SUPERVISION DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL … · Obs. 1 El modelo utilizado por el Supervisor...

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VVAALLOORR AAGGRREEGGAADDOO DDEE DDIISSTTRRIIBBUUCCIIOONN ((VVAADD))

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EELLÉÉCCTTRRIICCAA

CONCURSO PUBLICO Nº 0054-2008-OSINERGMIN

Preparado Para:

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

Elaborado por el Consorcio:

Octubre 2009

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Consorcio PEPSA – IT - COSANAC

Informe de Análisis de las Opiniones y sugerencias respecto a la Prepublicación de las Tarifas de Distribución Eléctrica – Sector Típico 1

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INFORME DE ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA PREPUBLICACIÓN DE LAS TARIFAS DE

DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

INDICE

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 2 2. OBSERVACIONES DE EDELNOR ........................................................................ 2 3. OBSERVACIONES DE LA EMPRESA LUZ DEL SUR ........................................ 48 4. OBSERVACIONES DE LA EMPRESA PA CONSULTING SERVICES ............... 64 5. OBSERVACIONES PLANTEADAS POR RAFAEL LACA .................................... 77

ANEXOS

Anexo 1 : Costos actualizados de materiales

Anexo 2 : Cálculo del Costo Promedio del Área de Terreno de las SEDs

de EDELNOR.

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INFORME DE ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA PREPUBLICACIÓN DE LAS TARIFAS DE

DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 1. INTRODUCCIÓN

Los comentarios u observaciones que se absuelven en el presente documento corresponden a los recibidos después de la Pre-Publicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas de Distribución Eléctrica aplicables al periodo comprendido entre el 01 de noviembre del 2009 y el 31 de octubre de 2013 para el Sector Típico 1. Los comentarios recibidos corresponden a las siguientes personas jurídicas y/o naturales: • Empresa EDELNOR S.A.A. • Empresa Luz del Sur S.A.A. • PA Consulting Services S.A.C. • Sr. Rafael Laca Las observaciones alcanzadas han sido resumidas y/o consolidadas en grupos a efectos de facilitar su respuesta, y se han dejado algunos títulos o numerales que constan en los documentos originales para la ubicación respectiva. Aquellos comentarios u observaciones que se identificaron como repetitivos se absuelven citando el comentario u observación donde fueron atendidos inicialmente. El estudio del Supervisor VAD ha sido realizado de manera integral de acuerdo con los Términos de Referencia. En particular, para el diseño de la Empresa Modelo se ha considerado, el Mercado Eléctrico existente y se ha modelado la red técnico económica adaptada a la demanda y dimensionando sus costos de Operación y Mantenimiento (OYM) técnicos, comerciales e indirectos.

2. OBSERVACIONES DE EDELNOR (2. Observaciones de Carácter General.) (2.1 Incumplimiento de los Términos de Referencia (TR)) Obs. 1 El modelo utilizado por el Supervisor efectúa el proceso de

optimización de la red considerando por separado los componentes de la red de MT, las subestaciones y la red de BT, incumpliendo lo establecido en el N° 6.1.4 de los TR.

Rpta: El Supervisor VAD utilizó un método secuencial integrado que

cumple con el requerimiento de la evaluación conjunta de las distintas etapas. En este sentido, el modelo de cálculo de BT consideró la “Red de media tensión (MT) Asociada”, entendiéndose por tal a componente de la red de MT en función de la cantidad de

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Subestaciones de Distribución. Como se puede constatar se utilizan adicionalmente módulos de cálculo que conforman el modelo general y éstos hacen referencia a la red de MT asociada tales como: longitud, costo inicial, inversiones futuras, costo de operación y mantenimiento (O&M) y pérdidas. El método permite optimizar los componentes de más de una zona de baja tensión (BT) que comparten una sola red de MT (optimización conjunta). Además, cabe señalar que las zonas de MT subterráneas se han optimizado en conjunto, como corresponde a una planificación adecuada, ya que un alimentador de MT puede abastecer a Subestaciones de Distribución de distintas zonas de BT. Por lo señalado, la apreciación de EDELNOR es infundada, ya que el modelo utilizado por el Supervisor VAD ha efectuado el modelamiento de la red en forma integral, tal cual se explicó líneas arriba y se detallo en el mismo informe del Estudio del VAD. Conclusión: No se acoge la observación.

Obs. 2 El modelo del Supervisor no realiza el diseño de las redes

cumpliendo la NTCSE y se exceden las caídas de tensión (+/-5%) en la red de BT según lo estipulado en el N° 6.1.6 Y el 4° punto del Cap. 6 de los Términos de Referencia (TR).

Rpta: La Observación de EDELNOR resulta inexacta.

El supervisor VAD diseño las redes de distribución cumpliendo los requerimientos de la NTCSE y la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), que señala que la caída máxima de tensión en los alimentadores no debe superar el 5%. En este sentido, la siguiente Tabla permite comprobar que el Supervisor VAD ha obtenido una red más robusta que la propuesta por el Consultor VAD en cuanto a las secciones de los conductores. Se entiende que cuanto más grande es la sección del conductor eléctrico se tienen menores pérdidas y menores caídas de tensión.

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Potencia SED

KVA Consultor Supervisor

630 771 989250 1116 2454160 2022 0100 1542 144475 0 8050 6 037,5 91 160Total 5548 5127

Consultor Supervisor

3x1x400 1232,6 1991,73x1x240 60,4 0,03x1x150 0,0 661,23x1x120 68,8 0,03x1x25 1544,9 0,0Total 2906,7 2652,9

Consultor Supervisor

3x1x150 0,0 760,53x1x120 83,9 1281,13x95 610,0 1365,43x70 218,5 0,03x50 1248,2 1521,63x35 280,9 0,03x25 2980,3 0,0Total 5421,8 4928,6

Sección Red Subterránea BT

Sección Red Aérea BT

Cantidad

Cantidad

Cantidad

Comparación de Secciones Red BT y Potencias de SED

Troncal (Al) Ramal (Al) Troncal (Al) Ramal (Al)MAD 630 400 25 630 400 400AD1 250 120 25 250 150 120AD2 160 95 25 250 150 95MD 160 70 25 100 150 50BD 100/50 70 25 75 120 50

SED (KVA)

SupervisorSector de Densidad

Resultados SED y Red BT por Sector de Densidad

SED (KVA)Sección Sección

Consultor

Del análisis de las tablas presentadas se desprende que las secciones determinadas por el Supervisor VAD resultan mayores y más robustas para los alimentadores troncales y ramales. Lo que demuestra que las caídas de tensión obtenidas por el Supervisor VAD son menores inclusive que las propuestas por el Consultor VAD. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

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Obs. 3 Se incumple lo establecido en el N° 6.1.9 de los TR, donde se

indica que las pérdidas estándares comerciales se determinarán considerando los remanentes de pérdidas inevitables, relacionadas con las actividades de facturación, nuevos suministros y actualizaciones de condiciones de contrato de suministro.

Rpta: El Artículo 143 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

(RLCE) señala que las pérdidas estándares comerciales no debe superar el 50% de las pérdidas físicas. Luego de un análisis de los resultados que vienen obteniendo las empresas distribuidoras se ha encontrado que la mayoría de las empresas no han alcanzado reducir las pérdidas a los niveles fijados como objetivo en la prepublicación del VAD.

La empresa Luz del Sur tiene una pérdida total real de 6,4% (ver figura). A partir de ella, considerando las pérdidas técnicas estándar reconocidas, se calculan las pérdidas comerciales, las mismas que ascienden a 2,08% tal como se muestra en la tabla de Cálculo de Pérdidas No Técnicas Estándar.

