son distribuidos entre las diferentes Actividades bajo el siguiente procedimiento: − El 25 % se distribuye en forma proporcional al costo (del año) de las

inversiones en estudios y obras de las actividades de Gestión de Inversión en Distribución y Gestión de Inversión en Otras Áreas, teniendo como límite el 7.5 % del monto de la inversión anualizada (Resolución Ministerial Nº 197-94-EM-VME).

− Una vez determinado el margen de contribución a inversiones, se aplica éste margen de contribución a las distintas actividades en estudios y obra, sobre la base de sus respectivos costos directos de inversión ejecutada en el año

− El 75 % se distribuye de acuerdo al margen de contribución de cada actividad a la utilidad de la empresa. Las actividades que absorben estos costos indirectos son Generación, Transmisión, Distribución Media Tensión, Distribución Baja Tensión, Alumbrado Público, Comercialización, Conexión a la Red de Distribución Eléctrica, Corte y Reconexión, Asesoria a Terceros y Otros Servicios.


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Como resultado de la aplicación de la metodología establecida por EDELNOR y la que se fija como Criterio Alternativo, en la distribución del costo de supervisión directa y de los costos indirectos, el siguiente Cuadro de Costos y Gastos Totales muestra, los resultados obtenidos:

Código Actividad MS/. % MS/. % MS/. % MS/. %

A1 Compra de Energía 803,014 74.52 803,014 76.88 755,043 74.42 755,043 75.92A2 Generación 1,374 0.13 1,269 0.12 1,039 0.10 971 0.10A3 Transmisión 13,624 1.26 16,168 1.55 13,271 1.31 16,213 1.63A4 Distribución Media Tensión 30,319 2.81 17,914 1.72 25,316 2.50 19,493 1.96A5 Distribución Baja Tensión 78,592 7.29 65,784 6.30 71,166 7.01 69,959 7.03A6 Alumbrado Público 16,211 1.50 14,030 1.34 15,927 1.57 12,074 1.21A7 Comercialización 46,407 4.31 35,364 3.39 42,499 4.19 31,539 3.17A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 27,800 2.58 26,931 2.58 25,849 2.55 25,047 2.52A9 Corte y Reconexión 4,633 0.43 4,462 0.43 4,972 0.49 4,831 0.49A10 Gestión de Inversión en Distribución 8,242 0.76 11,120 1.06 9,189 0.91 7,509 0.76A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 4,453 0.41 5,191 0.50 3,247 0.32 4,104 0.41A12 Apoyo en Postes 474 0.04 586 0.06 545 0.05 661 0.07A13 Otros Servicios 42,481 3.94 42,687 4.09 46,453 4.58 47,099 4.74A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 1,077,624 100.00 1,044,520 100.00 1,014,515 100.00 994,543 100.00

Año 2008 Año 2007COSTOS Y GASTOS TOTALES Edelnor Criterio Altenativo Edelnor Criterio Altenativo

Bajo el Criterio Alternativo, se asigna a Inversiones MS/: 14,090 por el año 2008 y MS/ 8,833 por el 2007, que representan 26.97% y el 20.35% del total de costos de supervisión directa mas costos indirectos de los años 2008 y 2007 respectivammente, tal como muestra el Cuadro siguiente. :

Inversión Gastos Inversión Gastos

Costos de Supervisión Directa 2,524 3.37% 96.63% 2,391 4.18% 95.82%Costos Indirectos 59,363 23.60% 76.40% 54,257 16.17% 83.83%

2007DistribuciónDistribuciónImporte MS/. Importe

MS/.

2008

El proceso de asignación de los costos de supervisión directa y costos indirectos, a las actividades de inversión, cumple con lo establecido por la Resolución Ministerial Nº 197-94-EM-VME respecto a la absorción de los costos indirectos.

3.8.5 Criterios de asignación de ingresos a cada una de las actividades de la empresa.

Para las actividades A1 hasta A7 la distribuidora ha tomado como criterio efectuar una distribución de los ingresos provenientes de la “Venta de Energía al Público” en función de las fórmulas de conformación de las tarifas para clientes finales.

A continuación se describe con mayor detalle el procedimiento empleado por la distribuidora.

• Para la actividad de compra de energía A1 contienen los precios de potencia y energía al nivel de barra publicada. Las pérdidas reconocidas en potencia y energía al nivel de distribución al ser factores de expansión aplicados a los precios de barra, han sido consideradas en la parte de ingresos de la actividad compra de energía.

• Para la actividad de transmisión A3 se ha considerado a los ingresos por peaje e ingreso tarifario, en energía y potencia.


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• Dentro de las actividades de distribución de media tensión y baja tensión A4 y A5 respectivamente corresponde al componente VADMT y VADBT de la tarifa regulada incluyendo los factores que las afectan: actualización, economías de escala, balance de potencia (FBP) y PTP. También se han incluido los ingresos provenientes del concepto “Consumos no Registrados”, el cual fue distribuido entre las actividades en forma proporcional a los ingresos determinados para estas actividades por “Venta de Energía al Público”.

• Para la actividad Alumbrado público A6 representa el monto de alícuotas facturadas determinadas a partir de aplicar la tarifa BT5C y sus consumos reales del servicio alumbrado público.

• Para la actividad Comercialización A7 corresponde a la facturación por cargo fijo comercial para medición simple (CFE), parcial (CFS) y horaria (CFH).

De acuerdo a lo informado por la empresa distribuidora en cada mes se evalúa la incidencia que presenta cada componente de la tarifa partiendo de las fórmulas tarifarías vigentes (Resolución N°1908-2001-OS/CD Numeral III).

Para el mercado libre en media tensión MT1 se asume la estructura tarifaría de la MT2. Asimismo se aplica el mismo criterio para la tarifa TD1. Respecto a la tarifa en alta tensión AT1 solo presenta ingresos para generación y transmisión.

El cargo por FOSE fue deducido de toda la facturación por venta al público debido a que éste no corresponde a un ingreso propio de la empresa.

• Para la actividad A8 y A9 los ingresos provienen de lo consignado en los asientos contables en los conceptos “Conexiones a la Red de Distribución Eléctrica” y “Corte y Reconexión” respectivamente.

• Para las actividades A12 “Apoyo en Poste” y A13 “Otros Servicios” los ingresos provienen de lo consignado en los asientos contables. Respecto a otros servicios corresponde a ingresos por otros negocios paralelos al servicio eléctrico.

De conformidad a los criterios de asignación de ingresos a cada una de las actividades establecidas por la Empresa Distribuidora y a la inclusión de otros ingresos no registrados en los Formatos “A”, se obtiene el Cuadro siguiente que muestra los ingresos correspondientes a los ejercicios económicos 2008 y 2007:

Código Actividad M S/. % M S/. % M S/. % M S/. %

A1 Compra de Energía 803,014 56.05 803,014 55.80 755,043 55.97 755,043 55.95A2 Generación 1,601 0.11 1,601 0.11 1,452 0.11 1,452 0.11A3 Transmisión 72,641 5.07 72,641 5.05 68,278 5.06 68,278 5.06A4 Distribución Media Tensión 57,236 3.99 57,236 3.98 52,293 3.88 52,293 3.88A5 Distribución Baja Tensión 358,472 25.02 364,755 25.35 330,100 24.47 331,252 24.55A6 Alumbrado Público 26,513 1.85 26,513 1.84 24,424 1.81 24,424 1.81A7 Comercialización 29,449 2.06 29,449 2.05 26,728 1.98 26,728 1.98A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 26,891 1.88 26,891 1.87 24,663 1.83 24,663 1.83A9 Corte y Reconexión 3,546 0.25 3,546 0.25 3,580 0.27 3,580 0.27

A10 Gestión de Inversión en Distribución 0 0.00 0 0.00 0 0.00 0 0.00A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 0 0.00 0 0.00 0 0.00 0 0.00A12 Apoyo en Postes 1,922 0.13 1,922 0.13 2,037 0.15 2,037 0.15A13 Otros Servicios 51,453 3.59 51,453 3.58 60,299 4.47 59,719 4.43A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 1,432,737 100.00 1,439,021 100.00 1,348,898 100.00 1,349,470 100.00

INGRESOS TOTALES Año 2008 Año 2007Edelnor Criterio Alternativo Edelnor Criterio Alternativo


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EDELNOR 9/6/09

La contabilidad registra como ingresos por todo concepto la suma de MS/. 1, 439,021 y 1, 349,470 por los años 2008 y 2007 respectivamente. Los Formatos “A” registran como ingreso la suma de MS/. 1, 384,767 y 1, 348,897 para los años antes citados, lo que resulta una diferencia de menos MS/. 54,254 y MS/. 573 para los años 2008 y 2007 respectivamente.

3.8.6 Revisión y validación de la asignación del margen económico a las actividades de la empresa

Al comparar, los márgenes económicos por actividad reportados por la empresa distribuidora, con los que resulta de la aplicación del Criterio Alternativo, se obtienen los resultados que muestra el Cuadro siguiente.

EDELNOR

Ingreso Egresos Margen Bruto Anualidad Margen

EconómicoMargen

Económico

Código Actividad MS/. MS/. MS/. MS/. MS/. MS/.

A1 Compra de Energía 803,014 803,014A2 Generación 1,601 1,269 331 1,917 -1,586 -1,690A3 Transmisión 72,641 16,168 56,473 63,535 -7,062 -4,518A4 Distribución Media Tensión 57,236 17,914 39,322 92,954 -53,632 -57,744A5 Distribución Baja Tensión 364,755 65,784 298,971 246,263 52,708 52,597A6 Alumbrado Público 26,513 14,029 12,484 68,517 -56,033 -59,132A7 Comercialización 29,449 35,364 -5,916 2,507 -8,423 -19,498A8 Conexión a la Red de Distribución Eléctrica 26,891 26,931 -40 -40 -908A9 Corte y Reconexión 3,546 4,462 -915 -915 -1,086

A10 Gestión de Inversión en Distribución 0 11,120 -11,120 -11,120 -8,242A11 Gestión de Inversión en Otras Áreas 0 5,191 -5,191 -5,191 -4,453A12 Apoyo en Postes 1,922 586 1,336 1,336 1,448A13 Otros Servicios 51,453 42,687 8,766 8,766 8,972A14 Negocios FinancierosA15 DepreciaciónA16 Otras

Total Actividades 1,439,021 1,044,520 394,501 475,693 -81,192 -94,254

MARGEN ECONOMICO 2008Criterio Alternativo

El margen económico de las actividades operativas propias del servicio eléctrico, alcanza la cifra negativa de MS/. 83,777 según lo reportado por la empresa Distribuidora, mientras que bajo el criterio alternativo alcanza la cifra negativa de MS/. 65,380 según muestra el Cuadro siguiente:

EDELNOR

Ingreso Egresos Margen Bruto Anualidad Margen

EconómicoMargen

EconómicoCódigo Actividad MS/. MS/. MS/. MS/. MS/. MS/.

A1 Compra de Energía 803,014 803,014A4 Distribución Media Tensión 57,236 17,914 39,322 92,954 -53,632 -57,744A5 Distribución Baja Tensión 364,755 65,784 298,971 246,263 52,708 52,597A6 Alumbrado Público 26,513 14,029 12,484 68,517 -56,033 -59,132A7 Comercialización 29,449 35,364 -5,916 2,507 -8,423 -19,498

Total Actividades 1,280,967 936,106 344,862 410,241 -65,380 -83,777

Diferencia 18,397Total Margen Real -65,380

MARGEN ECONOMICO DISTRIBUCION 2008Criterio Alternativo


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EDELNOR 9/6/09

3.9 FORMATOS B

Una vez efectuada la revisión y validación de los antecedentes se procedió a ajustar los Formatos A presentados por la Empresa Distribuidora, obteniéndose de esa manera los Formatos B que se adjuntan en el Anexo K de este informe.

4. Revisión Inicial de Costos

4-1

EDELNOR 9/6/09

4. REVISIÓN INICIAL DE COSTOS

En función de lo indicado en el punto 5.3 de los TDR para el Estudio de Costos del VAD, hemos efectuado el análisis de la organización y de la estructura de personal relevada.

Sobre la base de la estructura relevada se ha efectuado la revisión y optimización de la estructura de personal, incluyendo la revisión del nivel de sueldos tomando en consideración los resultados de estudios de mercados de remuneraciones.

4.1 ANALISIS DE LOS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

El análisis de los costos de operación y mantenimiento se ha efectuado en forma conjunta con la revisión y ajuste inicial de estos costos, que se presenta en el punto 4.5 de este capítulo.

Los resultados del ajuste efectuado para los Costos de Explotación Comercial, Explotación Técnica y Gestión se presentan a continuación.

4.1.1 Costos de Explotación Técnica

Para el caso de los Costos de Explotación Técnica se ha efectuado el análisis y ajuste inicial descrito en el punto 4.5.2 de este Informe, y los resultados obtenidos para el la dotación y costo de personal de la Gerencia Técnica, dedicada a las actividades de explotación técnica, se presentan en la siguiente tabla.

