PRIMER INFORME PARCIAL

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1 Q U A N T U M A N D E S SAC ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION (VAD) DEL SECTOR DE DISTRIBUCION TIPICO 5 PERIODO NOVIEMBRE 2013 OCTUBRE 2017 PRIMER INFORME PARCIAL VALIDACION Y REVISION DE ANTECEDENTES Y REVISION INICIAL DE COSTOS DE LA EMPRESA REAL 03 de diciembre del 2012

2 Estudios de Costos del VAD Sector Típico Nº 5 Regulación de la Tarifa de Distribución Eléctrica Período Noviembre 2013 Octubre 2017 Introducción RESUMEN EJECUTIVO 1.1. Objetivo Antecedentes Recopilación de Antecedentes Validación y Revisión de Antecedentes Ajuste Inicial de Costos ETAPA I - RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS A) 2.1. Contables y Presupuestales De la Organización De los Costos de Personal Propio y de Terceros De las Instalaciones Eléctricas del SEM De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa Comerciales del SEM y Empresa De Balance de Potencia y Energía De Operación y Mantenimiento del SEM y empresa De Asignación de costos De la Calidad de Servicio Otros antecedentes Formatos A ETAPA II - VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B) 3.1. Contables y Presupuestales De la Organización De los Costos de Personal Propio y de Terceros De las Instalaciones Eléctricas del SEM De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa Comerciales del SEM y Empresa De Balance de Potencia y Energía De Operación y Mantenimiento del SEM y empresa De Asignación de costos Indirectos

3 3.10.De la Calidad de Servicio Eléctrico Estudio de costo de capital de trabajo Otros Antecedentes Formatos B ETAPA II - AJUSTE INICIAL DE COSTOS (FORMATOS C) CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS: ANEXO A: Criterios de Asignación de costos empleados por la Concesionaria. ANEXO B: Estudio de las Instalaciones Asignadas a la empresa Modelo. ANEXO C: Verificación de Metrados del VNR Eléctrico. ANEXO D: Análisis del Activo Fijo. ANEXO E: Formatos A. ANEXO F: Formatos B. 3

4 INTRODUCCIÓN El objetivo de este primer informe es presentar el desarrollo de las etapas I y II del estudio de costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) , correspondiente al Sector Típico Nº 5. El sistema eléctrico escogido como sistema eléctrico modelo (SEM), para el estudio del VAD del sector Típico Nº 5, es el Sistema Eléctrico Cangallo - Llusita, sistema que pertenece a la empresa Electro Centro S.A. Para el desarrollo del presente informe se ha seguido las indicaciones de los términos de referencia que para este estudio fuera aprobado por el Osinergmin. Etapas del Estudio VAD El estudio comprende el desarrollo de las siguientes etapas: 1. Recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento del sistema eléctrico seleccionado para el sector típico 5. Formato A. 2. Validación, revisión de los antecedentes y características básicas de la Empresa Real y del sistema eléctrico modelo, Revisión 1, Formatos B. 3. Revisión Inicial de los costos de explotación, análisis de la estructura de personal y de remuneraciones, servicios de terceros y demás costos de explotación de la empresa concesionaria y del SEM. Revisión 2, Formatos C. 4. Creación de la empresa modelo y determinación de instalaciones y costos óptimos. Revisión 3, Formatos D. 5. Calculo de los Valores Agregados de Distribución, pérdidas estándar técnicas y comerciales y calculo de los factores de economía de escala. Primer informe parcial De acuerdo a lo mencionado en los Términos de Referencia, en este Primer Informe Parcial debería presentarse los resultados de las etapas 1, 2 y 3 del estudio VAD indicadas anteriormente. Sin embargo, debido a que la información que debía alcanzar 4

5 la Concesionaria no fue entregada en los plazos establecidos por los TDR (indicados en su Numeral 5.1), sobre todo en los que respecta a la información de costos contables; en esta oportunidad no se ha podido cumplir con desarrollar todos los temas que indicaban los TDR para este primer informe, quedando pendiente su finalización en la próxima entrega. En el Capitulo 2 se describe la información técnica, comercial económica-financiera que ha sido recopilada de la Concesionaria, y también la que fuera alcanzada por el Osinergmin. En el Capitulo 3 se describe el resultado de la validación, revisión de datos, antecedentes y características básicas de la Empresa Real y del SEM, en este caso el Sistema Eléctrico Cangallo-Llusita. Se detallan los estudios, inspecciones y análisis efectuados para cumplir lo indicado en los TDR, y se concluye con la elaboración de los Formatos B, conteniendo la información correspondiente a la empresa total y al SEM debidamente revisada y validada. 5

6 1.0 RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Objetivo El primer informe parcial constituye el desarrollo las etapas I y II del estudio del VAD y comprende el desarrollo de la recopilación, validación y revisión de los antecedentes de la empresa real y el sistema eléctrico modelo (SEM). 1.2 Antecedentes La Ley de Concesiones eléctricas y su reglamento establecen que cada cuatro años se fijarán las tarifas de distribución eléctrica (VAD), las mismas que son calculadas para cada sistema de distribución típico. El sistema de distribución típico a estudiar para el cálculo del VAD, es el que corresponde al sector típico Nº 5, y, el sistema eléctrico escogido para la construcción de la empresa modelo es el Sistema Eléctrico Cangallo - Lusita. La elaboración del estudio VAD comprende el desarrollo de varias etapas, siendo el caso que para este primer informe comprende las etapas de recopilación y validación de los antecedentes de la empresa real y del sistema eléctrico modelo. 1.3 Recopilación de Antecedentes Esta parte comprendió la recopilación de la información técnica, comercial, y económica del funcionamiento de la empresa real y el sistema eléctrico modelo (SEM). La recopilación de la información ha permitido conocer los aspectos técnicos, contablefinancieros, comerciales y de organización de la empresa total y del SEM, los mismos que fueron objeto de su revisión y validación. 1.4 Validación y Revisión de Antecedentes Revisión y validación de los antecedentes contables. Se comprobó que la información contable contenida en los formatos de los términos de referencia (TDR) del estudio de costos del VAD, tuvieran como origen los estados financieros auditados del año 2011 y los estados financieros al 30 de setiembre del año De la misma forma, para el año 2011 y hasta el tercer trimestre del 2012, se cotejó que la información contable fuera la misma que la información contable que la concesionaria 6

