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Servitech Ingenieros S.R.L Página 1

Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de

Distribución (VAD) Concurso Público N° 0054-2008

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

ELECTRONOROESTE S.A.

INFORME DE ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE OBSERVACIONES DEL INFORME FINAL DEFINITIVO

DEL ESTUDIO DE COSTOS DEL VAD

SECTOR TIPICO 2 SISTEMA ELÉCTRICO PIURA

Empresa Supervisora : Servitech Ingenieros S.R.L.

Fecha : 11 de Agosto de 2009




INDICE

1. RESUMEN EJECUTIVO ......................................................................................................... 3

1.1 OBJETIVO.............................................................................................................3 1.2 ALCANCES ...........................................................................................................3

2. ANÁLISIS DE RESPUESTA AL LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES....................... 4

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ...........................................4 2.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA..................................................8 2.3 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN ..............................................................17 2.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO22 2.5 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ...................................................................................36 2.6 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA..............................................................39 2.7 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ..........................................................41 2.8 VNR NO ELÉCTRICO .........................................................................................44 2.9 CAPITAL DE TRABAJO ......................................................................................49 2.10 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO TÉCNICO 50 2.11 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO COMERCIAL 62 2.12 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE GESTIÓN .............................................70 2.13 TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA........................................................73 2.14 RESULTADOS VAD............................................................................................75 2.15 OTRAS ................................................................................................................77




1. Resumen Ejecutivo

1.1 Objetivo

El presente informe tiene por finalidad analizar el levantamiento de observaciones presentado por el Consultor VAD del Sector Típico 2

1.2 Alcances

Los alcances del presente informe se detallan a continuación: Aspectos a ser contemplados en el análisis de las respuestas a las observaciones

Caracterización del mercado eléctrico y diseño preliminar del tipo de red.

Definición de la tecnología adaptada

Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo

de Reemplazo

Optimización técnico económica del Sistema Eléctrico Modelo.

Cálculo de las pérdidas estándar del Sistema Eléctrico Modelo

Estándar de calidad de servicio

Balance de potencia y energía

Optimización de Costos de operación y mantenimiento técnico

Optimización de los costos de operación comercial y pérdidas estándar comerciales

Optimización de los costos indirectos

Optimización de los costos adicionales de explotación

Resultados de costos de operación y mantenimiento totales




2. Análisis de Respuesta al Levantamiento de Observaciones

2.1 Caracterización del Mercado Eléctrico

Supervisor VAD Observación 1

Respecto a los resultados de la demanda obtenida de la zonificación del mercado eléctrico por densidad de carga, de la revisión efectuada tomando como base el balance real y la cantidad de clientes reportados per la empresa, se han encontrado diferencias entre las demandas MT y BT y la cantidad de clientes propuestos con los obtenidos de la revisión, según se indica en el siguiente cuadro:

Lo mencionado origina las siguientes diferencias, en los km por Zona de densidad de Carga:

El Consultor VAD deberá revisar y corregir la zonificación efectuada del marcado eléctrico tomando en cuenta la información validada da la empresa. Además, debe tomar como base la potencia coincidente de los clientes MT y BT, la potencia coincidente del alumbrado público y las pérdidas existentes de las instalaciones MT y BT. Los resultados de la zonificación en cuanto a la potencia coincidente deben ser concordantes con los resultados del balance real.




Respuesta Consultor VAD

Antes de responder, cabe mencionar que:

1. Hemos aplicado la misma metodología y obtenido prácticamente idénticos resultados referidos a la zonificación para los informes parciales 2, 3 e Informe Final.

2. Sobre los resultados de ésta zonificación, se construyó la red ideal, es decir este cálculo constituye un pilar de la estructuración de la empresa modelo.

Por lo anterior, esta observación es extemporánea, pues debería haberse incluido en las observaciones al Segundo Informe Parcial. Ya no hay tiempo de intercambiar opiniones ni analizar los resultados pues estas son las observaciones al informe final, o sea la última instancia para hacer correcciones.

Con respecto a las diferencias en la cantidad de clientes, somos conscientes de ellas desde el principio. El problema radica en que no disponemos (ni el consultor VAD ni el supervisor VAD) de información geo referenciada de algunos pocos clientes (la diferencia remarcada por el supervisor VAD: 18 clientes de MT y 6165 clientes de BT). Se asumió que los mismos estarían en zonas cercanas a otros clientes que sí tienen su geo referencia. Se tuvo especial cuidado con algunos clientes en la parte superior del mapa, que en un principio no se disponía de su geo referencia y que su falta provocaba la no consideración de una parte importante de la red de MT. Luego de salvar ese problema, gracias a un nuevo envío por parte de la empresa con dichos clientes, constatamos que inclusive el metrado de BT y MT tenían valores muy cercanos óptimos versus reales.

Tal cual lo expresamos en cada uno de los informes, hemos tomado para la zonificación, las potencias coincidentes de los clientes de MT, BT, AP y pérdidas reales tal cual lo propone el Supervisor VAD.

Con respecto a las diferencias en las áreas de BT (34.3 km2 Consultor VAD y 37.9 km2 Supervisor VAD), esto debe ser producto de la aplicación de una metodología diferente de determinación del área cubierta. Sin poder comparar ambas metodologías, no podemos distinguir cuál de las dos metodologías de zonificación es adecuada. Quantum se ajustó a las instrucciones del OSINERG, que consiste en aplicar la desarrollada por el supervisor VAD ST2 del 2004. Desconocemos cual es la metodología aplicada por el Supervisor VAD.

Con respecto a las diferencias en las demandas máximas para la zonificación, efectivamente hay una diferencia. Se debe a que no se actualizó la zonificación con los nuevos balances de energía potencia y por ende dicha zonificación respondía a un balance anterior. Se volverá a zonificar con el balance de energía y potencia más reciente, pero manteniendo la metodología de zonificación antes utilizada.




Análisis de la Respuesta Consultor VAD

El Consultor VAD no ha actualizado el cálculo de cuadriculas; por tal, los resultados presentados no reflejan la demanda existente del sistema modelo. Asimismo, es de responsabilidad del Consultor VAD verificar que la información suministrada por la empresa sea coherente, particularmente se debió verificar que la información del FOSE (número de clientes y demanda) guarde la debida correspondencia con la información georeferenciada.

Asimismo, no es posible calificar una observación de extemporánea, ello pues la observación apunta a corregir aspectos deficitarios o no considerados en los estudios del Consultor VAD, el indicar de extemporánea la observación y por ello no admisible para las corridas del modelamiento muestra un modelo muy rígido no capaz de volver atrás para corregir defectos u omisiones o la falta de voluntad para realizar un mejor trabajo.


Se aprecia un error tipográfico en la determinación del área de la zona monumental dado que el Consultor VAD indica en la página 14 del informe que la zona monumental es de 0.93 Krn2 mientras que la página 15 señala que es 2.5 km2.


Efectivamente, se trata de un error tipográfico que será corregido en la próxima entrega.


El Consultor VAD ha absuelto la observación.


La información correspondiente a las zonas monumentales presentada por el Consultor VAD en el numeral 5 (página 14) no es concordante con la información de sustento proporcionada por la empresa. El resultado comparativo se muestra a continuación:

Al respecto, dadas las diferencias, el Consultor VAD debe señalar cuál ha sido el criterio para definir las zonas monumentales. Cabe mencionar qua el área deberá ser obtenida a través de una poligonal de acuerdo con la información de sustento de las zonas históricas o monumentales, tal como se aprecia en los siguientes gráficos:





La diferencia es producto de aplicar diferentes metodologías. Las diferencias no son significativas para el caso del centro histórico de Piura, pero sí lo son para Catacaos. A partir de ésta observación se procedió a realizar el siguiente análisis para el caso del centro histórico de Catacaos: se calculó el total de metros de línea subterránea que pasa por el frente de alguna instalación monumental o que se encuentra dentro de la zona monumental. El resultado arrojó 3.1 km. Asumiendo que la red subterránea debe ser por ambas aceras, tendremos 6.2 km de red de BT. De acuerdo al modelo, por km2 de zona monumental hay 42 km de red de BT subterránea, por ende la superficie de la zona monumental de Catacaos debía ser 6.2/42 = 0.147 km2. Por tanto proponemos utilizar éste resultado para la próxima entrega:

1. Centro Histórico de Piura: 0.625 km2

2. Zona Histórica Catacaos: 0.147 km2






2.2 Definición de la Tecnología Adaptada


El Consultor VAD en el numeral 6.1.1.4.1 (página 28) ha determinado la longitud de la red de MT en 371 km sobre la base de anchos de acera del sistema eléctrico modelo (SEM). Al respecto, deberá justificar las diferencias existentes con las longitudes de la red real y adaptada de 402 y 401 km respectivamente.


El cuadro al cual hace referencia el Supervisor VAD, no indica el total de km de red de MT, sino que se refiere al total de red de MT en zonas con aceras. Nótese que la red de MT también tiene tendido por zonas no urbanas (fuera de estos 371 km de calles), donde no existen aceras. A esos 371 km de red en calles con aceras, hay que adicionar 26.6 km de red en zonas sin aceras y 3.4 km de red de MT subterráneos (existe un error tipográfico en un cuadro que indica en forma errónea 18.7 km de red de MT subterránea que será corregido para el informe definitivo).




El Consultor VAD debe presentar la información gráfica catastral, debidamente validada, del manzanado y vías, a efectos de verificar las longitudes de vías con anchos mayores a 12 metros, consideradas en la optimización de las instalaciones eléctricas de baja tensión.

Respuesta Consultor VAD Para determinar si el trazado de BT debe ser por ambas aceras se precisa conocer el ancho de la calzada puesto que si la calzada es superior a 12 metros el tendido se hace por ambas aceras. La empresa dispone del ancho de vía, que es igual al ancho de la calzada más el ancho de las dos aceras. Lamentablemente, no se dispone de la información del ancho de las calzadas ni del ancho de las aceras, por lo que tuvimos que tomar el criterio conservador de asumir que la empresa respetó rigurosamente la norma técnica de anchos de aceras y por ende los metrados óptimos de BT debían ser iguales a los metrados reales de BT. Nótese que el ancho de calzada no es un dato exigido a las empresas como si lo es el ancho de vías, por lo cual sugerimos que para la próxima revisión se exija este dato tan importante para el dimensionamiento de las redes.

Independientemente del párrafo anterior, se adjuntará al Informe Final Corregido la información actualizada disponible de las vías y ancho de vía del SEM.

Respecto a la información gráfica catastral, este es el VNR GIS, que entendemos ya está en poder del Supervisor VAD. En caso que no lo tuvieran, sugerimos lo soliciten directamente a la empresa, dado su volumen.







El Consultor VAD debe utilizar para el SEM, aisladores poliméricos, ya que es más eficiente técnica y económicamente de acuerdo a los resultados de la evaluación versus los aisladores de porcelana. Asimismo, deberá revisar y ajustar los costos de mantenimiento (rubro de limpieza y cambio de aisladores para las redes de media tensión y subestaciones de distribución), así como los cálculos de pérdidas técnicas estándar, de acuerdo a las características de los aisladores poliméricos.


Como se explicó en el punto 5.1.2.2.1, Redes aéreas de MT, Tecnología, sección Aislamiento, dado que las redes del SEM de Piura no están afectadas por la contaminación salina, los aisladores poliméricos no representan ventaja alguna ya que los costos de mantenimiento de los aisladores de porcelana son muy bajos y no alcanzan para justificar el mayor costo de capital (VNR) de los poliméricos, por lo que los de porcelana son los óptimos en este caso.

Los aisladores considerados para la red, coincidentes con los definidos en el SICODI GART Sector 2 para líneas de 10 kV sobre apoyos de concreto, son los de porcelana tipo pin APS03 (clase 56-2).

A continuación se muestran los precios (SICODI GART 2008) de distintos aisladores de porcelana para media tensión, incluyendo el APS03, junto con el de los aisladores poliméricos para 15 kV (APS07).

Abrev. Nombre Unid. Precio

APS01 AISLADOR PIN CLASE ANSI 55-4UND. $ 2.45




APS07 AISLADOR PIN, POLIMERICO, 15KVUND. $ 23.30

Como se observa, estos últimos representan un sobrecosto por sobre los aisladores utilizados del orden del 350%, lo que encarecería la tarifa, a nuestro criterio, innecesariamente.

En relación a los costos de mantenimiento de los distintos tipos de aisladores, el uso de aisladores poliméricos presenta la ventaja de evitar la actividad de limpieza, lo cual resulta insuficiente para justificar su conveniencia desde el punto de vista económico. Se expone en el siguiente cuadro un análisis comparativo considerando tanto los costos de capital como los de Operación y Mantenimiento:




Conceptos Unidad Cerámicos PoliméricosCódigo APS03 APS07Cantidad Unidades 15 327 15 327 Costo Capital USD 100 452 460 735 Anualidad Costo Capital USD/año 12 470 57 197

Costos OyM

Limpieza USD/año 28 196 Cambio Aisladores USD/año 113 280 146 770

Costo Total Aislación USD/año 153 947 203 967

Se observa claramente que el uso de aisladores poliméricos resulta un 32% más caro que el uso de aisladores cerámicos.


El análisis realizado es incompleto ya que solo se ha contemplado el costo de limpieza del aislador cerámico del primer año, se debió considerar el valor presente del ahorro de la limpieza de aisladores de los 30 años de vida útil y además sumar al flujo de los ahorros en pérdidas eléctricas del aislador polimérico. Así mismo los costos de cambio (suponemos por fallas) de aisladores no corresponden a tasas de falla de instalaciones adecuadamente mantenidas, en el caso de aisladores cerámicos la tasa de falla considerada es de 113% del parque y en los aisladores poliméricos de 32% del parque, (implícitamente el consultor VAD también indica que los aisladores poliméricos fallarían menos que los cerámicos y esto, tampoco, no fue llevado a la evaluación económica de la tecnología a emplear), las experiencias indican que las tasas de falla de aisladores adecuadamente instalados no es superior al 1%. En conclusión la observación planteada no ha sido subsanada.

Además, en el análisis mostrado el Consultor VAD debe incluir el costo de la espiga de fierro que une a los aisladores cerámicos con el objeto de hacerlo comparable al aislador polimérico, evaluar económicamente las mayores o menores pérdidas de potencia y energía por fuga, la vida útil de los aisladores y tener en cuenta que los aisladores poliméricos están mejor dispuestos contra hechos vandálicos.


En la comparación técnico económica entre conductores de cobre y aluminio para las redes aéreas y subterráneas deberá realizarse utilizando un parámetro común e intrínseco a los conductores de red, el cual es la resistencia del conductor y no la capacidad de corriente tal como muestran los cálculos presentados en los numerales 5.1.2.1.1 y 5 1.2.2.

El Consultor VAD deberá realizar las comparaciones utilizando como parámetro de comparación la resistencia equivalente de los conductores de cobre y aluminio y luego calcular las pérdidas a valor presente y el costo de inversión asociado a cada conductor.


Lamentablemente parecería que no hemos sido lo suficientemente claros exponiendo la metodología de determinación del conductor óptimo a partir de la corriente de diseño, metodología que no solamente está en los libros técnicos de optimización de redes (por ejemplo “Power Distribution Planning Reference Book, de H. Lee Willis”, página 736 capitulo 17), sino que también ha sido la utilizada por varios de los supervisores VAD del 2004 (incluido el del Sector Típico 2).




La comparación que se hace no es solamente entre conductores de cobre versus conductores de aluminio, sino también entre conductores de un mismo material pero de diferentes secciones, y al igual que para cualquier otra tecnología, debe ser hecha evaluando cuál de todas las alternativas viables es la que minimiza el VPN total (suma de costos de capital o VNR, O&M y pérdidas de energía y potencia). Dado que el VPN depende de las pérdidas y éstas de la corriente transportada, el objetivo del análisis es determinar para qué rango de corrientes, y por consiguiente para qué tramo de red, cada material y sección es óptimo.

En este caso, en que no hay diferencia de costos de O&M entre alternativas, la evaluación se reduce a la de los otros dos componentes del costo.

Por ejemplo, para la familia de los conductores de cobre desnudo para la red aérea de MT se tiene el siguiente gráfico:

RED AÉREA MT COBRE DESNUDO

$ 0

$ 20 000

$ 40 000

$ 60 000

$ 80 000

$ 100 000

$ 120 000

$ 140 000

$ 160 000

$ 180 000

$ 200 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Corriente [A]

VP

N t

ota

l [u

sd/k

m]

3x10 mm2

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

3x120 mm2

3x150 mm2

3x185 mm2

Envolvente

En el eje vertical se representa el VPN Total, suma del VNR del conductor más el valor presente de las pérdidas previstas para todo el período analizado (30 años) teniendo en cuenta el crecimiento de la demanda durante el período tarifario (primeros cuatro años).

Para la determinación del valor presente de las pérdidas de hecho se considera la resistencia de cada conductor (su resistencia real a la temperatura de operación, no ninguna resistencia equivalente), y se calcula con la llamada ley de Joule, que el Supervisor VAD puede consultar en cualquier manual de física elemental y que puntualiza que la pérdida de potencia en un circuito es igual a I2 x R (cuadrado de la corriente por la resistencia del tramo de conductor). La pérdida de energía es el producto de la pérdida de potencia a la hora de pico por un factor de carga de pérdidas, que tiene en cuenta que la potencia no es constante a lo largo del período, por las horas anuales de operación (8760), por un factor que totaliza el valor presente de todas las pérdidas previstas en los treinta años de amortización de la red y por el precio monómico de la energía, para tener en cuenta el costo de las pérdidas de energía y de potencia involucrada.

En el eje horizontal se representa la corriente de diseño, esto es, la corriente máxima que tendría el conductor en el año base, y se grafica el VPN de los distintos conductores en análisis, en función de sus respectivos VNR y resistencias óhmicas.




El conductor óptimo para un determinado rango de corrientes de diseño es por cierto el de menor VPN, y uniendo los segmentos de curva de cada conductor en el que el mismo es óptimo se puede trazar para todo el espectro de corrientes que se analice la envolvente inferior de las curvas individuales, o curva de mínimo costo.

Construyendo un gráfico similar para la familia de los conductores de aleación de aluminio desnudo disponibles se obtiene otra envolvente, según los rangos de corriente que resulten óptimos para cada sección.

RED AÉREA MT AA O SIMIL. DESNUDO

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Corriente [A]

VP

N t

ota

l [u

sd/k

m]

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

3x120 mm2

3x150 mm2

3x185 mm2

3x240 mm2

Envolvente

Finalmente comparando ambas envolventes, según el grafico que sigue, se puede determinar el límite, si lo hay, de conveniencia de uso de cada material.

RED AÉREA MT: Cu vs. AA (conductores desnudos)

$ 0

$ 20 000

$ 40 000

$ 60 000

$ 80 000

$ 100 000

$ 120 000

$ 140 000

$ 160 000

$ 180 000

$ 200 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Corriente [A]

VP

N t

ota

l [u

sd

/km

]

Conductores de cobre

Conductores dealuminioLímite AA

En este último gráfico puede observarse que hasta 279 A conviene utilizar conductores de AA, mientras que para corrientes mayores convienen los de cobre, debiendo las respectivas secciones elegirse de los gráficos que para cada material corresponda.




La capacidad de corriente de cada conductor es la corriente máxima que el mismo puede soportar sin perder su resistencia mecánica. Ésta constituye un límite que no debe superarse bajo ninguna circunstancia. El valor de capacidad máxima se utiliza simplemente como un control para asegurarnos que el modelo de optimización no seleccione una corriente de diseño superior a dicha capacidad. Como puede apreciarse, el rango óptimo de cada conductor se encuentra muy por debajo de la capacidad de corriente del mismo.


El análisis realizado por el Consultor VAD no contempla la comparación de conductores de cobre y aluminio en función de la resistencia eléctrica, los análisis mostrados presentan las comparaciones en función de la capacidad de corriente. En conclusión la observación planteada no ha sido subsanada.

ENOSA Observación 2

a) Deben considerar los costos de los postes de CAC de 12/300 para los cambios de dirección y fin de línea.