Dotación Costo anual en miles S/.

Costo anual en miles US$

Explotación Técnica - Empresa Real 237 20,609 6,559Explotación Técnica - Empresa Optimizada 218 19,157 6,097Diferencia Real vs Optimizada 19 1,452 462

En lo referente a las otras componentes de costos, servicios de terceros, suministros y otros costos de gestión, no se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos.

4.1.2 Costos de Explotación Comercial

En lo referente a los Costos de Explotación Comercial el análisis y ajuste inicial efectuado se describe en el punto 4.5.1 de este Informe, y los resultados obtenidos para el la dotación y costo de personal de la Gerencia Comercial, dedicada a las actividades de explotación comercial, se presentan en la siguiente tabla.



Explotación Comercial - Empresa Real 218 17,291 5,503Explotación Comercial - Empresa Optimizada 211 16,806 5,349Diferencia Real vs Optimizada 7 485 154

En lo referente a las otras componentes de costos, servicios de terceros, suministros y otros costos de gestión, no se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos.


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EDELNOR 9/6/09

4.1.3 Costos de Gestión

Finalmente en lo referente a los Costos de Gestión, no se han identificado en esta revisión y ajuste inicial, modificaciones a efectuar sobre la estructura y costos reales de Edelnor, por lo que los valores de estos costos de personal se mantienen sin variación.



Gestión - Empresa Real 120 15,261 4,857Gestión - Empresa Optimizada 120 15,261 4,857Diferencia Real vs Optimizada 0 0 0

En lo referente a las otras componentes de costos, servicios de terceros, suministros y otros costos de gestión, tampoco se han identificado ajustes a efectuar en esta revisión inicial de costos.

4.2 DEFINICION Y DESCRIPCION DE LA ORGANIZACIÓN

En este punto se describen las condiciones en que se desarrollan las actividades de EDELNOR, como sustento para establecer la estructura y dimensión de una empresa ideal operando en su territorio. Cabe destacar la colaboración y aporte esclarecedor recibido durante la confección del mismo, por parte del personal de la institución.

4.2.1 Estructura Organizativa

Las funciones ejecutivas máximas están concentradas en la figura del Gerente General, del cual dependen siete gerencias, dos subgerencias y un área de control, según se muestra en el organigrama que se incluye a continuación:


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Total Empresa: 575

GERENCIATECNICA

GERENCIAGENERAL

GERENCIA COMERCIAL

GERENCIAECONOMICO-FINANCIERA

GERENCIA ORGANIZ. YRECURSOS HUMANOS

GERENCIA LEGAL

GERENCIACOMUNICACION

GERENCIA REGULACIONY GESTION DE ENERGIA

SUBGERENCIACONTRATOS

7

13

31

41

3

7

8

237 218

SUBGERENCIAPLANIFICACIÓN TRIBUTARIA

6

AUDITORIA INTERNA4

Cabe destacar que tanto en este, como en los restantes organigramas que se presenten en este informe solo se representan dependencias funcionales y el tamaño de los cuadros o la tipografía no implican niveles jerárquicos.

a. GERENCIA COMERCIAL

Del Gerente Comercial dependen las Subgerencias de Mercado No Regulado, Desarrollo Comercial y Operaciones Comerciales, así como el Departamento de Mercado Regulado y como órgano de control el área de Administración de Gestión Comercial


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EDELNOR 9/6/09

GERENCIA COMERCIAL

SUBGERENCIAMERCADO NO REGULADO

ADM. Y CONTROL DE GESTION COMERCIAL

CLIENTES LIBRES.

CLIENTES EMPRESARIALES E INSTITUCIONALES

CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA

CONTROL DE PERDIDAS

EXPLOTACION Y FACTURACION CLIENTES REGULADOS

SUBGERENCIADESARROLLO COMERCIAL

SUBGERENCIAOPERACIONES COMERCIALES

CONTROL DE MOROSIDAD.

MERCADO REGULADO

CANALES DE ATENCION

EXPANSION

5

Total Ger: 218

22 33

92

55

11

13

7

2 1

22

6

10

16

1

85

6

UNIDAD DE NEGOCIOSEGUROS

UNIDAD DE NEGOCIORETAIL

UNIDAD DE NEGOCIOFINANCIERO

13

8

7

1

4

UNIDAD DE NEGOCIOCONSTRUCTORES

b. GERENCIA TÉCNICA

Del Gerente Técnico dependen las Subgerencias de Ingeniería y Obras, de Mantenimiento y de Operación y Calidad de Servicio.

GERENCIA TECNICA

SUBGERENCIAMANTENIMIENTO

SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DE SERVICIO

SUBGERENCIAINGENIERIA Y OBRAS

PROYECTOS DISTRIBUCION

OBRAS TRANSMISION

PROYECTOS YOBRAS TRANSMISION

CONTROL DE OBRAS .

MANTENIMIENTODISTRIBUCION

CONTROL DE TRABAJOS ANALISIS TECNICO

MANTENIMIENTOTRANSMISION

OPERACION

CALIDAD DEPRODUCTO Y ANALISIS

CALIDAD DELSERVICIO

PLANIFICACION TECNICA

NORMALIZACION

PROYECTOS TRANSMISION

OBRAS DISTRIBUCION

MANTENIMIENTO ALUMBRADO PUBLICO

GESTION DATOS TECNICOS

Total Ger: 237

2

77 108 49

7

7

6

13

1

23

8

10

97

47

33

11

2 2

5

8

30

4

2


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c. GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

De esta Gerencia dependen siete Departamentos.

GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

GESTIÓN DE LA INNOVACIÓN

.

SERVICIOS GENERALES

SEGURIDAD PATRIMONIAL

CAPACITACIÓN Y BIENESTAR

ADMINISTRACIÓN DE PERSONAL

SEGURIDAD LABORAL, MEDIO AMBIENTE Y GEST

CONTRATISTAS

DESARROLLO Y GESTIONDE PERSONAS

Total Ger: 31

2

1

1 7

7535

d. GERENCIA ECONÓMICO-FINANCIERA

Esta Gerencia está compuesta de las Subgerencias de Tesorería y Finanzas y de Planificación y control, así como el Departamento de Contabilidad General.

GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA

CONTABILIDAD GENERALSUBGERENCIA

TESORERIA Y FINANZAS

SUBGERENCIAPLANIFICACION Y

CONTROL

COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR

CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS

VALORES Y SEGUROS

TESORERIA Y CAJA

PLANIFICACION

PRESUPUESTOS.

Total Ger: 41

17714

3

8

6

10

3

3

1

313

e. GERENCIA DE REGULACIÓN Y GESTIÓN DE ENERGÍA

Esta Gerencia está compuesta por dos Departamentos, cuyas actividades se describen a continuación.


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EDELNOR 9/6/09

Total Ger: 8

GERENCIA DE REGULACION Y GESTION DE ENERGIA

GERENCIA DE REGULACION Y GESTION DE ENERGIA

GESTIÓN DE LA ENERGIA .

REGULACION

3 3

2

f. GERENCIA DE COMUNICACIÓN

Esta Gerencia está compuesta de cuatro Departamentos, cuyas actividades se describen a continuación.

GERENCIA COMUNICACION

RELACIONES PUBLICAS

21

7

PRENSA

3

EXPERIENCIA DE SER CLIENTE

1

PROMOCION Y PUBLICIDAD

g. GERENCIA LEGAL

Dirige y controla las actividades legales y regulatorias de EDELNOR, de acuerdo con las directrices de los Organos Societarios, la Gerencia General y otros, para garantizar una protección eficaz de los intereses económicos de la compañía.

h. AUDITORIA INTERNA

i. SUBGERENCIA DE CONTRATOS

j. SUBGERENCIA DE PLANIFICACIÓN TRIBUTARIA


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4.2.2 Funciones y Actividades

Para cada área descrita se detallan las tareas y funciones correspondientes a la misma en su conjunto pero en cada caso existe la función de los máximos responsables de las mismas (gerentes, subgerentes y jefes de departamento) cuyas tareas principales son la coordinación y el control de la ejecución de las mencionadas actividades.

a. GERENCIA COMERCIAL

i. Funciones de la Subgerencia de Mercado No Regulado

Esta Subgerencia está integrada por dos Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Clientes Empresariales e Institucionales, tiene como misión el proceso de atención de clientes de distribución en media y baja tensión con más de 20 kW y menos de 1000 kW de potencia contratada, para asegurar el logro de los objetivos de plazo de atención, cobrabilidad, morosidad y comercialización de productos complementarios. Asimismo, supervisar el cumplimiento de las conexiones, cortes y reconexiones.

Para esto, realiza estudios por reconocimiento de pérdidas y cargos adicionales no tarifarios, coordina los planes estratégicos definidos con la Gerencia para las relaciones con los entes reguladores, supervisa la emisión de los informes de gestión del Departamento, revisa el Informe Comercial, observaciones de la gestión y redirecciona las acciones necesarias para un mejor desempeño, dirige y controla el cumplimiento de los parámetros exigidos por la NTCSE, así como identifica necesidades y oportunidades de nuevos negocios.

El Departamento de Clientes Libres, atiende comercialmente la cartera de clientes libres en media y alta tensión encargada, así como fomentar el incremento del número de clientes a través de negocios de venta de energía, con la finalidad de buscar el mejor resultado tanto para EDELNOR como para el cliente. Además coordinar y establecer el tratamiento a clientes libres con tarifas reguladas en media tensión –VAD, conexiones , corte y reconexiones.

Para esto, negocia contratos de suministro y convenios de facilidades de pago para los clientes en media y alta tensión, incluyendo la aplicación de tarifas reguladas como el VAD, atiende solicitudes comerciales y técnicas de los clientes en media y alta tensión asignados bajo su responsabilidad, efectúa el seguimiento de proyectos, valorizaciones y solución de requerimientos presentados por los clientes, brinda el servicio de post venta, gestiona la morosidad de los clientes en media y alta tensión asignados, programas de cortes y reconexiones y notificaciones, supervisa el reparto de facturas, comunicaciones varias y otros a los clientes en media y alta tensión asignados, Programar cortes y reconexiones a solicitud y/o por incumplimiento de pago de los clñientes en media y alta tensión, coordina y la reserva, instalación, liquidación de los materiales y mano de obra que se involucran en el desarrollo de los proyectos de obras y mantenimiento, elabora informes para el OSINERGMIN de los contratos con los clientes libres de media y alta tensión, la venta de nuevos productos y servicios a los clientes libres, desarrolla propuestas de productos tarifarios para los clientes de mayor consumo y elabora informes de margen mensual para ser enviadas a la Gerencia Comercial y de Finanzas


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ii. Funciones de la Subgerencia Desarrollo Comercial

Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Control Facturación, realiza el seguimiento del proceso de facturación, lo que conlleva el análisis de novedades diarias, la solución los inconvenientes que pudieran surgir y finalmente de la validación de la liquidación a los efectos de iniciar la distribución de facturas.

Es responsable por las altas, bajas y modificaciones que se realicen a las tablas de parametrización del sistema.

Asimismo analiza constantemente el sistema de liquidación de facturas y especifica las modificaciones al mismo a efectos de mantenerlo al día con la legislación y resoluciones vigentes.

Finalmente se encarga del control de la calidad de lectura de medidores y distribución de facturas. Para ello establece la metodología de muestreos y seguimiento de los respectivos contratistas que resulte adecuada en cada caso, teniendo en cuenta el tipo de terreno y la densidad y tipo de clientela.

El Departamento Constructores, tiene a su cargo el proceso integral de atención para clientes constructores que desarrollan proyectos inmobiliarios y habilitaciones urbanas en la zona de concesión de Edelnor, supervisando el nivel de satisfacción de clientes constructores por el servicio brindado, Identificando oportunidades de nuevos negocios con empresas constructoras y el desarrollo de nuevos productos y servicios orientados a cubrir necesidades insatisfechas de los clientes constructores.

El Departamento Financiero, desarrolla el proceso de implementación de los nuevos negocios y servicios no eléctricos, gestionando y coordinando la promoción, afiliación y venta de los mismos, administrando y gestionando los nuevos negocios. Así mismo, administra y gestiona el presupuesto de ingresos y gastos de la subgerencia.

El, gestiona, supervisa y controla la relación con los Asociados del negocio de seguros. Así mismo desarrolla productos innovadores que cubran las necesidades y expectativas de los clientes, para ser comercializados a través de los diversos canales de distribución

iii. Funciones de la Subgerencia de Operaciones Comerciales

Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación,.

El Departamento de Control de Pérdidas, tiene a su cargo la responsabilidad de la preparación y análisis de las operaciones comerciales específicamente sobre pérdidas en distribución para media y baja tensión: indicadores de gestión y administración, el presupuesto e informes de auditoria y fiscalización sobre los temas antes mencionados; a fin de garantizar la disponibilidad de la información en los plazos establecidos. Para esto, prepara documentos tales como los informes de gestión y administración, informes de auditoria y los de ejecución presupuestal, relacionados con las pérdidas en distribución en baja y media tensión.