7 había remitido trimestralmente al Osinergmin; no encontrándose en esta comparación diferencia alguna. En cuanto a la información de costos y criterios de asignación contenidos en los formatos TDR: II (ingresos), y formato III (costos de operación y mantenimiento); la concesionaria no hizo una correcta interpretación de los conceptos vertidos en estos formatos, cuya consecuencia fue que no se hizo la asignación adecuada de los ingresos y costos entre las actividades que señalaban los TDR. Por lo anterior, los criterios de asignación no pudieron ser validados y tuvieron que ser modificados por el Consultor. Revisión y validación de los antecedentes de la Organización. A través de entrevistas realizadas por el Consultor con los funcionarios de la Concesionaria, a la que se agrega la situación observada directamente por el Consultor; se pudo constatar la vigencia de la estructura organizacional informada por la concesionaria, estructura organizacional vigente desde el año En el tema de personal, se constató que la información recibida, en cuanto al número y costo de personal, sea conciliable con los cuadros de asignación de personal (CAP) y la información contenida en las planillas de remuneraciones. Como resultado de la revisión, los antecedentes de la organización fueron validadas por el Consultor. Revisión y validación de los antecedentes de las instalaciones eléctricas. La información del VNR presentada por la concesionaria en los formatos TDR, fue confrontada con los resúmenes obtenidos de la data del VNR-GIS. El resultado de esta comparación fue que se encontró un mayor metrado asignado al SEM. En las visitas de campo realizadas por el Consultor se pudo advertir que la Concesionaria había incluido en el metrado del SEM, los metrados de los SER (denominado Cangallo-Llusita-SER) y que se encuentran conectados físicamente al SEM. Por la anterior, el Consultor no pudo validar los valores del VNR del SEM presentado por la Concesionaria. Se realizaron las verificaciones de campo de los metrados del VNR eléctrico, encontrándose un mayor metrado en el campo respecto a lo reportado por el VNRGIS, tanto para las redes de media como de baja tensión; sin embargo, todas estas variaciones son mínimas (menores del 3%). Por lo anterior, la información de metrados del VNR eléctrico fue validada por el Consultor. Revisión y validación de los Antecedentes Comerciales. La información de compra de potencia y energía de la concesionaria fueron validadas con los balances de energía de la propia Concesionaria, y con la información que la concesionaria había reportado mensualmente al Osinergmin. El resultado fue que no se encontraron diferencias entre las informaciones comparadas. 7

8 El balance de potencia y energía presentado por la concesionaria no pudo ser validado por el Consultor, ello debido a que no se discriminaron correctamente las compras de energía en los niveles de alta y media tensión; tampoco se había determinado la potencia teórica en media tensión, producto de las ventas a los usuarios, con el fin de determinar las pérdidas no estándar. El Consultor procedió a corregir el Balance de Potencia y Energía. Revisión y validación de los Costos de Explotación Para la validación de los costos de explotación se realizaron entrevistas con los funcionarios de la Concesionaria, relacionados con las actividades de operación y mantenimiento de las redes eléctricas, y, las actividades de explotación comercial. El Consultor constatado un alto grado de tercerización en dichas actividades, la concesionaria solo proporciona los materiales y su personal supervisor, dejando para las contratistas desarrollar todas las actividades de operación y mantenimiento. El Consultor validó los costos de operación y mantenimiento en base a los contratos que tiene la Concesionaria con sus contratistas, y en base a las órdenes de trabajo existentes para el SEM. La validación de los antecedentes de la calidad del servicio eléctrico, se realizó en base a las estadísticas alcanzadas por la Concesionaria, en cuanto a lo que correspondía al SEM, y que el Consultor encontró conformes. 1.5 Ajuste Inicial de Costos Como se ha señalado en la introducción del presente informe, la entrega de información por parte de la Concesionaria, con posterioridad a los plazos establecidos en el punto 5.1 de los TDR, no ha permitido concluir esta última parte del Informe, dejando su presentación para la próxima entrega. 8

9 2.0 ETAPA I - RECOPILACION DE ANTECEDENTES (FORMATOS A) A partir del se empezó el proceso de recopilación de información de la empresa Electro Centro S.A. (en adelante la Concesionaria), correspondiente a los costos de instalaciones eléctricas y no eléctricas y su correspondiente desglose al sistema eléctrico modelo (SEM), habiéndose recepcionado hasta la fecha información requerida de: Antecedentes contables, presentados en los Formatos A: II al IV y del VIl al X, a los que se acompaño la información sustentatoria de estados financieros y la data contable del año 2011 que fuera solicitada por el consultor. Antecedentes de la organización, manual de organización y funciones, cuadros de asignación de personal y planillas del año 2011 y año 2012 (hasta setiembre) a nivel de cada trabajador. Antecedentes de instalaciones eléctricas y no eléctricas de total empresa y el SEM, contenidas en los formatos A: I y II, con sus sustentos a través del VNR GIS, planos, características de instalaciones, información sobre calidad de los servicios eléctricos. Información técnico-comercial mensual, presentada en los Formatos A: V-1, V-2 y V-3. Información de Contratos de operación y mantenimiento. Información del Balance de Energía y Potencia, presentado en el Formato A: VI Otras informaciones de carácter técnico, solicitadas en los TDR Los formatos A Información Técnica Económica Reportada por el Concesionario son presentados en el Anexo E. La recopilación de esta información ha permitido conocer los aspectos técnicos, contable-financieros, comerciales y de organización de la empresa total y del SEM, los mismos que fueron objeto de su revisión, validación y ajuste, para que luego puedan ser tomados como una referencia base para el diseño de la empresa modelo. A continuación se hace una descripción de manera más específica de los antecedentes contables, de organización, instalaciones, comerciales y costos de operación y mantenimiento. 9

