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3. VALIDACIÓN Y REVISIÓN DE ANTECEDENTES

3.1 VALIDACIÓN DE ANTECEDENTES

A continuación se detallan los procesos de validación de la información consignada en los Formatos A desarrollados por ELS

3.1.1 Validación del VNR de las instalaciones de distribución MT, BT e Inversiones no eléctricas. - Formatos I-1 y I-2.-

La validación de los Formatos se desarrolló tanto a nivel total empresa como empresa modelo (Sistema Tacna). En particular se validó la consistencia de los metrados, del VNR y de su anualidad.

Para el total empresa, se verificó la consistencia de la información con los datos del VNR Info.

Para la empresa modelo se contrastó la consistencia de los metrados declarados con los obtenidos de relevamiento de campo según se indica:

a) Relevamiento de instalaciones eléctricas

Para las redes de MT, previo acuerdo con la GART debido al escaso tiempo disponible se acordó relevar una muestra representativa de toda la red. Se relevaron 70,6 km de MT de los 7 alimentadores de Tacna. La muestra constituye un 34% de la longitud total de red MT (superior al 20% requerido por los términos de referencia) e integra gran parte de los alimentadores indicados originalmente por el Consultor VAD. En particular, se relevaron las características de conductores, armados y longitudes de tramos requeridas para caracterizar su costo con las bases SICODI y VNR Info. Para las SED y sus redes de distribución asociadas, se relevó el 100% de la muestra indicada por el Consultor VAD. En particular las SED C-290 y D-730 fueron reemplazadas por dos cercanas (C-280 y D-725) dado que la primera no existía al momento del relevamiento y la segunda corresponde a una de uso exclusivo. También se relevaron las características de 15 SED y de sus redes asociadas de BT y AP con medición por odómetro.

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En los cuadros 1.5.1 y 1.5.2, se presentan las muestras consideradas y los resultados obtenidos del relevamiento. Los mismos se comparan con la información GIS y VNR Info ambos a Diciembre de 2000 Se concluye que los metrados indicados en el VNR Info se mantienen dentro de un margen de error razonable.

b) Relevamiento de instalaciones no eléctricas

La muestra a validar también fue especificada por la GART e incluye edificios y terrenos principales del sistema Tacna, algunos vehículos y numerosas herramientas eléctricas y de mano. Los edificios, vehículos y terrenos fueron relevados in situ. La existencia de las herramientas fue verificada tomando como base el inventario contable identificando la ubicación y uso del bien.

3.1.2 Validación de los Antecedentes del mercado eléctrico - Formatos VI y VII -

Se desarrollaron las siguientes actividades: • Verificación de las cifras que se presentan en los formatos A. • Revisión de la documentación fuente. • Validación comparativa entre los datos obtenidos y los presentados. • Corrección de las cifras del formato A Para la asignación de la información a la empresa modelo cabe mencionar que la misma no presenta ninguna dificultad dado que está naturalmente discriminada. Los formatos VI-1 y VI-2 resultan los mismos dado que ELS no cuenta con generación para venta. El formato VI-3 consigna la información de ventas (cantidades y facturación) por sistema eléctrico y constituye la información fuente para los formatos anteriores.

3.1.3 Antecedentes de costos de explotación técnica

Los criterios de validación han consistido básicamente en:

• Contrastar la información recibida con las fuentes. • Cruce de información con la situación real contrastada.

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A fin de obtener la información más ajustada a la realidad de los gastos típicos de operación y mantenimiento (correctivo y preventivo), se ha verificado la documentación fuente en las Oficinas del Departamento de Mantenimiento de ELECTRO SUR S.A, la misma que fue entregada por el Jefe de dicho Departamento. Producto de las entrevistas personales, se ha podido verificar la veracidad y originalidad de la información recibida, referente a las diferentes actividades de Mantenimiento y Operación de Media Tensión, Baja tensión, Alumbrado Público y Subestaciones. Los resultados de la revisión y la posterior validación se presentan en el acápite de Revisión de Antecedentes

3.1.4 Antecedentes de costos de explotación comercial

Los criterios utilizados para validar la información recopilada consistieron básicamente en contrastar lo informado por la empresa en los Formatos “A” y lo informado a la GART. Para dicho efecto se siguieron los siguientes pasos:

• Revisión de la información recibida de ELS sobre factores y componentes del Costo Fijo de Atención al Cliente, a nivel de empresa total, zonal y para el sector modelo

• Revisión de los datos transcritos en los formatos V-1 y V-2, relacionados con Comercialización para la verificación de su coherencia y asignación en la cuenta correcta.

• Entrevistas con funcionarios del área de Comercialización con el fin de obtener información directa sobre las actividades, tareas, porcentaje de dedicación y estructura del Costo Fijo de Atención al Cliente

Con dichos datos se procedió a confrontar cifras, asignación a cuentas y verificación de posibles duplicidades.

3.1.5 Antecedentes económicos y contables

De conformidad con lo establecido en los Términos de Referencia, la validación de los antecedentes contables tiene por objeto corregir:

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• Las diferencias de datos entre lo informado por la empresa y su contabilidad.

• Las diferencias entre lo informado por la empresa en los Formatos “A” y lo informado a la GART

• Detectar y eliminar duplicidades en la asignación de costos.

Con el objeto de ajustarse a dichos parámetros se establecieron los siguientes Criterios y procedimientos de validación:

El criterio base ha consistido en verificar que la información contable de la empresa actual, transcrita en los formatos A (II al V) implique que éstos hayan sido elaborados según lo especificado por la GART para los fines de evaluación de los costos reales de la empresa por actividades, y en particular que los costos asignados o atribuidos a las actividades de distribución del sistema en estudio reflejen la situación real de costos de la empresa, y que no se hayan introducido errores o deficiencias que den lugar a distorsiones en el proceso de evaluación del VAD. Como parte del procedimiento se analizaron los siguientes rubros :

Estados financieros Para esta parte de la validación se efectuaron los siguientes trabajos:

• Estudio de los Estados Financieros cuyos resultados fueron presentados a la SUNAT

• Estudio de informe de Auditoría y aplicación de sus recomendaciones

• Contrastacion de datos y resultados de EE FF de la empresa con los presentados a la CTE

• Selección de vouchers cuyos rubros de gastos sean los más representativos, para su revisión y análisis, debiendo corresponder a un equivalente mayor al 20% del monto total de gastos o ingresos,

• Revisión de las evidencias que respaldan los importes e información especificada en las transacciones contables registradas en los Estados de Ganancias y Pérdidas de los ejercicios de 1999 y 2000

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• Revisión y validación de metodología de ajuste

• Verificación en la base de Datos, de los centros de costos que conforman el registro contable de la Zonal TACNA