El Departamento de Control de Morosidad, brinda asesoría legal respecto a interpretaciones de normas, leyes y reglamentaciones que afecten directamente las


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labores comerciales de control de hurtos y morosidad, a fin de poder facilitar su aplicación en las operaciones de DIMER; así como representar a la empresa en conciliaciones extrajudiciales con los usuarios y ante las autoridades en procesos judiciales, gestionando a través de la relación con el ente regulador, la solución de problemas de interpretación de normas del sector.

El Departamento de Conexiones y Calidad de Medida, encargado de las actividades orientadas a mejorar la calidad de las conexiones y del parque de medidores de la compañía, así como controlar la ejecución de las labores efectuadas en las conexiones de BT, a fin de cumplir con lo dispuesto en la NTCSE y otras normas internas y externas, controlando la adecuada ejecución de las instalaciones de conexiones, así como su oportuno mantenimiento y normalización, asignando y controlando las ordenes de trabajo a las empresas operativas de acuerdo a las necesidades de la compañía y de los clientes y elaborando informes de la Norma Técnica de Calidad.

El Departamento De Explotación Y Facturación Clientes Regulados, encargado de la recepción y distribución de las boletas/facturas de consumo eléctrico, así como la información anexada, a fin de que se realicen dentro de los plazos establecidos, el envío de inspecciones por requerimientos y reclamos, así como el análisis de los resultados obtenidos, realizando la preliquidación de los trabajos efectuados.

iv. Funciones del Departamento de Mercado Regulado

Este departamento está integrado por dos secciones, cuyas actividades se describen a continuación.

La Sección de Canales de Atención, encargada de la atención prestada en forma personal y telefónica a los clientes de baja y media tensión, con la finalidad de garantizar una correcta y completa atención de las demandas comerciales de los mismos y la calidad del servicio prestado por las empresas subcontratadas en la recaudación y FONOCLIENTE, difundiendo los procedimientos de atención comercial en los Centro de Servicios y supervisar su cumplimiento, coordinando y controlando la ejecución de las diferentes fases del proceso de recaudación y el proceso de atención al cliente en forma telefónica.

La Sección de Expansión, encargada de atender los reclamos y requerimientos presentados vía carta por los usuarios del mercado regulado en baja y media tensión, en los tiempos establecidos por parte del OSINERG, a fin de evitar sanciones o multas cumpliendo con las normas de calidad y los procedimientos y políticas comerciales de la empresa, así como satisfacer las expectativas de atención y tiempo en los requerimientos de los clientes.

v. Funciones del Departamento de administración y Control de la Gestión Comercial,

Encargado de efectuar el análisis y control de las imputaciones contables derivadas de los ingresos por ventas y cobranzas a fin de garantizar el correcto registro de las operaciones comerciales en media y baja tensión, conexiones, corte y reconexiones. Analizar los informes presupuestales y administrativos de la sección a fin de garantizar la disponibilidad de la información en los plazos establecidos, elaborar los informes presupuestales y administrativos de la sección con relación a media y baja tensión, conexiones, cortes y reconexiones. atender consultas internas de las diferentes jefaturas con relación a media y baja tensión, conexiones, cortes y reconexiones e Imputación de facturas en el sistema, a fin de llevar el control de las mismas.


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b. GERENCIA TÉCNICA

i. Funciones de la Subgerencia de Ingeniería y Obras

Esta Subgerencia está integrada por seis Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Planificación Técnica, tiene a su cargo la planificación y desarrollo óptimo del Sistema de Distribución, así como, la optimización y gestión de las inversiones anuales que realiza la Empresa, con el fin de atender oportunamente el crecimiento de la demanda de energía en la zona de concesión de EDELNOR y, garantizar la confiabilidad, calidad y eficiencia del servicio, acordes con los estándares de calidad de servicio y medio ambiente exigidos en la legislación vigente.

El Departamento de Control de Obras, encargada de controlar el avance económico y físico de los proyectos de obras y servicios de distribución en baja y media tensión a través de la información proveniente del sistema, con la finalidad de brindar herramientas adecuadas para la toma de decisiones y garantizar el cumplimiento del plan técnico, en los plazos y condiciones establecidas logrando una optimización en los procesos.

El Departamento de Normalización, se encarga de las tareas de normalización de componentes eléctricos que se utilizan en la distribución de la energía en MT/BT, bajo normas técnicas internacionales, con la finalidad de estandarizar las especificaciones de diseño y uso y asegurar la disponibilidad de dicha información, elaborando las normas y especificaciones técnicas de los componentes eléctricos utilizados en la red de media y baja tensión, analizando la conveniencia de la incorporación de nuevas tecnologías para el desarrollo de la red de media y baja tensión e Implementando y administrando el sistema de presupuestos modulares (unidades de construcción) para las obras de media y baja tensión.

El Departamento de Proyectos de Distribución, se encarga de la elaboración de proyectos de distribución en MT y BT , a fin de atender el crecimiento de la demanda de energía, cumplir con las normas de calidad y seguridad y requisitos legales, en la zona de concesión de Edelnor, gestionando y supervisando las actividades relacionadas al desarrollo de proyectos de distribución en MT y BT, supervisando la revisión de los Anteproyectos de Inversión y supervisar el análisis de la Calidad del Servicio del Sistema Eléctrico.

El Departamento de Proyectos y Obras de Transmisión, encargado de la elaboración de proyectos eléctricos y civiles de subestaciones y líneas de transmisión, a fin de atender el crecimiento de la demanda de energía, cumplir con las normas de calidad y seguridad y requisitos legales, en la zona de concesión de Edelnor., así como de controlar la ejecución de los proyectos de obras en subestaciones y líneas de transmisión, proyectos civiles y electromecánicos, a fin de atender oportunamente la demanda de energía en la zona de concesión de EDELNOR, administra los contratos de mano de obra requerida para la ejecución de obras en SETs y líneas de AT y elaborar los expedientes técnicos para la ejecución de obras en SETs y líneas de AT.

El Departamento de Obras de Distribución, encargado de controlar y gestionar la ejecución de los proyectos de obras eléctricas de distribución en MT , BT y Alumbrado Público del Plan Anual de inversiones, a fin de atender oportunamente la demanda de la energía, cumplir con las normas de calidad, seguridad y requisitos legales, participando indirectamente en la evaluación de proyectos de inversión por demanda, calidad, seguridad y requisitos legales.


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ii. Funciones de la Subgerencia de Mantenimiento

Esta Subgerencia está integrada por cinco Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Análisis Técnico, encargado de promover la planificación y programación óptima de las intervenciones preventivas de mantenimiento y de inversiones en distribución, normalización de la filosofía de la protección en distribución. Promover la mejora continua en las prácticas del mantenimiento preventivo empleando adecuadamente la información técnica de las redes y los sistemas de protección, todas enmarcadas en las expectativas de los accionistas, clientes y entes reguladores.

El Departamento Control de Trabajos, encargado de gestionar y controlar los recursos de la Subgerencia de Mantenimiento, analizando procesos de mejora continua, el cumplimiento de las metas presupuestales y la correcta asignación de recursos en la ejecución de trabajos, para Generación, AT, MT, BT inclusive alumbrado público.

El Departamento Mantenimiento de Distribución, encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento y la operación de redes de distribución primaria y secundaria, a fin de mantener la confiabilidad y calidad del servicio y cumplir con las exigencias de la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos.

El Departamento de Mantenimiento de Transmisión, encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento y la operación de redes y subestaciones de transmisión, a fin de mantener la confiabilidad y calidad del servicio y cumplir con las exigencias de la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos

El Departamento de Mantenimiento de Alumbrado Público, encargado de las actividades relacionadas a la ejecución del mantenimiento anual de las redes de Alumbrado Público, a fin de garantizar la calidad, continuidad y el cumplimiento de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

iii. Funciones de la Subgerencia de Operaciones y Calidad de Servicio

Esta Subgerencia está integrada por cuatro Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Gestión de Datos Técnicos, encargado del mantenimiento de la información del inventario de las redes AT, MT y BT inclusive el alumbrado público en los sistemas técnicos a fin de identificar eléctrica y geográficamente los circuitos eléctricos así como la atención de requerimientos de información internos y externos con la finalidad de servir de marco para la elaboración de los planes, políticas y normas establecidas

El Departamento de Operación, es responsable de controlar la operación de las redes de AT y MT y la actualización de los datos en los sistemas de información SITEC y GEORED, para garantizar la confiabilidad de las operaciones del sistema eléctrico de Edelnor y de la consistencia de los datos de la red de MT.

El Departamento de Calidad de Producto y Análisis, se ocupa de las actividades de control de calidad del servicio eléctrico para media y baja tensión inclusive alumbrado público, con la finalidad de orientar las mejoras que aseguren el cumplimiento de las normas técnicas de calidad y eviten la aplicación de multas, el desarrollo de las


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actividades orientadas a determinar el nivel de calidad técnico en el servicio de alumbrado público, niveles de tensión y perturbaciones en la red, calcular y supervisar el pago de compensaciones por exceder los niveles mínimos de calidad permitidos, Enviar información al ente regulador OSINERG de los cronogramas de medición y resultados obtenidos, comunicar resultados de mediciones a las áreas operativas y coordinar acciones para mejorar nivel de calidad y supervisar las campañas de medición de perturbaciones efectuadas por el personal contratado a su cargo.

El Departamento de Calidad de Servicio, encargado de las actividades de control de interrupciones en MT (imprevistas, programadas o por causa de fuerza mayor) en el suministro eléctrico de nuestros clientes, informadas al ente regulador a fin de cumplir con los plazos establecidos de interrupciones, evitando de esta manera sanciones o multas; así como generar la información necesaria y coordinar con las áreas operativas para que estas puedan gestionar la red afrontando los menores costos de compensaciones, controlar el cronograma y ejecución de los cortes programados y analizar aquellos realizados por causa de fuerza mayor, validando confiabilidad en redes y el establecimiento de metas eficientes de LDA (Life Data Análisis)., envía información al ente regulador OSINERG, supervisa el proceso de compensaciones por interrupciones y genera la información necesaria sobre interrupciones imprevistas y programadas para las áreas operativas.

c. GERENCIA DE ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

El Departamento Gestión de la Innovación, tiene a su cargo el proceso de capacitación al personal, buscando mejorar su rendimiento personal y favoreciendo su desarrollo dentro de la empresa

El Departamento de Servicios Generales, las actividades referidas al mantenimiento de instalaciones, administración de flota vehicular, servicios generales, con la finalidad de brindar a las diferentes unidades de la empresa, las mejores condiciones de operación, gestionando el aprovisionamiento de materiales y suministros para el mantenimiento y limpieza de las instalaciones de la empresa, organiza y controla las actividades de administración del servicio de transportes, así como el mantenimiento de las flotas vehiculares de la empresa, organiza y controla las actividades de administración de servicios de limpieza, economato, fotocopiado, mensajería y mantenimiento de las instalaciones de la empresa y supervisa las actividades de mesa de partes y recepción

El Departamento de Desarrollo y Gestión de Personas, encargado de las actividades orientadas al desarrollo del personal de la empresa, así como atender diversos asuntos laborales individuales y/o colectivos, dentro del marco de políticas y normas generales vigentes, con la finalidad de mejorar la eficacia y productividad de EDELNOR, evaluar y proponer mejoras en los procesos de la empresa, coordinar y supervisar los distintos procesos orientados al análisis organizacional, atender en primera instancia los asuntos laborales individuales y colectivos, coordinar la contratación, ingresos y movimientos internos de personal y efectuar estudios diversos en materia de recursos humanos, tales como compensaciones, clima laboral, desempeño del personal, etc.

El Departamento de Capacitación y Bienestar, encargado de las actividades orientadas a la formación y desarrollo profesional de los trabajadores de EDELNOR, así como organizar y administrar programas de asistencia y bienestar social, con la finalidad de contribuir a la integración de los trabajadores de la empresa y velar por la protección de la salud de los mismos y de sus familias, organizar y supervisar el desarrollo de actividades sociales, culturales y deportivas para los trabajadores y sus


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familias, administrar los seguros médicos contratados con las Entidades Prestadoras de Salud y desarrollar programas de atención médica para los trabajadores y sus familias.

El Departamento de Administración de Personal, encargado de los procesos de administración de personal y procesamiento de remuneraciones de los empleados de Edelnor y practicantes, dentro del marco legal y formativo vigente; con la finalidad de cumplir con las obligaciones de la empresa y fomentar un adecuado clima laboral, planificando, organizando y controlando la ejecución de los procesos de la planilla de remuneraciones, coordinando los procesos de contratación, movimientos, transferencias, ceses y actualizaciones de datos del personal, así como controlar la aplicación de las políticas y normas laborales al interior de la empresa, mantener actualizada y resguardada la documentación e información laboral del personal de la empresa y demás información sensible a su cargo y efectúa estudios diversos en materia de recursos humanos, tales como compensaciones, clima laboral, desempeño del personal, etc.