10 2.1 Contables y Presupuestales Con relación a la información contable y presupuestal se recabó la siguiente información: Información económica contenida en los formatos II al IV y del VIl al X, según lo solicitado por los TDR. Presupuestos Operativos de los años 2011 y Ejecuciones Presupuestales de los años 2011 y 2012 (al mes de setiembre). Estados Financieros del año 2011 (auditado) y del año 2012 (hasta setiembre). Criterios de Asignación de Costos por Actividad. Memoria de la concesionaria del año 2011 Obtenida de su página web. Base de datos contable del año 2011 (entregada por la Concesionaria). 2.2 De la Organización Con relación a la información de organización y de personal se recabó la siguiente información: Manual de Organización y Funciones (MOFI), aprobado en el año 2004, el mismo que contiene las funciones generales, funciones específicas, y requerimientos ó perfil de los puestos de trabajo que conforman la organización de la empresa a nivel de cada gerencia y unidades de negocio. CAP de los trabajadores vigente al mes de setiembre del 2012 (obtenida de la página web de la concesionaria) 2.3 De los costos de Personal Propio y Terceros Planillas de pago del personal asignado en el CAP correspondiente a los años 2011 y el año 2012 (hasta el mes de setiembre del 2012). 10

11 2.4 De las Instalaciones Eléctricas del SEM Se recopiló la información del VNR contenida en los formatos A: I-1 y I-2 de los TDR, conteniendo el resumen del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema de Distribución Eléctrica Existente, tanto para la empresa total como para el SEM (sistema eléctrico de Cangallo-Llusita). Dentro de la información base que fundamentan los valores presentados por la concesionaria se ha recopilado la siguiente información: a) Base de datos del VNR GIS al 30 de junio del 2011 presentado por la concesionaria al Osinergmin. b) Base de datos con los costos estándar del VNR, contenidos en el sistema SICODI. c) Archivos de Map Info, sobre las instalaciones de media tensión, baja tensión y catastro (manzaneo y otros). d) Archivos autocad con el diagrama unifilar de los sistemas de transmisión secundaria y complementaria de la concesionaria. e) Archivo Autocad con los Diagramas Unifilares correspondientes a la redes de Media Tensión del SEM. f) Base de datos con los suministros en BT y MT georeferenciados (coordenadas x-y). g) Base de datos con la ubicación georefenciada de cada SED MT/BT existente en el VNR. Contiene además los datos físicos del transformador y su vinculación con el alimentador MT y SET A/MT (en Map Info). 2.5 De las Instalaciones No Eléctricas del SEM y Empresa Se recopiló la información del VNR no eléctrico contenida en los formatos A: I-1 y I-2 de los TDR, conteniendo el resumen del VNR No eléctrico para el Total Empresa. Para el sistema Eléctrico Modelo (el SEM), la Concesionaria no asignó valor alguno como VNR No Eléctrico. 2.6 Comerciales del SEM y Empresa. En lo que se refiere a la información comercial de la concesionaria, los datos recopilados para la realización del estudio son: Formatos V de los TDR con las ventas mensuales correspondientes a los años 2011 y 2012 (estimado el último trimestre). 11

12 Estadística de interrupciones de suministro. Reportes de Compra de Potencia y energía mensual que reporta la concesionaria al Osinergmin; de la misma forma, se contó también con esta información alcanzada por el propio Osinergmin. 2.7 De Balance de Potencia y Energía Con respecto al Balance de potencia y energía, la concesionaria presentó la siguiente información. Información sobre el Balance de Potencia y Energía, tanto para la Empresa Total como para la Empresa Modelo, contenida en el formato VI de los TDR. Cálculo del Factor de Balance de Potencia en Punta de Electro Centro correspondiente al año 2011 (alcanzado por Osinergmin). 2.8 De Operación y Mantenimiento del SEM y Empresa Antecedentes de Explotación Técnica. La información entregada por la concesionaria ha sido la siguiente: Contratos de servicios de mantenimiento y operación del sistema de media tensión, sub estaciones, baja tensión y alumbrado público, tanto para el sistema modelo como para otras Unidades de Negocio de la Concesionaria. Ordenes del servicio de mantenimiento de las redes del SEM durante el año Antecedentes de Explotación Comercial. La concesionaria entregó al Consultor la siguiente relación de documentos sobre la actividad comercial: Ratios comerciales sobre toma de lecturas, cobranzas, inspecciones, suspensiones, cortes, etc. Copia de Contratos de servicios de atención telefónica para la UUNN de Ayacucho (donde se encuentra el SEM) y otras UUNN. 12

13 Copia de Contratos de servicios de ejecución de de actividades comerciales y recaudación, por cobranzas en línea y fuera de línea de recibos. 2.9 De Asignación de Costos La concesionaria presentó los criterios de imputación de costos de Supervisión e Indirectos, que fueron utilizados para el llenado de los formatos contables de los TDR, (ver anexo A) De la Calidad del Servicio Eléctrico En lo referente a los antecedentes sobre la calidad del servicio presentado por la concesionaria, se han recopilado las estadísticas de fallas y los índices de calidad de suministro para los años 2011 y 2012 (hasta mayo); entre ellos tenemos: Índices anuales de calidad de Suministro. Indicadores de calidad del Alumbrado Público. Informe Técnico de Interrupciones en Cangallo-Llusita (informe Nº GTC ). Estadística de Fallas en el Sistema Cangallo-Llusita Otros Antecedentes 2.12 Formatos A En el Anexo E, se presenta los formatos A alcanzados por la Concesionaria. 13