Empresa Pérdidas Estándar

Pérdidas Reales

Edecañete 5.5% 8.8%

Edelnor-Resto 6.6% 7.7%

Edelnor-Lima 6.6% 7.7%

Electro Oriente 7.2% 9.8%

Electro Puno 7.8% 12.3%

Electro Sur Este 8.4% 10.5%

Electro Sur Medio 5.0% 11.5%

Electro Ucayali 6.3% 8.3%

Electrocentro 9.0% 9.2%

Electronoroeste 5.6% 9.5%

Electronorte 7.2% 8.9%

Electrosur 7.0% 8.0%

Hidrandina 6.8% 9.4%

Luz del Sur 7.0% 6.4%

Seal 7.2% 10.5%

Sersa 9.7% 14.4%

Porcentajes de Pérdidas Estándar y Pérdidas Reales - Año 2008

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

Ede

cañe

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Ede

lnor

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lnor

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Ele

ctro

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Ele

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sur

Hid

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Luz

del S

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Sea

l

Ser

sa

Pérdidas EstándarPérdidas Reales

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En el caso de la empresa EDELNOR, ésta no ha alcanzado aún el valor vigente reconocido en la tarifa (2,85%). Esto se debe según manifiesta la concesionaria a que la reducción de las pérdidas comerciales requieren de mucho esfuerzo y tiempo para lograr los valores estándares propuestos en la Pre-publicación. La empresa modelo estudiada, aún considerando las pérdidas actuales comerciales estándares reconocidas, no alcanza a cerrar la diferencia entre las pérdidas reales y las pérdidas estándares totales por las razones indicadas por la concesionaria. Con la finalidad de fijar una señal de eficiencia que al menos permita que la empresa modelo alcance el nivel de pérdidas comerciales del 2,08%. Sería razonable mantener el valor vigente de pérdidas comerciales estándar vigente en la tarifa de 2,85% con la exigencia de que éste valor se reduzca anualmente hasta que se alcance el valor de 2,08% en un periodo de dos fijaciones tarifarias (8 años). Dicho valor (2,08%) sería revisable al término del periodo de ajuste o cuando el Regulador lo considere razonable.

Conclusión: Se acoge la sugerencia en el sentido señalado.

(2.2 Cambios de Criterios Introducidos en la presente Regulación) Obs. 4 Se está considerando para MT y BT cables subterráneos con

conductores de aluminio en lugar de cobre debido a su menor

Cálculo de Pérdidas No Técnicas Estándar

Pérdidas Reales

Empresa Sector Tensión Ventas (MW.h)

Luz del Sur 1 BT 3,286,895Luz del Sur 1 MT 2,024,949

5,311,844

Compras Reales (MW.h) 5,674,820Pérdidas Reales (MW.h) 362,976Porcentaje de Pérdidas Reales 6.40%

Pérdidas Estándar Noviembre 2009 - Octubre 2013

Empresa Sector Tensión Ventas (MW.h)

Compras (MW.h)

Luz del Sur 1 BT 3,286,895 3,624,837 Ventas x PEMT x PEBTLuz del Sur 1 MT 2,024,949 2,050,260 Ventas x PEMT

5,311,844 5,675,098

Pérdidas Estándar (MW.h) 363,254Porcentaje de Pérdidas Estándar 6.40%

Factores de Expansión de Pérdidas EstándarPEMT 1.0125 PEBT 1.0892

Pérdidas Estándar TotalesMT 1.23% BT 8.19%

Pérdidas Técnicas EstándarMT 1.23% BT 6.11%

Pérdidas No Técnicas EstándarMT 0.00% BT 2.08%

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costo como consecuencia de la coyuntura actual. En las dos fijaciones anteriores resultó más conveniente el uso de cables con conductores de cobre. La regulación tarifaria debe tener reglas estables y no volátiles.

Rpta: Los Términos de Referencia de los estudios del VAD exigen la

evaluación técnico-económica de las tecnologías adaptadas, en tal sentido se evaluó el uso de los conductores de Cobre y Aluminio como material, seleccionándose el conductor de Aluminio. Dicha solución fue considerada también en los informes del Consultor VAD. Respecto a la afirmación de EDELNOR que dicha selección es coyuntural, dicha apreciación resulta infundada, dado que el menor costo del aluminio respecto del cobre viene ocurriendo por más de 40 años con diferencias fluctuantes. Ello ha llevado a que diversos organismos regulatorios en la región (incluido el de Chile cuyo país es un gran productor de cobre), hayan determinado también el uso del aluminio dentro de las soluciones eficientes. El concepto del sistema económicamente adaptado señalado en la Ley de Concesiones Eléctricas, conduce a un reconocimiento de inversiones eficientes entre las tecnologías vigentes. En este caso, la evaluación técnica-económica de los conductores eléctricos que compararon los conductores para una capacidad de conducción equivalente, determinaron en el Estudio, que el conductor de aluminio resulta el más eficiente. Tal como muestran las siguientes Figuras.

Costo Total de Conductores en función de la corriente (Red Subterránea MT)

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

0 50 100 150 200 250 300I(A)

CT

(US$

/km

)

CU 3x185 CU 3x95 CU 3x35 AL 3x300 AL 3x150 AL 3x50

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Costo Total de Conductores en función de la corriente (Red Subterránea BT)

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

0 50 100 150 200 250 300

I(A)

CT

(US$

/km

)

CU 3x185 CU 3x95 CU 3x35 AL 3x300 AL 3x150 AL 3x50

Conclusión: No se acoge la sugerencia. Obs. 5 Para la red MT se está descartando el sistema con neutro

aislado y su sistema de protección homopolar asociado, el cual ha sido considerado en fijaciones anteriores. A cambio se está considerando poner a tierra el neutro a través de transformadores zig-zag y con un sistema de protección basado fundamentalmente en fusibles. La efectividad del empleo del sistema con neutro puesto a tierra mediante bobina zigzag, es inviable en Lima. En Villa El Salvador el neutro está puesto a tierra y aún así requiere protección homopolar.

Rpta: La apreciación de EDELNOR es inexacta. La adopción del neutro a

tierra a través de la bobina zig-zag, no descarta utilizar relés homopolares para asegurar el funcionamiento de las protecciones. La adopción del neutro a tierra a través de la conexión zig-zag permite un mayor grado de selectividad en la red mediante el empleo de fusibles, (los que por otra parte son previstos también en el estudio del Consultor VAD) y la aplicación de sistemas sencillos de detección del paso de la corriente del cortocircuito. En síntesis, la instalación del neutro a tierra a través de la bobina zig-zag permite una mejor calidad de servicio, lo que significa un beneficio para los usuarios y la misma empresa distribuidora, sin afectar negativamente las condiciones de seguridad, previendo el empleo de la protección homopolar en los interruptores de los alimentadores MT.

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El Perú es uno de los pocos países en el mundo que no adopta aún esta tecnología (neutro puesto a tierra) que resulta mucho más segura, confiable y económica; y que desde hace más de 80 años se viene utilizando de manera preponderante en todo el mundo, basta citar a Paulino Montané1 uno de los varios autores que así lo señalan:

“Inicialmente, el tratamiento del neutro era aislado, es decir, no conectado a tierra. El argumento más sencillo para justificar esta tendencia es que, en caso de contacto de una fase a tierra, permitía –con el resto de la red en perfectas condiciones del aislamiento- seguir explotando el sistema o la instalación eléctrica durante un aceptable período de tiempo, en tanto la avería fuese localizada. Las limitaciones al uso de este sistema fueron apareciendo a medida que los sistemas eléctricos se mallaban y crecían en longitud, con el consiguiente aumento de las corrientes capacitivas a tierra. En consecuencia, por el efecto de extinción y reencendido del arco en el punto de contacto, los fenómenos de sobretensiones pasaron a ser importantes. Las razones que acabamos de señalar llevaron, hacia 1920, a que la mayoría de ingenieros se mostraran partidarios de que los sistemas eléctricos se conectaran con el neutro a tierra, lo que, en efecto, se hizo.”