El Departamento de Seguridad Laboral, Medio Ambiente Y Gestión Contratistas, encargado de establecer las condiciones de trabajo y actuaciones a seguir por parte de la empresa, con la finalidad de prevenir la ocurrencia de accidentes de los trabajadores propios y contratistas durante la ejecución de sus tareas. Así mismo programar y supervisar las actividades de fiscalización laboral realizada a las empresas contratistas de EDELNOR con la finalidad de adecuarse a la legislación laboral vigente y evitar sanciones administrativas. Realizar inspecciones, apoyar en el desarrollo de programas y proyectos de seguridad ocupacional y medio ambiente y desarrollar actividades y tareas necesarias con la finalidad de reducir el número de accidentes, incidentes e impactos ambientales.

d. GERENCIA ECONÓMICO-FINANCIERA

i. Funciones de la Subgerencia de Tesorería y Finanzas

Esta Subgerencia está integrada por dos Departamentos cuyas actividades se describen a continuación.

El Departamento Tesorería y Caja se ocupa de las operaciones diarias de manejo de efectivo de la empresa, con la finalidad de minimizar el coste de tesorería a través de la gestión de niveles de riesgos, tasas en colocaciones y condiciones de endeudamiento, analizando y determinando las operaciones diarias de manejo del efectivo de la empresa (recaudaciones, transferencias interbancarias, compra venta de divisas, toma de préstamos y colocación de excedentes), organiza, coordina y supervisa las operaciones de compraventa de divisas, toma o colocación de fondos subastadas en el sistema bancario mediante la mesa de dinero, mantiene contacto con las entidades financieras, buscar permanentemente información y nuevos productos y Organiza, coordina y supervisa la gestión de pagos, electrónica o manual, autorizando la oportunidad y la vía de los pagos vencidos, así como el pronto pago.

El Departamento Valores y Seguros se ocupa de coordinar las actividades relacionadas con la administración y control del sistema de valores, así como gestionar los procesos de licitación, contratación y control de las pólizas de seguros patrimoniales de la empresa, analizando y estudiando las propuestas de aseguramiento por deshonestidad, responsabilidad civil, automóviles, transporte internacional y nacional, presentadas por las compañías aseguradoras, controlar las emisiones y transacciones bursátiles efectuadas con valores de EDELNOR (bonos,


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acciones, papeles comerciales), y coordina la disponibilidad de fondos para el cumplimiento de la política de dividendos e intereses.

ii. Funciones de la Subgerencia de Planificación y Control

Esta Subgerencia está integrada por dos Departamentos cuyas actividades se describen a continuación

El Departamento de Planificación se ocupa de la elaboración del presupuesto anual e informes de gestión de la compañía, a través del análisis de la información provista por las diferentes áreas de la empresa, así como controlar el cumplimiento de metas y planes establecidos en la fase de planificación, con la finalidad de facilitar información adecuada y oportuna para la toma de decisiones, controla el cumplimiento de metas y planes establecidos para cada área, controla la Elaboración y análisis del presupuesto general de la compañía y las actualizaciones trimestrales del mismo, bajo criterios contables locales y externos, supervisa la ejecución presupuestal de los estados financieros de la compañía (POA y UPA)., elabora informes de gestión diversos y supervisa la evaluación económica y financiera de proyectos.

El Departamento de Presupuestos se ocupa de analizar las cuentas para los informes de gestión, analiza y controla la ejecución presupuestal por cuentas, elabora informes a la LNDR y otros, elabora y realiza seguimiento del plan estratégico, analiza los márgenes de compra – venta de energía y elabora informe de gestión para el exterior.

iii. Funciones del Departamento de Contabilidad General

Este Departamento está compuesto por dos secciones cuyas actividades se describen a continuación.

La Sección de Contabilidad y Activos Fijos, se ocupa del análisis y elaboración de los estados financieros de la empresa en generación, transmisión y distribución, con la finalidad de proveer información confiable y oportuna para la toma de decisiones. Así mismo controlar las actividades relacionadas al registro y control del activo fijo y propiedades de acuerdo a los principios contables, legales vigentes, con la finalidad de proveer información confiable, veraz y oportuna para fines internos y externos diversos, el registro contable de las operaciones de la empresa, supervisar y participar en la elaboración de informes económicos contables para distintos entes internos y externos en moneda local y en dólares y euros, registro de altas, bajas, traspasos de obra en curso y transferencias, cálculo de la depreciación de los activos fijos de la empresa, cálculo de márgenes de contribución a gastos, tanto en moneda nacional como en moneda extranjera, saneamiento de las propiedades y servidumbres de la compañía. Lograr la titulación a nombre de la empresa, trámites administrativos necesarios para formalizar la titularidad de las propiedades que la empresa adquiere y los procesos de conciliaciones bancarias.

La Sección de Costos y Cuentas por Pagar se ocupa del análisis de cuentas contables, las actividades de costeo de compra de materiales y supervisar los procesos de inventario; con la finalidad de que la información contable registre adecuadamente la naturaleza de las operaciones de la compañía, realizando las actividades de verificación de registros contables y montos a pagar de las facturas de servicios, importación y compras nacionales, para registrarlas como cuentas por pagar, análisis de cuentas contables de Edelnor., costeo de importaciones y compras nacionales, inventario de materiales, verificándolos inventarios físicos versus lo


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registrado en sistema contable y la emisión de facturas, notas de crédito y notas de débito correspondientes a ventas no relacionadas con el giro principal del negocio.

e. GERENCIA DE REGULACIÓN Y GESTIÓN DE ENERGÍA

i. Funciones del Departamento de Regulación

Participa en el desarrollo de los procesos de fijación tarifaria de transmisión y distribución de energía eléctrica de EDELNOR, a través de la elaboración de información, análisis y estudios tarifarios, con el fin de garantizar los mayores ingresos para la compañía, participando en la negociación de tarifas con los organismos reguladores, analizando información y realizando un seguimiento de la misma, coordina y participa en los estudios de fijación tarifaria tales como VAD, VNR y peajes de transmisión secundaria, elaboración de informes, análisis y estudios relacionados con las tarifas eléctricas para uso interno y externo, análisis de la evolución del margen tarifario bruto y de previsiones de tarifas y analizar y promover cambios en la normatividad vigente.

ii. Funciones del Departamento de Gestión de la Energía

Analiza la facturación por compra de energía a nuestros proveedores según las condiciones de los contratos vigentes, con la finalidad de garantizar el pago correcto por la compra efectuada, validando la facturación por compra de energía de acuerdo a los contratos vigentes, efectúa lecturas diarias en los puntos de compra de energía a los generadores, prepara bases y organizar proceso de licitación de compra de energía, analiza la evolución de la demanda de energía y negocia los contratos de compra de energía para mercado libre.

f. GERENCIA DE COMUNICACIÓN

i. Funciones del Departamento de Promoción y Publicación

Se encarga de la administración de medios de comunicación internos y proyectos de comunicación de la empresa: Líneas Directas, Avisos, intranet local, como así como la administración de publicaciones de carácter oficial en medios locales (avisos por corte, Junta de Accionistas, etc.). Para esto, Edita los Productos de comunicación interna y externa así como gestionar los medios de la empresa y locales, desarrolla y/o coordina campañas de comunicación internas destinadas al conocimiento de los valores corporativos, venta de productos, participación de trabajadores en campañas de apoyo social y otros, administra la Web e intranet de Edelnor, y medios de comunicación alternativos a nuestros clientes y administra los proyectos editoriales y proyectos nuevos para nuestros clientes.

ii. Funciones del Departamento de Experiencia de Ser Cliente

Elabora y supervisa estudios de mercado, con la finalidad de medir la imagen de la empresa y mejorar la calidad del servicio de la misma, elaborando encuestas de investigación con base en los requerimientos de las áreas usuarias, depurar y analizar la información recopilada en campo y preparar los informes correspondientes, prepara expedientes para concursos, entregando a las áreas usuarias informes de investigación que les permitan medir el resultado de su gestión.


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iii. Funciones del Departamento de Prensa

Desarrolla actividades tales como la coordinación con medios de comunicación, elaboración de notas de prensa, monitoreo de publicaciones y noticias con la finalidad de mantener informados a los niveles de dirección y mando de la empresa de los hechos más relevantes relacionados con ella y su entorno, así como para dar a conocer a la sociedad, las actuaciones más importantes de la compañía, monitoreando la información sobre Edelnor y de las principales empresas del sector eléctrico, prepara la información referida a la empresa para su publicación en los diferentes medios, convocatoria a periodistas para la comunicación de actividades de la empresa y convocar a los medios de comunicación en forma permanente.

iv. Funciones del Departamento de Relaciones Públicas

Atiende y gestiona solicitudes de apoyo social presentadas por diversas entidades, y organizar eventos culturales y educativos de acercamiento a la comunidad, con la finalidad de mejorar la imagen de la empresa, gestionando los Programas de Responsabilidad Social de Edelnor para beneficio directo a comunidad y posicionamiento de la imagen de la empresa, gestiona las Relaciones Públicas y protocolo para lograr impactos positivos en los diversos grupos de interés de la empresa y Gestionar los Programas culturales de Edelnor, para la revalorización del patrimonio peruanos y posicionamiento de la marca Edelnor en Líderes de opinión y clientes.

g. GERENCIA LEGAL

Dirige y controla las actividades legales y regulatorias de EDELNOR, de acuerdo con las directrices de los Organos Societarios, la Gerencia General y otros, para garantizar una protección eficaz de los intereses económicos de la compañía.

Para esto, realiza las siguientes actividades:

• Dirigir, coordinar y ejecutar las estrategias de gestión de la Regulación, para lograr de los entes y autoridades eléctricas un adecuado reconocimiento de los costes de EDELNOR, y un menor coste en multas y fiscalización.

• Dirigir y controlar las relaciones operativas de EDELNOR con los entes regulatorios y autoridades del sector, de forma coordinada con otras gerencias de la compañía y la Gerencia General, para garantizar los intereses económicos de las compañías.

• Dirigir y controlar los aspectos legales en el desarrollo de las actividades productivas, técnicas y comerciales de la empresa Edelnor, relacionadas con el cumplimiento de la Ley de Concesiones Eléctricas, sus normas reglamentarias y complementarias, y en general de toda la legislación y regulación vigente.

• Dirigir y controlar el área procesal de EDELNOR, para garantizar una defensa eficaz de los intereses de las mismas en los procesos civiles y penales en los que se halla involucrada.

• Dirigir y controlar los aspectos legales de las actividades de EDELNOR (relacionados con las operaciones en el mercado de valores y de deuda, contratación, licencias, actividades de Secretaría de los Directorios relacionadas con la actividad de los mismos o de la Junta de Accionistas, etc.) para garantizar un funcionamiento correcto y ajustado a derecho de las compañías.


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h. AUDITORÍA INTERNA

El Área de Auditoría Interna es la responsable de ejecutar las auditorías en la empresa, siguiendo los lineamientos del Manual de Auditoría y bajo supervisión del Jefe de Equipo, con la finalidad de evaluar el grado de control interno, identificar riesgos y recomendar acciones que permitan mejorar la gestión del negocio y evitar contingencias futuras.Funciones del Área Asesoria Legal.

Para esto, realiza las siguientes actividades:

• Ejecuta las auditorías programadas en la empresa, que permitan conocer y evaluar procedimientos, funcionalidad de procesos y riesgos inherentes al negocio, para recomendar acciones de mejora.

• Analiza y absuelve consultas sobre aspectos técnico, operativo de diversas áreas usuarias.

• Ejecuta auditorías especiales no programados a solicitud del área usuaria (gerente general o gerente de área).

• Prepara los informes de auditoria de la parte del trabajo que desarrolla.

i. SUBGERENCIA DE CONTRATOS

Se encarga de los procesos logísticos y de aprovisionamientos propiciando la optimización, reducción de costos e incremento de niveles de servicio, a través de la contratación de proveedores serios y solventes, trabajando en conjunto las oportunidades de mejora en los servicios prestados. Así mismo, la prestación de servicios de Tecnología y telecomunicaciones de Edelnor, Identificando de oportunidades de mejora en los procesos de negocio mediante el uso de tecnología y el monitoreo y seguimiento al cumplimiento de los ANS de los Contratos de Outsourcing.

j. SUBGERENCIA DE PLANIFICACIÓN TRIBUTARIA

Se encarga de evaluar el marco tributario vigente para determinar los posibles regímenes en los cuales puede ubicarse la compañía, y supervisar las actividades de cálculo y liquidación de tributos y aportes diversos; con la finalidad de optimizar los resultados de la empresa en materia tributaria, analizando normas tributarias para determinar el impacto que pudiera tener sobre los resultados, supervisa el cálculo y liquidación de los tributos y aportes a diversas entidades del Estado, atiende a los fiscalizadores tributarios y supervisa las actividades de análisis contable referidas a tributos.