Para este análisis se inspeccionó la documentación sustentatoria con el objeto de comprobar la veracidad del gasto, el requerimiento y autorización del desembolso así como la aplicación del gasto y correcta contabilización. Se efectuaron pruebas de cálculos, tasa y métodos empleados en la depreciación y provisión. El alcance de la revisión comprendió los rubros de “suministros diversos”, "gastos de personal", "servicios prestados por terceros", “gastos financieros” y “depreciación”, los que representan mas del 20% de los gastos totales, excluidos los gastos de compra de energía. Para la validación de los registros contables de la Zonal TACNA se verificó que las localidades consideradas como centros de costos sean las correctas. Con relación al método de ajuste, para poder presentar las cifras históricas correspondientes a los períodos de 1999 y 2000 actualizados a precios del 31-12-00, se verificó que los factores de Actualización correspondan a los que mensualmente elabora el INEI

Los vouchers seleccionados fueron revisados verificando que exista la documentación fuente así como el registro correspondiente de la Zonal TACNA. Para una mayor ilustración ver el siguiente flujograma

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MUESTRA A REVISAR Y VALIDAR

MAYOR Listado de Mayor Auxiliar

Documento Fuente Factura, Boleta de venta, Nota salida, Planilla

de remuneraciones, Servicios de terceros, tributos, cargas diversas de gestión, provisiones

del ejercicio Ordenes de trabajo

Procedimiento del Ciclo desde la Revisión numérica, aritmética,

especificación técnica, y Autorización para contabilizar y cancelación

Voucher de Diario Voucher de Caja Ingresos, salidas

Análisis de Cuentas

FORMATO V

DIFERENCIAS ENTRE LA INFORMACION EMPRESA Y FORMATO V

CORECCION Y AJUSTE FORMATO V

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Información económica y financiera – Formatos II al V

Se siguieron los siguientes pasos

• Revisión y verificación de cifras de Resultados especificados en

Formatos respecto a los de los Estados de Perdidas y Ganancias.

• Revisión de consistencia de datos así como la coherencia entre datos de cuadros relacionados entre sí

• Verificación y análisis de la documentación e informes presentados a la GART-OSINERG, con el objeto de verificar que los gastos informados al Consultor correspondan en todos sus aspectos a los reportados a la GART-OSINERG.

• Revisión y verificación selectiva con el objeto de detectar costos que no correspondan a los costos del desarrollo de la respectiva actividad

• Verificar que los costos asignados a la empresa al sector Distribución sean conformes

• Eliminación de duplicidades: costos por moras vs. multas; incobrables vs. pérdidas en balance de ventas

3.1.6 Antecedentes de estructura organizacional

Criterios de validación 1. Estructura Organizacional y funciones

En este rubro el procedimiento de validación comprendió dos pasos:

a) Contrastación entre la información oficial de la empresa (Estructura y funciones aprobadas) con la información recopilada de los Jefes de Unidades, respecto a la organización vigente.

b) Cruce de información de los resultados de la anterior contrastación con la situación real observada.

2. Gastos del Personal El procedimiento de validación comprendió asimismo dos pasos:

a) Contrastación de los importes especificados en la Planilla obtenida del Departamento de Recursos Humanos, con los gastos de Personal detallados en los Formatos A-V.

b) Contrastación de la información oficial de la empresa con los datos

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recopilados de los Jefes las Unidades Operativas.

3.1.7 Antecedentes de Costos indirectos y de supervisión directa

Consideramos que, previamente a la asignación de los costos indirectos a las actividades de explotación se debe definir el porcentaje de recursos y tiempo que las empresas de distribución dedican a la Inversión y a la Explotación, debiendo estar la asignación de los costos indirectos en función al mencionado porcentaje. Luego, para poder establecer los criterios de asignación de Costos Indirectos se requiere definir antes los egresos que comprenden los Costos Directos y aquellos que representan los Costos Indirectos.

Asimismo se deben definir los Costos de Supervisión Directa, para su posterior cálculo. Para el caso de ELS se ha determinado que los costos indirectos corporativos comprenden los siguientes rubros:

a) Los Gastos Generales (corporativos y administrativos) - Sede

Central.

• Directorio • Gerencia General (GG) • Unidades de asesoría y apoyo dependientes de la GG • Gerencia Administrativa-Financiera (GAF) • Unidades de administración y servicios de GAF • Gerencia Técnica • Oficina de Seguridad e Higiene Industrial • Jefatura de Departamento de Mantenimiento • Jefatura de Transmisión • Jefatura de Distribución • Gerencia Comercial • Oficina de Gestión Comercial

b) Los gastos de la Jefatura y administrativos de los Centros de

Servicio (CS) de ILO y MOQUEGUA

c) Otros cargos no operativos • Total tributos • Total provisiones (excepto depreciación) • Total Cargas diversas de gestión

Los Costos de Supervisión Directa corresponden a las áreas que realizan

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supervisión de las siguientes actividades en forma directa (No incluye a las gerencias ni jefaturas de Zonales) y comprenden a las áreas de a) Operación y Mantenimiento y b) Comercialización

Los Costos Directos están comprendidos por:

a) Comercialización

• Gastos de gestión y apoyo del Departamentos de

Comercialización, en la Sede Central

• Gastos de gestión y apoyo de los Departamentos de Comercialización de los Centros de Servicio

b) Operaciones (Sin compra de energía)

• Gastos de gestión y apoyo del Departamento de Mantenimiento - Sede Central

• Gastos de gestión y apoyo de los Departamento de Distribución de los Centros de Servicio

c) Conexiones y medidores

d) Cortes y reconexiones

e) Compra de energía

Los criterios de asignación a aplicarse están basados en lineamientos de la GART y en criterios del Consultor y son los siguientes:

a) Criterios de asignación de Costos Indirectos Corporativos por Actividad

Referencias y factores a tener en consideración

• En cumplimiento a lo especificado en el inciso b) del numeral 5.1 del Manual de Costos para Empresas de Electricidad, el 75% de los Costos Indirectos se debe aplicar a los costos del servicio y el 25% al Inversiones, siempre que este monto resultante no exceda al 7.5 % del costo de las inversiones realizadas en cada ejercicio económico.

• Los gastos del rubro Sistemas Multirregionales corresponden a aquellos gastos indirectos de todas los CS y SE

• Las Cargas Financieras no se incluyen en el cálculo de Costos Indirectos

• La Alta Dirección y la Gerencia de Administración y Finanzas y unidades de apoyo, dedican sus horas-hombre al apoyo administrativo y de servicios a las áreas operativas, tanto de la sede central como de los Centros de Servicio. La utilización de horas-hombre se efectúa en

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directa proporción al movimiento operativo (Operaciones y Comercialización) de cada Centro de Servicio.