14 3.0 ETAPA III - VALIDACION Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES (FORMATOS B) 3.1 Contables y Presupuestales La revisión y validación de los antecedentes contables comprendió las siguientes tareas. a) Conciliación entre los datos informados por la empresa en los formatos TDR y los datos de su contabilidad. b) Diferencias, entre los criterios de asignación de costos por actividades de negocios utilizados por la concesionaria, y los criterios del Consultor. c) Diferencias, entre los criterios de asignación de costos asignados por la empresa al SEM, y los criterios del Consultor. d) Detección y eliminación de duplicidades en la asignación de costos. Para la tarea a), se procedió a verificar que la información económico - financiera transcrita por la concesionaria en los Formatos II, III y IV de los TDR tengan como fuente la data consignada en los estados financieros de los años 2011 (estados financieros auditados) y del año 2012 (para este último año real hasta el mes de setiembre). Como la información contenida en los formatos del IV-1 al IV-4, es un símil de la contabilidad regulatoria que maneja la concesionaria para su reporte trimestral al Osinergmin (costos combinados por naturaleza y destino), en el cuadro siguiente se ha hecho una comparación de la información contenida en dichos formatos, respecto a la información contenida en los Estados Financieros. 14

15 COMPARACION DE LAS INFORMACIONES DE COSTOS Año 2011 Concepto Formato A EEFF Variac IV-3 % (Miles S/.) (Miles S/.) Generación 8,321 8, % Transmisión 16,923 16, % Distribución 172, , % Comercialización 19,722 19, % Administración 19,212 19, % Total 236, , % Año 2012 (al ) Concepto Formato A EEFF Variac % IV-3 (Miles S/.) (Miles S/.) Generación 5,771 5, % Transmisión 10,463 10, % Distribución 137, , % Comercialización 24,937 24, % Administración 16,929 16, % Total 196, , % EEFF= Estados Financieros de Electro Centro S.A. Como se aprecia, no existe diferencias entre estas dos informaciones, lo cual valida que la fuente de la información de costos contenidas en los formatos A, del IV-1 al IV-4, pertenecen a la data de costos que contienen los estados financieros, y por lo tanto, quedan validados los formatos A de la Concesionaria desde el IV-1 al IV-4. De la misma forma, también se contrastó la información reportada en los formatos y EEFF, con la información económica financiera que Electro Centro S.A. envía al Osinergmin cada trimestre, y aquí también no se encontró diferencia alguna 1. En cuanto a la información de costos y criterios de asignación contenidos en los formatos II (ingresos), formato III (costos de operación y mantenimiento) y; debido a que la concesionaria no hizo una correcta interpretación de estos formatos, condujo a que no se produjera la asignaron correcta de ingresos y costos entre las actividades, conforme lo solicitaban los formatos TDR. Como ejemplos de lo mencionado anteriormente tenemos lo siguiente: En el formato de Ingresos (formato II) correspondiente al año 2011, todos los ingresos por facturación de venta de energía, fueron discriminados únicamente para las 1 La información económica enviada por el Osinergmin correspondió al año 2011 y hasta el tercer trimestre del

16 actividades de transmisión, distribución de media tensión, distribución de baja tensión, alumbrado público y comercialización; como es conocido, dentro de estos montos facturados se encuentran los ingresos que corresponden a las actividades de compra de energía (A1) y generación (A2) 2. Con respecto a los costos de operación y mantenimiento, la Concesionaria ha aplicado conceptos propios de lo que significa el Costo Directo, Costo de Supervisión Directa y Costos indirectos 3, y como se verá más adelante, no son los mismos conceptos que maneja el Consultor; y lo que es más, cuando se trata de asignar costos al Sistema Modelo, la Concesionaria ha incluido también los costos de los Sistema Eléctricos Rurales (SER), que si bien es cierto se encuentran conectados físicamente la las redes del Sistema Modelo (SEM), no forman parte de dicho sistema. Por lo manifestado en los párrafos anteriores, los criterios de asignación empleados por la concesionaria, para el llenado de los formatos II, III y IV-5, no fueron validados por el Consultor, debiéndose cambiar dichos criterios de asignación. Los criterios de asignación de los ingresos y costos por actividades, que fueron empleados por el Consultor en la construcción de los formatos B: II, III y IV-5, se explican en el punto De la Organización El proceso de validación seguido por el Consultor consistió: Para el caso de la estructura organizacional y funciones o Contrastar la información recibida en lo referente a Estructura y funciones aprobadas en el Manual de Organización y Funciones, con la información solicitada posteriormente al área de Recursos Humanos. o Validar los resultados de la actividad indicada en el punto precedente con la situación observada directamente por el consultor. Para el caso de personal o Contrastar la información de cantidad de personal y costos, tanto de personal propio como de terceros, con la información contenida en el cuadro de Asignación de Personal (CAP) con las correspondientes planillas de remuneraciones. A continuación se hace una descripción y análisis de la estructura organizacional encontrada en la Concesionaria. 2 Solo en el formato del año 2012, y únicamente para SEM, se observa que la Concesionaria ha hecho un discriminación de ingresos que involucra también a las actividades de compra de energía y generación. 3 Los Criterios de Asignación utilizados por la Concesionaria se encuentran en el Anexo Nº A. 16

17 a. Estructura Orgánica La concesionaria Electro Centro S.A., junto con las empresas concesionarias Electro Norte S.A., Electro Norte Medio S.A. y Electro Nor Oeste S.A.; pertenecen al grupo Distriluz, y aunque cada una de estas empresas son independientes legalmente, su enfoque organizacional es la de un "holding" que agrupa a estas cuatro empresas; de esta manera, se establece una estructura matricial que incluye a un Comité Corporativo de Gestión (con sede en Lima), con responsabilidades propias de una sede matriz, y por ende, con capacidad y autoridad a nivel estratégico, normativo, fijación de políticas y ejecutora en las decisiones de envergadura. La estructura orgánica de Electro Centro S.A. se muestra en el siguiente esquema. Fuente: Manual de Organización y Funciones (MOF) de Electro Centro S.A. 17