4.2.3 Personal

Se ha tomado como base para efectuar la Revisión Inicial de los Costos de Explotación la estructura de personal y los costos correspondientes informados por EDELNOR en los organigramas de detalle, en el archivo de detalle de costos de Recursos Humanos, y en los Formatos V del Anexo I de los TDR.

De los organigramas de detalle se obtuvo la estructura organizativa vigente en la distribuidora como así también las cantidades de personas asignadas a cada sector de la organización, del archivo de detalle de los costos de Recursos Humanos se obtuvieron los costos anuales correspondientes al personal de cada sector (incluyendo


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remuneraciones y otros gastos) y la información de los Formatos V de los TDR se utilizó para obtener la información faltante.

En caso de discrepancias entre la cantidad de personas, y su nivel correspondiente, por cada sector de la organización entre la información de los organigramas y la contenida en el archivo de costos de RRHH se privilegió esta última.

En la planilla del archivo de costos de RRHH la distribuidora no informó, por razones de confidencialidad, el costo anual del gerente general y de los gerentes, por lo que las mismas se estimaron.

En el relevamiento detallado de la estructura orgánica de la Distribuidora se consideró, Para la estimación se supuso que el costo del gerente general resulta un 87% superior al del promedio de los gerentes y el de estos a su vez es 85% superior al promedio de los subgerentes, además del personal propio perteneciente a la plantilla de la empresa, el personal contratado con asignación funcional en la organización y el personal destacado por programa de capacitación (practicantes y formación laboral juvenil) ya que los mismos cumplen tareas y funciones de línea dentro de la organización.

El organigrama base desarrollado a partir de la información recopilada y las entrevistas efectuadas en el campo se presenta a continuación, con una apertura hasta el nivel de gerencias. En el mismo se indican la cantidad de personas correspondiente a cada área, y el costo anual de personal total correspondiente en miles de soles, de acuerdo al siguiente esquema:

Total

Gerencia Técnica

237 23.677

Cantidad de Personas

Costo anual miles US$

Costo anual miles S/.


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GG

TotalGG1 Gerente General 1GG2 Empleado 2

SCO

AUD

Total 4 512 Total 7 1092

SPTR

Total 6 831

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total

Gerencia Técnica Gerencia Comercial

237 21,059 218 15,818

Subgerencia Contratos

Subgerencia de Planificación

Tributaria

Auditoría Interna

987

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

575 53,161

Gerencia Comunicación

13 1,662

41 5,051

Gerencia Organización y

Recursos Humanos31 3,654

Gerencia Económico-Financiera

8 1,365

Gerencia Legal

7 1,130

Gerencia Regulación y Gestión de Energía

Para el análisis de la estructura de personal hemos clasificado al personal en 10 niveles agrupados, que tienen en cuenta el cargo y el costo medio asociado a cada uno, en función de las características de la organización existente y la información disponible de encuestas de mercado. Consideramos que esta clasificación es adecuada para efectuar estudios de optimización de la organización y los costos.

Los niveles definidos son los siguientes:


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Gerente General N-1

Gerente N-2

Subgerente N-3

Jefe de Departamento N-4

Jefe de Sección N-5

Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) N-6

Supervisor N-7

Empleado N-8

Capataz / Caporal N-9

Técnico / Operario N-10

A partir de estos niveles, y de la clasificación dentro de los mismos del personal de la distribuidora, resulta la siguiente distribución:

GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalSUBG. DESARROLLO COMERCIAL SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES 1 3 4

(en blanco) 1 2 4 7

UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 4 2 7 13

UNIDAD DE NEGOCIOS SEGUROS 1 1

UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 2 3 1 2 8

Total SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 1 8 10 1 13 33

SUBG. OPERACIONES COMERCIALES SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 1 4 11 16

SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 1 5 2 2 10

SECCION CONTROL DE PERDIDAS 1 10 11 22

SECCION CONTROL MOROSIDAD 1 5 6

(en blanco) 1 1

Total SUBG. OPERACIONES COMERCIALES 1 3 16 4 29 2 55

SUBG.MERCADO NO REGULADO SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 13 13

SECCION CLIENTES LIBRES 1 6 7

(en blanco) 1 1 2

Total SUBG.MERCADO NO REGULADO 1 1 20 22

(en blanco) SECCION ADMINIS. Y CTRL. DE GESTION COM 1 5 5 11

SECCION CANALES DE ATENCION 3 11 65 6 85

SECCION EXPANSION 1 5 6

SECCION MERCADO REGULADO 1 1

(en blanco) 1 2 1 1 5

Total (en blanco) 1 6 23 65 12 1 108

Total GERENCIA COMERCIAL 1 3 17 50 70 74 3 218

(en blanco) SECCION EXPERIENCIA DE SERVICIO AL CLIENTE 1 1

SECCION PRENSA 2 1 3

SECCION RELACIONES PUBLICAS 1 1 2

(en blanco) 1 4 1 6

PROMOCION Y PUBLICIDAD 1 1

Total (en blanco) 1 3 7 2 13

Total GERENCIA COMUNICACION 1 3 7 2 13

PERSONAL POR NIVEL

GER

ENCI

A C

OM

ERCI

ALG

EREN

CIA

COM

UNIC

ACIO

N


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GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalCONTABILIDAD GENERAL SECCION CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS 1 2 5 8

SECCION COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR 1 5 6

(en blanco) 1 1 1 3

Total CONTABILIDAD GENERAL 1 2 3 11 17

SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL SECCION PLANIFICACION 1 1

SECCION PRESUPUESTOS 3 3

(en blanco) 1 2 3

Total SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL 1 1 5 7

SUBG. TESORERIA Y FINANZAS SECCION TESORERIA Y CAJA 1 9 10

SECCION VALORES Y SEGUROS 1 2 3

(en blanco) 1 1

Total SUBG. TESORERIA Y FINANZAS 1 2 11 14

(en blanco) (en blanco) 1 1 1 3

Total (en blanco) 1 1 1 3

Total GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA 1 2 1 5 9 23 41

AUDITORIA INTERNA (en blanco) 3 1 4

Total AUDITORIA INTERNA 3 1 4

SUBG. CONTRATOS SECCION GESTION APROVISIONAMIENTOS 1 2 3

(en blanco) 1 2 1 4

Total SUBG. CONTRATOS 1 1 4 1 7

SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA SECCION TRIBUTOS 2 2

(en blanco) 1 3 4

Total SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA 1 2 3 6

(en blanco) (en blanco) 1 2 3

Total (en blanco) 1 2 3

Total GERENCIA GENERAL 1 5 1 6 1 6 20

(en blanco) (en blanco) 1 4 2 7


Total GERENCIA LEGAL 1 4 2 7

(en blanco) SECCION ADMINISTRACION DE PERSONAL 1 3 1 5

SECCION GESTION DE LA INNOVACION 1 1

SECCION SERVICIOS GENERALES 1 3 3 7

(en blanco) 1 1 2

SECCION DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS 1 4 5

SECC. SEG. LABORAL, MEDIO AMBIENTE Y GEST. CONTRATISTAS 1 3 3 7

SECCION SEGURIDAD PATRIMONIAL 1 1

SECCION CAPACITACION Y BIENESTAR 1 2 3

Total (en blanco) 1 6 13 6 5 31

Total GERENCIA ORGANIZACION Y RR-HH 1 6 13 6 5 31

(en blanco) SECCION GESTION DE LA ENERGIA 3 3

SECCION REGULACION 1 2 3

(en blanco) 1 1 2


GER

ENC

IA G

ENER

AL

GER

ENC

IA

LEG

AL

GER

ENCI

A O

RGAN

IZAC

ION

Y R

R-HH

GER

ENC

IA

REG

ULA

CIO

N Y

GES

TIO

N D

E EN

ERG

IA

PERSONAL POR NIVEL

GER

ENC

IA E

CO

NO

MIC

O-F

INA

NC

IER

A


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GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalSUBG. DE MANTENIMIENTO SECCION ANALISIS TECNICO 1 3 3 7

SECCION CONTROL DE TRABAJOS 1 4 4 9

SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 1 3 2 5 11

SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 1 21 6 19 47

SECCION MANTENIM. TRANSMISION 1 10 2 20 33

(en blanco) 1 1 2

Total SUBG. DE MANTENIMIENTO 1 5 41 18 44 109

SUBG. INGENIERIA Y OBRAS SECCION CONTROL DE OBRAS 3 3 6

SECCION NORMALIZACION 1 5 1 7

SECCION OBRAS DISTRIBUCION 1 11 3 8 23

SECCION OBRAS TRANSMISION 1 3 1 3 8

SECCION PLANIFICACION TECNICA 1 6 7

SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 1 7 1 4 13

SECCION PROYECTOS TRANSMISION 1 5 4 10

SECCION PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION 1 1

(en blanco) 1 1 2

Total SUBG. INGENIERIA Y OBRAS 1 7 40 10 19 77

SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SSECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 1 6 1 8

SECCION CALIDAD DEL SERVICIO 1 4 5

SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS 1 3 4

SECCION OPERACION 1 2 2 1 24 30

(en blanco) 1 1 2

Total SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. 1 4 15 2 3 24 49

(en blanco) (en blanco) 1 1 2

Total (en blanco) 1 1 2

Total GERENCIA TECNICA 1 3 16 96 2 32 87 237TOTAL 1 7 13 1 49 191 79 144 90 575

GER

ENCI

A TE

CNIC

A

PERSONAL POR NIVEL

Se ha efectuado la misma clasificación para los costos anuales de personal correspondientes a cada área de la organización considerando el costo de la CTS, tal como se presenta a continuación:

GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalSUBG. DESARROLLO COMERCIAL SECCION NEGOCIO CONSTRUCTORES 90 246 336

(en blanco) 418 215 278 912 UNIDAD DE NEGOCIO RETAIL 611 227 385 1,222 UNIDAD DE NEGOCIOS SEGUROS 152 152 UNIDAD DE NEGOCIOS FINANCIEROS 251 116 74 101 542

Total SUBG. DESARROLLO COMERCIAL 418 1,105 805 74 764 3,166 SUBG. OPERACIONES COMERCIALES SECC. EXPL. Y FACT. CLIENTES REGULADOS 160 286 527 972

SECCION CONEXIONES Y CALIDAD DE MEDIDA 124 326 102 101 654 SECCION CONTROL DE PERDIDAS 147 847 534 1,528 SECCION CONTROL MOROSIDAD 55 335 390 (en blanco) 418 418

Total SUBG. OPERACIONES COMERCIALES 418 431 1,227 286 1,498 101 3,962 SUBG.MERCADO NO REGULADO SECCION CLIENTES EMPRESARIALES E INSTIT. 1,048 1,048

SECCION CLIENTES LIBRES 92 524 616 (en blanco) 418 77 496

Total SUBG.MERCADO NO REGULADO 418 92 1,649 2,160 (en blanco) SECCION ADMINIS. Y CTRL. DE GESTION COM 98 457 234 790

SECCION CANALES DE ATENCION 224 830 2,923 402 4,379 SECCION EXPANSION 71 404 475 SECCION MERCADO REGULADO 169 169 (en blanco) 556 20 67 75 718

Total (en blanco) 556 562 1,712 2,923 703 75 6,531 Total GERENCIA COMERCIAL 556 1,255 2,099 3,836 3,283 4,613 176 15,818

(en blanco) SECCION EXPERIENCIA DE SERVICIO AL CLIENTE 173 173 SECCION PRENSA 201 23 224 SECCION RELACIONES PUBLICAS 161 26 187 (en blanco) 556 383 56 994 PROMOCION Y PUBLICIDAD 84 84

Total (en blanco) 556 419 609 78 1,662 Total GERENCIA COMUNICACION 556 419 609 78 1,662

COSTO TOTAL POR NIVELES (en miles de soles)

GERE

NCIA

COM

ERCI

ALGE

RENC

IA

COMU

NICA

CION


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EDELNOR 9/6/09

GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalCONTABILIDAD GENERAL SECCION CONTABILIDAD Y ACTIVOS FIJOS 224 191 413 828

SECCION COSTOS Y CUENTAS POR PAGAR 134 467 600 (en blanco) 197 39 32 268

Total CONTABILIDAD GENERAL 197 358 229 912 1,696 SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL SECCION PLANIFICACION 164 164

SECCION PRESUPUESTOS 307 307 (en blanco) 418 103 522

Total SUBG. PLANIFICACION Y CONTROL 418 164 410 992 SUBG. TESORERIA Y FINANZAS SECCION TESORERIA Y CAJA 184 800 983

SECCION VALORES Y SEGUROS 144 142 285 (en blanco) 418 418

Total SUBG. TESORERIA Y FINANZAS 418 327 941 1,687 (en blanco) (en blanco) 556 44 75 675 Total (en blanco) 556 44 75 675

Total GERENCIA ECONOMICO-FINANCIERA 556 837 197 849 683 1,929 5,051 AUDITORIA INTERNA (en blanco) 365 147 512 Total AUDITORIA INTERNA 365 147 512 SUBG. CONTRATOS SECCION GESTION APROVISIONAMIENTOS 217 113 330