Respecto al documento del Colegio de Ingenieros adjuntado como sustento de la observación, éste parte también del erróneo supuesto que se está reemplazando la protección homopolar por fusibles y relés de sobrecorriente, lo cual no es cierto, y por lo tanto no se toma en cuenta en todo aquello que se desprende de éste errado supuesto. Como ejemplo, cabe recordar, el lamentable accidente ocurrido hace más de 10 años en una festividad del día de Arequipa, cuando impactado por un cohete pirotécnico un cable de energía cayó sobre el Puente Grau de la ciudad y electrocutó a varias personas sin que la protección (neutro aislado) pudiera actuar, hecho que no hubiera ocurrido si el neutro hubiese estado conectado a tierra con la protección adecuada. Finalmente, previendo eventuales incrementos en la tasa inicial de fallas por la mayor sensitividad que tendría el sistema con neutro conectado a tierra, se previó en el estudio del Supervisor VAD, considerar costos de trabajos con tensión (TCT) a efectos de atenuar posibles salidas imprevistas (hecho no confirmado totalmente en la práctica y menos en Lima que no tiene grandes áreas arborizadas) durante los primeros años. Asimismo, en el extremo de no considerar el sistema propuesto por el Supervisor VAD, muchos de los costos considerados por el Consultor VAD no corresponden a actividades VAD (relés homopolares en clientes de MT) tal como se muestra en el cuadro adjunto; y deberían ser excluidos de los costos junto con los costos de TCT considerados por el Supervisor VAD.

1 Paulino Montané ‐ Protecciones en las Instalaciones Eléctricas – Evolución y Perspectivas, Ed. Marcombo – 2da. Edición. pp.14‐15.

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Sin perjuicio de lo anteriormente señalado, el Estudio del Supervisor VAD considera un mayor monto de inversión para el equipamiento de protección de la red relacionada al VAD, que el monto considerado por el Consultor VAD, tal como puede apreciarse en el siguiente cuadro, donde no se ha incluido el monto considerado por el Supervisor VAD para equipamiento de detección de fallas, que forma parte del costo de las subestaciones:

US$ US$

Celdas E y S 26 090 900

Interruptores 4 035 370

Seccionadores subterráneos 1 201 042

Reconectadores 1 823 953 1 267 100

Secc. fusibles 173 080 279 000

Seccionadores aéreos 203 365 38 100

Sub Total 35 721 604 32 911 512

Protección Homopolar - Cliente MT 0 13 192 205

Total 35 721 604 46 103 717

33 521 206

Supervisor VAD Consultor VADComponente

PROTECCIONES RED MT

En la respuesta a la observación 21 se agregan otros argumentos sobre la conveniencia de utilizar el Neutro a Tierra a través de la bobina zig-zag. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

Obs. 6 Se han modificado sin sustento los factores de ajuste que se

aplican a los metrados BT de la empresa modelo resultando en metrados muy por debajo del metrado de la empresa real. En las fijaciones anteriores los metrados resultaban muy similares. Aún si consideramos el metrado del modelo de la regulación del 2001 que arrojó una cantidad de km similar que la que obtiene el Supervisor con su modelo para el 2008. Este hecho nos deja ver una incongruencia significativa debido a que nos daría luego de 8 años, y con un crecimiento de la demanda de 40%, un resultado con similares longitudes de redes. El modelo empleado por el Supervisor aplica factores de ajuste no sustentados que dan como resultado final aproximadamente 1.000 km menos de longitud BT comparada con el metrado real.

Rpta: La afirmación de EDELNOR es inexacta. Los metrados obtenidos por

el Supervisor VAD son totalmente equivalentes con los de la Empresa Real, en comparación con los obtenidos por el Consultor VAD los cuales exceden largamente los de la Empresa Real. Los

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factores de ajuste empleados, están directamente vinculados con las vías electrificadas del mercado en estudio. Todo modelo a ser aplicado a un sistema debe representar el mercado eléctrico de la manera más fidedigna posible. El ajuste de la longitud de red modelada, debe realizarse considerando estrictamente las vías electrificadas. Los cálculos efectuados por el Supervisor VAD, a diferencia del Consultor VAD, tienen en cuenta este criterio y por lo tanto son correctos. A continuación se expone el proceso seguido para garantizar que el modelo asigne red de BT solamente en las vías actualmente electrificadas. Si se asigna a cada kilómetro de vía electrificada 2,0 kilómetros de red subterránea o 1,4 kilómetros de red aérea según corresponda, se obtiene el siguiente cuadro de ajuste por electrificación.

Red Calles Red CallesSubterránea 6 059 3 030 Subterránea 2 653 1 327

Aérea 2 544 1 817 Aérea 4 929 3 520Total 8 603 4 847 Total 7 582 4 847

Longitud (km)Sistema Actual

Sistema Adaptado

Longitud (km)

Equivalencia de Longitud de CallesAtendidas con Red

Diferencia deLongitud, observada

Por Edelnor(8.603-7582= 1021)

Red Calles Red CallesSubterránea 6 059 3 030 Subterránea 2 653 1 327

Aérea 2 544 1 817 Aérea 4 929 3 520Total 8 603 4 847 Total 7 582 4 847

Longitud (km)Sistema Actual

Sistema Adaptado

Longitud (km)

Equivalencia de Longitud de CallesAtendidas con Red

Diferencia deLongitud, observada

Por Edelnor(8.603-7582= 1021)

En síntesis, se observa que la longitud de calles o vías electrificadas es idéntica en ambos casos (actual y adaptado). Por lo que el Supervisor VAD ha incorporado adecuadamente la cantidad de red subterránea y aérea que requieren las calles a electrificar, según el modelo de cálculo. La aplicación del concepto de la adaptación de las redes obtenidas mediante el modelado (proporción de redes aéreas y subterráneas) lleva al reconocimiento de 7 582 km de red para electrificar las 4 847 km de vías. La diferencia de longitud entre la red actual (8 603 km) y la longitud obtenida por el modelo (7 582 km) da cuenta de los 1 021 km observados por EDELNOR, quien de esta manera pretende que se desconozca los resultados obtenidos con el modelo y que se adopte simplemente la longitud de la red existente, criterio que no esta considerado en el proceso de cálculo, ni en los Términos de Referencia. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

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Obs. 7 Se impone un límite del 2% para las pérdidas no técnicas, sin sustento que lo respalde. En la fijación de 2005 se aprobó un 2,85% en base a un informe sustentado.

Rpta: La presente observación ha sido atendida en la absolución de la

observación 3.

2. Observaciones Referidas al VNR Obs. 8 (Numeral 3.1.1.1)

El Supervisor VAD no ha considerado los precios de las facturas del año 2008 presentadas por el Consultor VAD y en reemplazo de estas ha realizado estimaciones en base a regresiones, tomando precios de otros años y otras empresas del interior del país. Se deben considerar los precios de las facturas 2008 presentadas por el Consultor VAD las cuáles corresponden a precios de mercado Reales y con características técnicas adecuadas al Sector Típico en que se aplican. En el caso en que no se cuente con facturas de sustento, se podrán realizar estimaciones tomando como base facturas presentadas por las empresas y evitar el uso de otros cálculos teóricos que distorsionan el normal proceso de regulación tarifaria.

Rpta: La presente constituye una observación a la metodología de cálculo utilizada, la cual no podría aceptarse dado que ha sido una metodología utilizada en anteriores fijaciones tarifarias por parte del organismo regulador. Al respecto, la información básica para la determinación de los costos de materiales utilizados por el Supervisor VAD, fueron obtenidos considerando precios de mercado eficientes a través de diversas facturas y documentos de compra obtenidos de las empresas del país. Dicha información necesariamente requería ajustarse, dado que las facturas y los documentos de compra no se encuentran referidos a la misma fecha, y el precio internacional de los principales commodities constituyentes (acero, cobre y aluminio) han tenido una amplia variación durante el año 2008; por otro lado se requería preservar las diferencias relativas que necesariamente deben tener los equipos y materiales según su dimensión, capacidad y calidad, dado que no podía admitirse para efectos del modelamiento que un transformador o equipo de mayor capacidad cueste menos que uno de menor capacidad, etc. Dichas razones motivaron que se tuvieran que realizar análisis estadísticos a efectos de obtener una tendencia homogénea obtenida a partir de los propios precios de mercado sólo que referidos a una misma fecha base, fecha que ha solicitud del propio EDELNOR se homologó con la que actualmente se viene utilizando para determinar el VNR ante OSINERGMIN.

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Conclusión: No se acoge la sugerencia.