18 Como se puede apreciar, el esquema organizacional contempla estructuralmente las bondades de un esquema matricial, aplicando simultáneamente una estructura funcional y estructura geográfica, ésta última debido a la dispersión geográfica que significa a Electro Centro atender el servicio en eléctrico en 6 Regiones del Perú (Junín, Huánuco, Pasco, Huancavelica y Ayacucho y parte de las provincias Yauyos y Huarochirí de la Región Lima. Algunas de las ventajas de esta estructura son:. Es un medio eficiente para reunir las diversas habilidades especializadas que se requieren para resolver un problema complejo. Pone el conocimiento funcional y especializado a disposición de las diferentes unidades de negocio. Facilita la cooperación y ayuda a mitigar los conflictos entre los objetivos generados por las distintas áreas funcionales de la organización. Por otro lado, la estructura orgánica de Electro Centro se encuentra alineada a una estrategia empresarial, la misma que proviene de las estrategias corporativas del Holding y que son: 1.- Aumentar la satisfacción al cliente. 2.- Maximizar la rentabilidad. 3.- Incrementar la productividad y reducción de costos. 4.- Invertir en nuevas instalaciones, aplicando tecnología avanzada. 5.- Reconocer el aporte de los trabajadores. En el siguiente gráfico se muestra el Mapa Global de los Procesos de la Cadena de Valor del negocio de la distribución y comercialización aplicable en Electro Centro, y que en resumen se puede identificar las siguientes actividades básicas: a. Comprar electricidad. b. Generación de electricidad (generación propia aislada e interconectada). c. Transmisión de electricidad. d. Distribución (Media y Baja Tensión). e. Marketing de suministros. f. Medición de consumos. g. Facturación de suministros. h. Cobranzas. 18

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20 b. Funciones y Actividades De acuerdo a la estructura organizacional, Las Unidades Orgánicas de Electro Centro S.A., son las siguientes: a) Alta Dirección Directorio. Gerencia General. b) Órgano Consultivo Comité Corporativo de Gestión. c) Órgano de Control Oficina de Control Interno. d) Órgano de Asesoramiento Área Legal. e) Órganos de Apoyo Área de Administración de Proyectos Área de calidad y Fiscalización. Área de Tecnología de la Información. f) Órganos de Línea Gerencia de Administración y Finanzas Gerencia de Distribución Gerencia Comercial. Unidades de Negocio De acuerdo a lo indicado anteriormente, a continuación se hace una descripción resumida de estas unidades orgánicas. GERENCIA GENERAL Es el órgano de mayor jerarquía ejecutiva; le compete dirigir, controlar y coordinar las actividades técnico - administrativas y operativas de la empresa. 20

21 Tiene como funciones planificar, organizar, dirigir y coordinar todas las actividades de la empresa, utilizando en forma eficiente y eficaz los recursos. COMITÉ CORPORATIVO DE GESTION Asume la responsabilidad de la planificación normalización, supervisión y evaluación de las actividades relacionadas con las áreas: técnica, comercial, proyectos y de administración; según los niveles de responsabilidad que se establezcan específicamente en cada caso. El Comité Corporativo de Gestión esta conformado por cuatro Gerencias Corporativas y que son: Gerencia Corporativa Técnica, Gerencia Corporativa Comercial, Gerencia Corporativa de Proyectos y Gerencia Corporativa de Administración y Finanzas. A continuación una breve descripción de las actividades básicas de estas Gerencias. Gerencia Corporativa Técnica: Debe de establecer las políticas, planear, aprobar, organizar, evaluar y controlar corporativamente la operación y mantenimiento de sistemas de generación, transmisión y distribución. Debe también supervisar los contratos de servicios complementarios relacionados con transmisión y distribución así como establecer procesos para la reducción de pérdidas técnicas, mantener actualizada la información de activos fijos VNR, entre otras. Gerencia Corporativa Comercial: Debe planificar, organizar, coordinar y evaluar los procesos relacionados con la gestión comercial y de negocios. Diseñar estrategias para fomentar el consumo de electricidad, elaborar los lineamientos para evaluar el posicionamiento de la empresa y la calidad de los servicios así como establecer los mecanismos para fijar los precios de los servicios no regulados; supervisar la administración de los contratos de compra de energía y contratos por peaje de transmisión, entre otros. Gerencia Corporativa De Proyectos: Debe establecer las políticas y procedimientos para la formulación, ejecución y evaluación de proyectos de inversión de corto, mediano y largo plazo, definir los alcances para el desarrollo de los proyectos de inversión, estudios para planificación, desarrollo y utilización de nuevos recursos y tecnologías así como definir el plan y presupuesto anual de inversiones y asistir en la elaboración de las especificaciones para adquisiciones. Gerencia Corporativa de Administración y Finanzas: Planifica, organiza, coordina, implementa normas, políticas, procedimientos y sistemas de control de las actividades relacionadas con la administración de los recursos humanos, bienes, servicios, informáticos, patrimoniales, económicos y financieros. Así mismo supervisa la administración de los seguros de personal y patrimoniales. 21

22 Área Legal Corporativa: Ejerce la representación de la empresa, en asuntos contenciosos judiciales y administrativos, brindar asesoría legal a la Gerencia General, Gerencia Regional y a las diferentes áreas del Comité Corporativo de Gestión. Además debe representar y difundir la posición de la empresa ante los diferentes comités de trabajo dedicados a la elaboración de proyectos de normas legales del Sector Eléctrico, entre otros. La sede de la empresa Electro Centro S.A. (ubicada en la ciudad de Huancayo) esta conformada por el Gerente Regional, que actúa por delegación del Gerente General dentro del ámbito de responsabilidad de Electro Centro S.A., de esta Gerencia Regional dependen tres Gerencias: Gerencia Técnica, Gerencia Comercial y Gerencia de Administración y Finanzas, gerencias que mantienen un dependencia funcional de las respectivas Gerencias Corporativas de la matriz. GERENCIA REGIONAL Actúa por delegación de la Gerencia General, asume la representatividad y la dirección de la Empresa Regional Dependiendo directamente de la Gerencia Regional se encuentran las siguientes áreas de apoyo: o o o AREA DE ADMINISTRACION DE PROYECTOS Elaborar las bases y términos de referencia para la contratación de servicios de terceros para proyectos y obras, formula plan de inversiones, elabora programa de adquisiciones, supervisa y recepciona obras, entre otras. AREA DE CALIDAD Y FISCALIZACION Coordinación con los organismos reguladores y fiscalizadores, en representación de la Empresa para los fines de fiscalización y actualización de las normas del sector entre otros, Elabora y remite la información requerida por los entes reguladores, fiscalizadores y de protección y defensa de los usuarios, Desarrolla y mantener un sistema de Información sobre el control de los datos e información relacionados con el control de la calidad del servicio y las acciones relacionadas con el tratamiento de las observaciones de Fiscalización de los organismos reguladores y fiscalizadores. AREA LEGAL Analiza, interpreta y difunde los dispositivos legales de interés para la Empresa, Elabora documentos de carácter legal que le sean solicitados 22