(en blanco) 418 269 75 762 Total SUBG. CONTRATOS 418 217 382 75 1,092 SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA SECCION TRIBUTOS 147 147

(en blanco) 418 265 684 Total SUBG. PLANIFICACION TRIBUTARIA 418 147 265 831 (en blanco) (en blanco) 775 212 987 Total (en blanco) 775 212 987

Total GERENCIA GENERAL 775 1,202 217 529 147 552 3,421

(en blanco) (en blanco) 556 438 136 1,130

Total (en blanco) 556 438 136 1,130 Total GERENCIA LEGAL 556 438 136 1,130

(en blanco) SECCION ADMINISTRACION DE PERSONAL 165 388 95 648 SECCION GESTION DE LA INNOVACION 66 66 SECCION SERVICIOS GENERALES 146 323 192 661 (en blanco) 556 140 696 SECCION DESARROLLO Y GESTION DE PERSONAS 191 213 404 SECC. SEG. LABORAL, MEDIO AMBIENTE Y GEST. CONTRATISTAS 184 183 328 695 SECCION SEGURIDAD PATRIMONIAL 136 136 SECCION CAPACITACION Y BIENESTAR 188 160 348

Total (en blanco) 556 1,011 1,009 652 427 3,654 Total GERENCIA ORGANIZACION Y RR-HH 556 1,011 1,009 652 427 3,654

(en blanco) SECCION GESTION DE LA ENERGIA 340 340 SECCION REGULACION 196 219 415 (en blanco) 556 55 611

Total (en blanco) 556 196 613 1,365 Total GERENCIA REGULACION Y GESTION DE ENERGIA 556 196 613 1,365

COSTO TOTAL POR NIVELES (en miles de soles)GE

RENC

IA E

CONO

MICO

-FIN

ANCI

ERA

GERE

NCIA

GEN

ERAL

GERE

NCIA

LE

GAL

GERE

NCIA

ORG

ANIZ

ACIO

N Y

RR-H

HGE

RENC

IA

REGU

LACI

ON

Y GE

STIO

N DE

EN

ERGI

A


4-24

EDELNOR 9/6/09

GERENCIA SUB GERENCIA SECCION 1 2 3 4 5 6 7 8 10 TotalSUBG. DE MANTENIMIENTO SECCION ANALISIS TECNICO 133 251 171 556

SECCION CONTROL DE TRABAJOS 262 445 355 1,063 SECCION MANTENIM. ALUMBRADO PUBLICO 153 243 92 351 838 SECCION MANTENIM. DISTRIBUCION 158 1,675 316 1,293 3,443 SECCION MANTENIM. TRANSMISION 178 971 116 1,393 2,658 (en blanco) 418 68 486

Total SUBG. DE MANTENIMIENTO 418 885 3,585 1,119 3,037 9,044 SUBG. INGENIERIA Y OBRAS SECCION CONTROL DE OBRAS 188 133 321

SECCION NORMALIZACION 97 506 53 656 SECCION OBRAS DISTRIBUCION 145 813 170 441 1,569 SECCION OBRAS TRANSMISION 96 313 43 222 674 SECCION PLANIFICACION TECNICA 108 524 632 SECCION PROYECTOS DISTRIBUCION 171 574 51 259 1,055 SECCION PROYECTOS TRANSMISION 145 428 312 886 SECCION PROYECTOS Y OBRAS DE TRANSMISION 167 167 (en blanco) 418 43 461

Total SUBG. INGENIERIA Y OBRAS 418 928 3,347 493 1,235 6,421 SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. SECCION CALIDAD DEL PRODUCTO Y ANALISIS 303 528 39 870

SECCION CALIDAD DEL SERVICIO 129 306 435 SECCION GESTION DE DATOS TECNICOS 113 218 331 SECCION OPERACION 179 185 220 80 2,147 2,811 (en blanco) 418 79 498

Total SUBG. OPERACIONES Y CALIDAD DEL SERV. 418 724 1,238 220 198 2,147 4,945 (en blanco) (en blanco) 556 92 648 Total (en blanco) 556 92 648

Total GERENCIA TECNICA 556 1,255 2,537 8,170 220 1,902 6,418 21,059 TOTAL 775 3,892 4,550 197 7,327 15,888 4,302 9,637 6,595 53,161

COSTO TOTAL POR NIVELES (en miles de soles)

GERE

NCIA

TEC

NICA

De esta manera los costos totales de personal (incluyendo el gerente general, los gerentes, el personal contratado y los practicantes), considerando la CTS, resulta de 62 905 miles de soles.

Por otra parte se ha determinado, a partir de los costos anuales informados por la distribuidora para su personal, el costo total promedio por persona y por año para cada uno de los niveles. Estos costos incluyen el total de remuneraciones, beneficios, cargas sociales, tributos, es decir que representan el costo total para la empresa.

NIVEL COSTO PROMEDIO EDELNORM S/. / año M US$/año

Gerente General 1 775.0 246.6Gerente 2 556.0 176.9Subgerente 3 350.0 111.4Jefe de Departamento 4 196.6 62.6Jefe de Sección 5 149.5 47.6Profesional 6 83.2 26.5Supervisor 7 54.5 17.3Empleado 8 66.9 21.3Capataz 9Técnico 10 73.3 23.3

Tomando en cuenta estos costos promedio se presentan a continuación los niveles principales de la organización valorizadas en miles de soles y en miles de US$ por año. Como resulta lógico el monto total corresponde al real de la empresa, pero los montos por área difieren por tratarse en este caso de remuneraciones promedio por nivel de la organización.


4-25

EDELNOR 9/6/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 717

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total

8 1,205

Gerencia Legal

7 1,023



13 1,721

41 4,488




909

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

575 53,161



Tributaria

Auditoría Interna

218 17,291


237 20,609


4-26

EDELNOR 9/6/09

COSTOS EN MILES DE US$/ AÑO

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 228

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total


237 6,559 218 5,503



Tributaria

Auditoría Interna

289

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

575 16,920


13 548

41 1,428




8 383

Gerencia Legal

7 325


Los organigramas detallados, valorizados en miles de soles por año y correspondientes a cada área se presentan en el Anexo A.


4-27

EDELNOR 9/6/09

4.3 ANALISIS Y DETERMINACION DEL NIVEL DE REMUNERACIONES

De acuerdo a lo indicado en los TDR para el Estudio de Costos del VAD, se ha efectuado el análisis de la organización y de la estructura de personal relevada, correspondiente a la existente en Diciembre de 2008.

Una vez efectuado el relevamiento y análisis se procedió a revisar y optimizar la estructura de personal y a revisar el nivel de remuneraciones de la empresa sobre la base de sueldos de otras empresas comparables a partir de un estudio de remuneraciones de mercado desarrollado a tal fin.

Como punto de partida del proceso de revisión inicial de los Costos de Explotación se presentan las cantidades de personas y los costos totales anuales correspondientes a la empresa real (considerando los costos promedio por nivel de la organización).

En el siguiente cuadro se presentan los datos abiertos por nivel de la organización, y expresados en soles y en dólares, valores que son equivalentes a los de los organigramas y tablas del punto 4.2.3.

Costos anuales de personal Empresa Real con costos promedio de Edelnor

por nivel de la organización Dotación Costo anual en miles S/.


Gerente General 1 1 775 247Gerente 2 7 3,892 1,239Subgerente 3 13 4,550 1,448Jefe de Departamento 4 1 197 63Jefe de Sección 5 49 7,327 2,332Profesional 6 191 15,888 5,057Supervisor 7 79 4,302 1,369Empleado 8 144 9,637 3,067Capataz 9 0 0 0Técnico/Operario 10 90 6,595 2,099Total Empresa 575 53,161 16,920

A continuación se presenta la misma información pero abierta por área de la organización de la empresa real.


4-28

EDELNOR 9/6/09

Costos anuales de personal Empresa Real con costos promedio de Edelnor

por área de la organización Dotación Costo anual en miles S/.


Gerencia General 3 909 289Auditoria Interna 4 1,104 351Subgerencia Contratos 7 899 286Subgerencia de Planificación Tributaria 6 717 228

Gerencia Comunicaciones 13 1,721 548Gerencia Legal 7 1,023 325Gerencia Organización y RR.HH. 31 3,196 1,017Gerencia Regulación y Gestión de Ene 8 1,205 383Gerencia Económico-Financiera 41 4,488 1,428Gerencia Técnica 237 20,609 6,559Gerencia Comercial 218 17,291 5,503Total Empresa 575 53,161 16,920

4.4 ANALISIS DE LOS SERVICIOS DE TERCEROS

Como ya se ha indicado en el punto 4.1 de este Informe, del análisis de los servicios mercerizados, tomando en cuenta la información disponible hasta la fecha, no se han identificado posibles modificaciones o ajustes a efectuar tanto en los costos como en el personal que efectúa servicios tercerizados en actividades técnicas, comerciales o de gestión de la distribuidora.

4.4.1 Costos de Servicios de Terceros

Como se indicó anteriormente no se identificaron ajustes a efectuar en los costos de los servicios mercerizados de actividades técnicas, comerciales o de gestión.

4.4.2 Personal de Servicios de Terceros

Como se indicó anteriormente no se identificaron ajustes a efectuar en el personal que presta servicios mercerizados de actividades técnicas, comerciales o de gestión.

4.5 ASIGNACION DE ACTIVIDADES Y DEDICACION DEL PERSONAL

A partir de esta estructura organizativa y esta dotación total de personal (incluyendo empleados contratados y practicantes), se efectuó un análisis y una revisión inicial de la dotación comparando las distintas actividades contra las prácticas habituales de empresas distribuidoras en Latinoamérica.

Las conclusiones de esta revisión, para cada una de las áreas organizativas involucradas, fueron las siguientes posibilidades de optimización identificadas:


4-29

EDELNOR 9/6/09

4.5.1 Gerencia Comercial:

• Optimizando las labores del Departamento de Administración y Control de la Gestión Comercial, se puede reducir un (1) profesional del Nivel 6 y 1 (1) empleado de Nivel 7.

• Desarrollando una optimización en la ejecución de las tareas del Departamento de Clientes Empresariales e Institucionales se plantea una reducción de dos (2) empleados del Nivel 7.

• En el Departamento de Explotación y Facturación de Clientes Regulados, teniendo en cuenta la tercerización existente en estas tareas, se plantea la reducción de tres (3) empleados de Nivel 7.

• En el Departamento de Control de Pérdidas se plantea una modificación en los métodos de detección y normalización de Consumos No Registrados Reducción, aprovechando más integralmente los tiempos disponibles para la ejecución de las tareas, con el resultado esperado de la reducción de dos (2) profesionales de Nivel 6 y 3 técnicos de campo de Nivel 8.

4.5.2 Gerencia Técnica:

• En general, teniendo en cuenta la tercerización de las labores de campo, se plantea la reducción de personal en la forma que se indica a continuación:

• Departamento de Obras de Distribución: reducción de tres (3) profesionales.

• Departamento de Mantenimiento de Distribución: reducción de tres (3) profesionales de Nivel 8 y cuatro (4) técnicos de nivel 8.

• Departamento de Mantenimiento de Transmisión: reducción de cinco (5) técnicos de nivel 8.

• Departamento de Operaciones: Reducción de 4 técnicos de Nivel 8.

4.5.3 Resultados de la Revisión Inicial

Como resultados de la revisión efectuada se obtuvo el siguiente organigrama general con la correspondiente cantidad de personal y de costo total anual asociado a cada sector principal de la organización.


4-30

EDELNOR 9/6/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 717

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total


218 19,157 211 16,806



Tributaria

Auditoría Interna

909

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

549 51,225


13 1,721

41 4,488




8 1,205

Gerencia Legal

7 1,023


El mismo organigrama, pero con los costos expresados en dólares es el siguiente:


4-31

EDELNOR 9/6/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 228

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total

8 383

Gerencia Legal

7 325



13 548

41 1,428




289

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

549 16,303



Tributaria

Auditoría Interna

211 5,349


218 6,097

Los datos de dotación de personal y de los costos totales correspondientes se presentan a continuación abiertos por nivel de la organización:


4-32

EDELNOR 9/6/09

Costos anuales de personal Empresa Optimizada con costos promedio de Edelnor



Gerente General 1 1 775 247Gerente 2 7 3,892 1,239Subgerente 3 13 4,550 1,448Jefe de Departamento 4 1 197 63Jefe de Sección 5 49 7,327 2,332Profesional 6 184 15,306 4,871Supervisor 7 79 4,302 1,369Empleado 8 138 9,235 2,939Capataz 9 0 0 0Técnico/Operario 10 77 5,642 1,796Total Empresa 549 51,225 16,303

A continuación se presenta la misma información pero abierta de acuerdo a cada área de la organización:

Costos anuales de personal Empresa Optimizada con costos promedio de Edelnor



Gerencia General 3 909 289Auditoria Interna 4 1,104 351Subgerencia Contratos 7 899 286Subgerencia de Planificación Tributaria 6 717 228


4.6 OPTIMIZACIÓN INICIAL CONSIDERANDO LA ENCUESTA DE REMUNERACIONES DEL MERCADO

Una vez efectuada la optimización inicial del personal en las diferentes actividades de la empresa se consideró el costo representativo del mercado correspondiente a la fecha de referencia del estudio, o sea diciembre de 2008, para lo que se utilizó una encuesta de remuneraciones de mercado.