Obs. 9 (Numerales 3.1.1.1.1, 3.1.1.1.2, 3.1.1.1.3 y 3.1.1.1.5) El Supervisor VAD ha fijado costos de 33 materiales con documentos del 2007. Recomiendan a OSINERGMIN que tome en consideración las facturas 2008 y los valores presentadas por el Consultor VAD que corresponden a compras con precios reales de mercado dentro del periodo de evaluación, según el siguiente detalle: 1. Cable NYY 3x1x240 mm2 (Cod. B33): 67,45 US$/m. 2. Cable NYY 3x1x500 mm2 (Cód. CCB10): 129,39 US$/m. 3. Poste CAC 8/200/120/240 (Cód. PPC05 y PPC35): 88,94 US$/u. 4. Poste CAC 9/200/120/245 (Cód. PPC08) y PPC38): 136,79 US$/u. 5. Poste CAC 9/300/120/255 (Cód. PPC09): 204,81 US$/u. 6. Poste CAC 11/200/120/285 (Cód. PPC40): 174,21 US$/u. 7. Poste CAC 11/400/140/305 (Cód. PPC13): 233,00 US$/u. 8. Poste CAC 13/400/150/345 (Cód. PPC20): 294,00 US$/u. 9. Luminaria lámpara vapor Na 70 W (Cód. LLA01): 48,30 US$/u. 10. Luminaria lámpara vapor Na 150 W (Cód. LLA03): 59,09 US$/u. 11. Transf. Trif. Aéreo; 10/0,22kV, 100 KVA (Cód.TTA26): 4705,2 US$/u. 12. Transf. Trif.; 10/0,22kV, 100 KVA (Cód. TTV04): 4705,2 US$/u. 13. Transf. Trif. Aéreo; 10/0,22kV, 250 KVA (Cód.TTA36): 9357,1 US$/u. 14. Transf. Trif.; 10/0,22kV, 250 KVA (Cód. TTV12): 9591,2 US$/u. 15. Secc. Bajo carga, Fus. Limit. Tripolar,10/12 kV (Cód. SS104): 1922,8 US$/u. 16. Secc. Bajo carga, soplado, Tripolar,10/12 kV (Cód. SS105): 1760,0 US$/u. 17. Secc. Fusible (Cut Out), 100 A, 13,5 kV (Cód. SSE09): 58,45 US$/u. 18. Secc. Fusible (Cut Out), 200 A, 13,5 kV (Cód. SSE09): 90,28 US$/u. 19. Varilla anclaje con ojo guardacabo, 2400x16 mm (Cód. RVV04): 13,5 US$/u. 20. Bóveda concreto para puesta a tierra (Cód. GXX06): 7,5 US$/u. 21. Sales, geles (Cód. GXS01): 10,2 US$/u. 22. Aislador Extensor polimérico 25 kV para Cut Out (Cód. AUM05): 55,91 US$/u. 23. Conductor de AA desnudo 50 mm2 (Cód. CAA09): 0,78 US$/m. 24. Conductor de AA desnudo 185 mm2 (Cód. CAA13): 2,92 US$/m. 25. Conductor de AA desnudo 240 mm2 (Cód. CAA23): 3,72 US$/m. 26. Pastoral acero simple PS/1.5/1.9/1.5 (Cód. LPF04): 39,53 US$/u. 27. Pastoral acero simple PS/3.2/3.4/1.5 (Cód. LPF05): 79,25 US$/u. 28. Poste metal 13 m. con cruceta metal 0,6 m (Cód. PPF04X): 1850 US$/u.

Rpta: De acuerdo a lo referido en la observación 8, y considerando que no se pudo contar en dicha oportunidad para todos los items requeridos, facturas y documentos de compra del año 2008 en el país, se procedió ha actualizar los precios de los materiales tomando como base facturas y documentos de compra del año 2007 y considerando la variación de los precios de los commodities. A partir de la observación planteada por EDELNOR, en los casos que se disponía de información del año 2008, se ha procedido a retirar la información actualizada del año 2007 en las curvas estadísticas de precios. En el Anexo 1 se muestran los costos actualizados. Conclusión: Se acoge la sugerencia en el sentido indicado.

Obs. 10 (Numeral 3.1.1.1.4.)

0014



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Considera que el costo de terreno de subestación determinado por el Supervisor VAD, está por debajo de precio de mercado. Asimismo el criterio aplicado de incrementar un 20% respecto a la regulación 2004 les parece errado. Recomiendan al regulador considere en el estudio VAD los precios presentados por el Consultor VAD ya que estos corresponden a un estudio de tasaciones, cuyo resultado determina un costo promedio ponderado del terreno de US$ 509,68 por metro cuadrado, valor superior a los US$ 342 considerado por el Consultor VAD. Rpta: Los terrenos de las SEDs las empresas de distribución de Lima, los vienen obteniendo principalmente por imposición de servidumbres bajo dos modalidades: regularización de servidumbres ó el trámite previsto en el Título IX de la Ley de Concesiones Eléctricas. Los siguientes cuadros sustentan lo señalado.

0015



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Resolución Empresa Subestaciones DistritoRM-448-98-EM/VME EDELNOR S.A. 7920, 8060, 8061, 8231 y 8876 ComasRM-449-98-EM/VME LUZ DEL SUR S.A. 7542, 7596 y 7627 Santiago de SurcoRM-450-98-EM/VME LUZ DEL SUR S.A. 8980, 9127 y 9134 Santiago de SurcoRM-258-99-EM/VME EDELNOR S.A. 8196, 8304 y 8923 Provincia Constitucional del CallaoRM-259-99-EM/VME EDELNOR S.A. 8456, 8621, 8788 y 9073 San Juan de LuriganchoRM-268-99-EM/VME EDELNOR S.A. 5199, 6195 y 6196 Cercado de LimaRM-269-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0424, 0463 y 0486 LimaRM-270-99-EM/VME EDELNOR S.A. 6088, 6682 y 7583 LimaRM-302-99-EM/VME EDELNOR S.A. 8966, 9057 y 9123 LimaRM-303-99-EM/VME EDELNOR S.A. 6090, 6262 y 8927 Pueblo LibreRM-304-99-EM/VME EDELNOR S.A. 6410, 7646 y 9079 Jesús MaríaRM-305-99-EM/VME EDELNOR S.A. 5103, 5175 y 5185 LimaRM-306-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0315, 0319 y 0359 LimaRM-309-99-EM/VME EDELNOR S.A. 6708, 7689 y 8609 San Martín de PorresRM-462-99-EM/VME EDELNOR S.A. 7747 y 7748 ComasRM-482-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1319 y 8729 ComasRM-483-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1664, 1826 y 1918 CallaoRM-490-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1089, 7650 y 8721 IndependenciaRM-510-99-EM/VME EDELNOR S.A. 369 y 529 LimaRM-511-99-EM/VME EDELNOR S.A. 5311 y 8155 San Martín de PorresRM-463-99-EM/VME LUZ DEL SUR S.A. 1353, 1450 y 1812 MirafloresRM-444-99-EM/VME EDELNOR S.A. 5985, 6104, 6428, 6789 y 8475 CallaoRM-445-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0765, 0792 y 1124 San Martín de PorresRM-446-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0944, 1219 y 1862 Los OlivosRM-447-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1733, 6761 y 8352 San Martín de PorresRM-448-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1779 y 1782 Los OlivosRM-407-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1245, 1785 y 1923 Cercado de LimaRM-408-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0861, 1452 y 1670 Provincia Constitucional del CallaoRM-409-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0764, 0871 y 1105 Provincia Constitucional del CallaoRM-410-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0835, 0976 y 1206 LimaRM-418-99-EM/VME EDELNOR S.A. 7301, 8328 y 9092 CallaoRM-423-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0008, 0182 y 0276 Cercado de LimaRM-424-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1320, 1615 y 1625 ComasRM-425-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1813, 1881 y 7320 VentanillaRM-426-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0514, 0937, 5779, 5970 y 6074 San Martín de PorresRM-427-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0285, 0293 y 0450 Provincia Constitucional del CallaoRM-428-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0108, 0393 y 0484 CallaoRM-429-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0364, 6678 y 6679 La PerlaRM-430-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0347, 0354, 0368, 0375 y 0386 LimaRM-431-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1868, 7478 y 8365 Cercado de LimaRM-432-99-EM/VME EDELNOR S.A. 7426, 7560 y 7917 ComasRM-433-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1751, 1762 y 8608 Cercado de LimaRM-378-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0567, 1511, 1778 Carmen de la LeguaRM-379-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0176, 0207, 0242, 0244 y 0259 Cercado de LimaRM-380-99-RM/VME EDELNOR S.A. 0060, 0118 y 0124 BreñaRM-390-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0295, 8684 y 8847 Magdalena del MarRM-391-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1108, 1139 y 1563 Provincia Constitucional del CallaoRM-392-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1090, 1118 y 1149 Cercado de LimaRM-393-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0042, 0192 y 6697 LimaRM-394-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1328, 1780 y 8467 San Martín de PorresRM-395-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0015, 0018, 0025, 0032 y 0128 Cercado de LimaRM-396-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0211, 0235 y 0467 BreñaRM-397-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0239, 0377 y 0577 Cercado de LimaRM-402-99-EM/VME EDELNOR S.A. 6254, 6829 y 7196 CallaoRM-403-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0231, 0410 y 0832 Cercado de LimaRM-404-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0098, 0171 y 0216 Provincia Constitucional del CallaoRM-405-99-EM/VME EDELNOR S.A. 0402, 5377 y 5853 Pueblo LibreRM-406-99-EM/VME EDELNOR S.A. 1326, 1565 y 7111 Los Olivos