23 por las diferentes áreas de la Empresa, administra las acciones y resultados alcanzados por la asesoría legal externa. o AREA DE TECNOLOGIA DE LA INFORMACION Analiza, diseña e implanta soluciones utilizando las herramientas de tecnologías de información, Implanta y mantiene la infraestructura informática con los niveles de rendimiento requeridos para sostener los sistemas de información y de ofimática vigentes. Crea normas concernientes a las actividades relacionadas a tecnología de información y asesora las áreas usuarias en temas concernientes a la selección e implementación de sistemas mecanizados. Organigrama de las Áreas de Apoyo a la Gerencia Regional GERENCIAS FUNCIONALES Estas gerencias son asumidas por la Sede Regional en la ciudad de Huancayo o GERENCIA TECNICA (Gerencia de Distribución según el MOF) Tiene bajo su responsabilidad la operación y mantenimiento de los sistemas de generación, transmisión y distribución Centro de Control de Operaciones sub-estaciones de potencia, así como la planificación, control en tiempo real y la evaluación de las operaciones del sistema a su cargo y la medición de la calidad del servicio. Integrar y remitir la información requerida por los organismos externos, en materia de distribución. 23

24 o GERENCIA DE COMERCIALIZACIÓN Formula, consolida y propone el plan de marketing, el presupuesto operativo anual. Implanta, propone y evalúa procedimientos para fijar los precios de servicios no regulados, sistema de información y estadística comercial. Da conformidad a los actos de fiscalización comercial de OSINERG. o GERENCIA DE ADMINISTRACION Y FINANZAS Coordina con las diferentes áreas de la empresa como línea y de apoyo, a fin de atender sus necesidades oportunas y eficientemente. Implanta normas, políticas y procedimientos administrativos y financieros dentro de un marco de mejoramiento continuo. 24

25 Dependiendo de la Gerencia Regional se consideran seis unidades de Negocios, definidas por su ámbito geográfico de responsabilidades y que son: Unidad de Negocios Huancayo - Valle Mantaro. Unidad de Negocios Tarma - Pasco. Unidad de Negocios Ayacucho. Unidad de Negocios Huanuco -Tingo María Unidad de Negocios Selva Central. Unidad de Negocios Huancavelica. Cada unidad de negocio tiene como objetivo brindar un excelente servicio de Energía Eléctrica, garantizar el cumplimiento de los diferentes contratos, así como cumplir y hacer cumplir las normas, directivas y procedimientos que rigen las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica. Tiene bajo su cargo las Unidades de Administración, Comercial y Distribución, así como las Unidades de Servicio Eléctrico En el siguiente esquema presentamos el Organigrama de una Unidad de Negocios Tipo. 25

26 26

27 c. Personal El Cuadro de Asignación de Personal (CAP) de Electro Centro a nivel de cada trabajador, y al 30 de setiembre del 2012 se muestra en el Anexo C. De este cuadro se ha podido apreciar que todo el personal CAP se encuentra con plazo indeterminado, por lo tanto es un personal que le da estabilidad a la organización. En el cuadro siguiente se presenta la distribución del número de personal de la concesionaria por área funcional y por Grupo Ocupacional (Directivos, Profesionales, Técnicos y Apoyo). Esta información corresponde al año 2011 y ha sido extraída de las propias planillas de la concesionaria. 27

28 PERSONAL CONTRATADO POR ELECTROCENTRO SA. - AÑO 2011 POR AREA / SUB-AREA Y GRUPO OCUPACIONAL Area / Sub-Area Grupo Ocupacional DIRECTIVOS PROFESIONALES TECNICOS APOYO TOTA GENERAL Auditoría Interna 1 1 Area de Control Interno 1 1 Gerencia Regional Gerencia Regional Area De Administración De Proyectos Area De Calidad Y Fiscalización Area De Tecnologia De La Información Area Legal Gerencia Administración y Finanzas Gerencia Administración y Finanzas Unidad de Contabilidad Unidad de Logística Unidad de Recursos Humanos Unidad de Recursos Financieros Gerencia de Distribución Gerencia de Distribución Unidad de Control de Operaciones Unidad de Mantenimiento de Distribución Unidad de Mantenimiento de Generación Unidad de Mantenimiento de Transmisión Unida de Mantenimiento de Distribución 3 3 SED. Huayucachi Gerencia Comercial Gerencia Comercial Unidad de Atención al Cliente Unidad de Control de Pérdidas 1 1 Unidad de Facturación Unidad de Laboratorio y Mediciones Unidad de Tarifas y Contratos Unidad de Cobranzas y Control de Ventas Unidades de Negocio Servicio Eléctrico Mayor Valle Mantaro Unidad De Negocio Ayacucho Unidad De Negocio Huancavelica Unidad De Negocio Huanuco Unidad De Negocio Selva Central Unidad De Negocio Tarma Total CAP Personal No CAP(*) 18 Total Planilla Fuente: Recursos Humanos - ElectroCentro SA. Elaboración: Propia (*) Personal no encontrado en el Cuadro de Asignación de Personal AL Fuente: Planilla del año 2011 de Electro Centro S.A. 28

29 Del cuadro anterior se desprende que de los 322 trabajadores que están en el CAP de la Empresa, 41 trabajadores (el 13%) son personal Directivo, 123 trabajadores (el 38%) son Profesionales y 115 trabajadores (el 36%) son Técnicos; lo que indica un alto nivel de profesionalización en la empresa. 3.3 De los Costos de Personal Propio y de Terceros Desde el punto de vista del costo del personal propio de Electro Centro, entendiendo dentro de estos costos las remuneraciones y sus costos colaterales; a continuación se presenta la estructura organizacional, indicando dentro de la misma, la cantidad de personal y los costos de personal involucrados (ver cuadro siguiente). 29