Análisis de la Encuesta de Remuneraciones de Mercado

Con la finalidad de determinar los costos representativos del mercado laboral para empresas del sector eléctrico en la región de Lima y con valores correspondientes al 31 de diciembre de 2008, se utilizó una encuesta de remuneraciones de mercado


4-33

EDELNOR 9/6/09

desarrollada por la empresa Price Waterhouse Coopers (PWC) durante el mes de febrero de 2009.

En la misma se determinaron los costos anuales de remuneraciones y beneficios adicionales correspondientes a 13 empresas del sector eléctrico de Perú.

En la encuesta se identificaros costos salariales correspondientes a 151 puestos correspondientes a las diferentes áreas típicas de la organización de una empresa, determinándose costos asociados al promedio, al primer cuartil (25% inferior), al segundo cuartil (mediana) y al tercer cuartil (25% superior) de la muestra de empresas participantes.

Los valores correspondientes a los 151 puestos encuestados se agruparon en los niveles descriptos en el punto 4.2.3 anterior, considerando las funciones y responsabilidades correspondientes, según se indica en las tablas siguientes:

NIVEL PUESTONivel 1 - Gerente General GERENTE GENERAL

Nivel 2 - Gerente GERENTE DE ADMINISTRACION Y FINANZASGERENTE DE FINANZAS - CONTRALORGERENTE DE AUDITORIA INTERNAGERENTE DE IMAGEN INSTITUCIONALGERENTE COMERCIAL - FUNCIONALGERENTE DE VENTAS - FUNCIONALGERENTE DE VENTAS - UNIDAD DE NEGOCIOSGERENTE DE SERVICIO AL CLIENTEGERENTE DE PRODUCCION - FUNCIONALGERENTE DE OPERACIONESGERENTE DE TRANSMISION

Nivel 3 - Subgerente GERENTE ADMINISTRATIVOGERENTE DE PLANEAMIENTO Y DESARROLLOASESOR LEGALJEFE DE PROYECTOGERENTE DE RECURSOS HUMANOSGERENTE TECNICOGERENTE DE LOGISTICAGERENTE DE TECNOLOGIA DE INFORMACIONGERENTE DE MANTENIMIENTO


4-34

EDELNOR 9/6/09

NIVEL PUESTONivel 4 - Jefe de Departamento JEFE DE AUDITORIA INTERNA

JEFE DE IMAGEN INSTITUCIONALJEFE DE ADMINISTRACIONJEFE DE SEGURIDADJEFE DE SERVICIOS GENERALESJEFE DE PLANEAMIENTO FINANCIEROTESOREROJEFE DE CREDITOS Y COBRANZASJEFE DE PRESUPUESTOSCONTADOR GENERALSUB CONTADORJEFE DE RECURSOS HUMANOSJEFE DE DESARROLLO DE RECURSOS HUMANOSJEFE DE ADMINISTRACION DE PERSONALJEFE DE VENTASGERENTE DE PLANTA - FUNCIONALGERENTE DE PLANTA - UNIDAD DE NEGOCIOENCARGADO DE TALLER MECANICOJEFE DE SEGURIDAD INDUSTRIALJEFE DE SOPORTE TECNICOLIDER DE PROYECTOJEFE DE DESARROLLO DE PROCESOSJEFE DE VALORES DE CLIENTESJEFE DE SUSCRIPCION/EMISIONGERENTE DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTEJEFE DE MEDIO AMBIENTEJEFE DE LINEASUB GERENTE DE OPERACIONES DE SISTEMASJEFE DE TURNO DE OPERACION Y DESPACHOJEFE DE LINEA DE TRANSMISIONJEFE DE SUBESTACIONANALISTA DE PLANEAMIENTO Y PROGRAMACION

NIVEL PUESTONivel 5 - Jefe de Sección AUDITOR ENCARGADO

RELACIONISTA PUBLICOABOGADO SENIORADMINISTRADOR DE SUCURSALENCARGADO DE CAJAENCARGADO DE IMPUESTOSENCARGADO DE BIENESTARJEFE DE SERVICIO AL CLIENTEJEFE DEL DEPARTAMENTO DE PROYECTOSJEFE DE INGENIERIAJEFE DE CONTROL DE CALIDADJEFE DE PLANEAMIENTO Y CONTROL DE LA PROJEFE DE LINEA DE PRODUCCIONJEFE DE ALMACENJEFE DE MANTENIMIENTOJEFE DE LOGISTICAJEFE DE COMPRASJEFE DE TELECOMUNICACIONESADMINISTRADOR DE LA REDANALISTA DE SISTEMAS SENIORINGENIERO INTERMEDIOINGENIERO DE PROTECCION Y MEDICIONANALISTA DE FACTURAS, TARIFAS Y ESTUDIOSSUPERVISOR DE LINEAS DE TRANSMISION


4-35

EDELNOR 9/6/09

NIVEL PUESTONivel 6 - Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) ANALISTA DE PLANEAMIENTO

ABOGADOANALISTA DE PROYECTOANALISTA FINANCIEROCONTADOR DE COSTOS ASISTENTE DE CONTABILIDAD Y COSTOSSUPERVISOR DE CAPACITACIÓN Y DESARROLLOANALISTA DE CAPACITACION Y DESARROLLOANALISTA DE COMPENSACIONES Y BENEFICIOSENCARGADO DE PLANILLASASISTENTE SOCIALANALISTA DE MARKETINGSUPERVISOR DE SERVICIO AL CLIENTEASISTENTE ADMINISTRATIVO DE VENTASREPRESENTANTE TECNICO DE VENTASINGENIERO ELECTROMECANICOINGENIERO INDUSTRIALINGENIERO ELECTRONICOINGENIERO QUIMICOENCARGADO DE LABORATORIOINSPECTOR DE CONTROL DE CALIDADSUPERVISOR DE TURNOASISTENTE DE PRODUCCIONINGENIERO DE SEGURIDAD INDUSTRIALASISTENTE DE LOGISTICAADMINISTRADOR DE DEMANDACOMPRADORANALISTA DE SISTEMAS JUNIORPROGRAMADORANALISTA DE PROCESOSINGENIERO JUNIORANALISTA DE OPERACIONES Y ESTADISTICASESPECIALISTA CALIDAD SERVICIO ELECTRICOSUPERVISOR DE SUBESTACION

NIVEL PUESTONivel 7 - Supervisor SUPERVISOR DE SEGURIDAD

EJECUTIVO DE SERVICIO AL CLIENTE SENIORENCARGADO DE ALMACENENCARGADO DE TALLER ELECTRICOSUPERVISOR DE CONSTRUCCIONSUPERVISOR DE CAMPOENCARGADO DE SERVICIOS

Nivel 8 - Empleado SECRETARIA - ASISTENTE ADMINISTRATIVASECRETARIA DE DIVISIONSECRETARIA DE DEPARTAMENTORECEPCIONISTA - TELEFONISTAASISTENTE DE VIAJES Y EVENTOSASISTENTE ADMINISTRATIVOCHOFER DE GERENCIA (administrativo)AUXILIAR ADMINISTRATIVOASISTENTE DE TESORERIAASISTENTE DE CREDITOS Y COBRANZASAUXILIAR DE CONTABILIDADASISTENTE DE RECURSOS HUMANOSASISTENTE DE MARKETINGASISTENTE DE ALMACEN/KARDISTATECNICO DE TELECOMUNICACIONESTECNICO DE SOPORTEASISTENTE DE TRANSMISIONCHOFER OPERATIVO


4-36

EDELNOR 9/6/09

NIVEL PUESTONivel 9 - Capataz / Caporal TECNICO DE SERVICIOS

TECNICO DE LINEAS DE TRANSMISIONTECNICO DE LABORATORIO DE MEDICIONTECNICO DE SUBESTACIONOPERARIO DE MAQUINA AOPERARIO DE MAQUINA BAYUDANTE DE OPERARIO DE MAQUINA ASOLDADORMECANICO MAESTROELECTRICISTATECNICO DE MANTENIMIENTO

Nivel 10 - Técnico / Operario MENSAJEROENFERMEROOPERARIOOPERARIO DE ALMACEN

Tomando en cuenta la composición de la muestra de 13 empresas del sector eléctrico del Perú surge que las empresas con el mayor nivel de facturación t el mayor tamaño tomando en cuenta la cantidad de empleados propios resultan ser Edelnor y Luz del Sur.

Tomando en cuenta estas características se consideró que el valor que representativo del costo salarial para estas empresas en el mercado es el correspondiente al tercer cuartil, o sea el 25% superior de los costos de la muestra.

Los valores que resultan se presentan en la siguiente tabla expresados en miles de soles y en miles de dólares estadounidenses anuales respectivamente, para cada uno de los niveles establecidos.

Costos salariales anuales Encuesta PWC Tercer cuartil ( 25% superior)

miles S/. / año

miles US$ / año

Nivel 1 - Gerente General 666,3 212,1Nivel 2 - Gerente 2.868,2 152,1Nivel 3 - Subgerente 2.518,7 114,5Nivel 4 - Jefe de Departamento 4.482,9 64,9Nivel 5 - Jefe de Sección 2.157,3 52,8Nivel 6 - Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) 1.896,7 35,5Nivel 7 - Supervisor 322,9 34,3Nivel 8 - Empleado 906,9 24,1Nivel 9 - Capataz / Caporal 415,1 22,0Nivel 10 - Técnico / Operario 30,3 9,6

Tomando en cuenta los valores obtenidos de la encuesta de remuneraciones, y considerando el personal por nivel resultante de la optimización inicial de costos se obtuvieron los costos salariales que se presentan en el punto siguiente.

4.6.1 Resultados de la Revisión Inicial considerando las remuneraciones de mercado

Como resultados de la revisión efectuada aplicando las remuneraciones del mercado se obtuvo el siguiente organigrama general con la correspondiente cantidad de personal y de costo total anual asociado a cada sector principal de la organización.


4-37

EDELNOR 9/6/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 810

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total

8 1,313

Gerencia Legal

7 1,075



13 1,908

41 4,974




817

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

549 58,817



Tributaria

Auditoría Interna

211 22,610


218 19,127

El mismo organigrama, pero con los costos expresados en dólares es el siguiente:


4-38

EDELNOR 9/6/09

GG


SCO

AUD


SPTR

Total 6 258

gl

Total Total

grge

Total Total

Total

gc

Total Total


218 6,088 211 7,196



Tributaria

Auditoría Interna

260

EdelnorOrganigrama

Gerencia General

549 18,720


13 607

41 1,583




8 418

Gerencia Legal

7 342


Los datos de dotación de personal y de los costos totales correspondientes se presentan a continuación abiertos por nivel de la organización:


4-39

EDELNOR 9/6/09

Costos anuales de personal Empresa Optimizada con costos de mercado



Gerente General 1 1 666 212Gerente 2 7 3,346 1,065Subgerente 3 13 4,678 1,489Jefe de Departamento 4 1 204 65Jefe de Sección 5 49 8,131 2,588Profesional 6 184 20,529 6,534Supervisor 7 79 8,503 2,706Empleado 8 138 10,429 3,319Capataz 9 0 0 0Técnico/Operario 10 77 2,330 742Total Empresa 549 58,817 18,720

A continuación se presenta la misma información pero abierta de acuerdo a cada área de la organización:

Costos anuales de personal Empresa Optimizada con costos de mercado



Gerencia General 3 817 260Auditoria Interna 4 1,187 378Subgerencia Contratos 7 1,048 333Subgerencia de Planificación Tributaria 6 810 258


4.7 EVALUACIÓN DEL VALOR CONTABLE DEL ACTIVO FIJO DE EDELNOR S.A.A.

EDELNOR (Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A.) fue constituida en Perú por escritura pública de fecha 10 de marzo de 1994, en cumplimiento de la Resolución Suprema Nº 165-93-PCM del 10 de mayo de 1993. Es subsidiaria de Inversiones Distrilima S.A. (posee el 60% de las acciones con derecho a voto representativas del capital social al 31 de diciembre de 2008) que a su vez es subsidiaria del Grupo ENDESA de España, a través de Enersis S.A., una empresa domiciliada en Chile.

En el mes de setiembre del 2007, la empresa de capitales italianos Enel Energy Europe S.R.L. y la empresa de capitales españoles Acciona S.A. adquirieron el 67.05% y 25.01%, respectivamente, del total de las acciones representativas del capital social de ENDESA de España.