0016



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Resolución Empresa Subestaciones DistritoRM-199-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 10238 AteRM-200-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 10130 AteRM-201-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 2493 Santiago de SurcoRM-202-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5334 AteRM-205-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 10981 AteRM-190-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 10237 AteRM-191-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 10579 AteRM-192-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 2559 Santiago de SurcoRM-193-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 10230 AteRM-194-2009-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 10229 AteRM-129-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5587 CieneguillaRM-130-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5585 CieneguillaRM-091-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 9108 ChorrillosRM-092-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5154 Villa María del TriunfoRM-093-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 6479 Villa María del TriunfoRM-094-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 7397 Villa María del TriunfoRM-095-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 7143 Villa María del TriunfoRM-096-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5592 CieneguillaRM-097-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5594 CieneguillaRM-098-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5595 CieneguillaRM-041-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5542 Villa María del TriunfoRM-042-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5116 Villa María del TriunfoRM-043-2008-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5152 Villa María del TriunfoRM-401-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5186 Santiago de SurcoRM-123-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5230 MirafloresRM-124-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5161 San BorjaRM-125-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 168 Jesús MaríaRM-126-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5327 MirafloresRM-127-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 21011 Santiago de SurcoRM-128-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 21069 ChorrillosRM-129-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5874 San BorjaRM-137-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 7878 MirafloresRM-130-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5574 CieneguillaRM-131-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5573 CieneguillaRM-132-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5576 CieneguillaRM-133-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 8722 San BorjaRM-134-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5577 CieneguillaRM-135-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 6360 San BorjaRM-254-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5579 CieneguillaRM-331-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5588 CieneguillaRM-332-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5586 CieneguillaRM-293-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 801 San BorjaRM-294-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 7602 San LuisRM-295-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5769 Santiago de SurcoRM-296-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 1186 AteRM-301-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5875 LinceRM-267-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5566 CieneguillaRM-268-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5565 CieneguillaRM-269-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5567 CieneguillaRM-270-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5322 Cercado de LimaRM-271-2007-MEM/DM LUZ DEL SUR S.A. 5792 San Borja

Ya sea por la vía de regularización, donde el uso de los predios sirvientes fue gratuito en su gran mayoría, o por el trámite previsto en la Ley de Concesiones Eléctricas - D.L. 25844, que en su Artículo 112º señala que la indemnización respectiva se fija por acuerdo de partes o en caso contrario la fija el Ministerio de Energía y Minas, los precios oficiales que tendría el MINEM para determinar dicha indemnización en sus condiciones más críticas, están en el orden del costo adoptado por el Supervisor VAD en su informe. Este corresponde al valor del terreno considerado en la anterior fijación tarifaria reajustado por el índice de precios al consumidor (IPC), valor que concuerda con los determinados por la Dirección Nacional de Urbanismo del Ministerio de Vivienda según Anexo 2. Dicho valor de tasación oficial no fue aplicado directamente en el informe del Supervisor VAD, dado que no se contaba con un desagregado de la lista total de SEDs de EDELNOR.

0017



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Por otro lado, si EDELNOR en determinados casos pagó por algunos terrenos de SED’s valores diferentes a los anteriormente señalados, debió presentar la documentación que acredite dichos precios de compra y no simples tasaciones que no significan un sustento adecuado, dados los mecanismos de adquisición antes referidos. Conclusión: No se acoge la sugerencia y se procede a actualizar los valores según lo indicado.

Obs. 11 (Numeral 3.1.1.1.6)

La zanja en las cruzadas de BT considerada por el Supervisor VAD (0,60 m de profundidad) contraviene la profundidad mínima de 1,0 m. señalada en el Código Nacional de Electricidad. Recomiendan se adopte dicha profundidad mínima.

Rpta: Se ha incrementado la asignación de recursos necesaria para considerar la profundidad de 1 m en zanjas de cruzadas de BT, tomando en cuenta que los costos de inversión estándar establecen que cada kilómetro de red subterránea está compuesto por 900 metros de vereda, 100 m de cruces de calzada y 1000 m de zanja. A continuación se resumen los cambios:

Recurso Unidad Cantidad antes después

Capataz h-h 0,05 0,05Oficial h-h 0,20 0,21Peón h-h 0,75 0,80Camión 4 Tn h-m 0,12 0,13Camioneta h-m 0,08 0,09

Conclusión: Se acoge la sugerencia.

Obs. 12 (Numeral 3.1.1.2) EDELNOR considera inadecuado que en la determinación de

sus costos de transporte se prevea un tiempo de depreciación de 10 años para el caso de los vehículos de transporte. Asimismo considera que algunos vehículos no corresponden, es el caso del camión de 4 ton. para montaje de una grúa pequeña; y camionetas 4x2 simple cabina en reemplazo de camionetas 4x4 doble cabina para el transporte de personal en la ciudad de Lima.

Recomiendan al regulador se considere los precios de transporte propuestos por el Consultor VAD, según el siguiente detalle: 1. Camioneta: 10,01 US$/h-m 2. Camión 4 Tn: 15,01 US$/h-m 3. Camión 10 Tn: 18,14 US$/h-m 4. Grúa chica 2,5 Tn: 30,24 US$/h-m 5. Grúa grande 9,5 Tn: 37,79 US$/h-m

Rpta:

0018



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El periodo de 10 años de vida útil de los vehículos ha tomado en cuenta la recomendación de fabricantes y publicaciones de instituciones especializadas que determinan costos eficientes (de las h-m) y rendimientos adecuados de los equipos de acuerdo al medio en que operan y el tipo de trabajo que realizan. Sin perjuicio de lo señalado, EDELNOR no ha presentado el sustento técnico documentado de los 5 años de vida útil que recomienda, limitándose a precisar que son los valores contablemente aceptados. Cabe señalar, que los vehículos en cuestión operan en condiciones adecuadas dentro del área urbana en la ciudad capital, donde se cuenta adicionalmente con amplias facilidades para el mantenimiento preventivo que coadyuvan a un mayor periodo de vida útil. Por otro lado, los costos de los vehículos se han establecido a partir de sus características técnicas, las mismas que fueron definidas, aplicadas y sustentadas en fijaciones tarifarias anteriores sobre la base de un uso eficiente y considerando las necesidades requeridas de transporte. No obstante lo señalado, dado que en determinados casos se requiere transportar un mayor número de trabajadores se acoge la sugerencia de EDELNOR para considerar camionetas doble cabina. En conclusión, se acoge parcialmente la sugerencia en el sentido de utilizar camionetas 4x2 de doble cabina.

Obs. 13 (Numeral 3.1.1.3.1)

EDELNOR considera que deben incluirse los siguientes materiales en los armados indicados por corresponder a exigencias del Código Nacional Eléctrico y Normas de Fiscalización.