30 Fuente: Elaborado en base a las Planillas del año Nota: Como la información de Planillas entregada por la Concesionaria no incluía el costo de las gratificaciones (julio y diciembre), éstas fueron estimadas. 30

31 3.4 De las instalaciones eléctricas del SEM El sistema eléctrico modelo escogido para el estudio del VAD sector típico N 5 (SEM), es el Sistema Eléctrico Cangallo - Llusita, sistema ubicado en el departamento de Ayacucho. Este sistema eléctrico esta compuesto por 6 alimentadores ubicados en la subestación de transformación (SET) de Cangallo y la Central Hidroeléctrica de Llusita, conforme se indica en el cuadro siguiente: Alimentadotes del SEM Sistema Eléctrico SET/CH Alimentador Cangallo - Llusita SET Cangallo CH Llusita Una descripción más detallada de las características técnicas del sistema eléctrico de Cangallo-Llusita (SEM) se encuentra en el Anexo B. De acuerdo a la información presentada por le Concesionaria en los formatos A: I-1 de los TDR, el resumen de los metrados y valorización del VNR, tanto de la Empresa Total como del SEM es la siguiente: Resumen del VNR y metrado de Electro Centro S.A. al Concepto Unidad Metrados Valor VNR (Miles US$) Total Empresa SEM Total Empresa SEM. Red Media Tensión km 12, ,576 5,861. Subestaciones MT/BT Unidades 11, ,177 1,315. Red Baja Tensión km 11, ,679 3,271. Instalaciones no Electricas 26,830 0 Total 327,262 10,447 Fuente : Formato A: I- 1. Como se aprecia, el VNR total de la empresa llega a US $ 327, 262 miles de dólares y se ha asignado al SEM un valor de US $ 10, 447 miles de dólares. Los valores están con los precios del SICODI del año

32 Para la revisión y validación del VNR presentados por la concesionaria en el Formato A I - 1, se realizó un primer análisis comparando los valores y metrados del VNR, con los resúmenes que reporta la data de su sistema VNR- GIS al (ver cuadros siguientes). Comparaciones del Valor del VNR al (Formato A-1 vs VNR GIS) VNR EMPRESA TOTAL VNR EMPRESA MODELO Componente Formato A Reporte Formato A Reporte Diferencia I-1 VNRGIS I-1 VNRGIS Diferencia Media Tensión 114,576 77,426 37,150 5,861 4,250 1,612 Subestaciones 57,177 40,893 16,285 1, Baja Tensión 128, ,502 14,177 3,271 2, Instalaciones no Electricas 26,830 26, TOTAL 327, ,651 67,611 10,447 7,498 2,949 Comparaciones del Metradodel VNR al (Formato A-1 vs VNR GIS) METRADO EMPRESA TOTAL METRADO EMPRESA MODELO Componente Unidad Formato Reporte Diferencia Formato A Reporte A I-1 VNRGIS I-1 VNRGIS Diferencia Media Tensión km 12,824 8,095 4, Subestaciones Unidades 11,940 8,504 3, Baja Tensión km 11,525 8,582 2, Como muestra los cuadros anteriores, en lo referente a la Empresa Total, hay una diferencia entre los valores y metrados del VNR que la concesionaria presenta en el formato I -1, respecto a lo obtenido de los reportes del VNRGIS. De la revisión hecha por el Consultor, se pudo advertir que la diferencia provenía del metrado de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) de la Concesionaria, y que no se encontraban en el VNRGIS. Por lo anterior, se da por validada la información de valores y metrados del VNR para la Empresa Total, tomando en cuenta que los SER pertenecen a la Empresa. Con respecto a los valores y metrados de la empresa modelo, también se observa un mayor valor y metrado en el formato I 1, presentado por la concesionaria, respecto al reporte del VNRGIS. El Consultor, luego de haber realizado las visitas de campo al SEM, pudo advertir que esta diferencia de metrados se debía a que la concesionaria había incluido en el metrado del SEM, el metrado de los SER que se encuentran conectados físicamente al SEM (denominado Cangallo-Llusita-SER). Por la anterior, el Consultor no pudo validar los valores del VNR del SEM presentado por la Concesionaria. De acuerdo a lo mencionado anteriormente, en lo que respecta al SEM, se procedió a retirar el metrado de los SER contenidos en la empresa modelo, determinando un nuevo metrado y un nuevo valor del VNR que se plasma en el formato B I-1. 32

33 Con respecto a los criterios de asignación del VNR a las distintas actividades señaladas por los TDR, formato A: I -2 presentado por la Concesionaria, se asignó importantes valores para las actividades A2 Generación y A3 Transmisión, sin que exista un respaldo de dicha distribución. Para la elaboración del formato B: I 2, el Consultor distribuyó el VNR eléctrico entre las diferentes actividades, tanto en la empresa total, como en la empresa modelo, no asignando ningún valor para las actividades A1: Compra de energía, A2 Generación y A3 Transmisión; para el resto de actividades A4, A5 y A6, se tomaron los valores del VNR en la media tensión, Baja tensión y alumbrado público respectivamente. Por otro lado, el VNR no eléctrico fue colocado en la actividad A15 Otras. Por último, para el formato B I - 1, se procedió también a corregir el cálculo de la anualidad del VNR que había realizado la concesionaria, ya que se aplicó un factor distinto al factor de (factor equivalente a la tasa del 12% para un período de treinta años). Verificación de metrados del VNR Eléctrico: Tal como lo indica el punto 5.2 de los TDR, se tuvieron que efectuar trabajos de inspección de campo para validar la información de los metrados de las instalaciones eléctricas presentadas por la concesionaria. De acuerdo a los TDR, se debían revisar 3 alimentadores de media tensión y 10 subestaciones de distribución eléctrica. El día 23 noviembre pasado, se hizo presente el Consultor en el sistema eléctrico modelo, con el fin de determinar los sistemas donde se tenían que realizar la verificación de metrados. Las instalaciones escogidas fueron las siguientes: Alimentadores de Media Tensión: Subestación Cangallo : Alimentadores 4019 y CH Llusita : Alimentadores Subestaciones de Distribución (SED): Subestación Cangallo: o Alimentador 4020: SEDs y o Alimentador 4023: SEDs , y CH Llusita: o Alimentador 4014: SEDs o Alimentador 4015: SEDs , o Alimentador 4021: SEDs ,