• En el caso de las Gerencias de Áreas Operativas, se ha podido apreciar que la dedicación de horas-hombre de la Gerencia Técnica (Departamento de Mantenimiento) está en función al VNR, en tanto que para el caso de la Gerencia Comercial, el volumen de trabajo esta en función al número de usuarios del CS o SE.

b) Criterios de asignación de costos indirectos del Centro de Servicio, por actividad

Los gastos correspondientes a la administración de cada Centro de Servicio (CS) comprenden a los gastos de la Jefatura y los gastos de apoyo administrativo, y se consideran como Costos Indirectos del SE.

Asimismo se podrá determinar los Costos de Supervisión Directa (CSD) propios de cada CS, en los casos que existan plazas de Jefes de Departamento o Responsables que ejecuten labores de supervisión directa.

c) Criterios de asignación de costos directos del CS TACNA a los S.E. de su área de concesión

Dado que no existe personal operativo en los S.E., para efectos de contabilidad de costos se ha propuesto que los costos directos del CS TACNA sean asignados de acuerdo a su origen :

• Los correspondientes a Distribución serán asignados en función

al VNR de cada SE

• Los correspondientes a Comercialización serán asignados en función al número de clientes

33

3.2 REVISIÓN DE ANTECEDENTES

3.2.1 Revisión del VNR de las instalaciones de distribución MT, BT e Inversiones no eléctricas. - Formatos I-1 y I-2.-

Del punto de vista de la asignación de los metrados y costos asociados a la empresa modelo no se presenta ningún inconveniente dado que las redes asociadas al sistema Tacna son completamente independientes del resto de la empresa. La asignación de los bienes no eléctricos se efectuó conforme a la participación del VNR del sistema Tacna sobre el total.

La asignación de los bienes a las diferentes actividades no presentó en general inconvenientes dado que en muchos casos la imputación es directa (ej. Distribución MT, BT y AP).

Se concluye la no existencia de diferencias relevantes con la información fuente, salvo en redes BT, para la empresa modelo.

Además valen los siguientes comentarios:

• En los Formatos A se omitió la asignación del sistema de transmisión y no se distribuyeron las inversiones no eléctricas en las diferentes actividades.

• Adicionalmente se detectó un error en el ingreso al formato I-1 de información correspondiente a las Subestaciones Biposte.

Por último se menciona que se detectaron diferencias relevantes entre la valoración contable del activo fijo (redes MT y BT) y la consignada en los formatos A.

3.2.2 Revisión de los Antecedentes del mercado eléctrico - Formatos VI y VII -

En cuanto a los formatos VII “ Balance de Energía y Potencia de Punta” y conforme a lo observado por el Consultor, ELS ha corregido los valores de potencia tomando como base las potencias consumidas en lugar de las facturadas y aplicando factores de coincidencia, valores ajustados de los parámetros establecidos por la GART para las distintas opciones tarifarias. Las correcciones fueron incluidas en el Formato A.

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3.2.3 Revisión de los Antecedentes de costos de explotación técnica

Se procedió a una revisión y evaluación de las actividades que efectúa el área correspondiente así como de su registro en la contabilidad. A continuación una breve descripción y comentarios:

• Al analizar la información contable de ELECTRO SUR S.A. se constató que la asignación de los costos de operación y mantenimiento no han sido contabilizadas adecuadamente; por ejemplo, parte de las adquisiciones de lámparas para Alumbrado Público han sido registradas en la cuenta de gastos de Media Tensión. Asimismo en el rubro de Varios figuran montos elevados en comparación a los gastos en media tensión o subestaciones.

• El programa de mantenimiento, entregado por ELECTROSUR S.A. no

contiene suficiente información , siendo éste muy genérico.

• La relación de actividades entregadas, no refleja las que normalmente se realiza en una Empresa Distribuidora de Electricidad, durante un año de operación.

• Los rendimientos utilizados en el análisis de precios unitarios no

representan cifras reales producto de una estadística o registros confiables, los cuales al comparar con los utilizados en construcciones y otras labores de mantenimiento electromecánico, no representando un índice real.

Por lo tanto, para determinar los costos se consideró conveniente desarrollar una metodología de cálculo de costos unitarios anuales por cada uno de los elementos en los que se realiza actividades de mantenimiento, la que se rige por los siguientes parámetros:

• Se estableció que los componentes son: la mano de obra, suministros traducido en los materiales que normalmente se utiliza y la maquinaria y equipo.

• La mano de obra está compuesta por el personal permanente o propio de la

Empresa Distribuidora, personal que participa en la ejecución de cada una de las actividades de mantenimiento y operación, en un determinado porcentaje que se manifiesta en el análisis de precios unitarios.

• La maquinaria, consistente en la utilización de los vehículos, camionetas,

grúa, brazo hidráulico y otros con los costos vigentes de mercado.

• Los suministros o materiales, cuyos precios considerados en el análisis de precios unitarios fueron los obtenidos del mercado.

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Luego de efectuados los cálculos unitarios y obtenido el costo directo de cada actividad se debe expresar en términos anuales. Por tanto se tendrá en cuenta la frecuencia del mantenimiento durante un año de operación. Así se podrá obtener el costo anual de mantenimiento por cada actividad. Debido a que los resultados de éstos cálculos no concordaban en parte con los antecedentes, se ha procedido a efectuar los ajustes necesarios tomando como referencia la ejecución anual del gasto en las respectivas partidas de mantenimiento y operación de distribución. Información Validada La información considerada válida según los documentos entregados ha sido la que se detalla a continuación:

• Programa de mantenimiento de Distribución según el cuadro No 3.2.3.1, • Organigrama del Departamento de Mantenimiento y Servicio de

Distribución, vigentes a la fecha de visita a las instalaciones de la Empresa Distribuidora.

• Cuadro de asignación de personal del Departamento de Mantenimiento.

• Costos referenciales de ejecución de obras recientes.

• Inventario de lámparas de alumbrado público.

• Manual de Organización y Funciones

• Planilla del personal de la Gerencia Técnica

• Relación de actividades de mantenimiento MT, BT, SE y Alumbrado

Público con las frecuencias de actuaciones durante el año 2000.

• Diagrama unifilar de Transmisión y Sub transmisión y esquemas del Sector Eléctrico Tacna

3.2.4 Revisión de antecedentes de costos de explotación comercial

Luego de efectuar la contrastación de información con la documentación recibida y con los datos provenientes de entrevistas con funcionarios se procedió a validar la siguiente información:

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• Costos de explotación comercial (costos de lectura de medidores, facturación, distribución y cobranza) por cada subsistema y discriminados por tarifas, transcritos a los Formatos A.