Si se observa la información suministrada con el Anexo A (archivo Costos de Armados.xls, Hoja Materiales), los apoyos especiales han sido valuados en base a los costos de los siguientes postes:

CAMT03-C1 CAMBIO DE DIRECCION 1 FASE CON POSTE DE CONCRETO POSTE 13/300/150/345

CAMT03-C3 CAMBIO DE DIRECCION 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO POSTE 13/300/150/345

CAMT03-C3Vd CAMBIO DE DIRECCION VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO Esp. Deriv. POSTE 13/400/150/345

CAMT03-C3Va CAMBIO DE DIRECCION VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO Esp. Alim. POSTE 13/900/160/355

CAMT04-C1 FIN DE LINEA 1 FASE CON POSTE DE CONCRETO POSTE 13/400/150/345

CAMT04-C3 FIN DE LINEA 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO POSTE 13/400/150/345

CAMT04-C3V FIN DE LINEA VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO POSTE 13/400/150/345

Los postes considerados son en todos los casos de mayor resistencia y/o altura que los reclamados en la




observación, ya que así lo requiere su función y las normas de seguridad a cumplir.



ENOSA Observación Otras y Electro Sur Medio

Debe incluir el costo del Autotransformador en la Red de Baja Tensión, para la atención de los clientes trifásicos actuales en 220 V.


No se registran antecedentes en la regulación Peruana del uso de transformadores para convertir trifásico 380 V a trifásico 220 V. Además, la empresa expresamente colocó la siguiente observación al tercer informe parcial:

Por otro lado, se trata de determinar la red de mínimo costo, sin tener en cuenta lo existente, motivo por el cual resulta lógico la no inclusión de dicho transformador: por mucho resulta más óptimo el sistema trifásico 380/220 V sobre el trifásico 220 V. No es casualidad que sea el sistema estándar no solamente en Perú sino que en muchos otros sitios.

Por último, es prioridad de la Empresa, tal cual lo ha manifestado desde un principio, que el estudio del Consultor VAD sea aceptado por OsinergMin por lo cual, resulta evidente que lo más conveniente en esta instancia definitoria sea no abrir temas que OsinergMin asumía ya cerrados.






ENOSA Observación Otras Nº 2 y Electro Sur Medio

Se debe considerar las zonas arboladas en la red de Media Tensión con la información alcanzada el 08 de junio.


Dado que hasta la fecha y tal como ya les manifestamos en n/respuesta a v/observación al Tercer Informe Parcial referida al tema, aún no hemos recibido de Uds. la información sobre costos de conductores y soluciones alternativas solicitadas el 28/05, más otros datos requeridos por el Supervisor VAD solicitadas el 01/06, procedimos a recabar costos de cables protegidos de fabricantes internacionales (ver cotización de Alubar en archivo Alubar Varios.pdf adjunto) y a comparar el sobrecosto que ellos implican (utilizando para conductores desnudos precios contemporáneos y de la misma fuente, para hacerlos comparables) con los costos alternativos de O&M (podas), tal como lo solicitó el citado Supervisor.

En el cuadro que sigue se muestran las diferencias de costos (protegido vs. desnudo) por:

Conductores Conjunto tripolar de conductores más cable mensajero de acero de 3/8”, incluidos gastos de stock

e indirectos (VNR) Costo Anual Equivalente (CAE) de la diferencia, para una tasa de descuento del 12% y 30 años

de vida útil.

SecciónCable

desnudoCable

protegidoDiferencia material

Diferencia VNR

Diferencia CAE

mm2 USD/km USD/km USD/km USD/km USD/km

35 $ 274,56 $ 835,73 $ 561,17 $ 3 565,25 $ 442,6050 $ 380,81 $ 1 021,45 $ 640,63 $ 3 872,79 $ 480,7870 $ 510,57 $ 1 235,07 $ 724,49 $ 4 197,37 $ 521,0895 $ 722,14 $ 1 580,10 $ 857,96 $ 4 713,95 $ 585,21120 $ 908,31 $ 1 897,69 $ 989,38 $ 5 222,57 $ 648,35150 $ 1 145,27 $ 2 124,61 $ 979,34 $ 5 183,72 $ 643,53185 $ 1 410,43 $ 2 589,71 $ 1 179,29 $ 5 957,58 $ 739,60240 $ 2 023,97 $ 3 333,88 $ 1 309,91 $ 6 463,15 $ 802,36

Como se observa, aún para el conductor más pequeño disponible (35 mm2) y sin tener en cuenta los mayores costos de importación ni los accesorios adicionales para líneas de conductores protegidos, la diferencia de CAE (442,60 USD/km) excede el costo de la poda (262 USD/km) que se eliminaría de los gastos de O&M si se reemplazaran los conductores.

En consecuencia no hemos encontrado conveniente plantear para zonas arboladas soluciones alternativas basadas en conductores protegidos, manteniendo en cambio los costos de poda previstos, en cuyo cálculo ya había sido tenido en cuenta su magnitud.






Edecañete Observación 3

El Consultor VAD en los armados de construcción típicos utilizados no considera bloques de concreto como elementos de protección contra impactos de vehículos. La necesidad de elementos de protección mecánica para las estructuras de media tensión se justifica en vista del aumento significativo de accidentes automovilísticos acontecidos en los últimos años el cual trajo consigo la alta incidencia de impacto de vehículos a las estructuras de las redes de media tensión; eventos que ocasionan interrupciones del servicio, afectando la continuidad del mismo. Esta situación debe tomarse en cuenta ante la existencia de una zona urbana con alto tránsito vehicular y aumento expansivo significativo de las ciudades del interior del país ante ello se deberá asignar por lo menos un (01) bloque de protección por kilometro de red tomando un criterio similar al establecido para los armados del sector típico 1.


Para evitar el impacto de los vehículos la norma sólo prevé (Regla 231.B.1 del CNE), colocar la cara externa de los postes a 0,15 m o más del borde de la vereda.

En la red real, tal como se informó a la GART en el SICODI ENOSA 2008, no existen elementos de protección adicionales, ni tampoco han sido incluidos en el SICODI GART de este Sector a pedido de las otras Distribuidoras, por lo que no hemos creído pertinente su inclusión en el SEM, para el que ya se prevé, por otra parte, una tasa de reposición de postes por rotura del 2,5% anual.



Edecañete observación 6

Metrado adicional de conductores y/o cables por kilometro de red.

El Consultor VAD considera para redes aéreas y subterráneas en baja y media tensión un metrado adicional o recargo del 3.5%. La experiencia real de campo nos demuestra que el porcentaje de metrado adicional por kilometro de red para redes aéreas en media y baja tensión, es en promedio del 4.2% y para el caso de las redes subterráneas en media y baja tensión es del 5.9%.

El recorrido de red aérea en el cual se encuentran derivaciones en "T" para circuitos derivados o laterales y para alimentar a subestaciones de distribución se encuentran todos los tipos de estructuras inicio de línea, estructuras de alineamiento, de cambio de dirección, de anclaje ángulo, de derivación, de seccionamiento, rompe tramos, de alimentación a subestaciones aéreas, de extremo de línea, en las disposiciones horizontal, vertical, triangular, combinación de ellas, lo que implica el empleo de conductor adicional por los cuellos y por la configuración misma de la estructura. Para el caso de las redes subterráneas por la longitud de recorrido escogido, de todas maneras se tiene que pasar por ductos o cruzadas al cruzar una vía que separa dos manzanas de 100 metros de lado.

Por tanto el Consultor VAD debe considerar estas implicancias en el recorrido y metrado de las redes aéreas y subterráneas a fin de tomar en cuenta el metrado adicional propuesto.





Respecto de las redes aéreas, para una tensión de 10 kV con aislación de amarre convencional (aisladores de porcelana) y un vano medio de 71,4 m, lo que implica un promedio de cinco apoyos especiales por kilómetro, independientemente de la disposición del conductor, los cuellos pueden llegar a representar un 0,5% de conductor adicional, y la flecha otro 0,2%, por lo que consideramos que el 3,5% adicional considerado cubre ampliamente lo dicho más el conexionado y desperdicios, además de coincidir con la cantidad informada para la red real en el SICODI ENOSA 2008.

Respecto de las redes subterráneas, las longitudes adoptadas en el metrado incluyen la distancia completa entre extremos geo-referenciados, vale decir tramos tanto en veredas como en cruzadas.



2.3 Costos Estándar de Inversión


El Consultor VAD indica que los costos de inversión utilizados para el cálculo del VNR corresponden a la base de datos del SICODI GART 2008 (página 53) y que los resultados se encuentran en el Anexo A del informe

De la revisión del Anexo A, se ha comprobado que los costos descritos no corresponden a los del SICODI GART 2008. En el caso de los costos de materiales en el numeral 5.2.3.1, el Consultor VAD señala que se ha realizado ajustes significativos los cuales no tienen sustento, por tal, deben ser explicados sustentados y corregidos, de ser el caso.

En el caso de los costos de transporte y equipos, igualmente se han encontrado diferencias. debido a que se ha utilizado costos de inversión de los vehículos no sustentados y superiores a los costos de mercado Además el Consultor VAD no detalla el costo anual de repuestos, servicios y seguros, es decir, no indica en qué consisten no indica que tipos de mantenimiento, repuestos, rendimientos y seguros se han considerado.





En el punto 5.2.3.1, respecto de los materiales el Consultor VAD señala literalmente:

“Los costos fueron revisados en cuanto a su consistencia (y en algunos casos completados y/o corregidos) mediante adecuadas regresiones, según se muestra en el archivo “Precios GART.xls” adjunto”

Por lo que la calificación de “significativos” es sólo la interpretación, a nuestro juicio sin fundamento, del Supervisor VAD. Revisando el archivo citado “Precios GART.xls” adjunto al informe final puede comprobarse que el apartamiento medio entre los precios SICODI y sus valores normalizados es sólo del 1,22%.

Para justificar el ajuste, además del sentido común basta con observar, por ejemplo que en la hoja “Cable subterráneo MT (Cu)” del citado archivo, los precios SICODI de los cables N2SXY 18/30 kV de 120, 150 y 185 mm2 tienen el mismo precio, o que en la hoja “Cable de Cu protegido MT” el conductor de 25 mm2 es más barato que el de 16 mm2, lo cual es a todas luces erróneo, proveniente o de errores de carga de datos o de precios tomados de fuentes no contemporáneas.

De no hacer estos pequeños ajustes, de práctica habitual en cualquier análisis estadístico, basta un mínimo error en los precios de base para que el modelo, ante dos soluciones de costo muy próximo pueda elegir una aparentemente ilógica, como oportunamente se nos observó en la VC del 25/05 respecto de los escenarios 3 y 13 (observación N° 9) cuya respuesta transcribimos:

“Se corregirán los escenarios 3 y 13. Si bien las diferencias de costo total entre 18 y 36 SED para el caso de ambos escenarios es muy baja y no tendrá repercusiones en el resultado final, queda más prolijo presentar los resultados con cierta lógica: mientras mayor densidad mayor cantidad de SED por km cuadrado. Hemos observado que a veces los resultados no siguen esa lógica estrictamente debido a ciertas distorsiones en los costos unitarios de partida, distorsiones que se corregirán luego de la actualización de los costos a diciembre del 2008”.

De no haber efectuado esta normalización de precios no se podría haber dado respuesta a esta observación.

Por lo demás, como puede verse en los gráficos las curvas correspondientes a los precios SICODI, a sus valores normalizados y a las regresiones son prácticamente idénticas y con valores de R2 superiores a 0,99, salvo en los casos de errores groseros como los más arriba citados.

Respecto de los costos de transporte y equipos, los valores adoptados fueron, como se explicó, los del SICODI GART 2008, cuya sustentación obra en poder de la GART, quien nos los suministró.

La comparación con los costos citados por el Supervisor VAD (que corresponden al SICODI ELNO 2008), fue incluida sólo a fines informativos, para mostrar que los costos que hemos adoptados para el estudio (los de la GART) están en línea con los reclamados por las Distribuidoras, hayan sido o no éstos sustentados en sus presentaciones a la GART.





El Consultor VAD ha absuelto parcialmente la observación, la decisión de adoptar partidas de costos distintas a las consideradas en la aplicación del SICODI GART deberá estar debidamente sustentada.


Los costos de materiales usados por el consultor para el desarrollo del 4to informe son tornados del SICODI 2008 del OSINERGMIN-GART, lo que requiere de la sustentación respectiva, con relación a los costos considerados en el tercer informe que corresponden al SICODI 2008 de ENOSA.


Los costos de materiales del SICODI GART 2008 utilizados nos fueron suministrados por el Regulador (que es en definitiva quien aprueba el estudio), y por provenir de quien provienen no necesitan de sustento alguno, ya que son el compilado de información presentada por las distribuidoras y oportunamente sustentada por las mismas. De no ser así tales precios no habrían sido homologados.


El Consultor VAD ha absuelto parcialmente la observación. En el informe final se precisa que utilizó algunos costos de la aplicación del SICODI, por tanto el sustento de aquellos costos que no corresponden a los del SICODI GART 2008 deberían ser presentados y sustentados.

ENOSA Observación Otras

El costo de los equipos y materiales ha variado apreciablemente en el informe final con respecto al tercer informe. El consultor debe explicar el motivo de esta variación.


Para el tercer informe se utilizaron los precios del SICODI ENOSA 2008, cuyo sustento oportunamente les solicitamos a fin de poder presentarlo a la GART.

Éste sustento fue recibido a destiempo, incompleto y de manera sumamente difícil de utilizar (fotocopias de facturas en parte ilegibles y sin código de equivalencia con las denominaciones SICODI, código que por otra parte reiteradamente les pedimos y nunca recibimos).

Es por esa razón que en el informe final debimos utilizar los precios del SICODI GART 2008 que, como se puede verificar en el archivo “Costos directos.xls, hoja Materiales, presentado como Anexo A al informe final, no difieren sustancialmente de los del SICODI ENOSA 2008.





El Consultor VAD ha absuelto parcialmente la observación.


Sustento de Costos de Materiales y Equipos

El Consultor VAD utiliza costos de materiales y equipos sin el sustento de facturas y órdenes de compra conforme lo establecen los TDR. Por tanto el Consultor VAD deberá sustentar dichos costos.


Los costos de materiales y equipos utilizados son los del SICODI GART 2008, recibidos del Regulador a este fin.

Estos valores surgen de los costos informados y debidamente sustentados por las distintas empresas del sector ante la GART, quien los validó.


El Consultor VAD ha absuelto parcialmente la observación, debió incorporar la información de los costos de materiales y equipos cuya fuente de información provenga del SICODI GART 2008.


Costos Estándar de Inversión: Cantidad de Zanja en Redes Subterráneas en Baja Tensión.

El Consultor VAD considera 1000 metros de zanja para instalación de cables subterráneos en baja tensión (profundidad de la zanja de 60cm), sin considerar que en el caso de cruzadas, la profundidad de la zanja debería ser de por lo menos un (01) metro. En efecto el Código Nacional de Electricidad - Suministro en su numeral 351.C.4 sobre el cruce de Carretera y calles a través de conductos (cruzadas) se deberá prever conductos de reserva para futuras ampliaciones y remodelaciones mediante cruzadas de 2 a 4 ductos y cuya profundidad mínima será de 60 cm desde la superficie hasta la cara superior del conducto. Por tanto considerando una cruzada de 4 vías o ductos de 25cm de altura y con un solado de 5 cm se alcanza una distancia cercana de un (01) metro.




Por consiguiente el Consultor VAD debe considerar 900 metros de armado de zanja para el caso de la instalación de cables en baja tensión, así mismo considerar 100 metros restantes dentro del armado de cruzada es decir a una profundidad de 1 metro.


La observación es correcta, por lo que en el Informe Definitivo se reducirán los 1000 m de zanjeo de 0,60 m CABT14-A por kilómetro de red a 900 y se agregarán 100 m de zanjeo de 1,00 m CAMT10-A.






2.4 Optimización Técnico Económica del Sistema Eléctrico Modelo


El modelamiento de las troncales de la red MT realizado por el Consultor VAD muestran resultados sobre dimensionados, debido a que el método utilizado de cobertura de cuadricula no toma en cuenta la cantidad de SEDs resultantes del módulo óptimo, es decir, no se está considerando en el kilómetro cuadrado la configuración de las subestaciones. El diseño da la red MT no se ha realizado de manera conjunta con la configuración de las SEDs, por el contrario, se está suponiendo que el diseño de la red MT soportará la mayor cantidad de SEDs, lo que incrementa la longitud de red MT.

Asimismo, el Consultor VAD en su metodología, no incluye dentro del trazado de la cobertura de dicha área circuitos laterales sino solo troncales, lo cual no es una práctica eficiente en la instalación de las redes, donde se define la configuración de acuerdo a la distribución da cargas. Debe entenderse que la troncal son los tramos de red que soportarán la mayor carga del SEM.

Por lo indicado, al Consultor VAD deberá revisar y corregir el dimensionamiento de la red de MT.


Las troncales llegan al perímetro del módulo óptimo. Es cierto que la troncal debería ser diferente en sus tramos terminales dependiendo de que si es de 4, 9, 18, 36, 72 o 144 SEDs por km2. Es decir, por ejemplo:

La siguiente troncal:

Debería ser levemente más corta debido a que los módulos que sirve son de Media Densidad cuya configuración óptima es de 18 SED cuyas derivaciones son según se muestra en la próxima imagen:




Es decir que la red de MT debería ser para el ejemplo, un 5% más corta, tal cual se muestra a continuación:

Realizaremos dichos cambios a cada uno de los 21 alimentadores para la próxima entrega. Sin embargo, advertimos que no siempre dará una reducción de red, sino que para algunos casos es posible que encontremos la necesidad de extender la misma.

Con respecto a definir troncal o lateral, es simplemente una cuestión semántica. Hemos llamado a todo troncal, salvo los tramos de red que se encuentran dentro de los módulos óptimos a los cuales hemos llamado derivaciones. Para cada tramo troncal y cada tramo de derivación se han optimizado sus calibres en función de la carga del mismo. Por otro lado, se ha determinado para cada tramo, el tipo de estructura en función del escenario en el cual se encuentra.

En otras palabras, sí se ha definido la configuración de cada tramo en función a la distribución de cargas: Si por el tramo de MT fluye una potencia pequeña, entonces pequeña será también la sección óptima elegida, si en cambio la potencia del tramo es grande pues grande será la sección óptima del mismo. Asimismo, cambia la configuración de la línea en función de la zona: si el tramo de la troncal está en zona de Muy Alta Densidad o monumental, entonces el tramo será subterráneo, por el contrario será aéreo y el conductor será mayoritariamente desnudo de aluminio.

Como conclusión, se puede cambiar el nombre de aquellos tramos troncales que por su carga y a criterio del Supervisor VAD deban llamarse “laterales”, pero que en cuanto a su calibre y configuración no cambiará con respecto a lo ya definido.





El diseño empleado de cuadrículas de 1 km, de lado para el trazo de los alimentadores, no contempla que el trazo de cada alimentador se realice por la zona intermedia de cada área de influencia del alimentador respectivo. De esta forma se incrementa la longitud de la red de MT debido a la existencia de tramos redundantes con los circuitos laterales de interconexión de las SEDs. Asimismo, la propuesta de limitar la longitud de las troncales en función de los clientes existentes en la cuadrícula, también es inconsistente ya que independientemente de la densidad de carga, también se reconocerían troncales lo cual no es una buena práctica en el diseño de las troncales de la red de MT en zonas urbanas y su efecto sería muy limitado ya que en zonas urbanas como es el caso del SEM en la práctica se estaría reconociendo el 100% de troncales para cada cuadrícula.

En conclusión la observación planteada no ha sido subsanada.


El modelamiento de la red BT efectuado por et Consultor VAD presenta inconsistencias, debido a que en la selección de los módulos de baja tensión (4, 9, 18, 36, 72 y 144 SEDs) no se ha tomado en cuenta el costo asociado de la red MT para cada opción, lo que lleva a una selección equivocada del módulo óptimo, toda vez que no se está considerando de forma integral todos los costos necesarios.

Debe tenerse en cuenta que los costos para la red BT (para las opciones de 4, 9 y 18 SEDs) son similares, siendo importante considerar el efecto de la red MT para efectuar una adecuada selección del módulo óptimo.

Por lo indicado, el Consultor VAD deberá revisar y corregir la selección del módulo óptimo de la red de MT.