1. Flejes y tubos de protección a subida de cables, según

regla 362 de la sección 36 del CNE. Mat. Descripción Und Cant Armados FXF04 Fleje de acero inoxidable de 19

mm de ancho por rollo Rollo 0.20 CAMT09-NA240E

CAMT09-NA070E (Terminal Exterior MT)

CXX19 Tubo de protección de cable subterráneo en poste

Unid 3.00

2. Materiales para cruzadas, muro de contención

estipulado en Ordenanzas municipales. Mat. Descripción Und Cant Armados IAA02 Arena m3 0.82 CAMT13-A

CABT17-A (Cruzada de ducto de concreto MT-BT por 10m.)

IAA04 Cemento Bolsa 1.9 IAA01 Ladrillo Unid 60

3. Materiales para señalización y protección de cables en

zanjas MT. De acuerdo a la regla 350.H de la sección 35 del CNE.

Mat. Descripción Und Cant Armados IAA01 Ladrillo Unid 0.7 CAMT10-

(Zanjeo MT) CXX10 Cinta señalizadora, plástico pesado rojo, 0,05 m ancho.

Unid 1

IAA02 Arena M3 0.01

0019



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4. Equipos de protección.

Mat. Descripción Und Cant Armados SFE12 Fusible limitador de corriente 10

kV 100 Amp. interior. Unid 3 CAMT16-BG3241

(Seccionador Bajo Carga) SAB24 Transformador de corriente

toroidal 100/200/1 A, 10 kV, Diam. 150 mm.

Unid 1

SSA15 Relé multifunción para fallas a tierra

Unid 1

5. Materiales de cimentación.

Mat. Descripción Und Cant Armados IAA02 Arena. M3 0.44 CABT02-C4, CABT03C4,

CABT04C4, CABT10-C07, CABT10-CO8, CABT10-C09, CABT10-11, CABT10-C13. (Postes de Concreto)

IAA03 Piedra. Bolsa 0.27 IAA04 Cemento. Unid 3.00

6. Medidores de alumbrado público.

Mat. Descripción Und Cant Armados DXA28 Medidor trifásico

electrónico 3 hilos , 220 V 15/90A

Unid 1 CABT18-A, CABT18-B, CABT18-D. (Equipo de control AP)

7. Terminales en baja tensión. Se ha considerado precio

unitario para el juego de 3 unidades. Mat. Descripción Und Cant Armados CXT107 Terminal BT, para cable

NA2XY 150 mm2. Unid 3 CABT20-NA150E,

CABT20-NA150I. (Terminales BT)

CXT109 Terminal BT, para cable NA2XY 400 mm2.

Unid 3 CABT20-NA400E, CABT20-NA400I.

Rpta:

Las cantidades de recursos consideradas en los diferentes armados empleados por el Supervisor VAD han sido establecidas como resultado de su propio análisis y de tomar en consideración también los análisis de estandarización aplicados en anteriores regulaciones tarifarias los cuales están sustentados a través de estudios de costos estándar de inversión. Sin perjuicio de lo señalado, se han vuelto a revisar los ítems indicados en la observación, obteniéndose los siguientes resultados: 1. Como resultado del análisis respectivo, se concluye que

corresponde incorporar los materiales señalados al armado terminal exterior.

2. La asignación de materiales y recursos para las cruzadas ya consideran cantidades eficientes y razonables de arena, cemento y ladrillo, cumpliendo las normas de construcción típicas de instalaciones de este tipo. Conclusión, no se acoge la sugerencia

3. La asignación de materiales para los armados “Rotura y reparación de veredas” y “Rotura y reparación de calzadas” ya consideran los armados mencionados. Estos armados que componen los costos de inversión, por su parte, consideran las cantidades eficientes de insumos para el cumplimiento de las

0020



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normas de construcción típicas de instalaciones de este tipo. Conclusión, no se acoge la sugerencia.

4. Luego del análisis, se ha incorporado en cada uno de los reclosers, equipos y accesorios de protección adicional (relé homopolar y transformador de corriente). Conclusión, se acoge la sugerencia.

5. Como parte del armado de Poste de BT, de acuerdo a las normas de construcción típicas de instalaciones de este tipo y a lo aplicado en postes de MT, se considera la construcción de un solado de concreto en la cimentación de los postes de BT. Conclusión, se acoge la sugerencia en el sentido indicado.

6. Los medidores de alumbrado público ya han sido considerados en el armado correspondiente a tableros de distribución, que componen los costos unitarios de subestaciones. Conclusión, no se acoge la sugerencia.

7. Como resultado del análisis respectivo, se concluye que corresponde modificar la cantidad de terminales considerados en BT para el cable de aluminio BT NA2XSY por km de red. Conclusión, se acoge la sugerencia.

Conclusión general, de acuerdo a lo indicado anteriormente, se acoge parcialmente la sugerencia.

Obs. 14 (Numeral 3.1.1.3.2)

EDELNOR considera que la utilización de 0,3 H-M (18 minutos) de uso de grúa de 9.5 Ton. resulta insuficiente, y debería ser cambiado a 1.45 H-M (87 minutos), en los siguientes armados: 1. CABT10-C07: Poste AP CAC 7m, 2. CABT10-C08: Poste AP CAC 8m, 3. CABT10-C09: Poste AP CAC 9m, 4. CABT10-C11: Poste AP CAC 11m, 5. CABT10-C13: Poste AP CAC 13m, 6. CABT-07-C4: Fin de línea para red autoportante con poste CAC, 7. CABT-06-C4: Cambio de dirección para red autoportante con poste CAC, 8. CABT-05-C4: Alineamiento AP para red autoportante con poste CAC, 9. CAMT-02-C4X: Alineamiento vertical red autoportante con poste de metal

+ ménsula, 10. CAMT-03-D4X: Cambio dirección, vertical red autoportante con poste de

metal + ménsula, 11. CAMT-04-D4X: Fin de línea, vertical red autoportante con poste de metal +

ménsula. Rpta:

En relación al uso de la grúa en los armados observados por EDELNOR, el Supervisor VAD ha considerado tiempos promedio eficientes para la instalación de los postes, considerando una adecuada programación para realizar trabajos de gran volumen sin que se produzcan tiempos muertos, efectuando un aprovechamiento coordinado y adecuado de todos los recursos. Respecto a los estimados de tiempo de utilización de grúa efectuados por Luz del Sur, EDELNOR no indica las condiciones operativas bajo las cuales se llevó a cabo la prueba, ni el volumen de trabajo desarrollado y los recursos adicionales que se tuvieron disponibles. Por lo tanto, no

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resulta factible extrapolar resultados de una prueba puntual efectuada bajo condiciones desconocidas, a un estudio de carácter más amplio y coherente con las condiciones asumidas. Por otro lado, la asignación del tipo de recurso obedece a un análisis de estandarización, que considera para la actividad de instalación de postes un mismo tipo de camión 10 Tn y grúa de 9.5 Tn, a pesar de que para los postes de 7m, 8m ó 9m, se podría requerir recursos de menor capacidad. En conclusión, no se acoge la sugerencia.

Obs. 15 (Numeral 3.1.1.4.1)

EDELNOR considera que en el caso de redes autosoportadas de media tensión en 10 kV con sección de cable de 120 mm2 de aluminio, se debe variar la cantidad de armados por km de 16 (vano promedio 67 m) a 24 (vano promedio 43 m), por exigencias de los esfuerzos límite de rotura de los postes.

Rpta: El Código Nacional de Electricidad 2001 (Numeral 230 C y 230 C.1), establece que, para los cables de suministro aislados son permitidas menores distancias que las requeridas para conductores expuestos, entran en esta categoría los cables con pantalla metálica (tal es el caso de los Autoportantes MT). Esta condición del Código conlleva a desestimar el uso de la ménsula. Eliminada la necesidad de la ménsula, se adopta para este caso el armado convencional con postes de concreto, manteniendo las 16 estructuras. Este armado es similar al considerado por el Consultor VAD, según extracto de sus hojas de cálculo, que indican 16 estructuras para el armado convencional de red autoportante MT (sin ménsula y con postes de concreto).

Participación deDescripción de la Instalación típica Armado a Armado b Armado c Armado d

Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id.

Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante 10,00 43 3,00 44 3,00 45 16,00 58Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante 10,00 43 3,00 44 3,00 45 16,00 58Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante 10,00 43 3,00 44 3,00 45 16,00 58Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante 10,00 43 3,00 44 3,00 45 16,00 58Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante, con ménsula 15,00 43a 5,00 44a 4,00 45a 24,00 58Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante, con ménsula 15,00 43a 5,00 44a 4,00 45a 24,00 58Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante, con ménsula 15,00 43a 5,00 44a 4,00 45a 24,00 58Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante, con ménsula 15,00 43a 5,00 44a 4,00 45a 24,00 58 Cabe resaltar que al no requerirse de ménsula, y debido a la existencia de la guía del conductor, los esfuerzos mecánicos que aplicarían sobre los postes son contrarrestados con mayor efectividad por las retenidas terminales, sin necesidad de disponer de una mayor cantidad de soportes.

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Conclusión, no se acoge la sugerencia, y se procederá a efectuar los cambios señalados.

Obs. 16 (Numeral 3.1.1.5)

EDELNOR considera que las pérdidas en el Hierro y Cobre para el transformador de 250 kVA que se debe considerar para la evaluación de pérdidas son las siguientes en concordancia con lo establecido en el estudio del VAD para el SER correspondiente a Electro Puno. • Pérdidas en el hierro : 0,50 kW • Pérdidas en el cobre : 4,33 kW

Rpta: El caso al que hace mención la empresa EDELNOR no resulta pertinente, porque corresponde a un Sistema Eléctrico diferente al Sector Típico 1, materia de este estudio. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

Obs. 17 (Numeral 3.2.1)

EDELNOR recomienda al OSINERGMIN establecer un costo unitario de edificaciones mayor al costo unitario de terrenos. Este costo unitario en promedio debe ser el doble del costo unitario del terreno, es decir mayor a US$ 800 por m2.

Rpta. El costo unitario utilizado por el Supervisor VAD para valorizar los

edificios comprendidos en las Instalaciones No Eléctricas, se determinó sumando los precios unitarios para los diversos ítems constitutivos como son: muros y columnas, techos, pisos, puertas y ventanas, revestimientos, baños, e instalaciones eléctricas y sanitarias. Dichos valores de precios unitarios se basan en los respectivos costos publicados en la revista Costos No. 178 de enero del 2009, reconocido medio que publica los precios de mercado vigentes aplicables a construcciones civiles (edificios) en el país, y que se basó a la vez en lo determinado por la R.M. No. 685-2008-VIVIENDA, del 31 de octubre del 2008.

Conclusión: No se acoge la sugerencia Obs. 18 (Numeral 3.2.2)

EDELNOR recomienda al OSINERGMIN se considere el subcomponente G4 Servidores con un monto de US$ 1,73 millones; asimismo la cantidad de softwares técnico, administrativo y comercial necesarios con inversión equivalente a US$ 8,36 millones.

Rpta. En general los rubros de software y hardware de la empresa, están

incluidos en las siguientes partidas de costos:

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• Inversiones No Eléctricas; • Costos Indirectos de Gestión; • Costos Directos (porcentaje de gastos de personal asignado

como cargas diversas). Pero habiéndose identificado que en el estudio del VNR de EDELNOR constan los activos mencionados, se procede a reconocer dichas inversiones.

Conclusión: Se acoge la sugerencia Obs. 19 (Numeral 3.2.3)

EDELNOR recomienda al OSINERGMIN considerar en la empresa modelo, la inversión parcial en comunicaciones de US$ 2335,60, y un Costo de Operación y Mantenimiento en Comunicaciones igual a MUS$ 2 557,98 equivalente a la inversión a cargo de terceros.

Rpta. El argumento indicado por EDELNOR respecto a que el monto

considerado por el Supervisor VAD (similar al de EDELNOR) no incluye algunos costos de comunicaciones que la empresa tiene contratada con terceros, por lo tanto su recomendación de adicionar un costo de operación y mantenimiento en comunicaciones igual a MUS$ 2 557,98 no tiene justificación, puesto que todos los costos reales que dicha empresa ha podido efectuar, han sido reconocidos en la empresa modelo tal como se ilustra en la respuesta a la observación 22.


EDELNOR recomienda al OSINERGMIN considerar en la empresa modelo, la inversión inicial en tres agencias alquiladas dentro de centros comerciales con un monto equivalente a MUS$ 1197,6, según el siguiente detalle:

1. Centro Comercial Pueblo Libre : US$ 87.412 2. Centro Comercial Minka : US$ 212.250 3. Centro Comercial Megaplaza : US$ 897.929

Rpta. La instalación de tiendas en Centros Comerciales como los señalados específicamente, obedece preponderantemente a las actividades de venta de artefactos comerciales que realiza la empresa real, actividades que son ajenas a las actividades VAD que se regulan. Si adicionalmente en dichas tiendas se realizan funciones de centro de cobranza para aprovechar mejor la infraestructura instalada, la empresa las realiza en reemplazo o sustitución parcial de los medios y oficinas de atención al cliente, que de manera eficiente se han determinado para el caso de la empresa eléctrica modelo, costos que ya han sido reconocidos en el cargo fijo asociado al cliente. Por lo tanto, no procede un doble reconocimiento de costos.

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Respecto a la Instalación de neutro de MT a tierra, con bobina de conexión zig-zag, EDELNOR recomienda al Osinergmin, a través del Supervisor VAD desestimar el sistema propuesto para MT, y considerar el sistema con neutro aislado tal y como se tiene actualmente, considerando sus respectivas sistemas de protecciones involucrados.

Rpta. La presente respuesta complementa y está relacionada con la que se dio a la observación 5, se coincide con la conveniencia de disponer de protección homopolar, la cual ya estaba considerada en conjunto con el interruptor de salida de alimentación MT en las estaciones transformadoras. En las redes subterráneas, la corriente de falla a tierra circula por las pantallas de los cables, las que sirven como vehículo de la misma, por lo que se dispone de adecuado nivel de corriente, para que actúen las protecciones maximales, siempre que las mismas estén conectadas al neutro MT (Real o Artificial). En las redes aéreas es conveniente el uso del relevador homopolar, el cual como se indicó se encuentra incluido, dentro del equipamiento de de las salidas en MT de las estaciones transformadoras AT/MT. Respecto de las protecciones intermedias, en las redes de MT materializados, mediante seccionalizadores tripolares, a efectos de mejorar la selectividad, se los cambiará por reconectador tripolar que permitan realizar, la interrupción del tramo del circuito, en caso de corte de un conductor con corriente de falla reducida. No se evalúa en detalle la instalación en cliente MT, pues no corresponde a esta regulación, siendo que además es un problema de selectividad y no de seguridad, con mucha menor incidencia que otros componentes de la red en la Calidad de Suministro. Se debe advertir las mejoras que introduce la instalación de la bobina Zig Zag que da margen para actuación de los fusibles en caso de falla a tierra en ramales y principalmente en transformadores MT/BT, lo que constituye una ventaja incontrastable de selectividad para los clientes y la misma empresa, en las redes en general. Respecto al informe desarrollado en los años 80´s por Electrolima en Villa el Salvador, dicho informe no enerva ni desvirtúa la tecnología propuesta por el Supervisor VAD. Cabe comentar que en Argentina y Chile, se emplean redes de MT con neutro a tierra, en regiones con resistividad del terreno muy alta, como son la costa del Pacífico, los Andes, el Altiplano y la Patagonia. Mas aún teniendo en consideración que a la fecha a diferencia de los años 80 la tecnología permite el uso de protecciones del tipo electrónico que

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permiten lograr importantes sensibilidades y funcionalidades de los relés de protección.