• Costos componentes del Costo Fijo del Cliente

• Ciclo comercial

• Estructura de la venta de energía

3.2.5 Revisión de antecedentes económicos y contables

Estados financieros

Luego de efectuados los análisis especificados en el numeral 3.1.5 se llegó a los siguientes resultados

• ELS cumple con asignar correctamente los centros de costos en el SE TACNA

• Los vouchers cuentan con la correspondiente autorización de desembolso y se sustentan con documentación legalmente correcta, habiéndose comprobado la efectividad del gasto así como su correcta contabilización

• Para efectos del SE TACNA, cabe mencionar que la mayor parte de gastos de servicios de terceros proviene de la asignación correspondiente o proporcional efectuada de las Ordenes de Servicio efectuadas en forma integral para varios SE. Los gastos de personal corresponden al personal del SE; los de suministros provienen de la información de salidas de almacén y liquidación de Caja Chica

Información económica y financiera – Formatos II al V Con relación a los pasos seguidos en el acápite del mismo nombre, ubicado en el numeral 3.1.5, no se encontraron diferencias o inconsistencias luego de efectuar los respectivos estudios. Respecto al resto de verificaciones, en el siguiente cuadro se presenta las diferencias encontradas, las que se corrigieron para los Formatos B Luego de la correspondiente validación de los resultados económicos de la Empresa Total y del Sector, presentados en los Formatos A, se procedió a efectuar la correspondiente revisión de datos, producto de la cual se efectuaron correcciones y modificaciones en los Formatos, subsanando deficiencias originadas en el proceso de distribución de los costos

Item ActividadElemento al

que se Aplica

Rendi-mientopor Dia

IntervaloMeses

Personal a cuyo Cargo está la Ejecución

1.0 SISTEMA DE MEDIA TENSION DE DISTRIBUCION

1.1 INSPECCIONES EN LINEAS Y REDES DE MEDIA TENSION

1.1.1 INSPECCION LIGERA Postes 1000 12 PROPIO

1.1.2 INSPECCION MINUCIOSA Postes 200 12 PROPIO

1.2 MANTENIMIENTO DE AISLADORES

1.2.1 LIMPIEZA DE AISLADORES CON GRUA Y BRAZO HIDRAULICO Postes 50 12 PROPIO+TERCEROS

1.2.2 REEMPLAZO DE AISLADORES Aisladores 24 12 PROPIO+TERCEROS

1.3 MANTENIMIENTO DE LINEAS Y REDES DE MEDIA TENSION

1.3.1 REPARACION DE LINEA km 1 24 PROPIO+TERCEROS

1.3.2 REFORZAMIENTO Y/O CAMBIO DE CONDUCTOR EN MT km 1 24 PROPIO+TERCEROS

1.3.3 REEMPLAZO DE FUSIBLES Seccionadores 24 3 PROPIO

1.3.4 REUBICACION DE LINEA DE MT km 1 36 PROPIO+TERCEROS

1.3.5 PODA DE ARBOLES km 8 12 PROPIO+TERCEROS

1.4 MANTENIMIENTO DE POSTES DE MEDIA TENSIÓN

1.4.1 CAMBIO DE POSTE, ARMADO Y LINEAS EN MT Postes 4 12 PROPIO+TERCEROS

1.4.2 REPARACION DE RETENIDA Retenidas 16 24 PROPIO+TERCEROS

1.4.3 CAMBIO DE RETENIDA Y ACCESORIOS Retenidas 8 36 PROPIO+TERCEROS

1.5 MANTENIMIENTO DE PROTECCION

1.5.1 MANTENIMIENTO DE RECLOSERS Recloser 2 48 PROPIO+TERCEROS

1.5.2 MANTENIMIENTO DE SECCIONALIZADORES Seccionalizdoresl 2 48 PROPIO+TERCEROS

1.5.3 CAMBIO DE SECCIONADORES FUSIBLES CUT OUT Seccionadores 8 24 PROPIO

1.6 MEDICIONES Y REPARACIONES EN LINEAS DE MEDIA TENSION

1.6.1 MEDICION DE PUESTA A TIERRA PAT 24 12 PROPIO

1.6.2 REPARACION DE PUESTA A TIERRA PAT 32 12 PROPIO+TERCEROS

1.7 OPERACIÓN DE LINEAS Y REDES DE MEDIA TENSION

1.7.1 DESCONEXION Y CONEXIÓN DE SECCIONAMIENTO POR FALLAS Seccionadores 24 12 PROPIO

1.8 SUPERVISIÓN A TRABAJOS DE TERCEROS

1.8.1 SUPERVISIÓN EN MEDIA TENSIÓN Supervision 1 12 PROPIO

2.0 SISTEMA DE BAJA TENSION DE DISTRIBUCION

2.1 INSPECCION DE LINEAS AEREAS EN BAJA TENSIÓN

2.1.1 INSPECCION LIGERA Postes 1000 12 PROPIO

2.2 MANTENIMIENTO DE LINEAS EN BAJA TENSION

2.2.1 REPARACION DE LINEA km 0,5 12 PROPIO+TERCEROS

2.2.2 REFORZAMIENTO Y/O CAMBIO DE CONDUCTOR DE BT km 1 12 PROPIO+TERCEROS

2.2.3 CAMBIO DE ARMADOS DE BT Postes 48 24 PROPIO+TERCEROS

2.2.4 CAMBIO DE POSTE DE BT Postes 16 12 PROPIO+TERCEROS

2.2.5 REPARACION DE RETENIDA Retenidas 24 36 PROPIO+TERCEROS

2.2.6 CAMBIO DE JUEGO DE RETENIDAS Retenidas 24 24 PROPIO+TERCEROS

2.3 REVISION Y MEDICIONES ELECTRICAS EN LINEAS DE BAJA TENSION

2.3.1 MEDICION DE PUESTA A TIERRA PAT 24 12 PROPIO

2.3.2 REPARACION DE PUESTA A TIERRA PAT 32 12 PROPIO+TERCEROS

2.4 SUPERVISIÓN A TRABAJOS DE TERCEROS

2.4.1 SUPERVISIÓN EN BAJA TENSIÓN Supervision 1 12 PROPIO

PROCESOS Y ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN EN DISTRIBUCIONELEMENTOS AL QUE SE APLICA, RENDIMIENTO, INTERVALOS Y PERSONAL QUE EJECUTA

CUADRO N° 3.2.3.1

1 de 2

Item ActividadElemento al

que se Aplica

Rendi-mientopor Dia

IntervaloMeses

Personal a cuyo Cargo está la Ejecución

PROCESOS Y ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN EN DISTRIBUCIONELEMENTOS AL QUE SE APLICA, RENDIMIENTO, INTERVALOS Y PERSONAL QUE EJECUTA