Tal cual lo indicado en el Informe Parcial 2, Informe Parcial 3, Informe Final, reuniones de trabajo, Audiencia Pública y en la metodología del supervisor VAD del 2004 (metodología recomendada por el actual Supervisor VAD), sí se han tenido en cuenta los costos asociados de las derivaciones de MT junto con los costos asociados a la transformación MT/BT y los costos asociados a la red de BT. Además, el supervisor VAD dispone desde la entrega del Tercer Informe Parcial, del modelo completo con el cual se ha realizado la optimización.

En el siguiente cuadro extraído del informe final (página 111), se muestra la red de MT considerada en dicho análisis:




4 SEDs 18 SEDs 72 SEDs

9 SEDs 36 SEDs 144 SEDs

Por consiguiente todo el razonamiento del Supervisor VAD pierde el sentido, es decir, sí se ha tomado en cuenta el costo asociado de la red de MT, lo que no lleva a una selección equivocada del módulo óptimo.

El costo asociado de la red de MT de cada opción es diferente. Se muestran a continuación las longitudes de red de MT:

4 SEDs: 1 km de red de MT

9 SEDs: 1.7 km de red de MT





Nuevamente para cada caso, se determina la carga y se busca el conductor óptimo.

En relación al “módulo óptimo de la red de MT” al cual hace referencia el Supervisor VAD, aclaramos que en realidad el módulo óptimo abarca las redes de BT, la transformación MT/BT y las derivaciones de MT en una superficie de 1 km2 (metodología ya aplicada y aprobada para el ST2 y sugerida por el mismo supervisor VAD).







El Consultor VAD no incluyó en los resultados de la optimización de la red BT y ramales MT (numeral 5.2.6.4 página 114), las longitudes de los tramos de red, es decir, el dimensionamiento (longitud de red MT y BT “SP y AP”) y la valorización desagregada de cada uno de los 15 escenarios.

Asimismo, el Consultor VAD deberá incluir cuadros que demuestren cómo es que a partir de los módulos óptimos se obtienen las longitudes de red del SEM.


Si bien no se incluyó un cuadro con las longitudes para cada módulo de red de BT y MT, sí se entregaron los resultados agregados del total de red de MT y BT. Por otro lado y a pedido del supervisor VAD, se adjuntó también el modelo que contiene dichas longitudes junto con el informe 3 y final. Nótese que con el fin de ser totalmente transparentes en el cálculo, hemos desarrollado éste modelo íntegramente en Excel. Con la posibilidad de ser auditado de punta a punta y sin “cajas negras”.

No obstante el párrafo anterior, se incluirá un cuadro con las longitudes de MT y BT (AP y SP) por módulo óptimo y luego por escenario.

La determinación de las longitudes de red del SEM totales surge simplemente de multiplicar para cada escenario (15 en total) las longitudes de BT, MT y SEDs óptimas por km2 por la cantidad de km2 de superficie. Esto no es un invento nuestro, forma parte de la metodología propuesta por el supervisor VAD. Se incluirá un cuadro con dicho cálculo.




El Consultor VAD en el numeral 5.2 7 propone para la red modelo 30 bancos de compensación reactiva de 3x50 kVAR, 346 seccionadores (cut out) y 13 reclosers con control electrónico, los cuales no han sido sustentados en el informe.

Él Consultor VAD deberá señalar la potencia reactiva necesaria para el SEM y dimensionar los equipos de compensación.




Para el caso de los equipos de protección, el Consultor VAD deberá presentar un sustento para la determinación de la cantidad de los equipos de protección. Junto con un diagrama topológico de la red MT que sustente la necesidad de los seccionadores (cut out) y reclosers tomados por cada alimentador MT.


El resultado de VNR está correcto correspondiendo a 90 bancos trifásicos de compensación reactiva y no a 30 bancos (por error aparecía dentro del cuadro dos veces “x 3”). Efectivamente, no se han sustentado en el informe la utilización de dichos bancos de compensación reactiva. Se sustentarán en el informe definitivo. El VNR de los mismos representa menos del 1% del VNR total.

Los 346 seccionadores fusibles junto con los 13 reclosers han sido sustentados en el informe en el punto Estándar de Calidad de Servicio. Gracias a los mismos, se ha podido lograr para la red óptima los desempeños esperados de los índices SAIFI, SAIDI. N y D.

El Supervisor VAD pide un diagrama topológico de los 346 seccionadores Cut Out de un costo aproximado de USD 197 x 3 c/u. Hemos explicado que se coloca cada seccionador fusible en el comienzo de cada ramal de MT (existen 346 ramales de MT). El total de seccionadores fusibles representa menos de 1% del VNR total. El pedido de ampliación de información es extemporáneo puesto que debería haber sido formulado como observación al Tercer Informe Parcial. Actualmente no disponemos del tiempo para realizarlo. Además, un diagrama topológico no permitiría per se justificar la necesidad de incluir dicho equipamiento. A modo de ejemplo, se realizará el diagrama topológico de los seccionadores fusibles para el alimentador 1 de Castilla.

El total de recloser representa también menos del 1% del VNR total. Sin embargo son solamente 13 y es posible mostrarlos en un diagrama topológico. Se presentará para cada alimentador de MT el punto en el cual hemos colocado cada uno de ellos. De todas formas el diagrama no justifica su incorporación.




El algoritmo empleado por el Consultor VAD en el cálculo del flujo de potencia asume que la potencia en el nodo inicial es igual a la sumatoria de las potencias en los distintos nodos y no considera las pérdidas de potencia existentes en los tramos da la red que conectan los nodos.

Asimismo, el algoritmo no contempla el efecto de los equipos de compensación reactiva en el cálculo de la caída de tensión (definidos en la tecnología adaptada por el Consultor VAD).

El Consultor VAD deberá considerar las pérdidas de potencia de los distintos tramos de red que conectan los nodos MT y deberá reflejar los resultados en el nodo inicial, luego deberá proceder a calcular el porcentaje de pérdidas estándar técnicas.





El modelo utilizado tiene en cuenta las pérdidas de potencia en el flujo de potencia en forma iterativa. A tal fin multiplica la demanda por un factor que refleja la demanda más la pérdida de potencia calculada. Dicho método se aplica tanto para los flujos de potencia de la BT como para los de la MT.

Para la BT, el algoritmo tuvo en cuenta el factor de potencia de BT sin compensación reactiva alguna ya que los bancos de capacitores se encuentran en la MT. Para la MT se consideró directamente el factor de potencia de 0.95 dentro del flujo de potencia. Dicho factor, es el resultante de considerar la compensación reactiva de MT.

Por lo anterior, si se está considerando el efecto de los equipos de compensación reactiva en el cálculo de la caída de tensión. Por otro lado, los cálculos de los niveles de tensión en el 100% de los alimentadores de MT, arrojó valores dentro de los límites admisibles sin necesidad de realizar ningún sobre dimensionamiento de la red.

Está claro que es una simplificación del cálculo, mayor precisión no cambiará significativamente los resultados. Sin embargo, se mejorará aún más el algoritmo y luego se verificarán los resultados con el Software NEPLAN ®. Nótese que se realizó todo íntegramente en Excel para permitir su trazabilidad o visibilidad y auditoría de cálculo, característica que con buen juicio el OsinergMin sugirió desde la primera reunión de trabajo.




El Consultor VAD, en el numeral 2.4.3 de su informe, presenta los resultados del VNR, los cuales presentan las inconsistencias siguientes.

No se precisa cual es el tipo de material de los conductores o cables de MT y BT. Solo se indican las secciones.

Los resultados del alumbrado público de las vías muestran un incremento de 1 186 equipos (pastorales, luminarias y lámparas) respecto a la cantidad existente, lo que significa que el vano promedio del proceso de optimización sea de 30.15 metros, menor al valor señalado en el numeral 5.2.8 2.2 de 35.7 m, que refleja un vano promedio estándar.

Por lo mencionado, al Consultor VAD deberá precisar los tipos de conductores utilizados en las redes MT y BT y revisar el dimensionamiento efectuado del parque de alumbrado público. Asimismo, deberá presentar un cuadro resumen por cada tipo de alumbrado y vía indicando los siguientes valores: vano, potencia de lámpara, luminancia e iluminancia media resultante del estudio y la exigida por la norma, así como la potencia instalada AP y cantidad de lámparas.





El punto 2.4.3 no existe en el informe final. Sí existe en el Tercer Informe Parcial, donde efectivamente no se indicaba el material de los conductores. Esta observación es muy similar a la observación 11 al tercer Informe Parcial. Observación que absolvimos indicando el material de los conductores.

Con respecto a la cantidad de luminarias, la diferencia indicada entre lo existente y lo óptimo no se debe a que se haya considerado un vano de 30,15 m sino a que, con un vano de 35,70 m, en las calles con calzadas de más de 15 m de ancho, basados en la suposición de que en las mismas la red SP se desarrollaba por ambas veredas, se previó iluminación pareada, más económica que iluminación simple de mayor potencia por luminaria (ver en el Informe Final el archivo A°P°.xls, Hoja Resumen Cálculos, filas 11, 13, 15, 23, 25 y 27 vs. filas 12, 14, 16, 24, 26 y 28).

Considerando que ahora, dada la imprecisión en los anchos de calzada se ha reducido el metrado de distribución SP por ambas aceras hasta hacerlo coincidir con el de la red real, y que en esas circunstancias para mantener la iluminación pareada habría que agregar 160 km de red de AP propia, con lo cual su ventaja desaparecería, se ha adoptado para esas vías iluminación simple por una sola vereda, con lo que si bien la potencia individual de las luminarias aumenta su número se reduce en 4567 unidades.

Si bien toda la información solicitada ya fue entregada (archivo Cálculos luminotécnicos.xls), se agregarán en el Informe Definitivo cuadros resumen indicando por cada tipo de alumbrado y vía potencia de lámpara, luminancia, iluminancia media exigida por la norma así como la potencia instalada AP y cantidad de lámparas. El vano no es necesario consignarlo ya que es idéntico para todas las variantes (el vano medio de la red SP).




El Consultor VAD en al numeral 5.2.6.3 indica que el modelamiento de la red BT considera qua en la zona en damero se aprovecha parte de las estructuras de las redes aéreas MT y las zanjas de la red subterránea MT para el montaje de las redes BT.

El Consultor VAD no indicó cuál es la longitud de la red BT que se desarrollará compartiendo estructuras de la red MT (red aérea BT) y la que corresponde a la zanja de MT (red subterránea BT). El Consultor VAD deberá señalar las longitudes de redes BT, su valorización detallada y los montos totales por aprovechamiento (economías de postación y canalización) en los cuadros presentados en el numeral 5.2.7.





En el punto 5.2.7, Sí se encuentran los km de red compartida de BT con la media, tanto aérea como subterránea y el monto por la economía de compartir la postación. Básicamente el cálculo de dicho monto surge de contabilizar los postes que se estarían economizando al compartir la postación (poste de por medio, asumiendo un vano de 35.7 metros).



ENOSA Observación 3 y Electro Sur Medio 1 (idénticas)

TIPO Y CANTIDAD DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION

En este caso, se observa una apreciable diferencia entre lo presentado por el consultor en cada uno de sus informes, tal como se muestra en el cuadro y gráficos siguientes:

Consideramos que tal variación merece una revisión y/o explicación de parte del consultor en relación con el modelo empleado.

Por otro lado, en la Audiencia Pública del 23 de junio, el consultor encargado del estudio presentó la siguiente información que corresponde al contenido del Informe Final:




Como puede observarse, se considera para cada escenario una variación del número de subestaciones, pero al parecer sin incrementar la potencia de cada una de ellas, con el fin de garantizar que finalmente se tome la alternativa de mínimo costo.

Esta potencia utilizada es al parecer de 50 o 75 KVA, lo cual permite el uso de subestaciones monoposte, de menor costo, pero que no necesariamente corresponde a la potencia optima para cada rango de densidad de carga.

El consultor debe explicar y revisar sus análisis en relación con la apreciable diferencia que se observa en la cantidad y tipo de subestaciones de distribución del sistema adaptado, planteada en cada uno de los informes presentados.

En la determinación de la cantidad óptima de subestaciones de distribución, el consultor considera para cada escenario una variación del número de subestaciones, pero al parecer sin incrementar la potencia de cada una de ellas, lo cual no garantiza que finalmente se tome la alternativa de mínimo costo.

Esta potencia utilizada es al parecer de 50 o 75 KVA, lo cual permite el uso de subestaciones monoposte, de menor costo, pero que no necesariamente corresponde a la potencia optima para cada rango de densidad de carga.


Respecto al cambio en la cantidad de SED:

Como ya ha sido respondido en reunión de trabajo con OsinergMin, esto se debe al hecho de que el costo total de abastecer un km2 de área con una determinada densidad es muy similar entre diferentes configuraciones, a pesar de que una configuración contenga el doble de SED que la otra:




El gráfico anterior, muestra como para la Media Densidad el costo total de abastecer un km2 con 18 SEDs es prácticamente igual al de abastecerlo con 36 SEDs. Ahora considerando que el costo unitario de las SEDs cambia, el resultado óptimo podrá inclinarse para 18 SEDs o para 36 dependiendo si dicho costo sube o baja. Nótese que la gran parte del SEM analizado corresponde a la Media Densidad.

Como conclusión, lo que importa es el costo total y no analizar los items por separado. Esto aplica no solamente en este punto sino que también en relación al porcentaje de pérdidas óptimas y al VNR de la BT y MT.

Con respecto a la apreciación :

“Como puede observarse, se considera para cada escenario una variacion en el número de subestaciones, pero al parecer sin incrementar la potencia de cada una de ellas, con el fin de garantizar que finalmente se tome la de mínimo costo.

Esta potencia utilizada es al parecer de 50 o 75 kVA, lo cual permite el uso de subestaciones monoposte, de menor costo, pero que no necesariamente corresponde a la potencia óptima para cada rango.”

Respondemos lo siguiente:

En ninguna parte del informe o de la presentación en la audiencia pública se dieron argumentos para pensar que solamente se utilizaron SEDs de 50 o 75 kVA,

En la audiencia pública se realizó la misma aseveración. La respuesta fue que no era así: el modelo considera la potencia óptima de las SED que obviamente difiere para cada configuración y para cada densidad. Basta mirar el informe en la página 117 donde aparece el siguiente cuadro:




Zona Esc

Den

sidad

Año Base

(MW/km2)

tram

os x

vias

Aérea/Subt

Mono/Trif

Can

t SEDs

Tensión FF

(V)

Area (km2)

Esc

Costo Total

(MUSD

/km2

)

Economia

Total

(MUSD

/km2

)

VNR Total

(MUSD

/km2

)

PE_BT

(MWh/año)

PE_MT

(MWh/año)

Potencia_SE

D

PE_FE

(MWh/año)

PE_CU

(MWh/año)

1 0.1 1 1 1 4 380 7.9 1 240 ‐4 228 17 0 37 4 2

2 0.6 1 1 1 18 380 14.6 2 407 ‐11 316 134 1 50 21 17

3 1.5 1 1 3 36 380 6.6 3 640 ‐16 531 80 1 75 84 44

4 2.3 1 1 3 72 380 1.3 4 887 ‐24 742 56 1 50 126 94

5 4.7 2 2 3 18 380 0.4 5 4 567 ‐30 3 969 818 19 400 177 131

6 0.1 2 1 1 4 380 0.6 6 442 ‐4 433 11 0 37 4 2

7 0.6 2 1 3 9 380 1.2 7 643 ‐4 561 114 2 250 26 15

8 1.5 2 1 3 36 380 0.5 8 863 ‐6 682 242 4 250 57 43

9 2.3 2 1 3 72 380 0.1 9 1 101 ‐16 947 111 1 100 105 77

10 4.7 2 2 3 18 380 0.0 10 4 567 ‐30 3 969 818 19 400 177 131

11 0.1 2 2 3 4 380 0.0 11 2 975 ‐11 2 968 3 0 50 7 2

12 0.6 2 2 3 4 380 0.2 12 3 118 ‐11 3 018 150 2 250 26 15

13 1.5 2 2 3 9 380 0.2 13 3 445 ‐18 3 222 321 5 250 57 43

14 2.3 2 2 3 9 380 0.2 14 3 803 ‐18 3 304 794 8 400 89 64

15 4.7 2 2 3 18 380 0.4 15 4 567 ‐30 3 969 818 19 400 177 131

Total 688 34.3 20 742 ‐370 17 521 3 933 47 2 561 1 319 867

No Monumental

una sola vereda

No Monumental

ambas veredas

Monumental

La ante penúltima columna contiene las potencias óptimas de las SED para cada escenario.

Tal cual se indica en el informe y tal cual lo hemos discutido en las reuniones de trabajo con el OsinergMin, la determinación de la potencia de las SED para cada escenario y cada configuración se realiza a partir de la carga que la misma tendría. Dicha metodología, OsinergMin no solamente la aprobó sino que también le propuso un cambio, agregar la opción de 18 SED como una configuración adicional a las 5 que inicialmente se habían propuesto.

Luego de aplicar la metodología se obtuvieron resultados de cantidad de SEDs donde puede apreciarse, que no solamente hay SEDs de 50 y 75 monoposte, sino que tambien hay SEDs biposte de mayor potencia y SEDs monoposte de menor tamaño.

No obstante lo anterior, se realizará un esfuerzo adicional para dejar en claro este punto clave en la modelación.




En los resultados del VNR se puede apreciar diferencias en el caso de la Red de BT entre la empresa real y la empresa modelo, por cuanto si bien las dimensiones de las redes son similares, sin embargo se puede apreciar que en caso de los costos experimentan una reducción de 5.41%. Se solicita que el consultor sustente adecuadamente esta variación.





Se muestra en el siguiente cuadro, el párrafo y el cuadro del informe final que motivaron tal observación:

Antes de responder, aclaramos que se trata de un 5.41% de reducción en VNR.

Los motivos que sustentan tal variación se citan a continuación:

El resultado del modelo (16173 USD) está expresado utilizando los costos unitarios del 2008 y el valor de VNR Actual (17098 USD) está expresado utilizando costos unitarios del 2004.

Por más que se expresen VNR Actual (o real) y VNR Modelo (u óptimo) utilizando los mismos costos unitarios, puede coincidir el metrado total (807 km) pero diferir en cuanto a la sección, el vano, el material del poste, la altura del poste, la cantidad de fases el material de las fases el tipo de conductor, etc.).

Se destaca además que el cálculo del VNR real es indicativo y que no modifica los resultados del modelo. La comparación óptimo versus real, no es suficiente argumento para determinar que el cálculo óptimo está mal o bien hecho. Puede suceder que la red real esté muy sub dimensionada, por ejemplo si el crecimiento de la demanda superó ampliamente el plan de inversiones de la empresa, puede darse el caso que las secciones reales sean muy inferiores a las secciones óptimas y esto provoque que el resultado óptimo de VNR sea superior al VNR real. Así también puede suceder que exista una sobre dimensión de la red real y suceda lo contrario al compararla con la red óptima.

Por otro lado, si fuera el caso que lo óptimo deba ser igual a lo real, o mantener una relación constante, imagínense lo sencillo que sería calcular el VAD.







Existencia de alimentadores de 38km y 75km de longitud (alimentadores 13 y 14 respectivamente) con una caída de tensión máxima mayor al 5% según sus flujos de potencia, incumpliendo con los Términos de Referencia del Estudio del VAD el cual indica que la empresa modelo debe cumplir con las exigencias establecidas en la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos. Por consiguiente se deberá dimensionar adecuadamente los calibres de conductor en las troncales.

Asimismo para el cálculo de la caída de tensión solo consideran el parámetro R (resistencia) y no el X (reactancia).

A modo de ejemplo se presenta un cuadro extraído del Informe Final del VAD (pág. 87) en donde se muestra el incumplimiento de los niveles de tensión referidos líneas arriba.


Esto se debe a que estamos partiendo de hasta 1.05 p.u. de la Tensión Nominal en cabeza de alimentador. Es por ése motivo que si uno calcula (10000x1.05-603)/10000 = 0.99, y por ende dentro de los límites admisibles de calidad de producto.






2.5 Pérdidas de Energía


Respecto a las pérdidas no técnicas estándar, al Osinergmin considera que se debe establecer como objetivo no superar el porcentaje de pérdidas no técnicas estándar de 2%, reconociéndose la infraestructura y recursos (área de control y seguimiento de pérdida) necesarios para alcanzar dicha meta.