34 Se elaboró un modelo de acta para registrar los resultados de inspección de campo, y se utilizaron además los códigos del VNR-GIS para identificar las instalaciones que se tenían que verificar, todo ello con el fin de poder hacer las comparaciones respectivas respecto a lo encontrado en campo. La verificación de metrados se realizó entre los días del 24 de noviembre hasta el día 30 de noviembre. En el anexo C se adjunta las actas de inspección, las mismas que se encuentran firmadas por el Consultor. En el siguiente cuadro se muestra los resultados de la comparación para los alimentadores de media tensión, entre los metrados encontrados en campo (verificado), respecto a los valores presentados por la concesionaria (obtenidos del VNR Info). En el anexo Nº C se encuentra el detalle de la comparación de metrados a nivel de subestaciones y por alimentador. Cuadro de comparación de metrados de los alimentadores de MT Concepto Unidad Consolidado Presentado Verificado Diferencia A1 Red Aerea Km % B1 Red Subterranea Km % C2 Seccionadores Und % Nota: Los porcentajes de diferencia se refieren a: (VNR-GIS / Verificado 1) x 100 Como se aprecia los metrados encontrados en la media tensión son superiores a los reportados por el VNRGIS, con porcentajes de variación menores al 3%, respecto a lo presentado por la concesionaria. De la misma forma, en el cuadro siguiente se presenta la comparación resumida de los metrados encontrados en campo (verificado) para las subestaciones de distribución y redes de baja tensión, en comparación con los metrados presentados por la concesionaria (contenidas en el VNR- GIS). 34

35 Cuadro de comparación de metrados de las subestaciones y red de baja tensión DESCRIPCION UNIDAD CONSOLIDADO Presentado Verificado % Diferencia A RED AEREA A1.1 SERVICIO PARTICULAR Km % A1.2 SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO Km % A1.3 SERVICIO PARTICULAR SOBRE ESTRUCTURA SP Km % A2 ALUMBRADO PUBLICO SOBRE ESTRUCTURA SP Km % A3 ALUMBRADO PUBLICO SOBRE ESTRUCTURA AP Km % A4 EQUIPOS DE ALUMBRADO PUBLICO Und % A5 EQUIPOS CONTROL DE ALUMBRADO PUBLICO Und % Nota: Mayor detalle de las comparaciones de metrados se encuentra en el Anexo C Como se puede apreciar del cuadro anterior, las variaciones encontradas reflejan un mayor metrado en campo respecto a lo reportado por el VNRGIS; en todos los casos no superan el + - 3%. 3.5 De las instalaciones No eléctricas del SEM y Empresa En el formato A I -1, la Concesionaria solo presento VNR no eléctrico a nivel de Empresa Total, un valor de US $ 26, 830 miles, más no asignó valor alguno para el VNR no eléctrico de la empresa modelo, situación que concuerda con el reporte del VNRGIS (específicamente el formato c -1). Definitivamente una parte del VNR de la Empresa Total tiene que ser asignado al SEM, por dicha razón, el Consultor viene recabando más información de detalle del VNR no eléctrico de la Empresa Total, a fin de asignar un monto al SEM. 3.6 Comerciales del SEM y Empresa. Compra de Energía Tomando en cuenta los datos del mes de setiembre del 2012, en el siguiente cuadro se muestra como la Concesionaria compra su energía en diferentes Barras del SEIN, y con diferentes niveles de tensión, siendo el caso que para el SEM, la energía comprada se ubica en la Barra S.E. Cobriza II. 35

36 Compra de Energía de Electro Centro en Barra de entrega (Mes setiembre 2012) Barra de Entrega Tensión Energía (kv) (Mwh) S.E. Cobriza II S.E. Huancavelica 10 1, S.E. Huayucachi 10 1, S.E. Tingo María 10 2, S.E. HUANUCO 10 5, S.E. Yaupi 14 3, S.E. Aucayacu S.E. Oxapampa S.E. HUANUCO 23 2, S.E. Huancayoccasa-Colcabamba S.E. Restitucion S.E. Tablachaca Condorcocha 44 4, Deriv. Puntayacu S.E. Oroya Nueva 50 2, Huayucachi 60 17, S.E. Huancavelica COBRIZA I S.E. Cobriza II 69 8, S.E. Carhuamayo 138 2, S.E. Paragsha II 138 3, S.E. Mantaro Total 56, Fuente: Información de compra de energía de la Concesionaria En el gráfico siguiente se muestra la participación que tienen las empresas que proveen energía a la Concesionaria (ver cuadro siguiente). 36

37 Participación de los Proveedores de energía de E. Centro en Setiembre 2012 EEPSA 4% EGESUR 3% OTROS 1% CELEPSA 6% EGENOR 17% ELECTROPERÚ 69% Fuente: Elaborado en base a la información de compra de energía del mes setiembre 2012 de la Concesionaria. Como se puede ver en el gráfico anterior, la Concesionaria concentra sus compras de energía básicamente en dos Empresas, Electro Perú y Egenor, ambas empresas suministran el 86% de la energía adquirida por la Concesionaria. Como criterio de validación para la compra de energía se realizaron las siguientes tareas: a) Se contrastó los valores de compra energía de la concesionaria con las magnitudes que registran sus respectivos balances mensuales de energía. b) Las variables de compra de potencia y energía de la concesionaria fueron contrastadas también con la información que dicha concesionaria remite mensualmente al Osinergmin 4. Con respecto a las actividades a) y b), no se encontraron diferencias en la comprobación. 4 Osinergmin alcanzó al consultor los datos de compra de potencia, energía y facturación hasta el mes de setiembre del

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