CUADRO N° 3.2.3.1

3.0 SISTEMA DE ALUMBRADO PUBLICO

3.1 INSPECCION DEL SISTEMA DEALUMBRADO PUBLICO

3.1.1. INSPECCION LIGERA Postes AP 1000 4 PROPIO

3.2 MANTENIMIENTO DE EQUIPOS Y ACCESORIOS DE ALUMBRADO PUBLICO

3.2.1 AJUSTES DE PASTORAL, LUMINARIA Postes AP 24 24 PROPIO+TERCEROS

3.2.2 CAMBIO DE FOTOCELULA Postes AP 24 3 PROPIO+TERCEROS

3.2.3 CAMBIO DE LAMPARA DE 70 W Na Lámparas 40 36 PROPIO+TERCEROS

3.2.4 CAMBIO DE LAMPARA DE 150 W Na Lámparas 40 36 PROPIO+TERCEROS

3.2.5 CAMBIO DE LUMINARIA Equipos 24 12 PROPIO+TERCEROS

3.2.6 CAMBIO DE LUMINARIA Y LAMPARA 150 W Na Equipos 24 12 PROPIO+TERCEROS

3.2.7 CAMBIO DE EQUIPO DE CONTROL Equipos 40 12 PROPIO

3.3 SUPERVISIÓN A TRABAJOS DE TERCEROS

3.1.2 SUPERVISIÓN EN ALUMBRADO PÚBLICO Supervision 1 12 PROPIO

4.0 SISTEMA DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION

4.1 INSPECCION DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT

4.1.1 INSPECCION LIGERA SE 32 12 PROPIO

4.1.2 INSPECCION MINUCIOSA SE 24 12 PROPIO

4.2 MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES

4.2.1 MANTENIMIENTO DE SUBESTACION DE DISTRIBUCION SE 21 24 PROPIO+TERCEROS

4.2.2 MANTENIMIENTO DE TABLERO DE DISTRIBUCION Tableros 2 24 PROPIO+TERCEROS

4.2.3 MANTENIMIENTO DE TABLERO DE DISTRIBUCION Tableros 21 24 PROPIO+TERCEROS

4.2.4 MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE MEDICION Y PROTECCION SE 4 12 PROPIO+TERCEROS

4.2.5 CAMBIO DE SECCIONADORES Seccionadores 8 24 PROPIO

4.2.6 REUBICACION DE SUBESTACIONES SE 4 24 PROPIO+TERCEROS

4.2.7 MEDICION DE PUESTA A TIERRA PAT 24 12 PROPIO

4.2.8 REPARACION DE PUESTA A TIERRA PAT 32 12 PROPIO+TERCEROS

4.2.9 REEMPLAZO DE FUSIBLES SE 32 3 PROPIO

4.3 MANTENIMIENTO DEL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION

4.3.1 MANTENIMIENTO, PINTADO Y CAMBIO DE ACEITE DE TRANSFRS. Transformador 4 36 PROPIO+TERCEROS

4.3.2 ROTACION DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Transformador 2 36 PROPIO+TERCEROS

4.4 OPERACIÓN DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION

4.4.1 TOMA DE CARGAS EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION Transformador 4 12 PROPIO

4.5 SUPERVISIÓN A TRABAJOS DE TERCEROS

4.1.3 SUPERVISIÓN EN SUBESTACIONES Supervision 1 12 PROPIO

2 de 2

38

Por tanto, se valida la información económica y financiera, cuyo consolidado definitivo se presenta en el Volumen 3 y representan los Formatos B de la fase Revisión 1 : “Validación y Revisión de Antecedentes”

3.2.6 Revisión de antecedentes de estructura organizacional

Luego de la correspondiente revisión se procedió a validar los siguientes rubros:

Estructura Organizacional: Se valida la estructura organizacional vigente correspondiente al organigrama ‘Estructura Organizacional de ELECTROSUR S.A.’, aprobado en la Sesión de Directorio de la Empresa N° 227, del 26 de febrero de 2001 e implementado a partir del presente año.. Se presenta el mismo en la siguiente página. Esta organización difiere a la consignada en el manual de Organización y Funciones aprobado en el año 1999 y comprende las siguientes áreas:

Directorio Auditoría Interna Gerencia General Asesoría Legal y Secretaría General Oficina de Control de Gestión Oficina de Informática Gerencia Técnica Oficina de Seguridad e Higiene Industrial Departamento de Proyectos y Obras Área de Estudios y Proyectos Área de Obras Departamento de Mantenimiento Área de Mantenimiento Transformación Servicio de Transmisión Servicio de Operaciones Área de Distribución Servicio de Redes Servicio de Alumbrado Público Servicio de Sub estaciones Servicio Tarata

JUNTA GENERAL DEACCIONISTAS

GERENCIAGENERAL

DIRECTORIO

AUDITORIAINTERNA

ASESORIA LEGALSEC.GRAL

GERENCIATECNICA

DPTO.DEMANTENIMIENTO

CENTRO DESERVICIO

MOQUEGUA

DPTO. DEPROY. Y OBRAS

DPTO.CONTABILIDAD Y

FINANZASDPTO. DE RR.HH. DPTO. DE

LOGISTICA

INFORMATICA

2

4

5

CONTROL DE GESTION

SEGURIDAD E HIGIENEINDUSTRIAL

GERENCIAADMINISTRATIVA

GERENCIACOMERCIAL

DPTO.DECOMERCIALIZACION

DPTO.CONTROL YMEDICION

GESTIONCOMERCIAL

CONTROLGESTION

5

3

2 22 29 22

1

9 36 22 19

4

4 5

2

7

CENTRO DESERVICIO ILO

ESTRUCTURA ORGANIZACIONALELECTROSUR S.A.

2001

APROBADO: O. D. 013-2001SESION: 227FECHA: 2001/02/26

Esteban Vargas

Cesar Aguilar

Mariella Jimenez

Guido Cavagnaro

Alfredo Rosales

Jorge Villavicencio Francisco Galiano Jose A. Espinosa Juan Manrique Froilan Calderon

Abel Fernandez

JorgeRivadeneira

WashintonMuggi

LuisLanda

VictorMonzon

EsperanzaAlarcon

HildaManchego

WalterBolaños

Eduardo Ortega Romulo Hernandez

GGI

40

Gerencia Comercial Oficina de Gestión Comercial Departamento de Comercialización Servicio de atención al Cliente Servicio de Facturación Servicio de Cobranzas Departamento de Control y Medición Servicio de Conexiones Servicio de Mantenimiento Laboratorio Gerencia Administrativa-Financiera Departamento de Contabilidad y Finanzas Departamento de Logística Departamento de Recursos Humanos Zonal ILO Departamento de Distribución Departamento de Comercialización Departamento de Administración Zonal MOQUEGUA Departamento de Distribución Departamento de Comercialización Departamento de Administración

Funciones: Se ha considerado como válida la información recopilada directamente de los Jefes de las Unidades Operativas, sobre las actuales funciones, procesos, actividades y tareas bajo responsabilidad de cada área y puesto de trabajo, las mismas que se han afirmado basándose en la nueva organización y en el Manual de Funciones aprobado en el año 1999. En el anexo de Costos Indirectos – Volumen 6 se especifican las funciones genéricas de las Gerencias y Jefaturas de departamento, de servicio y cargos representativos Gastos de Personal: Respecto a este rubro, que implica número de personal, niveles salariales y remuneraciones (sueldos, cuotas patronales, gratificaciones y beneficios), se ha procedido a validar la información proporcionada por el Departamento de Recursos Humanos, correspondiente al mes de Diciembre del 2000. (Ver anexo de Costos Indirectos – Volumen 6).