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

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

ENOSA Observación 5 y Electro Sur Medio observación 2 (idénticas)

Existen variaciones considerables en los valores de perdidas técnicas y no técnicas, así mismo en la presentación del informe final se podía apreciar que las perdidas en el ST2 son menores que en el ST1, hecho que se debe de sustentar.




Como puede observarse, los valores planteados por el consultor han sufrido apreciables variaciones en cada informe, lo cual requiere una explicación del consultor.

Por otro lado, en el informe final se propone una reducción del porcentaje de perdidas con respecto al estándar vigente, en lo correspondiente a las perdidas técnicas de MT y BT, mientras que en las perdidas no técnicas se propone un incremento.

De esta manera, las pérdidas totales propuestas son menores que las estándares vigentes.

Por otro lado, de acuerdo con lo mostrado para el sector típico 1, se tendría que las perdidas en este sector típico serian menores que las correspondientes al sector típico 2, lo cual no es coherente.

En cuanto a las pérdidas de energía, los valores planteados por el consultor han sufrido apreciables variaciones en cada informe, lo cual requiere una explicación del consultor.

Por otro lado, en el informe final se propone una reducción del porcentaje de perdidas con respecto al estándar vigente, en lo correspondiente a las perdidas técnicas de MT y BT, mientras que en las perdidas no técnicas se propone un incremento.

De esta manera, las pérdidas totales propuestas son menores que las estándares vigentes.

Por otro lado, de acuerdo con lo mostrado para el sector típico 1, se tendría que las perdidas en el sector típico 1 serian menores que las correspondientes al sector típico 2, lo cual no es coherente.

Por lo expuesto, se solicita que el consultor revise y sustente adecuadamente los porcentajes de pérdidas de energía planteados en su informe final.


Como se explicó para la observación 3, no tiene sentido realizar una comparación aislada de las pérdidas técnicas óptimas o de la cantidad de SEDs o el VNR de BT o el de MT. Tiene más sentido comparar el costo total. Entiendase como costo total al compuesto por el VNR de MT más el VNR de BT más el valor presente de los costos de las pérdidas de energía. En la medida que fueron variando los costos unitarios entre el informe 2, 3 y final, era lógico que se observaran cambios en los resultados óptimos de pérdidas y cantidades de SEDs.

Para ejemplificar lo anterior, si el costo unitario de las SED fuera igual a cero, las pérdidas óptimas en la red de BT serían igual a cero ya que la solución óptima consistiría en una SED por cliente. En el otro extremo, si el costo unitario de las SED fuera infinitamente alto, la solución óptima consistiría en pocas SED por km2 y las pérdidas de energía en la red de BT serían muy elevadas.

Con respecto a la comparación con el ST1, excede el alcance del estudio realizar una comparación con dicho sector típico. Desconocemos:




los resultados obtenidos para dicho sector,

la validez o no de los mismos,

Tampoco sabemos si es o no lógico que para el ST2 las pérdidas tengan que ser más altas o más bajas que para el ST1. No es una exigencia valida tener que sustentar diferencias con dicho sector. Tampoco es válido cambiar los resultados porque son inferiores al estándar vigente. El resultado de pérdidas está en función del SEM escogido. En ninguna parte de los TdR se expresa que los resultados deban guardar alguna relación con los niveles de pérdida obtenidos para el ST1 o que deban ser superiores al estándar. Se recuerda que el estandar vigente se determinó en el año 2004:

1. para otra ciudad modelo (Huancayo),

2. con otros costos unitarios,

3. con otro precio de la energía,

Por ende es lógico que los resultados sean diferentes.

Con respecto a las pérdidas no técnicas, resulta extraña la expresión “existen variaciones considerables en los valores de pérdidas… “, puesto que fue la misma empresa la que exigió al Consultor VAD para el tercer informe parcial realizar un estudio que justifique un nivel de pérdidas no técnicas más elevada. Era entonces evidente que el resultado de pérdidas no técnicas cambiara. Evidentemente la empresa no esperaba cambios en los resultados de pérdidas, por lo anterior y respaldado por el hecho que OsinergMin exige que el nivel de pérdidas no técnicas debe ser del 2%, se volverá a dicho valor.

El penúltimo parrafo de la observación (que además se repite antes):

“Por otro lado, de acuerdo con lo mostrado para el sector típico 1, se tendría que las perdidas en el sector típico 1 serian menores que las correspondientes al sector típico 2, lo cual no es coherente”

Es contradictorio con el primer parrafo de la observación. No nos queda claro si las pérdidas para el ST2 deben ser mas elevadas o mas reducidas que las del ST1 como tampoco nos queda claro la razon que deba ser de una forma u otra.







El Consultor VAD propone una reducción del porcentaje de perdidas técnicas de MT y BT con respecto al estándar vigente, el mismo que deberá ser sustentado ya que estas son inferiores a los determinados en los diferentes estudios de costos del VAD para los demás sectores de distribución.


Como ha sido respondido en otras observaciones similares, no es válida la comparación de resultados de pérdidas en forma aislada. El resultado de pérdidas depende del SEM analizado y de la óptima combinación entre pérdidas y VNR de las instalaciones. Entonces, si el modelo está entregando pérdidas bajas, es porque por otro lado está colocando VNR elevado.



2.6 Balance de Energía y Potencia


El NHUBT no ha sido determinado sobre la base del balance real que cierra las ventas por opción tarifaria y pérdidas totales con la máxima demanda del SEM.

El Consultor VAD deberá determinar el NHUBT a partir del balance real, es decir, considerando las ventas de energía MT y BT, pérdidas existentes MT y BT, máxima demanda registrada del año 2009 y los factores de carga y coincidencia remitidos por el OSINERGMIN en las observaciones al tercer informe parcial y corresponden a un estudio de caracterización realizado en el SEM.

Posteriormente, con el NHUBT determinado, el Consultor VAD deberá proceder a determinar el balance adaptado, utilizando solo las ventas de energía MT y BT, las pérdidas estándar y la demanda optimizada del alumbrado público.

Asimismo, se deberá considerar como ventas en BT el 40% de las pérdidas en exceso totales, porcentaje que resulta de experiencias de gestión de control de pérdidas. Cabe mencionar que no corresponde aplicar este mismo criterio para las ventas en MT, dado que las pérdidas en exceso solo están consideradas corno no técnicas en BT Por tal motivo, el Consultor VAD deberá retiran las pérdidas en exceso consideradas en MT y trasladarlas al nivel BT.


Horas de Utilización




Este incremento de las horas de utilización, traerá como consecuencia una disminución en los pliegos tarifarios de S/. / KWh, lo que debe tenerse en cuenta al fijar los nuevos valores del VAD.


No se encuentran detallados, haciendo necesario una revisión que permita conocer el detalle de la determinación del incremento del número de horas de uso (NHUBT).


El Consultor VAD deberá sustentar mediante cálculos y evaluación respectiva el estudio de caracterización de la carga con los factores de carga y coincidencia utilizados para la obtención del Balance y del NHUBT.


El Nº de Horas de Uso utilizado en los Informes 2 y 3 corresponde a aquel informado en el estudio de Caracterización de la Carga, realizado por Servitech Ingenieros, en su carácter de consultor contratado por Enosa, que fuera informado por la Distribuidora y que se tomó como fuente para el cálculo correspondiente al presente Estudio del VAD. El valor se encuentra en la página 42 del informe de caracterización de cargas.

Sin embargo, para el informe final se ha dejado de lado dicho informe realizado por Servitech, dado que Servitech, ahora en su carácter de Supervisor VAD, ha indicado que los resultados alcanzados en dicho informe son inconsistentes y no deben considerarse válidos. En función de lo anterior, se recibieron los nuevos factores de carga y coincidencia informados por el Supervisor VAD, los cuales fueron incorporados al informe final.

En contraposición a lo indicado por el Supervisor VAD, el NHUBT si ha sido determinado sobre la base del balance real que cierra las ventas por opción tarifaria y pérdidas totales con la máxima demanda del SEM. En hoja “ST2_Aux_Mov_P_E” del archivo FORMATO D VII puede auditarse tal afirmación pudiéndose verificar que en primer término fue reproducido el movimiento de Potencia Real, quedando determinado el factor de carga ajustado que interviene en el cálculo del NHUBT (Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión).

FCoinFCAjNHUBT 730

Donde:

730: horas mensuales promedio

FCAj: Factor de carga ajustado = 54.9% / 106.7% = 51.4%. El valor de 54.9% fue informado por el Supervisor VAD.

FCoin: Factor de coincidencia de la categoría BT5B = 0.999

El nuevo NHUBT, luego de ajustar el movimiento de potencia real, resultó ser 376 horas.

Tal como se indicó el cálculo puede ser auditado en el punto 5.5.4 del Informe Final y también en el FORMATO D VII entregado en forma adjunta al mismo (hoja “ST2_Aux_Mov_P_E”).

Con respecto a lo indicado por el Supervisor VAD en el último párrafo de la observación 18, se ha




procedido a incorporar como venta BT el 40% de la diferencia entre la pérdida no técnica real y la pérdida no técnica estándar. Su cálculo puede auditarse en hoja “ST2_Aux_Mov_P_E” del FORMATO D VII.


El Consultor VAD no ha absuelto la observación debido a que no ha determinado el NHUBT a partir del balance real sino del balance adaptado. El NHUBT debe ser determinado del balance real incluyendo las pérdidas reales existentes.

2.7 Estándar de Calidad de Servicio


El Consultor VAD en el numeral 5.4 de su informe, solo ha presentado los resultados de los estándares de calidad de servicio, se ha omitido la descripción de la metodología empleada pera la evaluación del estándar de calidad de servicio y el cálculo de los indicadores SAIFI, SAIDI, N y D.

Cabe mencionar que el estándar a establecer debe cumplir con las disposiciones establecidas en la NTCSE (indicadores individuales N y D a nivel de media y baja tensión) y el procedimiento de fiscalización del OSINERGMIN correspondiente (SAIFI y SAIDI a nivel de media tensión y subestaciones de distribución), a efectos de que exista une correspondencia entre el estándar de calidad de servicio eléctrico que proponga para el SEM y las exigencias normativas y de fiscalización.


Se presentará la metodología empleada para el informe final definitivo. Básicamente, el cálculo de dichos índices es extremadamente simple: se basa en multiplicaciones (tasas de falla x longitudes o unidades) y sumas (de elementos dependientes). Nótese que no estamos inventando nada con la metodología de cálculo. Dichos cálculos se encuentran dentro del modelo entregado al Supervisor VAD desde el tercer informe parcial.




El Consultor VAD considera valores de tasas de falla y tiempos de salida de servicio no acordes con la realidad de una empresa de distribución tal como se muestra en la siguiente tabla extraída del Informe Final del VAD (pág. 137).




Por ejemplo el Consultor VAD señala que el tiempo medio de salida de servicio para redes MT en zonas de Baja Densidad es de 1,5 horas y que éstas incluyen los siguientes tiempos:

• Toma de conocimiento de la interrupción del suministro por parte del personal • Traslado del personal • Localización de la causa de la interrupción • Reposición parcial o total del servicio mediante despeje o aislamiento del sistema o

equipo en falla.

Cabe indicar que éste tiempo considerado es insuficiente sobre todo en redes extensas, hay que recordar que el Consultor VAD está obteniendo alimentadores MT con longitudes de hasta 75km en zonas de Baja Densidad.

Por lo tanto, el Consultor VAD debe considerar en el diseño de redes de la empresa modelo tasas de falla y tiempos de salida de servicio acordes con la realidad de la empresa y que estos últimos consideren todos los tiempos involucrados en el restablecimiento del servicio ante fallas que se presenten en la red de distribución sobre todo cuando son de extensa longitud.


Las tasas de falla y tiempos de salida de servicio tomadas, son idénticas a las consideradas para el estudio aprobado del Sector Típico 2 del 2004. Sin embargo coincidimos que si bien son acordes al sector típico 2 (típicamente de media densidad), los tiempos medios de salida de servicio pueden ser un tanto escasos para los alimentadores más extensos hacia el sur del SEM. Por lo anterior, cambiaremos el tiempo medio de salida de servicio de aquellos alimentadores más extensos para reflejar la realidad de los mismos y dimensionaremos nuevamente la red colocando un anillo de respaldo para cumplir con los índices de calidad de servicio de los mismos.




Equipos de maniobra y protección




Las redes consideradas por el Consultor VAD en el modelo de optimización no incluyen los equipos de maniobra y protección necesarios para realizar la debida coordinación y protección ante eventuales fallas, lo cual no garantiza el cumplimiento de los estándares de calidad que debe tener la empresa modelo tal como se indican en los Términos de Referencia del Estudio del VAD (TDR).

De los 21 alimentadores resultantes del modelo de optimización de redes solo consideran 13 Reconectadores, siendo el resto de equipamiento con fusibles, tal como se muestra en el cuadro extraído del Informe Final del VAD (pág. 139).

El Consultor VAD debe considerar en el diseño de redes de la empresa modelo los equipos de maniobra y protección necesarios, en cuanto a tipo y función, los cuales con la debida coordinación garanticen el cumplimiento de los estándares de calidad exigidos en la normativa actual y que sean coherentes con la realidad de las empresas de distribución.


Complementado con la observación 7 de Edecañete, se incorporarán los elementos necesarios para cerrar un anillo entre los alimentadores Piura Centro 8 (75 km) con Piura Centro 12 (25 km. Dónde se deberá constatar el correcto dimensionamiento de las troncales de los alimentadores para poder transportar las cargas respectivas en caso de una falla y su posterior respaldo.

Nótese que prácticamente no serán necesarias mayores extensiones de red de MT, sino colocar, si fuera el caso, conductores de mayor sección en las troncales. Se deberá corroborar básicamente que la capacidad de la nueva sección sea suficiente para abastecer la carga bajo contingencia.

Recuérdese que existen también elementos de protección y maniobra en las SSEE AT/MT y dentro de cada una de las SED. Por otro lado, de la comparación entre lo óptimo con lo real, se puede advertir que en la red óptima se están colocando más elementos de los que en realidad existen. Esto se debe principalmente a que los desempeños esperados de los índices de calidad son mucho más exigentes para el 2011 que los que tiene actualmente la empresa.






2.8 VNR No Eléctrico


El Consultor VAD, en el numeral 5.3 de su informe, presenta los resultados de la optimización de las instalaciones no eléctricas, dichos resultados presentan las siguientes inconsistencias:

No se indican los criterios para la asignación de costos al SEM.

La metodología empleada por el Consultor VAD está basada en precios de alquiler de terrenos y edificaciones. El Consultor deberá dimensionar las áreas y valorizarlas de acuerdo a precios de mercado.

Los resultados de las edificaciones consideradas (numeral 5.3.1) no contienen la desagregación del área de terrenos y edificaciones, ni la valoración asignada a la Sede de ElectroNoroeste y el SEM. Tampoco se presentan los resultados de la asignación de costos de la Sede de ElectroNoroeste al SEM.

La totalidad de los vehículos han sido asignados a las actividades de distribución, no se ha tomado en cuenta el nivel de uso de los vehículos en otras actividades como es el caso de transmisión, inversiones y otras distintas a la actividad de distribución.

No indica con qué criterio se han asignado 14 automóviles para administración central, dado que como máximo se debería asignar una unidad a las gerencias funcionales de la estructura organizacional, es decir como máximo cinco unidades.

No son necesarias 54 motocicletas para las actividades comerciales dado que el SEM se encuentra ubicado en una zona urbana. Cabe indicar que las actividades de corte, reconexiones, nuevos suministros y otras, no corresponden al VAD y sus costos de traslado están reconocidos en las tarifas reguladas de dichas actividades.

Los resultados de los equipos y sistemas de software considerados (numeral 5.3.3): muestran que la totalidad han sido asignados a las actividades de distribución; sin embargo, no se ha tomado en cuenta el nivel de prestaciones de estos activos en otras actividades como es el caso de transmisión, inversiones y otras actividades que no forman parte de la distribución. El Consultor VAD deberá considerar la asignación de los equipos / sistemas de software para la actividad do distribución y la asignación que corresponda al SEM.

El Consultor VAD deberá especificar las cantidades, costos unitarios y qué sistemas centrales y comerciales se han considerado para el SEM según el numeral 5.3.3 de su informe. También deberá desagregar el ítem “muebles y útiles" del mismo numeral.

En conclusión, el Consultor VAD debe evaluar y dimensionar adecuadamente los requerimientos de terrenos, edificaciones, vehículos y equipos que requiere el SEM. Debe considerar la estructura organizacional que se establezca para el SEM, así como los servicios tercerizados, esto último a efectos de evitar costos duplicados. Los resultados deberán ser presentados en forma detallada con la descripción de los ítems de las INE, su cantidad, costo unitario debidamente sustentad o y valorización.


Inciso 1: Los criterios de asignación de costos al SEM fueron expuestos en el cuerpo del Informe Final y en el Anexo D del mismo. En la mayoría de los casos se asigna al SEM la proporción de VNR no eléctrico en función a su relación de VNR eléctrico.

Inciso 2 y 3: La metodología empleada es correcta y se trata de la metodología empleada en el estudio anterior, por lo que es la que está actualmente vigente.




Los requerimientos de edificaciones para la Sede de Electronoroeste y las distintas oficinas, Unidades de Negocios y dependencias fueron calculados en función de estándares de superficie por número de empleados. A partir de este cálculo, el costo anual equivalente de edificios y terrenos fueron obtenidos en función de referencias de precios de mercado de alquileres de inmuebles similares ubicados en el SEM de estudio. Los mismos representan tanto el costo del terreno, como del edificio y su depreciación.

Los resultados de la asignación de los Costos de Edificios de ENOSA al SEM fueron expuestos en el cuerpo del Informe Final y en el Anexo D del mismo. El criterio utilizado fue la relación de las ventas del SEM respecto al total de ENOSA, como se expuso en el Anexo D adjunto al Informe Final.

Inciso 4 y 5: El consultor VAD efectuó el diseño y requerimiento de vehículos en función al número de empleados, considerando estándares internacionales y criterios específicos de cada tipo de vehículo. Mediante estos criterios se establece el número de vehículos utilizados en actividades de O&M, los cuales corresponde considerar en el presente Estudio que determina el Valor Agregado de Distribución y no se consideran aquellos activos y costos correspondientes a otras actividades, como ser Transmisión, Inversiones, etc.

El criterio que determina el uso de 14 automóviles se encuentra en el cuerpo del Informe Final y en el Anexo D del mismo. En el caso de los automóviles, el mismo surge de disponer una cantidad mínima de vehículos para el uso de ejecutivos y funcionarios de la empresa propuesta. No obstante, ese total será distribuido entre la administración central y los departamentos comercial y de operación.

Inciso 6: La cantidad de motocicletas será reducida a una unidad por cada oficina comercial para tareas de trámites varios. Los costos de las actividades mencionadas, incluyendo los de traslado, no se consideran en el presente estudio.

Inciso 7: Como se había aclarado en oportunidad de las respuestas enviadas al Tercer Informe Parcial, los equipos y sistemas considerados en el presente estudio son aquellos involucrados exclusivamente en las actividades de Distribución.

Inciso 8: El detalle solicitado fue entregado en el Anexo D que acompañó el Informe Final. En el mismo se encuentran todos los activos no eléctricos considerados, detallados bien a bien. No se desagregaron los mismos en el Informe para que no entorpezca su lectura. Se muestran a continuación los grupos nombrados:

Comentario Final: El Consultor VAD ha tomado en consideración aquellas observaciones que resultaran pertinentes, efectuando las correcciones necesarias. Se considera que se evaluó y dimensionó adecuadamente los requerimientos de VNR no eléctrico del SEM, tomando en consideración la estructura organizacional del SEM, así como también los servicios tercerizados. Asimismo, los resultados fueron presentados en forma detallada, en el cuerpo del Informe Final en los casos que el formato lo permitiese y en el ANEXO D en todos los casos.


Respecto al dimensionamiento de las edificaciones de la empresa El consultor indica en su informe que este ha sido definido sobre la base de valores estándar de metros cuadrados por empleado y un valor de alquiler por metro cuadrado, sin embargo en su informe no incluye la cantidad de trabajadores y tampoco se hizo el dimensionamiento para la empresa y el SEM, por tanto en el informe no existen resultados, explicitos, del dimensionamiento de los terrenos y edificaciones necesarias para el desarrollo de las actividades de distribución. Bajo el supuesto que se haya modelado bajo el concepto de alquilar las edificaciones necesarias sería necesario incluir el análisis de eficiencia que demuestre que la opción de rentar es mejor que la opción de invertir, usualmente en el caso de activos cuya vida útil es de 30 años, como es el caso, la mejor opción será considerar estos bienes como parte de los activos de la empresa.