4-40

EDELNOR 9/6/09

EDELNOR tiene por objeto distribuir energía eléctrica en la parte norte de Lima Metropolitana, la Provincia Constitucional del Callao y las provincias de Huaura, Barranca, Huaral y Oyón, según los contratos suscritos con el Estado Peruano. Asimismo, realiza otros servicios relacionados al giro principal como: trabajos de movimientos de redes y venta de bloques de potencia, y a partir del mes de setiembre de 2006 ha incursionando en la venta de artefactos eléctricos en su zona de concesión.

Su domicilio legal, donde se encuentran sus oficinas administrativas, es Calle César López Rojas 201, San Miguel, Lima, Perú.

4.7.1 Estructura y valor contable de los Activos Fijo.

Según estados financieros al 31-12.2008 auditado por la empresa Deloitte, los activos fijos presentan la estructura y el valor contable siguiente:

SaldosIniciales

S/.000Adiciones

S/.000

Retiros o ventasS/.000

Otros cambios

S/.000

Saldos FinalesS/.000

Vida útilPromedio

AñosCosto más revaluación:Terrenos 61,101 -19,203 7,906 49,804Edificios y otras construcciones 151,383 -9,925 13,584 155,042Maquinaria y equipo 2,732,661 1,361 -5,571 140,287 2,868,738Unidades de transporte 3,949 268 -869 3,348Muebles y enseres 37,724 2,981 -4,674 36,031Equipos diversos 25,711 22 -286 1,361 26,808Trabajos en curso 50,672 196,696 -163,138 84,230

Total 3,063,201 201,328 -40,528 3,224,001Menos depreciación acumuladay provisión para pérdida por deterioro:Terrenos 7,752 -7,752Edificios y otras construcciones 39,966 3,828 -8,901 34,893 3%Maquinaria y equipo 1,021,581 102,028 -2,455 1,121,154 4%Unidades de transporte 2,845 357 -725 2,477 13%Muebles y enseres 27,355 1,811 -4,175 24,991 8%Equipos diversos 17,977 2,487 -223 20,241 20%

Total 1,117,476 110,511 -24,231 1,203,756

Neto 1,945,725 2,020,245

• ELECTROLIMA, en el año 1994, como parte del proceso de privatización, transfirió activos a EDELNOR (Empresa fusionada con EDECHANCAY S.A.), que incluyó inmuebles, maquinaria y equipo, con la correspondiente depreciación acumulada.

• EDELNOR, en el año 1994, efectuó una reevaluación voluntaria de sus activos fijos, asimismo en el año 1996, en acto previo a la fusión con EDECHANCAY S.A., realizo una nueva revaluación voluntaria.. El mayor valor asignado a sus activos fijo, considerado como el nuevo costo, fue acreditado a la cuenta patrimonial (otras reservas) y posteriormente capitalizado.

• La construcción de obras en curso (inmuebles, maquinaria y equipo), incluyen costos de financiamiento relacionados con los intereses capitalizados que se adicionan como parte del costo de las obras en curso. Estos intereses


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capitalizados ascienden a MS/.2,166 y MS/. 2,037 por los años 2008 y 2007 respectivamente.

• La construcción de las obras en curso, absorben gastos directos vinculados a la ejecución de las obras. La metodología aplicada para su determinación consiste en que EDELNOR prepara una distribución del tiempo que cada área estima que dedicó a la obra, sobre la base de un estudio de tiempos realizado en cada ejercicio, procediendo a determinar un porcentaje que se aplica sobre los gastos directos que se relacionan con la obra.

• Los gastos directos capitalizados ascienden a MS/.14,574 y MS/..14,307 en los años 2008 y 2007 respectivamente.

• Según el Informe de la Auditoria Externa Deloitte, “al 31 de diciembre de 2008, EDELNOR ha estimado que los valores recuperables de sus inmuebles, maquinaria y equipo, son mayores a sus valores en libros; por lo que considera que no es necesario constituir provisión para pérdida por deterioro para esos activos a la fecha de los estados financieros”.

• Al termino del año 2008, el valor contable de los activos fijos, asciende a MMS/. 3,063 correspondiendo a terrenos el 1.99%, a edificios y otras construcciones el 4.94%, maquinaria y equipo el 89.21%, unidades de transporte el 0.13%, muebles y enseres el 1.23%, equipos diversos el 0.84% y a trabajos en curso el 1.65%.

• La depreciación acumulada y provisión para pérdida por deterioro al 31.12.2008, asciende a la suma de MM S/.1,117 correspondiendo a terrenos el 0.69%, edificios y otras construcciones el 3.58%, maquinaria y equipo el 91.42%, unidades de transporte el 0.25%, muebles y enseres el 2.45% y equipos diversos el 1.61%.

En opinión de la firma de Auditoria Externa, los estados financieros al 31.12.2008 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de EDELNOR. Cabe precisar que la auditoria realizada ha incluido una evaluación de la presentación de los estados financieros, donde el 86% corresponde a inversiones permanentes.

4.7.2 Política contable en la valorización de las inversiones en Activos Fijo.

EDELNOR, a efecto de la valorización de sus bienes de activo fijo, mantiene la política contable siguiente:

• El mayor valor asignado por las reevaluaciones de los bienes transferidos por el Estado, efectuadas en 1994 y 1996, se registran como el nuevo costo de los activos.

• Inmuebles, maquinaria y equipo se registran al costo, y en el caso de los bienes transferidos por el Estado en el proceso de privatización (hasta diciembre de 1996) al costo revaluado, y están presentados netos de depreciación acumulada y de pérdida por deterioro acumulada.

• La depreciación anual se reconoce como gasto y se determina siguiendo el método de línea recta en base a la vida útil estimada de los activos, representada por tasas de depreciación equivalentes.

• Los bienes de activo fijo se deprecian en su totalidad sin considerar la existencia de un valor residual.


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• Cuando un activo fijo se vende o es retirado del uso, su costo y depreciación acumulada se eliminan y la ganancia o pérdida resultante se reconoce como ingreso o gasto.

• Las obras en curso se capitalizan cuando se completan y su depreciación se calcula desde el momento en que son puestas en operación.

• Las obras en curso incluyen: los desembolsos para la construcción de activos, los intereses financieros y los otros gastos directos atribuibles a dichas obras, devengados durante la etapa de construcción.

• Los desembolsos incurridos después que un activo fijo ha sido puesto en uso, se capitalizan como costo adicional de ese activo, siempre que tales desembolsos resultaran en beneficios económicos futuros superiores al rendimiento normal evaluado originalmente para dicho activo. Los desembolsos para mantenimiento y reparaciones se reconocen como gasto del ejercicio en que son incurridos.

4.7.3 ¿Cuál es el valor de los Activos fijo para una Empresa?

Es necesario precisar que al efectuar una evaluación de los activos fijos con la finalidad de expresar la razonabilidad de estos valores registrados en el balance de la empresa, el problema a resolver consiste en determinar qué valor económico tiene esos bienes para la empresa, a la fecha en que se realiza la evaluación.

Al reflexionar sobre este punto advertimos que, cuando la empresa adquiere un bien, lo que en realidad desea adquirir son los servicios que éste le puede brindar, es decir, los beneficios que puede derivar de su uso. Podríamos decir que cuando la empresa adquiere un bien está, en última instancia, comprando un paquete de servicios futuros que él espera que le brinde a lo largo de su vida útil, servicios futuros que la empresa está pagando por adelantado en el momento de la compra.

En el caso particular de la empresa eléctrica, los bienes de inversión que son comprados o construidos por la empresa, tienen la finalidad de recibir de ellos sólo un servicio específico o técnico, y para que sirvan así como instrumentos a un fin operativo provechoso para la empresa. Se trata de bienes que son adquiridos para ser asignados a ciertos destinos, en los que no pueden generar dinero, sino brindar un servicio a la organización empresarial, la cual ella si genera dinero. El bien de servicio tiene obviamente, un único valor para la empresa, que corresponde al único servicio que él le puede brindar que es su valor de uso.

Cuando el dueño de los bienes es una empresa, constituye un tipo de dueño muy especial, es un dueño para quien el único comportamiento aceptable (tanto para la ley1 como para la masa de accionistas), es el de racionalidad económica. Como que su máxima responsabilidad social es precisamente la de lograr una administración eficiente de los recursos de los que dispone (humanos, financieros, tecnológicos, equipamiento, etc.)

De acuerdo con ello, los bienes valen para la empresa sólo en razón de una estricta racionalidad económica, o sea en función del aporte económico que pueden hacer a la

1 La Ley General de Sociedades – Ley 26887 establece textualmente que los representantes de la Sociedad deben actuar con la diligencia de un ordenado comerciante y de un representante leal y lo hace responsable “por dolo, abuso de facultades y negligencia grave”.


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empresa, o al valor económico que se puede razonablemente asignar a los servicios futuros que pueda brindarle al utilizarlos.

Comúnmente y según las circunstancias, los activos fijos se evalúan en la siguiente forma:

• Costos históricos: Corresponde al monto pagado por la adquisición, incluyendo los costos normales de preparación del activo para su uso.

• Costos de reposición. Monto que sería necesario desembolsar para reponer un activo. Frecuentemente, el costo de reposición es igual al valor razonable de mercado.

• Valor razonable de mercado. El precio al cual un vendedor vendería a un comprador, ambos decidiendo libremente.

• Valor presente. El valor hoy en día de algo que vence en el futuro

4.7.4 PCGA en la valorización de Activos Fijo.

Los PCGA2 establecen que:

• Los activos fijos se registren a su costo y este valor en libros se reduce periódicamente (se deprecia) en forma sistemática y racional.

• La base contable de los activos depreciables, es el costo que incluye los desembolsos necesarios para preparar al activo para su uso, excepto en los casos de recapitalizaciones, donde sí es permisible aumentar o disminuir el valor en libros de los activos, llevándolos a su valor razonable de mercado.

• Se cargan a gastos los desembolsos innecesarios que no contribuyeron a implementar, o aumentar, la utilidad del activo.

• Se capitalizan los costos de demolición y remoción (menos el valor residual) de estructuras ubicadas en terrenos comprados para la construcción de edificios. Los terrenos en sí no son depreciables.

• Cuando en estados contables suplementarios se usan los métodos de contabilidad según el nivel general de precios, se desminuye la distorsión de los activos y de la depreciación causada por la inflación.

• Los PCGA promulgados prohíben aumentar el valor en libros de los activos, para reflejar valores de tasación. Sin embargo, y a pesar de que prohíben ese procedimiento, los PCGA establecen que si aumenta el valor en libros de los activos fijo para reflejar valores de tasación o valores de mercado, la depreciación se basa en el nuevo valor en libros.

4.7.5 Conclusiones.

• De acuerdo al análisis realizado y a los fundamentos teóricos revisados se concluye que los activos fijos de la empresa no reflejan sus costos de reposición, tampoco su valor razonable de mercado, dado que la contabilidad al día de hoy, refleja de dos maneras los valores del activo fijo: para aquellos activos anteriores al 01 de enero de 1994, para los cuales su valor de incorporación es al valor neto revaluado y a partir de dicho valor se comienza

2 Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados por casi la totalidad de los países


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un nuevo proceso de depreciación. La segunda, para aquellos activos adquiridos a partir del 02 de enero de 1994 se presentan a valores históricos corregidos por inflación.

• El valor del activo puede resultar razonable bajo los criterios de auditoria, pero realizar inferencias a partir de dicho valor contable puede llevar a errores, razón por la cual su valor no es considerado relevante para el Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD).

• Para la empresa el valor característico de un bien es lo que se denomina su valor de inversión que no corresponde al valor contable. Ese valor de inversión es el valor económico de toda la serie de ingresos futuros que se esperan del bien, coincide con los que los analistas bursátiles denominan el valor intrínseco del bien.

• El valor de inversión no es el único valor que tiene un bien para la empresa. Generalmente todo bien que es capaz de generar automáticamente ingresos, tiene compradores en el mercado, es decir que todo bien de inversión tiene también un valor de mercado. En el caso de las empresas de la industria eléctrica, sus bienes por razones de sus propias características no son necesariamente comerciales. Una línea de transmisión o de distribución diseñadas específicamente para cumplir una tarea particular difícilmente encuentra comprador en le mercado, su único valor de mercado será, seguramente, el de chatarra.

• La vida útil de un bien y su valor residual queda determinada a último momento. Se le conoce con certeza sólo cuando ya está muy cerca la fecha de su baja. Es entonces cuando de alguna manera, la empresa determina que los servicios que es capaz de brindarle el bien en su actual destino ya no le serán, de allí en adelante económicamente útil. Antes de llegar a esa instancia, la vida útil remanente de un bien y su valor residual es sólo una conjetura, que será más o menos acertada según como evolucionen en el futuro los factores o circunstancias que afecten su vida útil.


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4.8 FORMATOS C

Una vez efectuada la Revisión 2 o el Ajuste Inicial de Costos detallado en el punto 4.5 precedente se ha efectuado la modificación correspondiente a los Formatos B, resultante de la revisión y validación de antecedentes, obteniéndose los Formatos C que se adjuntan en el Anexo L de este informe.

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