41

3.2.7 Revisión de antecedentes de Costos indirectos y de supervisión directa

Luego de definidos los conceptos de Costos Directos, Costos Indirectos y Costos de Supervisión Directa, así como los criterios de asignación de los costos Indirectos al Sector Típico, se ha procedido ha validar los siguientes criterios:

Criterios de asignación de Costos Indirectos Corporativos por Actividad

• Considerando que el importe utilizado en las actividades de inversión del año 2000 asciende a S/. 6,008,393 el tope (7.5%) sería S/. 450,629. Este último importe es el que habría que deducir del total de los Costos Indirectos Corporativos que, para el caso del año 2000, significan el 8.06% del total.

Por tanto, la asignación al rubro de inversiones en el año 2000 será fijada en 8.06% y el 91.94% del total de Costos Indirectos Corporativos será considerado como gastos de explotación. Para el caso del año 1999, aplicando el mismo criterio, se determinó que el 5.74 % corresponde al rubro de inversiones y el 94.26.% a costo de explotación..

• El importe de CI determinado como parte de los Costos de Explotación requerirá una “segunda asignación”; se distribuirá entre las siguientes actividades en función al porcentaje de participación que tengan respecto al total:

a) Generación b) Transmisión c) Distribución d) Comercialización

No se incluirá la Compra de Energía como parte de los gastos de distribución, para efectos de cálculo de participación. Ver cuadro N° 3.2.7.1 y cuadro N° 3.2.7.2

• Para la asignación proporcional de estos Costos Indirectos a cada CS se toma como referencia diferentes factores según el origen del gasto, sin incluir los gastos correspondientes a Sistemas Multiregionales ni los de los Otros Gastos Corporativos

• Los Costos de Supervisión Directa de la Empresa Total no se asignan al sector, ya que los mismos comprenden la sumatoria de los costos por este concepto, de todos los CS.

• Los CI serán distribuidos entre los CS de Moquegua e Ilo y los S:E Tacna, La Yarada, Tomasiri en función a su valor porcentual respecto al total de la Concesión, considerando la aplicación de criterios de asignación según el origen del gasto indirecto. (Ver cuadros N° 3.2.7.3).

Cuadro N° 3.2.7.1 AÑO 1999COSTOS INDIRECTOS ANUALES (Nuevos Soles)

ASIGNACION A COSTOS DE EXPLOTACION

GASTOS INDIRECTOS 5,74% 94,26% 2,24% 6,62% 47,00% 44,14%

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACION7,71% * Directorio 449 250,00 25788,08 423 461,92 9 469,94 28 029,87 199 039,69 186 922,42 23,17% * Gerencia General 1 350 230,00 77506,61 1 272 723,39 28 462,09 84 244,35 598 217,83 561 799,13 8,49% *Area de Operaciones 494 900,00 28408,51 466 491,49 10 432,21 30 878,09 219 264,87 205 916,32 0,00% *Sistemas Multiregionales 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,09% *Area de Comercialización 122 070,00 7007,13 115 062,87 2 573,17 7 616,26 54 082,97 50 790,47 12,81% *Area de Finanzas 746 520,00 42852,13 703 667,87 15 736,22 46 577,32 330 744,82 310 609,51 26,53% *Area de Administración 1 546 080,00 88748,89 1 457 331,11 32 590,50 96 463,94 684 988,94 643 287,73 0,00% *Otros 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

OTROS CARGOS NO OPERATIVOS* Total Tributos 502 530,00 28846,49 473 683,51 10 593,05 31 354,15 222 645,33 209 090,98 *Total Provisiones (excepto Depreciacion) 370 560,00 21271,08 349 288,92 7 811,20 23 120,20 164 176,18 154 181,35 *Total Cargas Diversas de Gestión 245 130,00 14071,08 231 058,92 5 167,20 15 294,30 108 604,56 101 992,86

TOTAL 5 827 270,00 334 500,00 5 492 770,00 122 835,58 363 578,47 2 581 765,19 2 424 590,77

COSTOS CORPORATIVOSAsignación

costos Generación

Asignación costos

Transmisión

Asignación costos Distribución

Asignación costos Comercialización

Participación en total del

gasto Concepto Total empresa

Asignación costos explotación

Asignación INVERSION

Cuadro N° 3.2.7.2 AÑO 2000COSTOS INDIRECTOS ANUALES (Nuevos Soles)

ASIGNACION A COSTOS DE EXPLOTACION

GASTOS INDIRECTOS 8,06% 91,94% 2,24% 6,62% 47,00% 44,14%

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACION5,41% * Directorio 302 710,00 24385,41 278 324,59 6 224,21 18 422,91 130 820,83 122 856,63 23,99% * Gerencia General 1 342 160,00 108120,40 1 234 039,60 27 597,00 81 683,78 580 035,30 544 723,52 12,55% *Area de Operaciones 701 950,00 56546,99 645 403,01 14 433,24 42 720,64 303 358,60 284 890,53 0,00% *Sistemas Multiregionales 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00% *Area de Comercialización 200,00 16,11 183,89 4,11 12,17 86,43 81,17 11,39% *Area de Finanzas 637 070,00 51320,45 585 749,55 13 099,20 38 772,04 275 319,70 258 558,60 28,84% *Area de Administración 1 613 270,00 129960,21 1 483 309,79 33 171,46 98 183,52 697 199,70 654 755,11 0,00% *Otros

OTROS CARGOS NO OPERATIVOS8,32% * Total Tributos 465 410,00 37492,04 427 917,96 9 569,59 28 324,83 201 134,16 188 889,38 5,19% *Total Provisiones (excepto Depreciacion) 290 520,00 23403,42 267 116,58 5 973,57 17 681,03 125 552,73 117 909,25 4,30% *Total Cargas Diversas de Gestión 240 630,00 19384,43 221 245,57 4 947,75 14 644,73 103 991,99 97 661,10

TOTAL 5 593 920,00 450 629,47 5 143 290,53 115 020,12 340 445,66 2 417 499,45 2 270 325,31

COSTOS CORPORATIVOSAsignación

costos Generación

Asignación costos

Transmisión

Asignación costos Distribución

Asignación costos

Comercialización

Participación en total del

gasto Concepto Total empresa

Asignación costos explotación

Asignación INVERSION

Cuadro 3.2.7.3

Periodo Concepto Total empresa

Numero de Usuarios80 168 46 609 58,14%

VNR ( miles de US $) 29 668 13 737 46,30%

Año 2000

S.E TACNA

Porcentaje de participación de Sector Modelo

43

• El importe de CI asignado a cada S.E. se debe distribuir en forma proporcional a los costos directos de las siguientes actividades que desarrollan:

A.4 Distribución en Media Tensión A.5 Distribución en Baja Tensión A.6 Alumbrado Público A.7 Comercialización A.8 Conexiones y medidores A.9 Cortes y reconexiones A.10 Generación

No se ha considerado en la base de distribución a los siguientes rubros:

- Compra de energía - Depreciación

Criterios de asignación de costos indirectos del Centro de Servicio, por actividad

En cuanto a este rubro cabe precisar que Para el caso del Centro de Servicio TACNA, no se cuenta con Jefe del CS ni Departamento de administración y por tanto no existen costos indirectos propios del CS.