Sin embargo el procedimiento del consultor siempre es el equivalente al arriendo, lo cual no permite elegir el óptimo económico

Análisis de la Respuesta Incisos 4, 5 y 6 Consultor VAD

Respecto a los vehículos El Consultor presenta un cuadro de resultados que ha sido elaborado sobre la base de ratios internacionales (# de vehículos / recurso humano) y tipo de vehículo según la naturaleza de actividades de las áreas usuarias. El cuadro presentado en el informe del Consultor se muestra a continuación:

Dado que en el informe no se han presentado de forma explícita los recursos humanos de la empresa y el SEM y tampoco se han presentado las referencias internacionales que justifiquen los ratios propuestos, se concluye lo siguiente:

Dado que las principales necesidades a satisfacer mediante la utilización de vehículos es la

referida a coordinaciones administrativas de los ejecutivos para diferentes actividades, queda claro que estas tareas de coordinación al interior de la empresa es mínima ya que todas las actividades se desarrollan en el mismo local previsto para la sede central. Así mismo no se ha tomado en cuenta las facilidades que brinda la tecnología en temas relacionados a soluciones colaborativas para facilitar la comunicación remota, por tanto siendo las necesidades de uso las mínimas exigibles y dado que el Consultor no ha descrito cuales serán las actividades a ser desarrolladas mediante la utilización de los vehículos se considera que el dimensionamiento propuesto no se ajusta a las necesidades reales de las coordinaciones administrativas.

El uso de motocicletas para el reparto de correspondencia no es necesario ya que existen servicios de mensajería que facilitan el traslado de documentos a costos más eficientes.

Otro aspecto no considerado en el informe del Consultor VAD es la asignación del uso de

vehículos a las actividades no reconocidas como parte de los costos VAD y como se realizará la asignación al sistema modelo, la asignación de costos realizada por el Consultor VAD no ha contemplado los aspectos mencionados ya que la totalidad de la inversión está siendo reconocida dentro de las actividades de distribución.

Dado que el Consultor indica que los vehículos para actividades operativas son reconocidos

en los costos de operación y mantenimiento, no es justificable el reconocimiento de siete camiones de uso general ya que no se ha descrito cuales serán las actividades de la empresa que requieran el uso de los camiones, así mismo es necesario precisar que el nivel de ocupabilidad de este tipo de recursos en los costos de inversión, operación y mantenimiento presenta holguras que permitirían también ser utilizados para atender los requerimientos de uso general demandados por la empresa.




Análisis de la Respuesta Incisos 7 y 8 Consultor VAD

Respecto al dimensionamiento de equipos, sistemas y software. El Consultor ha identificado los activos necesarios para el desarrollo de actividades de distribución los mismos que corresponden a la información histórica de la empresa y no a un modelamiento en función de las actividades demandadas por los recursos humanos de la organización. Se ha procedido a revisar el Anexo D referido por El Consultor y se ha comprobado que el dimensionamiento propuesto corresponde al listado histórico de este tipo de bienes registrados en los archivos contables de la empresa, por tanto el dimensionamiento propuesto es inconsistente y no es consecuencia de un modelamiento para una empresa eficiente.

En conclusión las observaciones planteadas no han sido subsanadas.


El dimensionamiento se debe realizar de acuerdo a la cantidad de clientes que atiende el Sistema Eléctrico, tal como lo establece la propia GART mediante sus módulos en la fijación del VNR. En base a esto deben considerar reconsiderar las áreas, vehículos, equipos y herramientas de acuerdo al cuadro que se adjunta.

Adicionalmente, se deben considerar el camión grúa y las 2 telescópicas con costos adquiridos de $ 58, 109 y 40,956.

Deberán incluir los costos de inversión de los equipos de inversión para cumplir con la NTCSE.

En el Anexo 1 se muestra el detalle de la Inversión No Eléctrica.


El dimensionamiento se efectuó considerando lo establecido por la GART. Se determinó el equipamiento no eléctrico (edificios, vehículos, equipos y herramientas) necesario para el eficiente desempeño y adecuada prestación del servicio de la estructura de personal propuesta, la cual se determina en función de los clientes y características de la empresa analizada. Los equipos, muebles y útiles considerados guardan relación con los informados por la empresa en su anexo. Los vehículos fueron determinados independientemente al mismo, con criterios específicos en cada caso.

Los costos de grúas fueron considerados tanto en los costos de inversión de las redes como en los costos de operación y mantenimiento, en función de su uso óptimo para la instalación y operación de las redes de la distribuidora, por lo que no corresponde incorporarlos entre instalaciones no eléctricas.

Serán considerados en el informe definitivo, dentro de los costos de OyM, los costos de las actividades y equipos de medición necesarios para cumplir con la NTCSE.







El Consultor VAD no considera en la optimización de las instalaciones los equipos necesarios para el cumplimiento de las actividades por NTCSE (Calidad de producto y alumbrado público).


Se debe incluir los costos de mediciones para el cumplimiento de la NTCSE, de acuerdo a la información adjunta.






Actividades relacionadas al Cumplimiento de la NTCSE

El Consultor VAD en su informe no considera la inclusión de las actividades relacionadas al cumplimiento de las mediciones exigidas por la Norma Técnica de Calidad (calidad de producto y alumbrado público) así como sus costos asociados de personal, transporte y soporte informático. Solicitamos que el consultor VAD establezca en forma detallada los costos concernientes a estas actividades.








2.9 Capital de Trabajo


Los costos de capital de trabajo determinado por el Consultor VAD (numeral 5.7.2 página 183) presentan las inconsistencias siguientes:

El Consultor VAD no ha indicado como se obtienen los S/.. 800 000.00 de Inventarios equivalentes a los meses de salidas mensuales para explotación.

No se ha indicado por qué es necesario tener en caja / bancos el equivalente a tres días de facturación.

En el informe no se han incluido los resultados parciales de cada uno de los aspectos considerados en el capital de trabajo.

El Consultor VAD deberá completar los aspectos no especificados en el informe y de ser el caso corregir loa cálculos del capital da trabajo.


Inciso 1: La cifra de S/. 800 000 se obtuvo como un promedio de las salidas mensuales (consumos) de los inventarios de suministros y repuestos para explotación que mostraban los Balances Contables de ENOSA del año 2008. Únicamente se tomaron los valores de los inventarios de suministros y repuestos relacionados con la actividad de distribución (conductores, lámparas, postes, etc.).

Inciso 2: Como lo definen los términos de referencia, el capital de trabajo requerido es aquel que permite cubrir el desfase de la facturación y recaudación respecto de los pagos de compra de energía y gastos operativos de los primeros meses de operación. Para que la Distribuidora pueda operar durante dicho desfase, debe poder mantener un stock de materiales así como también un fondo fijo en la cuenta Caja-Bancos.

Se estableció el equivalente a tres días de facturación como fondo mínimo de cuenta Caja-Bancos, para constituir un fondo de maniobra líquido a los fines de poder afrontar el diario movimiento de efectivo de la compañía. Dado su menor tamaño de mercado respecto al Sector Típico 1, resulta apropiado que mantenga un monto mayor de Caja-Bancos.

Inciso 3: El costo financiero del capital de trabajo se ha presentado en una carpeta independiente incluida en el ANEXO D, donde se explica de manera consecutiva las premisas y parámetros de cálculo asumidos, el cálculo mismo y los resultados obtenidos.


De la evaluación realizada al Anexo D, no es posible auditar la hoja de cálculo “Indirectos” por cuanto la referencia “H:\QProyectos\ELECTRICIDAD\Peru\ Electro NorOeste\Informes\Informe Final\Capital de Trabajo\[CapitalTrabajo2.xls] Capital TrabajoENOSA'!” no ha sido presentada. En conclusión la observación planteada no ha sido subsanada.





El Consultor VAD, en el numeral 5.7.2 del informe ha presentado el resultado del Capital de Trabajo equivalente a US$ 22 927 y los detalles de los cálculos realizados en el Anexo D del informe, equivalen a S./ 36 726; por tanto deberá revisar la cifras del informe o en su defecto sustentar adecuadamente dicho valor.


Como se expuso en el Informe Final, el costo de Capital de Trabajo calculado en el presente Estudio representa un 0.20% de los costos de explotación expuestos en el archivo de cálculo del mismo. Los costos de explotación totalizaron miles de S/. 36 726 en el Informe Final.

El valor presentado de USD 22 927, resultó de la siguiente operación:

USDS

SUSD TdC

otaciónCostosExplbajoCapitalTra

/.

/.%20.0



2.10 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico


Se ha revisado la totalidad de recursos humanos asignados al SEM, el Consultor VAD en el organigrama presentado (página 158) especifica 260 recursos y en el cuadro da categorías ocupacionales (página 159) especifica 218 recursos.

El Consultor VAD debe aclarar y corregir la Cantidad da recurso humanos considerados y su asignación al SEM.


Efectivamente, el plantel de personal propio, contratado con dependencia directa de la Distribuidora, totaliza 218 recursos, los cuales están debidamente detallados en el ANEXO D. En el mismo ANEXO se detallan además otros 42 recursos con un tipo de contratación diferente, a través de terceros. De este modo, la dotación de personal necesaria para la estructura propuesta es efectivamente de 260 recursos, considerando sólo 218 recursos con contrato en forma directa con la compañía, lo que redunda en ahorros salariales y mayor flexibilidad a la hora de ajustar la Mano de Obra a las necesidades reales de la Distribuidora.







Las remuneraciones calculadas por el Consultor VAD (numeral 5.6.2.1 página 159) han sido calculadas sobra el total de las remuneraciones históricas de la empresa a las cuales se les asigno un incremento de 15,2%, lo cual es observable.

En el diseño de la estructura organizacional, la valorización de los gastos de personal se basa en una estructura modelada de cada área, asignando a cada uno los recursos humanos según categoría ocupacional y nivel remunerativo.

Por lo mencionado, el Consultar VAD deberá detallar los recursos humanos por categoría y nivel remunerativo de la estructura organizacional optimizada, valorizando los costos de personal de forma desagregada. Además, deberá considerar las remuneraciones básicas que efectivamente vienen pagando las empresas distribuidoras del sector. Como referencia, se indica las remuneraciones básicas de las empresas del sector, disponibles en FONAFE.

Consideramos que se debe tomar el valor de la mediana de las remuneraciones de las empresas distribuidoras señaladas como un resultado conservador y representativo da las remuneraciones de las empresas del sector de distribución eléctrica. Finalmente, para determinar el costo de remuneración total, se deberá incluir los costos de personal pertinentes (CTS, vacaciones, seguro, etc.).

En conclusión, el Consultor VAD deberá presentar los costos de la organización propuesta bajo criterios de eficiencia y deberá distinguir aquella parte de los costos asignados a las actividades comprendidas en la distribución eléctrica que forman parte del Estudio del VAD. Además, se debe detallar las remuneraciones y cantidad de personal por categoría profesional y comparar los costos de personal a nivel de remuneraciones básicas y costos totales, a efectos de evaluar su razonabilidad.





En el diseño de la estructura organizacional la valorización de los costos de personal se basa en una estructura modelada propuesta de cada área, asignando a cada una los recursos humanos necesarios según categoría ocupacional y nivel remunerativo.

Cada uno de los recursos humanos involucrados en la estructura propuesta, fue detallado por categoría y nivel remunerativo en el ANEXO D que acompañó la entrega del Informe Final. Se tomó la tabla de valores de referencia de remuneraciones básicas que se presenta en la observación, incorporando la misma al Informe Final entregado (pág. 161), con la salvedad de haber tomado en lugar de la mediana de los valores como se sugiere, el promedio ponderado por el número de empleados de cada empresa en cada categoría, lo cual es mucho más representativo. Finalmente se incluyen los demás conceptos pertinentes (CTS, vacaciones, seguro, etc.).

Los costos de la organización propuesta presentados por el Consultor VAD responden a criterios de eficiencia y representan los costos de personal correspondientes a la Distribución, dejando de lado aquellos de otros negocios. El detalle y las comparaciones solicitadas se encuentran disponibles en el Informe Final y en su ANEXO D, lo cual permite evaluar la razonabilidad de los mismos.


La valorización del organigrama propuesto es de S/. 6 481 291. Cabe indicar que esta valorización corresponde a los costos históricos de la Empresa, por tanto no guarda relación con los recursos presentados en el organigrama y tampoco se puede deducir si la valorización de los gastos de personal contemplan todos los conceptos aplicables al trabajador y empleador

Respecto a la determinación de las remuneraciones, la propuesta del Consultor VAD contempla una comparación de las actuales remuneraciones por categorías ocupacionales, con las remuneraciones del sector que fueran informadas a la Empresa por el OSINERGMIN. Sobre la base de cálculo de un valor medio ponderado por el número de empleados El Consultor plantea un incremento del 15.2% a las actuales remuneraciones, determinando por tanto que las remuneraciones de la Empresa sean del orden de S/. 7 463 892, lo cual es inconsistente ya que tampoco se esta valorizando la estructura propuesta y lo que se esta solicitando es un reconocimiento del 15.2% a las remuneraciones de la empresa.

Se ha procedido a revisar el Anexo D presentado por el Consultor específicamente la hoja de cálculo “Remuneraciones” hace referencia a una ruta de archivos fuente denominada “ =+'G:\QProyectos\ELECTRICIDAD\Peru\ElectroNorOeste\Datos\INFORMACION SEGUN AQR\VAD_2007_2008\ITEM_C\[COSTOS DE PERSONAL POR CARGO.xls]2008', que no se encuentra en los archivos físicos presentados por tanto no es posible auditar los cuadros presentados.

Así mismo Hojas de cálculo del Anexo D (“Remuneraciones”, “Estructura Personal”, “Organización Modelo”, “Salida Personal”) no se encuentran debidamente ordenadas y no permiten realizar un seguimiento estructurado de los resultados contenidos en las mismas.




Por otra parte no se encuentra sustentado el porqué las remuneraciones ponderadas por numero “total” de trabajadores son más representativas que la mediana o un cuartil especifico, es más este no es el criterio principal seguido por quienes realizan estudios de mercado. Otro punto es que de las remuneraciones reales se determinó un factor por Otros Beneficios, factor que luego fue aplicado a las remuneraciones “modeladas”. Dado ello la modelación no revisó los conceptos vertidos en el rubro Otros beneficios y por tanto se aparta de un modelo. Lo mismo ocurre con el sobretiempo, ya que se empleo el real del año 2008.

En conclusión las observaciones planteadas no han sido subsanadas.


La valorización de los costos de operación y mantenimiento con personal propio y contratistas presenta las siguientes observaciones:

El Consultor VAD debe desagregar los costos para contratistas y personal propio por actividades para verificar la razonabilidad de los mismos y las economías logradas.

Los costos unitarios considerados en la valorización de los costos de OyM con personal propio (pág. 167) no corresponden con los subtotales de valorización de las actividades de mantenimiento descritas en las páginas 164 y 165.

La valorización de los costos de OyM bajo la modalidad de tercerización (página 167) no cuentan con ningún tipo de referencia, análisis o cuadro que indique como fue obtenida.

Los costos mano de obra no se corresponden con los costos mano de obra considerados en los costos de inversión,

El recurso “Operario TCT”, no corresponde, debe considerarse “Operario”, cuyo costo incluye las herramientas e implementos de seguridad para la realización de los trabajos con tensión.

Los costos de motocicleta y automóvil no corresponden porque la realización de las actividades de mantenimiento de las redes se realizan a través de camionetas, ya consideradas en el VNR No Eléctrico, así como en los costos de las actividades tercerizadas.

Por lo mencionado, el Consultor VAD deberá corregir sus resultados y verificar que los resultados parciales del estudio coincidan con los resultados totales.


Inciso 1: Dado que las cotizaciones de los contratistas agrupan varias tareas o actividades de un servicio específico, no se dispone de cotizaciones de contratistas que puedan discriminarse en cada una de las actividades planteadas en la empresa de referencia propuesta, por lo que no resulta posible realizar una comparación a nivel de cada actividad, sino a nivel global de Operación y Mantenimiento por Nivel de Tensión, como se presentó en el Informe Final y en su ANEXO C.

Inciso 2: Los cuadros de actividades presentados, en algunos casos, no presentaban la totalidad de las actividades de OyM. Los mismos fueron corregidos y se presentarán correctamente, como se muesta a continuación:




Act. Osinerg

Actividades Alumbrado PúblicoTiempo de Ejecución

(min)

Grupo de Trabajo

Transp 1 Transp 2Frecuencia

AnualCantidad [Act/año]

CU Total [USD/und]

A6 Sustituir lámpara 20 EQ1 T1 - 0.2000 4 950 62 A6 Sustituir contactor 45 EQ1 T1 - 0.0300 742 28 A6 Sustituir relé fotoeléctrico 25 EQ1 T1 - 0.0370 916 21 A6 Cambio y/o instalación de pastoral 60 EQ1 T1 - 0.0189 468 72 A6 Cambio de luminaria en pastoral existente 30 EQ1 T4 - 0.0261 646 79 A6 Inspección nocturna de AP 10 EQ14 T1 - 0.0273 676 10 A6 Orientación de Pastorales 30 EQ14 T1 - 0.1767 4 373 15 A6 Limpieza y mantenimiento de luminarias 20 EQ6 T1 - 0.1767 4 373 21 A6 Medición completa del nivel de iluminación del AP 15 EQ5 T1 - 0.0100 247 15 A6 Inspección diurna de AP 10 EQ14 T1 - 0.1140 2 821 10

Act. Osinerg

Actividades Baja Tensión AéreaTiempo de Ejecución

(min)

Grupo de Trabajo



CU Total [USD/und]

A5 Poda árbol 500 EQ1 T4 - 0.2500 202 240 A5 Corregir y/o alinear postes de BT 60 EQ1 T4 - 0.0190 429 39 A5 Medición de resistencia del enterramiento 36 EQ1 T1 - 0.2000 753 12 A5 Tratamiento de postes de madera 25 EQ1 T1 - 0.1300 - 20 A5 Inspección diurna (km) 60 EQ1 T1 - 0.2000 161 19 A5 Instalación de nuevos pozos a tierra 60 EQ11 T1 - 0.0400 151 36

A5Retemplado de conductor tipo CPI, AL, interperie y concentrico

180 EQ1 T1 - 0.0110 - 60

A5 Mantenimiento de conductores (km) 350 EQ2 T1 - 0.0180 15 5 111 A5 Cambio de portalineas c/sujetadores 25 EQ7 T1 - 0.0081 183 42 A5 Cambio de estructuras/armados 90 EQ11 T4 - 0.0165 - 284 A5 Mantenimiento de armados de BT 60 EQ15 T4 - 0.0130 294 59 A5 Mantenimiento de retenidas 60 EQ11 T2 - 0.0500 1 130 40 A5 Mantenimiento de puestas a tierra 60 EQ11 T2 - 0.0500 1 130 40 A5 Instalación de viento o retenida BT 120 EQ11 T2 - 0.0184 416 68 A5 Balanceo de cargas 30 EQ6 T1 - 0.0200 452 26

A5Instalación/cambio de cajas de derivación para acometidas

20 EQ5 T1 - 0.0210 474 17 Act.

OsinergActividades Baja Tensión Subterránea

Tiempo de Ejecución

(min)

Grupo de Trabajo



CU Total [USD/und]

A5 Medición de resistencia del enterramiento 36 EQ1 T1 - 0.0100 10 14 A5 Instalación de nuevos pozos a tierra 60 EQ1 T1 - 0.0344 33 74 A5 Instalación de cable BT (1km) 450 EQ1 T1 - 0.0967 6 6 943 A5 Montaje y empalmes subterráneos 120 EQ5 T1 - 0.0190 18 339 A5 Mantenimiento de cable 120 EQ1 T1 - 0.0010 1 44 A5 Localización de fallas en redes SECBT 180 EQ5 T1 - 0.0759 4 112 A5 Rotura y reparación de vereda (m2) 220 EQ9 T2 - 0.0030 87 161 A5 Localización de fallas en redes subterráneas 120 EQ5 T1 - 0.0967 93 55

Act. Osinerg

Actividades Media Tensión AéreaTiempo de Ejecución

(min)

Grupo de Trabajo



CU Total [USD/und]

A4 Maniobras en MT 60 EQ1 T1 - 0.0050 8 24 A4 Poda árbol 550 EQ1 T4 - 0.1000 40 262 A4 Limpiar partes aislantes 20 EQ7 T4 - 0.0500 766 37 A4 Medición de resistencia del enterramiento 36 EQ1 T1 - 0.2000 372 12 A4 Resane de postes de madera 25 EQ1 T1 - 0.1300 - 20 A4 Inspección diurna (km) 60 EQ1 T1 - 0.2000 80 19 A4 Instalación de nuevos pozos a tierra 60 EQ1 T1 - 0.0400 74 74 A4 Retemplado de líneas aéreas en MT 240 EQ1 T1 - 0.0200 73 77 A4 Cambio de seccionador/pararrayo 25 EQ1 T1 - 0.0290 106 28 A4 Cambio de Aislador de anclaje 60 EQ6 T1 - 0.0750 274 56 A4 Cambio iaslador tipo PIN 100 EQ6 T1 - 0.1000 1 533 64 A4 Retiro y/o instalación de cruceta/ménsula 90 EQ1 T1 - 0.0380 212 65 A4 Cambio de conductores (km) 350 EQ2 T1 - 0.0900 36 673 A4 Cambio de poste y accesorios MT 180 EQ11 T4 - 0.0250 140 405 A4 Medición de niveles de tensión y corriente 20 EQ5 T1 - 0.2000 372 17 A4 Mantenimiento de retenidas 60 EQ11 T1 - 0.0330 120 30 A4 Mantenimiento de puestas a tierra 60 EQ11 T1 - 0.0330 61 30 A4 Cambio puente auxiliar 30 EQ11 T1 - 0.0500 182 19 A4 Enderezado de postes 90 EQ11 T2 - 0.0100 36 54 A4 Revisión termográfica 15 EQ1 T1 - 0.1000 365 11 A4 Instalación viento o retenidas MT 150 EQ11 T1 - 0.0884 35 62

Act. Osinerg

Actividades Media Tensión SubterráneaTiempo de Ejecución

(min)

Grupo de Trabajo



CU Total [USD/und]

A4 Medición de resistencia del enterramiento 36 EQ1 T1 - 0.0100 0 14 A4 Medición de niveles de tensión y corriente 25 EQ1 T1 - 0.0100 0 11 A4 Instalación/Cambio de cable subterráneo MT 900 EQ2 T2 - 0.0050 0 3 950 A4 Instalación de nuevos pozos a tierra 60 EQ1 T1 - 0.0010 0 74 A4 Montaje empalmes trifásicos MT 180 EQ5 T1 - 0.0250 1 531 A4 Ejecución terminales trifásicos MT 120 EQ5 T2 - 0.0001 0 75 A4 Reparación de puesto de medición del cliente 120 EQ11 T1 - 0.0130 0 51 A4 Rotura y reparación de vereda (m2) 280 EQ9 T2 - 0.0030 5 200 A4 Localización de fallas en redes subterráneas 120 EQ5 T1 - 0.0150 1 55




Act. Osinerg

Actividades SED´sTiempo de Ejecución

(min)

Grupo de Trabajo



CU Total [USD/und]

A5 Pintado de SED 480 EQ10 T1 - 0.1000 68 144 A5 Limpieza de locales de SED 360 EQ10 T1 - 1.0000 683 102 A5 Apertura cierre de SED 10 EQ5 T1 - 1.0000 - 13 A5 Medición de resistencia del pozo a tierra 40 EQ2 T1 - 1.0000 683 24 A5 Medición de niveles de tensión y corriente 20 EQ5 T1 - 1.0000 683 17 A5 Mantenimiento de contactor y/o interruptor horario 120 EQ2 T1 - 0.5000 223 53 A5 Mantenimiento integral de SED 180 EQ2 T1 - 0.7500 512 286 A5 Mantenimiento / limpieza de SEDs aéreas 120 EQ6 T1 - 0.2500 171 68 A5 Mantenimiento exterior de transformadores 120 EQ2 T1 - 1.0000 683 53 A5 Mantenimiento exterior de tablero de distribución 120 EQ2 T1 - 0.5000 342 114 A5 Mantenimiento de terminal MT en SEDs 120 EQ2 T1 - 1.0000 - 53 A5 Revisión termográfica 20 EQ2 T1 - 1.0000 - 16 A5 Inspección diurna 60 EQ2 T1 - 1.0000 683 31 A5 Mantenimiento de Puesta a Tierra 160 EQ1 T1 - 0.0400 27 499 A5 Instalación / Cambio de cables de comunicación en SED 180 EQ6 T4 - 0.1000 68 590 A5 Cambio y/o instalación de seccionadores 340 EQ5 T5 T1 0.0100 4 2 063 A5 Cambio /Rotación de transformador 260 EQ5 T5 T1 0.0010 1 4 005 A5 Cambio y/o instalación de elementos de tablero de 120 EQ15 T4 - 0.0500 34 101 A5 Instalación o Renov. De Estructura de Concreto en SED 180 EQ11 T4 - 0.0500 34 277 A5 Movimiento de Taps 40 EQ11 T4 - 0.0660 29 34

En correspondencia a los costos de OyM calculados con personal propio:

CU TOTALUSD/und USD

Red de media tensión aérea km 399 334 178 216 728 290 615 Red de media tensión subterránea km 3 158 121 200 479 1 540 Mediciones NTCSE Medic. 3 237 8 4 8 20 64 490 Subestaciones de distribución SEDs 683 239 146 278 662 452 310 Red de baja tensión aérea km 807 151 152 93 396 319 481 Red de baja tensión subterránea km 58 198 134 830 1 162 67 080 Instalaciones de alumbrado público Luminarias 24 748 8 5 13 25 626 765 TOTAL 1 822 281

Componente del sistema Unidad Cantidad MO Propia Equipos propios

Mat

No obstante, se recuerda que finalmente se toman los costos de MO y Equipos de terceros contratistas, que son inferiores.

Inciso 3: La referencia utilizada en la valorización de los costos de OyM bajo la modalidad de Tercerización es aquella que fuera presentada en el Primer Informe Parcial, como la cotización real anual de las actividades de Operación y Mantenimiento efectuadas por terceros contratistas. El listado de actividades con la valorización correspondiente se expone a continuación:

Actividades CODIGO SAP UND Cant CU (S/.)Inspección diurna de Alumbrado Público 520002 Punto de luz 0 0.84Inspección nocturna de Alumbrado Público 520003 Punto de luz 29000 0.25Medición completa del nivel de iluminación del Alumbrado público 520005 Muestra 0 49.81Normalización de Reclamos de Alumbrado Público 520006 Unidad 2058 18Cambio de Lámpara en forma masiva 520007 Lámpara 1987 9.18Cambio y/o Instalación de Pastorales c/luminaria 520001 Pastoral 574 36Retiro de pastoral y/o luminaria 520008 Pastoral 12 18.3Cambio de luminaria en pastoral existente 520009 Luminaria 524 19Actualización del inventario de redes BT 520053 Estructura 311 9.7Medición de resistencia del pozo a tierra 520065 P.T. 26 19.63Instalación/Retiro de registradores NTCSE (incluye informe) 520057 Unidad 0 178.2Mantenimiento de Armados B.T. 520063 Estructura 712 9Reparación de Viento o Retenida 520191 Unidad 42 30Instalación de viento o retenida BT 520062 Retenida 27 90Mantenimiento de de Puesta a Tierra 520064 P.T. 67 75Instalación de nuevos pozos a tierra. 520061 P.T. 138 110Rotulación de estructuras - Señalización 520198 Símbolo 134 10Poda árbol 520066 Árbol 835 22.5Inspección de circuitos con retiro de elementos extraños de la Red 520173 SED 622 58Instalación/Cambio cable B.T. autosop. de 2x16 + 25 mm2 520058 m/terna 0 1.65Instalación/Cambio cable B.T. autosop. de 3x25, 3x35, 3x50, 3x70 + 2x16 + 50mm2 520054 m/terna 4129 2.25Retiro de conductor baja tensión - autosop., CPI - terna 520069 m/terna 1701 0.5Instalación/Cambio de conductor tipo CPI intemperie y concéntrico 10, 16, 25, 35, 50 mm2 520059 m 5586 0.8Instalación de cable subterr BT hasta 70 mm2 (por terna) 520159 m/terna 300 16.8Instalación de cable subterr BT mayor 70 mm2 (por terna) 520160 m/terna 0 20.4Instalación de empalmes subterráneos B.T 520060 Empalmes 300 17.2Rotura y reparación de vereda (m2) 520071 m2 26 60Instalación/cambio de cajas de derivación para acometidas 520055 Unidad 246 12.29Balanceo de cargas en circuitos de SED 520415 Vano 54 10.26Retiro y/o Instalación de poste y accesorios (conjunto) B.T. 520070 Poste 209 230Instalación/cambio de portalínea BT C/Aisladores 520056 Aisl.carrete 299 13.12Retemplado de conductores Forrado, autoportante, etc. 520068 m/terna 1663 0.35




Inspección de redes MT 520174 Estructura 2 3.08Actualización del inventario de redes MT 520175 Estructura 0 27.4Registro de Carga y Tensión Instantánea en MT 520189 Punto 26 29.29Medición de resistencia del pozo a tierra 520184 P.T. 20 25.09Termovisión de redes aéreas 520202 km/terna 0 100.25Mantenimiento de Armados M.T. 520182 Estructura 3346 11Reparación de viento o retenida MT 520067 Unidad 7 22.19Instalacion de viento o retenidas M.T./BT 520180 Retenida 33 121.91Mantenimiento de de Puesta a Tierra 520183 P.T. 33 76.21Instalación de nuevos pozos a tierra. 520177 P.T. 32 150.27Rotulación de estructuras 520197 Símbolo 226 8.81Poda árbol 520188 Árbol 1825 22Reparación y/o Cambio de Cuello Muerto de M.T. 520190 Cuello 0 25.96Instalación de Líneas Aéreas en M.T. 520176 m/terna 510 3.79Cambio de Líneas Aéreas en M.T. 520195 m/terna 860 4.35Retemplado de líneas Aéreas en M.T. 520192 m/terna 1760 3.3Instalación/cambio de Cable Subterráneo M.T. hasta 70 mm2 (Terna) 520157 m/terna 0 31.94Instalación/cambio de Cable Subterráneo M.T. mayor 70 mm2 (terna) 520158 m/terna 0 41.03Montaje Empalmes Trifásicos M.T. hasta 70mm2 520186 Kit 0 207.28Montaje Empalmes Trifásicos M.T. mayor 70mm2 520187 Kit 0 244.25Ejecución Terminales Trifásicos M.T. (terna) 520172 Kit 0 182.22Rotura y reparación de vereda (m2) 520199 m2 70 55.57Instalación de poste y accesorios (conjunto) M.T. 520178 Poste 19 229.27Retiro de poste y accesorios (conjunto) M.T. 520193 Poste 57 136.6Cambio de poste y accesorios (conjunto) M.T. 520170 Poste 3 302Retiro y/o instalación de cruceta/ménsula (Concreto, Madera) 520194 Crucetas 52 28.8Cambio de Aislador tipo PIN 520185 Aislador 316 16.23Cambio de Aislador de Anclaje. 520181 Cadena 103 21.41Cambio de seccionador/pararrayo unipolar aéreo (cut-out o rígido) 520171 Unidad 39 36.04Instalación de seccionador/pararrayo unipolar aéreo (cut-out o rígido) 520179 Unidad 53 29.07Técnico electricista con unidad móvil 520200 HH 0 32.58Técnico electricista sin unidad móvil 520201 HH 520 7.03Inspección de SED 520409 SED 0 9.25Actualización del inventario de redes MT y SED 520169 Estructura 2 22.72Instalación/Retiro de registros NTCSE (incluye informe) 520413 SED 0 139.87Registro de Carga y Tensión puntuales en SED's. 520424 Punto 60 26.4Medición de resistencia del pozo a tierra 520422 P.T. 48 26.4 Termovisión en Subestaciones Aéreas 520426 km/terna 0 180.54Termovisión en subestaciones convencionales 520425 km/terna 0 198.9Instalación/Cambio de tableros de distribución 520412 Tablero 44 220.65Cambio y/o instalación de medidor, contactor , interruptor horario de AP, llaves termomagnet 520000 Conjunto 0 43.57Mantenimiento de Contactor o Interruptor Horario 520004 Conjunto 0 29.93Retiro y/o instalacion de seccionadores 520196 Terna 23 34.58Mant. Exterior de Transformadores 520417 Trafo 20 722.5Mantenimiento exterior de tablero de Distribución 520419 Tablero 0 101.89Movimiento de Taps 520423 Trafo 0 21.69Cambio/Rotacion de Transformador 520408 Trafo 47 258.42Mant. De Terminal M.T. En SEDs 520416 Kit 0 44.49Limpieza de Locales de SS.EE. 520536 Local SED Caseta 0 89.94Pintado interior en SS.EE. Convencional 520538 SED 0 231.3Pintar las Fachadas de las SS.EE. Convencionales 520539 SED 0 231.3Mant. Integral de SS.EE. Convencional 520537 Local SED Caseta 0 124.27Mantenimiento de de Puesta a Tierra 520418 P.T. 409 175Instalación de nuevos pozos a tierra. 520414 P.T. 68 250Matenimiento de tableros de distribución 520421 Tablero 132 85Instalación/Cambio de cables de comunicación en SS.EE. 520411 ble de comunicaci 57 130Mantenimiento de partes aislantes de SEDs 520420 SED 880 40Localización de fallas en redes subterráneas BT 522131 Global 22 329.62Liberación y/o normalización de SEDs 522135 SED 0 13.6Acondicionamiento de luminarias e instalación 525011 Luminaria 0 16Reprogración de Relojes 514010 SED 1800 8Mantenimiento de luminaria 525012 Luminaria 0 17.4Alineamiento de postes BT 525013 Unidad 14 157Instalación y/o reparación de botadores en BT 525014 Unidad 0 45.36Instalación y/o reparación de conos de protección 514011 Conjunto 65 132.66Retemplado de conductor tipo CPI, AL, interperie y concentrico 525015 m 0 0.56Inspección de estructura de BT 525016 Estructura 0 0.96Medición de DMS a predios 524030 Predio 0 1.59Siliconado de partes aislantes (cut - out) 525017 Estructura 0 13.31Desmontaje de líneas aéreas en MT 514012 m/terna 0 1.42Resane de postes de madera 514013 poste 0 20.64Retiro y/o instalación de botadores de fºgº y/o madera 525018 Unidad 0 35Apertura y cierre de seccionamiento, incluye cambio de fusibles 514014 Estructura 17 9.35Instalación o Renov. De Estructuras de Concreto en SS.EE. Aéreas Monoposte 514015 SED 12 370Instalación o Renov. De Estructuras de Concreto en SS.EE. Aéreas Biposte 525019 SED 0 560Mantenimiento de partes aislantes de SEDs 520420 SED 0 91.5Transporte de cuadrillas entre 70 km -120 km 543010 Evento 0 650Transporte de cuadrillas entre 120 km -200 km 543011 Evento 0 750Transporte de cuadrillas a mas de 200 km 543012 Evento 0 950

620 975 RED S.

MT a 126 552 MT s 3 890 SED 202 875 BT a 172 249 BT s 22 035 AP 93 374 TOTAL 620 975

Con lo cual, los costos resultantes de Operación y Mantenimiento considerados son los siguientes:




CU TOTALUSD/und USD

Red de media tensión aérea km 399 317 126 458 Red de media tensión subterránea km 3 586 1 882 Mediciones NTCSE Medic. 3 237 20 64 490 Subestaciones de distribución SEDs 683 372 254 313 Red de baja tensión aérea km 807 161 129 701 Red de baja tensión subterránea km 58 952 54 918 Instalaciones de alumbrado público Luminarias 24 748 14 343 259

TOTAL 975 021

Componente del sistema Unidad Cantidad

Inciso 4: Los costos de Mano de Obra utilizados en la determinación de los costos de inversión:

SICODI GART '08USD

Capataz h-h $ 4,82

Oficial h-h $ 3,91Operario h-h $ 4,38Peón h-h $ 3,54

RECURSO UNIDAD

Son los mismos que se utilizan en las actividades de OyM de la empresa de referencia:

Categoría USD/Hr

Capataz 4.82 Operario TCT 4.81 Operario 4.38 Oficial 3.91 Peón 3.54

La diferencia puede deberse a los equipos de protección que son adicionados de manera diferente, dadas las características de las labores de cada grupo.

Inciso 5: En la Observación Nº29 al Segundo Informe Parcial se solicitó respecto a los “Operarios TCT”:

“el Consultor VAD deberá sustentar la determinación del costo unitario para la categoría "Operario Trabajo con Tensión" ,

Por lo que fue considerado como una categoria especial dado que las tareas que desarrolla conllevan riesgos y cuidados adicionales, por lo que no deberían ser ejecutadas por personal sin la capacitación y experiencia adecuadas, al margen de las herramientas e implementos con los que se podría dotar a los mismos. No obstante, cabe aclarar que finalmente el costo de los “Operarios TCT” no forma parte de los costos de OyM, dado que se opta por los costos de Mano de Obra de terceros contratistas en lugar de los calculados con personal propio.

Inciso 6: Se había considerado únicamente el uso de automóviles en la actividad de medición del enterramiento, dado que son más veloces y menos costosos que las camionetas. No obstante acordamos que las actividades de mantenimiento de redes se realizan con camionetas, por lo cual se corregirán las mismas.

Se efectuarán las correcciones pertinentes y se verificará la coincidencia de los resultados.







De la revisión de las actividades de mantenimiento presentadas por el Consultor VAD, se aprecia que existe una serie de actividades que no corresponden a los alcances de mantenimiento y que se trata de actividades relacionadas con la expansión de redes, las cuales están consideras dentro del modelamiento de las instalaciones y costos de inversión, por tal, dichas actividades deben ser retiradas salvo que se trate de actividades de mantenimiento correctivo para los cual deberá sustentarlas indicando las tasas de fallas (tasas de fallas de instalaciones adecuadamente mantenidas) y los costos unitarios respectivos.

Asimismo, se aprecia incoherencias en la cantidad de instalaciones con mantenimiento correctivo por año. Por ejemplo, no es sustentable cambiar en la red de MT el 7.5% de los aisladores de anclaje, el 10% de los aisladores simples, el 3.8% de las crucetas, el 9% de los conductores, el 2.5% de los postes, el 0.5% del cable subterráneo o instalar cada año un 8.84% de retenidas, lo cual no es eficiente ya que se deben considerar en el SEM instalaciones adecuadamente mantenidas.

Para mejor referencia, según el numeral 5.6.3.3, las actividades consideradas como mantenimiento correctivo que no corresponden son los siguientes:

Por lo mencionado, el consultor VAD debe efectuar las correcciones pertinentes en los costos de OyM, retirando las actividades que no corresponden.


Las actividades presentadas corresponden a actividades de mantenimiento correctivo, en ningún caso se consideran actividades relacionadas con la expansión de redes dentro de los costos de Operación y Mantenimiento, a excepción de la consideración dentro de las frecuencias de unas pocas actividades, de reposiciones no por mantenimiento correctivo sino por agotamiento de vida útil en ciertos elementos de la red cuya vida útil es sensiblemente inferior a los 30 años considerados en la valoración del VNR.

Esto había sido observado y se había mencionado en la respuesta a la Observación Nº 31 al Segundo Informe Parcial:




“En el cálculo de los costos unitarios de mantenimiento correctivo se considerarán los costos de reposición de equipos que tienen vida útil menor a 30 años (como por ejemplo las lámparas de alumbrado público), dado que el mismo sólo estaba contemplando los cambios por fallas, roturas o riesgo de que ocurran las mismas. Dentro de esta actividad se considerarán, en la entrega del Tercer Informe Parcial, los eventos vinculados a reposiciones de equipos cuyas vidas útiles sean menores a 30 años.”

Respecto a las frecuencias observadas se indica que siempre se tomó la frecuencia más baja entre:

las frecuencias reales de la distribuidora,

las referencias internacionales disponibles

las frecuencias aprobadas en la regulación vigente.