El CS TACNA si cuenta con rubros aplicables a Costos de Supervisión Directa, los mismos que deben ser asignados a las siguientes actividades y en forma proporcional al Costo directo de las mismas (Ver cuadros N° 3.2.7.4 y N° 3.2.7.5):

A.4 Distribución A.7 Comercialización

No se considerará a la Compra de Energía ni Depreciación en la distribución de costos indirectos o de supervisión directa.

3.2.6.1 Resultados

a) Costos Indirectos

El total de Costos Indirectos Corporativos (CI) sujetos a asignación asciende a:

1999 S/. 5,827,270 2000 S/. 5,593,920

b) Asignación de CI para Costos de Explotación:

1999 94.26% S/. 5,492,770 2000 91.94% S/. 5,143,291

Incluir Cuadros 3.2.7.4 y N° 3.2.7.5

Cuadro N° 3.2.7.4 AÑO 1999ASIGNACION DE COSTOS INDIRECTOS POR ACTIVIDADES

% Importe

COSTOS INDIRECTOS CORPORATIVOS (1)

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACION*Directorio 449 250,00 385 962,11 58,14% 224 395,12 *Gerencia General 1 350 230,00 1 160 016,96 58,14% 674 424,09 *Area de Operaciones 494 900,00 425 181,18 46,30% 196 869,15 *Sistemas Multiregionales 0,00 0,00 0,00% 0,00 *Area de Comercialización 122 070,00 104 873,44 58,14% 60 972,54 *Area de Finanzas 746 520,00 641 354,33 58,14% 372 878,01 *Area de Administración 1 546 080,00 1 328 276,67 58,14% 772 248,87 *Otros 0,00 0,00

OTROS CARGOS NO OPERATIVOS 58,14%* Total Tributos 502 530,00 431 736,31 58,14% 251 007,86 *Total Provisiones (excepto Depreciacion) 370 560,00 318 357,53 58,14% 185 090,38 *Total Cargas Diversas de Gestión 245 130,00 210 597,42 58,14% 122 439,57

5 827 270,00 5 006 355,96 49,09% 2 860 325,58

* Distribución 316 630,00 * Comercialización 321 190,00 637 820,00

*Jefatura*Unidad de Apoyo 0,00

TOTAL COSTOS INDIRECTOS 3 498 145,58

Importe Porcentaje Importe Porcentaje* Comercialización 1 444 820,00 1 557 290,74 3 002 110,74 Gestión 1 444 820,00 43,22% 1 557 290,74 3 002 110,74

* Distribución (sin Compra Energía) 799 300,00 23,91% 1 000 462,81 1 799 762,81 Media tensión 121 700,00 15,23% 152 328,69 274 028,69 Baja tensión 426 480,00 53,36% 533 813,81 960 293,81 Alumbrado público 251 120,00 31,42% 314 320,31 565 440,31

* Conexión y medidores 424 150,00 12,69% 362 877,13 787 027,13

* Corte y reconexion 65 170,00 1,95% 55 755,52 120 925,52 * Transmision 609 860,00 18,24% 521 759,39 1 131 619,39

Total 3 343 300,00 100,00% 3 498 145,58 5 709 826,19 No incluidos

* Generación 0,00

* Compra de energia 16 119 300,00 * Depreciacion 2 406 700,00

Sub total Directos no incluidos 18 526 000,00

Total Directos 21 869 300,00

Costos Directos + Indirectos 24 235 826,19

Concepto Total empresa

INCLUYE PRORRATEO

DE (1) + (2) + (3)

Asignación para S.E.TACNA

COSTOS DIRECTOS del SE TOTAL

Asignación Distribución -

ComercializaciónTOTAL

Asignación según criterio asumido

COSTOS DE SUPERVISION DEL SE (2)

Costos directos Costos indirectos

COSTOS INDIRECTOS del SE (3)

Cuadro N° 3.2.7.5 AÑO 2000ASIGNACION DE COSTOS INDIRECTOS POR ACTIVIDADES

% Importe

COSTOS INDIRECTOS CORPORATIVOS (1)

ALTA DIRECCION Y ADMINISTRACION*Directorio 302 710,00 253 677,46 58,14% 147 485,94 *Gerencia General 1 342 160,00 1 124 758,82 58,14% 653 925,31 *Area de Operaciones 701 950,00 588 249,13 46,30% 272 373,55 *Sistemas Multiregionales 0,00 0,00 0,00% 0,00 *Area de Comercialización 200,00 167,60 58,14% 97,44 *Area de Finanzas 637 070,00 533 878,30 58,14% 310 392,35 *Area de Administración 1 613 270,00 1 351 954,81 58,14% 786 015,14 *Otros 0,00 0,00 58,14%

0,00 OTROS CARGOS NO OPERATIVOS 0,00 * Total Tributos 465 410,00 390 023,55 58,14% 226 756,41 *Total Provisiones (excepto Depreciacion) 290 520,00 243 461,98 58,14% 141 546,75 *Total Cargas Diversas de Gestión 240 630,00 201 653,09 58,14% 117 239,41

5 593 920,00 4 687 824,76 47,48% 2 655 832,29

* Distribución 335 860,00 * Comercialización 315 470,00 651 330,00

*Jefatura 0,00 *Unidad de Apoyo 0,00 0,00

TOTAL COSTOS INDIRECTOS 3 307 162,29

Importe Porcentaje Importe Porcentaje* Comercialización 1 087 230,00 1 660 432,75 2 747 662,75 Gestión 1 087 230,00 50,64% 1 660 432,75 2 747 662,75

* Distribución (sin Compra Energía) 890 490,00 41,48% 1 437 444,65 2 327 934,65 Media tensión 266 430,00 29,92% 430 076,00 696 506,00 Baja tensión 495 000,00 55,59% 799 037,72 1 294 037,72 Alumbrado público 129 060,00 14,49% 208 330,93 337 390,93