Específicamente para las frecuencias citadas:

Reemplazo de aisladores: en la regulación vigente se tiene frecuencia de 7.5% para aisladores de suspensión y 10% para aisladores de retención, por lo que los valores presentados se encuentran en el mismo orden que éstos.

Reemplazo de crucetas: se utiliza la frecuencia aprobada en la regulación vigente (3,8%).

Reemplazo de conductores: no se utilizó una frecuencia del 9% como se indica en la observación, sino del 5,6%. No obstante, se reducirá la misma al 3,8% aprobado en la regulación vigente.

Reemplazo de postes: se utiliza la frecuencia aprobada en la regulación vigente (2,5%).

Retenidas: la actividad considerada es de mantenimiento de retenidas y la frecuencia utilizada es del 3,3%, por lo cual no se presentó que se reemplaza un 8,84% de las retenidas como cita la observación.

Reemplazo de cables subterráneos: se utiliza la frecuencia aprobada en la regulación vigente (0,5%).

No obstante, serán revisadas las frecuencias para asegurar que se tome la menor frecuencia entre las alternativas citadas previamente.


Normalmente un componente o equipo falla por vandalismo, mala calidad del producto, no se le realiza mantenimiento preventivo oportuno y adecuado o por estar expuesto por encima de su capacidad nominal de trabajo. En el modelamiento del sistema el Consultor VAD debe de considerar la adquisición de equipos o componentes de buena calidad con la finalidad de reducir o evitar las fallas de los mismos. Por experiencia del Supervisor VAD las tasas de fallas de los componentes son menores al 1%. Consultor VAD ha debido, en su oportunidad, solicitar información a los fabricantes de los componentes y tomar como referencias dichos valores en lugar de tasas de falla históricas que no responden a criterios de eficiencias en la inversiones y políticas de mantenimiento.

Por otra parte el consultor VAD está considerando actividades de inversión dentro de sus políticas de mantenimiento ya que claramente cambiar el 7.5% de los aisladores de suspensión y el 10% de los de retenida, es un criterio de inversión. Lo más probable es que este tipo de desembolsos sean activados por las empresas y no llevados a la cuenta del gasto en mantención.

Lo mismo ocurre con el reemplazo de crucetas, conductores, postes, retenidas y cables




Los argumentos presentados por el Consultor VAD, sirven para sustentar que los costos modelados con personal propio son más caros que servicios similares tercerizados, por tanto la respuesta del Consultor no responde el aspecto principal de fondo que es el relacionado con la estructuración de los costos de terceros que no ha sido presentada.

Consultor VAD no ha levantado la observación.


El Consultor VAD ha obtenido costos de actividades de mantenimiento en baja tensión incoherentes, los cuáles equivalen a cantidades significativas en relación con el costo de inversión inicial, por tanto no son representativos de eficiencia y optimización. Dichos costos se describen a continuación:

Asimismo, los siguientes costos de SEDs también deben ser revisados por ser inconsistentes:

Pintado de SEDs US$ 207 por unidad.

Limpieza de local de SEDs US$ 197 por local.

Limpieza de una SED aérea US$ 218 por unidad.

Mantenimiento exterior de tablero de distribución USD$ 114 por unidad.

Cambio o rotación da un transformador USS 4 005 por unidad.

El Consultor VAD deberá revisar y corregir los costos de OyM considerados ya que son excesivos respecto a los costos de inversión, tomando actividades de mantenimiento realizadas de forma planificada y permanente, a efectos que se logre un efectivo aprovechamiento de economías de escala.


En realidad no es incoherente que en el caso de algunos activos de bajo costo de inversión, las actividades de mantenimiento de los mismos resulten más costosas en términos unitarios. Esto puede deberse a que muchos trabajos de OyM se calculan para tareas puntuales, con total




disposición de la MO y transporte, cuando en realidad las tareas de Inversión en algunos casos presentan economías de escala, dada su ejecución en serie.

Lo que se debe comparar es en todo caso el costo total de Operación, versus el costo total de Inversión de un determinado de activo o grupo de red.

Dando respuesta específicamente para los casos presentados:

Ítem Costo Inversión [USD]

Costo Mantenimiento [USD] Observación Consultor VAD

Lámpara de AP Na 70W

En costo de inversión es de 44.1 [USD].

El costo de reemplazo correctivo unitario es efectivamente superior, dado que incluye el costo de inversión, traslado y mano de Obra, para el cambio de una lámpara en particular.

Se considera adecuado el valor determinado.

Contactor Ídem Anterior.

Cabe aclarar que la frecuencia de recambio propuesta por el Consultor VAD es notablemente inferior a la aprobada vigente.

Luminarias

Ídem Anterior. Se aclara que el cambio de Luminaria en OyM se realiza sobre pastoral existente, mientras que el costo de Inversión presentado incluye el Pastoral.

Se considera adecuado el valor determinado.

Pastoral

En costo de inversión es de 43.2 [USD].

Ídem Anterior Se considera adecuado el costo unitario propuesto.

Poste

La tarea incluye la reinstalación del poste, no solo el costo unitario del poste, sino también de los demás materiales del armado, el transporte y la MO.

Se considera adecuado el costo unitario propuesto.

km Red 2x16 + 50 autoportante.

El costo de inversión es de aproxima- damente 15000 USD/km.

El costo de OyM global x km es muy inferior al citado en la observación. Considerando el costo de la BT aérea, el mismo es de 396 USD con personal propio ó de 161 USD mediante terceros contratistas.

El costo de la actividad de recambio de conductores es de 5111 USD/km, compuesto en su mayoría por el costo del conductor. La comparación efectuada en la observación no es correcta.

Poda árboles

La poda de árboles se realiza cada 4 años, para los 807 km de la red. El costo anual es de 240 USD/km_BT (es una actividad que insume mucho tiempo y equipos complementarios de recolección y traslado de residuos) y se podan 202 km/año, totalizando los 48300 USD/año de esta actividad en su totalidad, no para un solo kilómetro.

El planteo de la observación es completamente incorrecto.

Pintado de SEDs

El costo unitario expuesto surge del tiempo que demora la tarea.

En atención a la observación se reducirá el tiempo previsto para la misma.




Limpieza de local SEDs

El costo unitario expuesto surge del tiempo que demora la tarea.

En atención a la observación se reducirá el tiempo previsto para la misma.

Limpieza de SEDs Aérea

El costo unitario no es el expuesto en la observación.

Se limitará la actividad a la limpieza de la SED, quitando otros conceptos de mantenimiento.

Mantenimiento exterior del tablero

El costo unitario es correcto, dado que incluye pintado del exterior del tablero.

Se reducirá la frecuencia a una vez cada 2 años por tablero.

Cambio Transforma- dor

El costo unitario es correcto, dado que incluye la reposición del transformador por falla o rotura.

Puede observarse que la frecuencia asignada es ínfima, de uno cada mil transformadores al año.



El Consultor ha subsanado parcialmente las observaciones.

2.11 Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento Comercial


El Consultor VAD en el numeral 5.6.4.2 ha propuesto como parte da los costos de atención al cliente los relacionados al Call Center y atención al cliente en oficinas comerciales de ElectroNoroeste, los cuales presentan las siguientes incoherencias:

El Call Center de Enosa está sobredimensionado respecto a la cantidad de llamadas y los recursos necesarios para su operación. El ratio de 1 800 llamadas / día, indica que en un año se atenderían en promedio 563 200 llamadas que equivalen a que cada cliente de la empresa realice 1.94 llamadas al año, lo cual es excesivo. Se debe diseñar la atención de 2 Llamadas al año para el 20% de los dientes de la empresa como máximo.

Sin perjuicio de lo anterior, de acuerdo con los datos presentados para atender 1800 llamadas al día. solo son necesarios 12 operadores.

La supervisión del Call Center debe ser asumida por el personal da la empresa, no siendo necesarios los recursos considerados.

Los recursos de las oficinas comerciales de atención al cliente de la Empresa están sobredimensionados respecto a la cantidad de atenciones y los recursos necesarios para su operación. De acuerda con los datos presentados se estarían brindando 184 600 atenciones al año lo que indica que el 62% de los dientes de la empresa solicitan ser atendidos una vez al año, lo cual es excesivo. Se debe dimensionar los centros de atención personalizada para atender como máximo al 7% de les clientes de la empresa una vez por año.




El Consultor VAD deberá revisar y corregir el dimensionamiento del Call Center y las oficinas de atención al cliente a nivel de la empresa y luego proceder a realizar la asignación de dichos costos al SEM, para lo cual deberá utilizar los inductores apropiados y representativos del costo.


Inciso 1: El promedio anual considerado en el Informe Final a partir del ratio de 1800 llamadas/día es de 435 600 llamadas anuales, lo cual representa 1.45 llamadas anuales por cliente y determina la necesidad de una dotación de 16 operadores. Tales valores fueron tomados de referencias vigentes en regulaciones latinoamericanas y estudios de tiempos. Si bien se realiza una corrección en virtud de la presente observación, se considera que el valor sugerido por el Supervisor VAD de 2 llamadas por cliente cada 5 años resulta extremadamente bajo.

Cabe aclarar que en el Informe Final se especifica que el valor resultante de atención al cliente es comparado con el costo de efectuar la actividad mediante la contratación de terceros (según cotización del servicio total anual solicitada por la Distribuidora), costo que finalmente es considerado por ser inferior al costo de brindar el servicio con personal propio.

Inciso 2: Ídem anterior.

Inciso 3: La supervisión del Call Center requiere personal a cargo en forma constante, por lo que en caso de ser asumida por personal de la empresa se debería ampliar el personal propuesto para que pueda hacerse cargo de esta actividad. De todos modos, como se indica previamente, estos costos no son considerados en el VAD, dada la conveniencia de la tercerización del servicio.

Inciso 4: El número de personas atendidas en cada Oficina fue reducido para la entrega del informe Final a 60 personas por día, lo cual representa 7.5 clientes atendidos por hora. Este valor es sumamente conservador. Pretender atender sólo el 7% de los clientes por año es irreal, dado que representa un promedio de una atención por cliente cada más de 14 años.

Tomando en consideración la observación se puede reducir los 7.5 clientes atendidos por hora al valor mínimo de 5 clientes por hora, es decir 40 clientes por día.

El Consultor VAD revisará y corregirá el dimensionamiento del Call Center y las Oficinas de Atención al cliente teniendo en cuenta las observaciones y respuestas del presente documento.




Los costos de lectura del SEM determinados por el Consultor VAD (numeral 5.6.4.3 página 177) a clientes presentan las inconsistencias siguientes:

No se han estructurado los costos necesarios de las actividades que conforman el proceso de lectura de los medidores de energía del SEM. corno son la emisión de listados y la lectura de medidores. Daban considerarse los costos de h‐m de los equipos de cómputo, los materiales necesarios para la emisión de padrones de lectura y el costo de los recursos humanos para la




toma de lecturas.

El rendimiento diario de 281 lecturas por día se encuentra subestimado porque equivale a un minuto y cuarenta segundos por lectura para una jomada de ocho horas. Al respecto, teniendo en cuenta que los medidores de energía se encuentran ubicados en las fachadas de las viviendas de los clientes y que en promedio entre viviendas existe una distancia de 10 m, el rendimiento alcanza como mínimo 600 lecturas por jornada de trabajo.

Las actividades de lectura en zonas urbanas como es el caso del SEM no requieren el uso de motocicletas ni combustible, por lo que dichos costos deberán ser retirados.

El Consultor VAD deberá presentar los costos de lectura debidamente estructurados con el detalle de las actividades y los costos de las mismas y corregir los resultados presentados.


Inciso 1: Se considerará la observación en la determinación del costo de lectura.

Inciso 2 y 3: Como se expuso desde el Anexo D del Tercer Informe Parcial, el tiempo promedio por lectura es de 96 segundos, considerando una jornada de 8 horas con tan sólo media hora de descanso. En realidad, el tiempo útil destinado a la tarea de medición es significativamente menor, dado que además del descanso de media hora por refrigerio considerado se deben agregar los tiempos perdidos por traslados a la zona de medición, perdidas de eficiencia por razones como dificultad de acceso al medidor, medidor irregular, imprevistos, etc. Estas consideraciones hacen que el promedio por medición efectiva ronde los 60 segundos. Por tales motivos, se considera adecuado el valor determinado, más si se toma en consideración el valor utilizado en la regulación vigente que es de 230 lecturas diarias y referencias internacionales que se fijan en el orden de las 300 lecturas diarias en zonas menos concentradas que el SEM.

La sugerencia de considerar 600 lecturas por jornada resulta totalmente ajena a los valores reales y generaría deficiencias en la prestación del servicio. El máximo que podemos considerar equivale a un 10% por encima de la referencia internacional más eficiente, es decir, 330 lecturas diarias.

Nuevamente se explica que el uso de motocicletas y su combustible poseen una incidencia mínima sobre los costos, mientras que evita sobretiempos y sobrecostos de trasladar los lecturistas a la zona de medición, dado que si bien las casas están distanciadas en promedio 10 metros entre sí (existiendo zonas menos concentradas, donde este valor es mucho mayor), se observan zonas de medición muy distantes de la Unidad de negocios u oficina comercial donde el lecturista debe reportarse para iniciar y finalizar su jornada laboral.

Además de ser una práctica generalizada, se encuentra que el uso de motocicletas para la toma de lecturas es mucho más eficiente y económica que el uso de camionetas con chofer para el traslado de los lecturistas, lo que además agrega un sistema de comunicación con los lecturistas (celular o Handy) para que puedan ser ubicados y coordinar su traslado de regreso. Asimismo genera sobretiempos en aquellas lecturas que no poseen la distancia promedio entre sí, dado que el tiempo de desplazamiento peatonal es seis veces mayor que en motocicleta.

No obstante, se ruega observar que finalmente se compara el costo calculado con aquel proveniente de referencias de contratistas, tomándose el más conveniente que en este caso corresponde a tercerizar el servicio. De todos modos se incluirán las consideraciones de las presentes observaciones y respuestas.







Los costos de procesamiento, emisión y distribución de facturas determinados por el Consultor VAD (numeral 5.6.4.3 página 178) a clientes presentan las inconsistencias siguientes:

No se han estructurado los costos necesarios de las actividades que conforman el proceso de emisión y distribución de facturas del SEM, como son el procesamiento de las lecturas y los servicios de impresión de facturas y otros documentos informativos de periodicidad semestral exigidos en cumplimiento de la NTCSE. Deben considerarse los costos de h‐m de los equipos de computo, los materiales necesarios para la emisión de facturas y oíros documentos y el costo de las recursos humanos para el procesamiento y emisión

Los costos presentados no están optimizados por cuanto se están considerando costos diferenciados para la distribución de facturas y de otros documentos, debe considerarse que en los casos que se requiera distribuir otros documentos se aprovechará el reparto de las facturas obteniendo así economías de escala y optimización de costos.

Respecto a los costos de impresión de facturas y otros documentos, los costos presentados son elevados, se debe tener en cuenta que servicios similares de impresión como es el caso de fotocopias tienen un costo de 0.07 céntimos de S/, que dista mucho de los 0.73 céntimos de S/. propuestos por el Consultor VAD. De igual forma, el costo de distribución da otros documentos equivalente a S/. 1.04 es innecesario al estar incluidos en los costos de reparto, por lo que debe ser retirado.

El Consultor VAD deberá presentar los costos de procesamiento, emisión y distribución de facturas debidamente estructurados con el detalle de las actividades y los costos de las mismas y corregir los resultados presentados.


Inciso 1: Se modificará la estructuración de los costos necesarios para las actividades que conforman el proceso de emisión y distribución de facturas del SEM. Asimismo, se aclara que ambos grupos serán analizados por separado. La emisión y distribución de los documentos informativos semestrales exigidos ya se encontraba incorporado.

Los costos resultantes son:




FACTURACIONPorcentaje de refacturaciones 0.50%Porcentaje de otros documentos (% sobre facturas emitidas 34%

DESCRIPCION Cantidad UnidadCosto

UnitarioCosto Total

Materiales Impresión de facturas 1 060 211 Cantidad anual 0.22 232 152 Materiales Impresión de otros documentos 356 054 Cantidad anual 0.22 77 964 Personal Impresión (tercerizado) 1 416 265 Documentos 0.18 254 928 Supervisor Impresión 1 Supervisor 61 247 61 247 PC, materiales, muebles y útiles 10% % 6 125 6 125 TOTAL 632 416

TOTAL por cliente_año (S./Cliente_año) 7.194

Lo que equivale a un valor de 0.142 USD/documento

DISTRIBUCIÓNPorcentaje de refacturaciones 0.50%Porcentaje de otros documentos (% sobre facturas emitid 34%


UnitarioCosto Total

Distribución de facturas 1 054 936 Cantidad anual 0.29 305 931 Asociación de otros documentos a facturas clientes 354 283 Cantidad anual 0.05 17 714 Supervisor Distribución 1 Supervisor 61 247 61 247

TOTAL 384 892


Lo que representa un valor de 0.116 USD/envío

El costo unitario por documento impreso incluye los costos de materiales, equipos de cómputo y el personal asignado.

Inciso 2: La distribución de los otros documentos será asociada a la distribución regular de facturas, como puede observarse en el cuadro precedente.

Inciso 3: Como se indicó previamente el costo unitario por documento impreso incluye los costos de materiales, equipos de cómputo y el personal asignado.

Se retirará el costo de reparto por separado de los Otros Documentos, aunque haciendo la aclaración de que se incorpora un monto mucho menor por las labores de asociación de los mismos a las facturas mensuales de los clientes.

Comentario Final: El detalle de los costos de cobranza con personal propio se expone a continuación: COBRANZA

Facturas a cobrar al año 1 054 936 Productividad de cajeros (facturas cobradas al día) 420


UnitarioCosto Total

Cajeros 10 cajeros 36 414 364 143 Muebles y útiles, equipos 15% % 14 649 63 808 Costo extra de seguridad y vigilancia 3 guardias 61 247 183 741 Supervisor cajeros 1 supervisor 61 247 61 247 Otros gastos diversos seguridad 10% % 6 125 18 374 Costos traslado de capital y seguro 0.75% % cobros 159 336 TOTAL 850 649





El mismo fue comparado con los costos de efectuar las cobranzas mediante la contratación de terceros, como se muestra a continuación: COBRANZA% cobranzas en CAR 2%% cobranzas en CAR interconectados 18%% cobranzas en CAS 0%% cobranzas en Bancos 30%% cobranzas en ventanillas 50%


UnitarioCosto Total

Comisión por cobranza CAR 21 099 Cantidad anual 0.27 5 697 Comisión por cobranza CAR interconectados 189 888 Cantidad anual 0.40 75 955 Comisión por cobranza Bancos 316 481 Cantidad anual 0.56 177 229 Comisión por cobranza Ventanillas 527 468 Cantidad anual 0.50 263 734

TOTAL 522 615


Lo que representa un valor de 0.158 USD/envío

Eligiéndose la tercerización del servicio como opción más eficiente. No obstante se incorporará el análisis de la cobranza con personal propio en el Informe Definitivo.




Los costos de cobranza de facturas del SEM determinados por el Consultor VAD (numeral 5.6.4.3 página 181) a clientes presentan las inconsistencias siguientes:

No se han estructurado los costos necesarios de las actividades que conforman el proceso de cobranza del SEM, como son la atención en ventanillas de pago y el arqueo y liquidación de dinero. Deben considerarse los costos de h‐m de los equipos de cómputo, los materiales necesarios para la cobranza y el costo da los recursos humanos para la cobranza, arqueo y liquidación,

Los costos presentados no están optimizados por cuanto se están considerando costos diferenciados para la cobranza en ventanillas del SEM y otros centros de recaudación. Debe entenderse que pueden existir alternativas de centros da pago distintos a las ventanillas de la empresa para brindar facilidades al usuario, lo cual no implica que se tengan que reconocer costos adicionales. La decisión de los usuarios de pagar los recibos en lugares distintos a las ventanillas implican que los costos adicionales deben ser asumidos directamente por ellos. Además debe considerarse que el establecimiento de convenios de cobranza de facturas con bancos y establecimientos comerciales, implica beneficios para dichos establecimientos debido al acceso de los clientes a sus instalaciones, lo que redunda en beneficios económicos que no deben ser asumidos por la empresa,




El Consultor VAD deberá presentar los costos de cobranza debidamente estructurados con el detalle de las actividades y los costos de las mismas y corregir los resultados presentados.


Inciso 1: El mismo fue efectuado pero no se consideró en los costos que componen el VAD, dada la conveniencia de tercerizar el servicio. La respuesta completa se brindó en la observación anterior.

Inciso 2: El servicio de cobranza fue estructurado en la proporción en que efectivamente es brindado por la empresa en la realidad. Se trata de la mejor estimación de la manera en que los clientes optan por realizar el pago del mismo, por lo cual, representa la realidad que la empresa tiene que asumir para realizar el cobro del servicio.

Asimismo, los bancos y aquellos centros de cobro descentralizados permiten al cliente abonar su factura no únicamente en las instalaciones de la empresa, lo cual conlleva un costo propio del servicio, pero también de la logística del dinero que se debe efectuar, con los costos de seguridad y comisiones que eso conlleva. Trasladar esos costos a los clientes no sería equitativo, dado que se estaría recargando a todos los clientes que no puedan abonar sus facturas en la Sede Central.




Costos de actividades relacionadas a la supervisión y fiscalización del OSINERGMIN

El Consultor VAD no establece claramente actividades relacionadas con el mantenimiento preventivo y/o correctivo de deficiencias establecidas en los diferentes Procedimientos de Supervisión (Instalaciones de Media, Baja Tensión y Subestaciones por Seguridad Publica, Operatividad de Alumbrado Público).

Por tanto se debe considerar dentro de O&M dichas actividades y por ende los gastos adicionales ocasionados para el cumplimiento de dichos procedimientos en cuanto a labores de inspección, asignación de recursos de la concesionaria para la atención de la supervisión del OSINERGMIN y del soporte de un sistema informático requeridos en los respectivos procedimientos (implementación y adquisición de software y hardware).


La supervisión de las actividades de operación y mantenimiento se encuentra considerada dentro de la estructura propuesta de personal. Los gastos adicionales generados por la actividad de supervisión directa son considerados en el punto de costos indirectos asociados a la Gestión y en las instalaciones no eléctricas consideradas. En las actividades de OyM se incluyen labores de inspección. Dentro de los costos de las instalaciones no eléctricas se incluyen los costos de aquellos sistemas informáticos requeridos en los respectivos procedimientos.







Precisar el monto y la forma en que están considerados los costos generados por la atención a los procesos de fiscalización por parte de OSINERGMIN.


Se entiende que la observación hace referencia a los costos relativos a los aportes a organismos reguladores. El cálculo se explica en la respuesta a la observación Nº 30 del Supervisor VAD, que se detalla más adelante.




Debe precisar y entregar el detalle de las referencias de los organismos oficiales que ha utilizado para definir los costos de las actividades comerciales.


Referencias de los organismos oficiales utilizadas para definir los costos de las actividades comerciales:

Estudio de Cálculo de VAD 2005 aprobado por OSINERG y disponible en su página web.

Referencias de tiempos y valores de mercado abonados por la distribuidora.

Referencias de contratistas y precios del mercado local.

Estudios de empresa de referencia para distribuidoras de Brasil, publicados en el sitio de la ANEEL (http://www.aneel.gov.br/). A modo de ejemplo se cita el link de la Distribuidora CEEE.

o http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/dspListaDetalhe.cfm?attAnoAud=2008&attIdeFasAud=322&id_area=13&attAnoFasAud=2008

Estudio Tarifario 2008 de empresas de Guatemala (DEOCSA‐DEORSA) aprobado por la CNEE y disponible en su página web (http://www.cnee.gob.gt/).







El Consultor VAD no incluye los aportes que realizan las empresas distribuidoras al COES, los cuales debe realizarse según lo indicado en el Art. 19 de la Ley 28832 y el Art. 34 del Reglamento del COES aprobado por el DS 027-2008 EM; por consiguiente el Consultor VAD debe incluir estos aportes en el Estudio del VAD.


Debe incluirse los aportes del COES, de acuerdo con el Art. 19 de la Ley 28832 y el Art. 34 del Reglamento del COES aprobado por el DS 027-2008 EM.


Serán considerados en el Informe Final definitivo los aportes realizados por la distribuidora al COES, según lo establece el Artículo 19 – Ley 28832 y reglamenta el artículo Nº 34 del Reglamento del COES aprobado por el DS 027-2008 EM. Los mismos totalizan 36 042 [USD/año], y son aplicados sobre la MT.



2.12 Optimización de los Costos de Gestión


Los costos indirectos determinados por el Consultor VAD (numeral 5.6.5 página 102) presentan las inconsistencias siguientes:

El Consultor VAD no ha desarrollado en su informe la metodología para la determinación de los costos Indirectos asociados a los costos de personal, Los ratios que permitan definir los mismos y los criterios de asignación al SEM.

Los resultados presentados no pueden ser auditados por cuanto no se presentan en el cuadro las cantidades da recursos humanos considerados, las áreas de infraestructura sobre las cuales se realizarán las estimaciones o los valores de VNR considerados.

Los cuadros no tienen totales que permiten realizar el seguimiento con los resultados de los cálculos, de las tarifas presentadas.

No se detalla en el informe las asignaciones de costos realizadas al SEM, así como los criterios considerados.

El Anexo D no contiene les detalles de cálculo justificativos del informe.

Por lo mencionado, el Consultor VAD deberá completar en su informe los detalles, sustentos y metodología de la determinación y asignación de los costos indirectos.





Inciso 1:

En el Informe Final se muestran los costos indirectos asociados al personal, contándose con un mayor detalle de los mismos, en el ANEXO D que acompañó la entrega del Informe. Se reiteran a continuación, disponiéndose del detalle en el ANEXO D entregado:

Cantidades Costos [USD]Sede

CentralSede

RegionalOficinas

ComercialesSede

CentralSede Regional

Oficinas Comerciales

Costo de limpieza USD / empl. Serv Terceros 153 153 153 28 374 4 882 1 983 Costo de seguridad y vigilancia USD / empl. Serv Terceros 381 381 381 70 934 12 204 4 958 Costo de electricidad y agua USD / empl. Mat 308 308 308 57 233 9 847 4 000 Costos de teléfono, internet, comunicaciones USD / empl. Mat 776 776 776 144 297 24 825 10 085 Costo mantenimiento de edificio m2 Serv Terceros 5.3 5.3 5.3 9 805 1 687 685 Costo mantenimiento de vehículos % sobre VNR vehículos Serv Terceros 5% 5% 63 555 16 579 Costo de mantenimiento de soft % sobre VNR (software) Serv Terceros 18% 18% 80 424 24 119 Costo de mantenimiento de hard % sobre VNR (hardware) Mat 10% 10% 48 833 14 645 Seguros % sobre VNR total Serv Terceros 0.06% 0.06% 50 291 12 070 Otros gastos diversos % costo personal Mat 5% 5% 5% 102 426 142 358 8 453

Cantidad InductorDESCRIPCION Naturaleza

Inciso 2: Los datos indicados se encuentran en el ANEXO D, permitiendo su completa auditoría. A continuación se muestran algunos ratios utilizados de costos por empleado:

Costo Indirecto[USD /

empl_mes]Teléfono 64.65 Electricidad 25.64 Limpieza 12.71 Vigilancia 31.78 Mtto Edificio 0.44

Inciso 3: Los archivos entregados tanto en el ANEXO D como en el ANEXO C, permiten una completa auditoría, pudiéndose corroborar la incidencia de cada costo en los resultados presentados.

Inciso 4: La asignación de costos al SEM puede auditarse en los totales de costos del archivo “Resumen ER.xls”, incluido en el ANEXO D. La asignación de costos al SEM se realiza en función a su proporción sobre las ventas, lo cual será incorporado al cuerpo del informe.

Inciso 5: Se ampliarán las explicaciones en el Informe Definitivo pero cabe aclarar que en los ANEXOS D y C se incluyeron todos los componentes de costos de OyM, permitiéndose una auditoría completa de los mismos.


El consultor VAD ha presentado las partidas consideradas dentro de los costos indirectos y los resultados de la optimización de los mismos. Al respecto el principal aspecto observable es la no inclusión en el informe de los aspectos metodológicos para la asignación de los costos indirectos de la organización centralizada al SEM y que se haya utilizado un único inductor de asignación (ventas de energía). Los ratios considerados en el cuadro de resultados no tienen ninguna referencia que justifique los valores adoptados. El análisis efectuado al Anexo D indica que los ratios considerados no tienen ningún sustento que demuestre como fueron calculados, ya que los valores existentes en la hoja “Datos generales” no tienen ninguna referencia que permita auditar los valores expresados. En conclusión las observaciones planteadas no han sido subsanadas.


Los costos por aportes a organismos reguladores determinados por el Consultor VAD (numeral 5.7.1 página 183) presentan las inconsistencias siguientes:




El Consultor VAD no ha indicado que en concordancia con el DS. N 57‐2006 EM (numeral 5.1 de la norma de procedimiento de auto liquidación de aportes de empresas del subsector electricidad), que el aporta calculado corresponde a las liquidaciones mensuales realizadas por la empresa,

No se han presentado las liquidaciones efectuadas por la empresa distribuidora,

Existe un error tipográfico en el informe donde se señala qua el 2004 es considerado como el año base de cálculo cuando debe tornarse al año 2008

El Consultor VAD deberá presentar las liquidaciones mensuales efectuadas por la empresa, validar el monto de aportes considerado y corregir los resultados da ser el caso.


Inciso 1 y 2: El cálculo de los aportes realizados a los organismos reguladores fue realizado en función de la facturación definida en la revisión y validación de antecedentes (Formatos C - Primer Informe Parcial). En la entrega del Informe Final Definitivo se corregirá la fuente, tomando en consideración las liquidaciones mensuales realizadas por la empresa, según lo dispuesto en el DS Nº 057-2006-EM, las cuales se citan a continuación:

Facturación Mensual en S/., año 2008MES MT BT AP TOTAL

Enero 6 352 115 10 220 701 960 355 17 533 171Febrero 6 119 108 9 717 334 908 780 16 745 222Marzo 6 227 627 10 371 267 945 767 17 544 660Abril 6 204 283 9 952 309 877 017 17 033 609Mayo 5 840 403 9 325 176 898 006 16 063 585Junio 5 917 026 9 292 654 879 895 16 089 574Julio 5 695 463 9 942 865 862 322 16 500 650Agosto 5 924 832 10 053 822 871 811 16 850 466Septiembre 5 615 903 9 541 217 848 505 16 005 625Octubre 6 457 803 9 810 326 877 933 17 146 061Noviembre 7 676 518 10 588 343 934 600 19 199 461Diciembre 7 716 979 11 511 048 1 072 083 20 300 110ENOSA [S/.] 75 748 059 120 327 061 10 937 074SEM [S/.] 24 425 034 38 799 576 3 526 670 SEM [USD] 7 773 722 12 348 687 1 122 428

Generando los siguientes costos de aportes a organismos reguladores:

Aportes al Ente ReguladorNivel Facturación Aportes USD

Media Tensión 7 773 722 77 737 Baja Tensión 12 348 687 123 487 Alumbrado Público 1 122 428 11 224

Total 21 244 837 212 448

Inciso 3: Efectivamente existía el error tipográfico citado, que ha sido corregido.






2.13 Tarifas de Distribución Eléctrica


El Consultor VAD no incluyo la metodología, criterios, cálculos y resultados da la determinación de la proporción de costos fijos y costos variables para el cálculo de los factores de economía de escala del Cargo Fijo, VADMT VADSED y VADBT. Además, no presenta dichos factores de economía de escala. De acuerdo con lo establecido en el numeral 7 de los Términos VAD. El Consultor VAD deberá presentar los resultados de los factores de economía de escala, sustentando los mismos con el detalle de la proporción de Costos fijos y variables, del Cargo Fijo, VADMT, VADSED y VADBT.


La observación es incorrecta, dado que se presentó el sustento y desagregación de los costos que componen cada uno de los cargos, divididos en fijos y variables. En el cuerpo del informe se aclara:

“En el caso del Cargo Fijo, se ha considerado como costos fijos los costos de personal propio, de soporte de sistemas e informáticos y los servicios complementarios; mientras que los costos variables son compuestos por los costos de los diversos suministros restantes y los servicios de terceros.

En el caso de los VADMT y VADBT, se ha considerado como costos fijos a los costos de capital, y los costos de personal propio, de soporte de sistemas e informáticos y los servicios complementarios; mientras que los costos variables son compuestos por los costos de los diversos suministros restantes y los servicios de terceros. El costo de capital ha sido considerado como componente de costos fijos, dado que la anualidad del VNR considera la red óptima para cubrir la demanda durante el período completo del presente Estudio.”

Entregándose el detalle de la composición de cada costo en fijos y variables en el archivo “Resumen ER.xls”. Junto al Informe Definitivo se entregará un archivo con el detalle del cálculo de cargos. Asimismo, se incluirá el cálculo del VADSED.




El Consultor VAD no Incluyo la metodología, criterios de cálculos y resultados de la determinación de la proporción de los rubros de productos nacionales, productos importados, cobre y aluminio del VADMT, VADSED y VADBT, de acuerdo con lo estableado en el numeral 7 de los Temimos VAD, necesarios para determinar las fórmulas de actualización de las tarifas.


Junto al Informe Definitivo se entregará un archivo con el detalle del cálculo de las fórmulas de ajuste.







El Consultor VAD en el numeral 6 de su informe, no ha calculado el VADSED. El Consultor VAD debe presentar el cálculo del VADSED de acuerdo a lo señalado en el numeral 7.3 de los Términos VAD.


Se incorporará el cálculo del VADSED, el cual será entregado junto al Informe Definitivo.




El Consultor VAD en el numeral 6.4 de su informe, no ha presentado la proporción de los costos variables y fijos para los años 2009, 2010, 2011 y 2013 para la determinación de los factores de economía de escala.


Junto al Informe Definitivo se entregará un archivo con el detalle del cálculo de los factores de economía de escala.




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


Se considerarán las observaciones formuladas, en la determinación de los VAD y Cargos Fijos, fórmulas de actualización y factores de economía de escala.




Se solicita que el consultor discrimine y detalle cada una de las actividades que reconoce el Cargo Fijo, es decir que importes y porcentajes asociados están destinados a las actividades de: Lectura de Medidores,




Proceso de Facturación, Distribución de Recibos y Gestión de Cobranza, detallando el análisis de costos de cada actividad, reiterando que no es suficiente contar con un resultado económico razonable, sino que a su vez se disponga de una distribución de costos coherente con la realidad.

Enfatizamos que el resultado del análisis de Cargo Fijo, debe presentarse de manera disgregada según el tipo de medición: CFE, CFS y CFH.


En el ANEXO D entregado conjuntamente al Informe Final puede apreciarse la desagregación solicitada, la cual se muestra a continuación:

Cargos fijos MensualesCFE CFS CFH

Lectura de Medidores S. / Año 402 616 9 630 1 588Emisión de Facturas S. / Año 629 841 2 226 349 Reparto de Facturas S. / Año 383 325 1 355 212 Cobranza S. / Año 520 487 1 840 288 Supervisión Directa S. / Año 1 257 026 4 444 696 CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) S. / Año 3 193 294 19 495 3 134

Concepto Unidad

El detalle de cada actividad se encuentra en el mismo Anexo, habiéndose ampliado la misma en función a las observaciones recibidas.


2.14 Resultados VAD

Como puede observarse, se plantea una reducción del VAD en MT, lo cual es inaceptable, con el agravante de que esto significaría que es más barato suministrar un KW en el sector típico 2, con respecto al sector típico 1.

Por otro lado, el valor del VAD para este sector típico, desde noviembre del 2005 hasta abril del 2009 se ilustra en el grafico siguiente:




Como puede observarse, el valor del VAD a lo largo del tiempo no ha tenido variaciones mayores, a pesar de que el precio de metales, equipos y materiales utilizados en los sistemas de distribución si han sufrido incrementos apreciables en el mismo periodo.

En cuanto al costo de VAD, el consultor ha planteado una reducción del VAD en MT, lo cual es inaceptable, con el agravante de que esto significaría que es más barato suministrar un KW en el sector típico 2, con respecto al sector típico 1.

El valor del VAD a lo largo del tiempo no ha tenido variaciones mayores, a pesar de que el precio de metales, equipos y materiales utilizados en los sistemas de distribución si han sufrido incrementos apreciables en el mismo periodo.

Lo indicado significa que los factores de actualización del VAD no reflejan necesariamente la variación del precio del cobre y aluminio, entre otros. Por este motivo, es necesario que los costos de equipos y materiales no se establezcan en función directa de dichos precios, sino en base a las adquisiciones




realmente efectuadas por las empresas distribuidoras, cuyo sustento ha sido presentado por las mismas a la GART, con motivo de la elaboración de sus respectivos SICODI.


Excede nuestro alcance comparar el VAD de MT con los resultados de VAD de MT del ST1. Además, el resultado para el ST1 no es definitivo y ha sido de público conocimiento recién el día de la Audiencia Pública, posterior a la presentación del informe final.

En verdad desconocemos si es o no aceptable para la empresa una reducción del 2% en el VAD de MT o si debiera ser más barato o más caro suministrar un kW en el ST2 que en el ST1. Lo que si sabemos y es una exigencia saberlo, es que el estudio se basa en el SEM de Piura y responde a todas las exigencias de los TdR. Si comparamos el VNR óptimo de MT con el VNR real de MT del SEM, podremos apreciar que el resultado óptimo arroja resultados superiores al VNR real, resultado que hemos sustentado en el informe.

Nótese que los TdR, no plantean que el consultor VAD realice ajustes a los resultados para que guarden alguna relación con los VAD vigentes. La intuición puede indicarnos que el resultado deba ser más elevado o más reducido que el resultado que se obtuvo para otro ST o con respecto a los valores vigentes. Lamentablemente la intuición no es un sustento válido para defender un estudio. Desde principio de año se ha estado trabajando arduamente en este estudio: tanto el OsinergMin, el Consultor VAD, el Supervisor VAD como la misma empresa. Mediante observaciones concretas realizadas por OsinergMin, Supervisor VAD y la empresa se han ido puliendo los cálculos, buscando respaldos y justificaciones para cada punto del cálculo entero. Respetamos que pueda llamar la atención cuando se compara con los valores vigentes o con otro ST, sin embargo no es suficiente argumento para que ello cambie los resultados de alguna forma.

Con respecto al VAD de BT, no nos queda claro el punto de la observación.

En relación al último párrafo, entendemos que el mismo apunta a cambiar la metodología planteada en los mismos TdR, con lo cual no nos compete a nosotros como Consultor VAD contestarla.



2.15 Otras


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


Efectivamente serán actualizados los Formatos D para que reflejen los cambios suscitados por las presentes observaciones.






ENOSA Observación 20 Tercer Informe – Cargos Fijos-

No se encuentran detallados, haciendo necesario una revisión que permita conocer el detalle de la determinación del valor de Cargos Fijo a fin de justificar el incremento. CARGO FIJO (CFE).

Respuesta

El detalle de la composición de los Cargos Fijos se encuentra en el Anexo D entregado junto al Informe Final. Asimismo, se incluye un detalle de su composición en citado Informe. En la entrega del Informe Definitivo se amplía el detalle de la composición del mismo, y también se incorpora la cotización detallada de los servicios brindados por terceros.



ENOSA Observación 35 Tercer Informe – Cargos Fijos-

El Cargo Fijo cubre los costos en que incurre la empresa para realizar las actividades de toma de lecturas, el procesamiento de los recibos, la emisión, distribución y cobranza. La estructura de costos del cargo fijo semestral considera que el consumo de los clientes es registrado dos veces por año, con reparto de recibos de manera semestral y cobranza mes a mes.

Las empresas de distribución a fin de disgregar los importes facturados por este concepto, toma como base la composición porcentual de cada una de las actividades que conforman el Cargo Fijo, por lo que es de suma importancia la correcta asignación del peso de cada una de ellas en el importe del Cargo Fijo que determine el estudio del Consultor VAD para el período noviembre 2009- octubre 2013.


Se tomaron en cuenta las consideraciones que componen la Observación Nº 35 y sus incisos, tanto en el cálculo de las actividades que componen los cargos fijos como en su fundamentación en el cuerpo del Informe Final Definitivo.



Informe Analisis de Absolucion de Observaciones S2...El resultado arrojó 3.1 km. Asumiendo que la...

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