* Conexión y medidores 95 550,00 4,45% 118 200,56 213 750,56

* Corte y reconexion 73 630,00 3,43% 91 084,32 164 714,32

Total 2 146 900,00 100,00% 3 307 162,29 5 454 062,29 No incluidos

* Generación 0,00 * Transmision 561 040,00 * Compra de energia 14 461 410,00 * Depreciacion 3 275 670,00

Sub total Directos no incluidos 18 298 120,00

Total Directos 20 445 020,00

Costos Directos + Indirectos 23 752 182,29

Asignación para S.E. TACNA

COSTOS DIRECTOS del SE TOTAL

Asignación Distribución -

ComercializaciónTOTALAsignación según criterio asumido

COSTOS DE SUPERVISION DEL SE (2)

Costos directos Costos indirectos

COSTOS INDIRECTOS del SE (3)

Concepto Total empresa

INCLUYE PRORRATEO

DE (1) + (2) + (3)

44

c) Asignación de CI para distribuir entre las actividades de Distribución

y Comercialización

1999 S/. 5,3171,854 2000 S/. 5,021,011

d) Total de Costos Indirectos Corporativos a ser asignados en el Sector Típico II según criterios de asignación adoptados

1999 S/. 3,038,297 2000 S/. 2,844,595

e) Costos de Supervisión Directa del Sector Típico II

1999 S/. 637,820 2000 S/. 651,330

f) Costos Indirectos del Sector Típico II

1999 S/. 0 2000 S/. 0

g) Total de Costos Indirectos y de Supervisión Directa para ser asignados

al sector Típico II 1999 S/. 3,676,117 2000 S/. 3,495,925

3.2.8 Costo del capital de trabajo

3.2.8.1 Factores

La actividad empresarial de la distribución de electricidad se desarrolla en el marco de un ciclo de operaciones que comprende desde la compra de energía hasta la cobranza, pasando por la distribución y comercialización. Para poder atender los desembolsos originados por estas actividades, como es de suponer, se requiere el empleo de fondos. Con el objeto de determinar la necesidad operativa periódica de los mismos se debe tener en cuenta los siguientes factores:

a) El tiempo del ciclo transcurrido desde la compra de energía a la generadora, hasta su comercialización.

b) La duración del proceso de cobranza y las condiciones de crédito concedidas a los clientes

c) Características de crédito otorgado por los proveedores.

45

d) El importe del stock mínimo de repuestos y materiales en almacenes

Para el caso de ELS los parámetros a asumir en la elaboración del Flujo de Caja diario, se basan en las siguientes políticas de la empresa, según la información proporcionada por ELS:

• Período promedio de cobranza : 45 días • Índice de morosidad : 15.08% • Pago de remuneraciones : días 5 y 20 de cada mes • Compra de energía : 50%=35 días; 50%=45 días • Proveedores bienes : 72%=10 días; 28%=5 días • Servicios de terceros : 30 días • Stock mínimo de repuestos. : 1% - S/. 80,000 • Tasa de interés : 13.50% anual • Fondo fijo de Caja : S/. 12,000

3.2.8.2 Flujo de caja

a) Asumiendo como parámetros de referencia, los factores arriba indicados, se

ha elaborado el flujo de caja diario, incorporando los datos de ingresos y egresos del año 2000, cuyo cálculo se expresa en el cuadro N° 3.2.7.2.1

El capital de trabajo será igual a la suma de los saldos negativos diarios de caja acumulados en cada ciclo de operaciones (compra de energía - distribución - facturación - cobranza) más el importe de dinero inmovilizado (stock mínimo de repuestos y materiales más Fondo Fijo Caja).

b) El costo del capital de trabajo para cada período se calcula teniendo en cuenta el período de inmovilización en días y la tasa efectiva diaria de interés.

c) El valor presente del costos del capital de trabajo se calcula al inicio del período de flujo de caja.

d) El valor presente de los costos operativos se calcula de la misma forma que el valor presente del costo del capital de trabajo.

e) El costo promedio del capital de trabajo equivalente a los costos de explotación, se determina dividiendo el valor presente del costos de capital de trabajo entre el valor presente de los egresos operativos.

46

Cuadro No 3.2.7.2.1 Flujo de Caja Diario – Ciclo Operacional

Nuevos Soles

3.2.8.3 Resultados Según los datos del flujo de caja diario para un ciclo de operaciones, el costo del capital de trabajo a valor presente, es de S/. 8,278.17. El valor presente del Costo Operativo es de S/. 809,805. El costo promedio de capital de trabajo referido a costos operativos es de 1.02%

3.3 FORMATOS B

En el VOLUMEN 3 se presentan los Formatos B desarrollados por el Consultor, que corrigen la información fuente determinada por ELS.

DIAS 1 5 10 15 20 22 30 35 45 52 TOTALCONCEPTO

1. INGRESOS1.1 Cobranzas venta de energía y otros 0 0 0 2.569.868 2.569.868

0 0 0 0 0 0 0 2.569.868 0 2.569.868

2. EGRESOS OPERATIVOS 2.1 Compra de energía 0 0 1.261.840 1.261.840 0 2.523.680 2.2 Suministros 130.502 0 0 0 130.502 2.3 Gastos de Personal 2.3.1 Remuneraciones 237.020 0 0 237.020 474.040 2.3.2 Leyes Sociales 70.834 70.834 2.4 Servicios de Terceros 0 0 0 0 159.579 159.579 2.5 Tributos 65.834 65.834 2.6 Cargas diversas 0 46.056 0 0 0 46.056 2.7 Provisiones 0

0 283.076 130.502 0 237.020 0 159.579 1.261.840 1.398.508 0 3.470.525

SUPERAVIT / DEFICIT DE CAJA 0 -283.076 -130.502 0 -237.020 0 -159.579 -1.261.840 1.171.360 00 -283.076 -413.578 -413.578 -650.598 -650.598 -810.177 -2.072.017 -900.657 -900.657

3. INVERSIONES 3.1 Stock almacén 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 80.000 3.2 Fondo Fijo Caja 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000

-92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000 -92.000

4. CAPITAL DE TRABAJO -92.000 -375.076 -505.578 -505.578 -742.598 -742.598 -902.177 -2.164.017 -992.657 -992.657 Días de inmovilización 4 5 5 5 2 8 5 10 7 Acumulados 4 9 14 19 21 29 34 44 51

5. COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO -129 -660 -889 -889 -523 -962 -730 -3.503 -1.125 9.410

-129 -659 -889 -889 -522 -958 -730 -3.501 0 8.278

0 282.946 130.442 0 236.911 0 159.506 0 0 809.805

1,022%8. COSTO PROMEDIO DE CAPITAL DE TRABAJO REFERIDO A

COSTOS OPERATIVOS

TOTAL INGRESOS

TOTAL EGRESOS

TOTAL INVERSIONES

ACUMULADO

6. VALOR PRESENTE COSTO DE CAPITAL DE TRABAJO

7. VALOR PRESENTE COSTO OPERATIVO