4. Observaciones Referidas a O&M Obs. 22 (Numerales 4.1.1, 4.1.2, 4.1.3, 4.1.4, 4.1.5, 4.1.6, 4.1.7, 4.2.1, 4.2.2,

4.2.3, 4.2.4, 4.2.5, 4.3.1, 4.3.2, 4.3.3, 4.3.4, 4.4) EDELNOR recomienda al OSINERGMIN considerar los costos de operación y mantenimiento, de manera adicional a los ya previstos por el Supervisor VAD: 1. Costos de operación de la red aérea BT y la atención de

emergencias en BT, 1.44 Millones US$ por año. 2. Reconocimiento del mantenimiento correctivo por hurtos en

las instalaciones de BT, AP Y MT, 0.6 US$ Millones por año 3. Mantenimiento de los aisladores en las redes aéreas y

subestaciones en plataforma, 0.7 US$ Millones por año. 4. Costos por postes rotos BT, AP Y cantidad de intervenciones

baja para la red MT, 0.6 US$ Millones por año. 5. Costos asociados a cantidad de pruebas y localizaciones de

fallas e inspecciones visuales, 0.1 US$ Millones por año. 6. Costos por inspecciones visuales en las redes MT y AP, 0.15

US$ Millones por año. 7. Costos de las mediciones requeridas por el Osinergmin, 0,11

US$ Millones por año. 8. Costo del Servicio de Call Center, US$ 1.077.102 anuales. 9. Alquiler de oficinas en Centros Comerciales de Pueblo Libre,

Megaplaza y Minka, por un monto anual de $ 358.969. 10. Incrementar el monto unitario de las inspecciones de 1.72

US$/inspección, que da cuenta de un monto total de inspecciones de 860.000 US$/año, por un costo unitario que debe estar en el rango de 26,1 a 330,4 Soles/Inspección.

11. Incrementar el porcentaje de asignación de los siguientes puestos a las actividades VAD que realiza EDELNOR S.A.A: Sub-Gerente Desarrollo Comercial, Jefe de Control Morosidad, Abogado Comercial, Asistente de Control de Morosidad, Ejecutivo de Negocios, Constructores y Jefe de Negocio Constructores.

12. Se les indique los criterios de cálculo para hallar los costos directos, y que se considere como costos directos el monto presentado por el consultor VAD que es 1,65 US$ millones al año, mayor que el monto reconocido por el Supervisor VAD para el caso de las actividades VAD.

13. Considerar como parte de los gastos generales en Informática de la empresa modelo, el monto de 251,1 mil dólares anuales para la licencias de software y el monto de 2 665,2 mil dólares anuales para las actividades de soporte de los diferentes sistemas informáticos.

14. Considerar como costo de gastos generales en comunicaciones, en el rubro Servicios Públicos y Privados el

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monto de 660.6 mil dólares anuales y en el rubro de Servicios en Comunicaciones el monto de 579,0 mil dólares anuales para la Empresa Modelo.

15. Considerar como Costo de Operación y Mantenimiento en Seguridad y Vigilancia, para la Empresa Modelo, el monto de 339,4 mil dólares anuales.

16. Considerar como gastos generales en seguros el monto de 635,2 mil dólares anuales para la Empresa Modelo.

17. Corregir las diferencias en los niveles salariales 9 y 10 del estudio del Supervisor VAD y considerar los valores del estudio del Consultor VAD, para el Nivel 9: 25,4 m US$/año y para el nivel 10: 18,6 m US$/año.

Rpta.

Respecto a los costos de operación y mantenimiento, en la empresa modelo determinada por el Supervisor VAD se ha reconocido la totalidad de los costos que corresponden a la empresa real según los Estados Financieros auditados. A los cuales inclusive se añaden costos adicionales a los incurridos en su ejercicio contable motivados por la inclusión del neutro a tierra (Trabajos con Tensión), y reducción de las pérdidas comerciales (acciones contra el fraude y hurto de energía). Por lo tanto, considerando el criterio que las actividades adaptadas que debe realizar la empresa modelo deben ser más eficientes o como mínimo, las que efectúa la empresa real, no se justifica ni existe argumento alguno para reconocer como costos de operación y mantenimiento montos que no tienen un correlato en los Estados Financieros auditados de la empresa, ni menos aún por un monto adicional aproximado de 13 millones de US$/año, que significa un 30% adicional sobre el valor contable, requerido por EDELNOR en los 17 puntos que comprende esta observación, y que complementariamente y de manera específica se absuelven a continuación. 1. Los costos de operación por avería de la Red Aérea BT, están

incluidos de igual manera que los de la Red Subterránea BT, e incluyen los empalmes y cruces. Los costos de mantenimiento preventivo y correctivo de acometidas y mediciones no corresponde incluirlos por estar comprendidos en la regulación de los Costos de Conexión. El Supervisor VAD ha subdividido la actividad de Operación BT en tres rubros: a) Actividad Tercerizada. b) Personal Propio de BT c) Guardias de MT.

A. El total de intervenciones consideradas por el Supervisor VAD

atendidas por terceros son:

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Total de intervención = Cantidad de Operación/km x Longitud

2080100

Km250080:BTSubt.Red =×

1080100

Km450040:BTAéreaRed =×

B. La disponibilidad de 17 brigadistas previstos en la estructura

de la Gerencia Técnica, cuya capacidad de intervención en la red BT resulta de:

17 x 264/días/año x 16 Int./Día = 71.808 Intervenciones

C. Disponiendo de 4 equipos de guardia MT a turno completo,

con capacidad para atender emergencias de MT y también emergencias de BT en los tiempos de holgura. Considerando 2 hs. para atender la emergencia de MT su capacidad seria de:

4 equipos x 3 turnos x 365 días/año x 4 Au/Turno = 17.520 emergencias MT/año

Siendo que las averías a la Red MT son aproximadamente.

2.500 Km x 0,3 A/Km = 760 Averías

Se observa que se pueden disponer de más del 50% del tiempo para realizar otras actividades, las que puedan estar también aplicadas a la Red BT. Tomando sólo dos equipos resulta:

2 equipos x 3 turnos x 365 días x 16 Int/Turno = 35.040 Intervenciones

Con lo que resulta obvio que los recursos están disponibles con holgura respecto de las 80.000 intervenciones requeridas por la red modelo según los cálculos del Supervisor VAD y la observación de EDELNOR. Conclusión: No se acoge la sugerencia

2. Reconocimiento por hurto de materiales de AP, BT y MT. El modelo de regulación fija las señales con las cuales se deben conducir las empresas de manera eficiente. En este sentido, lo que corresponde es el reconocimiento de los costos relacionados con la gestión para evitar los hurtos de las instalaciones eléctricas en lugar de costos de reposición del material hurtado. Cabe precisar que al reconocer el integro de los costos de explotación de la empresa real ya se encuentran reconocidos los costos que

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la empresa real ha podido efectuar por este motivo. Por otro lado, cabe indicar que los hurtos están relacionados principalmente con el uso del cobre (material de mayor valor que el aluminio), el cual debe dejarse de lado, ya que al ser antieconómico (ineficiente) por este motivo, se le excluye también de ser considerado en la Empresa Modelo.

Conclusión: No se acoge la sugerencia

3. Mantenimiento de Aisladores. El Supervisor VAD ha incluido esta actividad dentro de las actividades tercerizadas, además de los 4 equipos de personal propio incluidos como dotación. Estos 4 Equipos, pueden realizar la siguiente cantidad de mantenimientos integrales de estructuras, considerando 1hs./estructura de duración c/u. (Los equipos son de 4 operarios):

4 equipos x 264 d x 8 Int./día = 8.448 Int./Año.

El total considerando las actividades tercerizadas alcanza para cubrir el requisito solicitado en las áreas con contaminación. En las áreas sin contaminación y habiendo adoptado aisladores poliméricos, no tiene sentido técnico-económico el lavado de aisladores.

Conclusión: Se acoge parcialmente la sugerencia, en el sentido de considerar aisladores poliméricos.

4. Costos de postes rotos. Se procedió a corregir la planilla en el error identificado. Respecto de los postes de Alumbrado se ha considerado la misma tasa que para la línea de BT. (Los costos consignados en el informe son los mismos). Respecto de las frecuencias señaladas por EDELNOR, se considera que la empresa puede obtener resarcimiento de costos por parte de aquel que produjo el choque, no requiriendo de esta manera un doble cobro por dichos incidentes.

Conclusión: Se acoge parcialmente la sugerencia, se acepta las tasas de falla de AP similar al de la red de BT. No se acepta la incorporación de los costos por postes chocados para evitar el doble cobro por dichos incidentes.

5. Cantidad de pruebas y localizaciones. Las averías de BT que requieren localización, aplicando las técnicas de pre-localización y localización exacta, son aquellas fallas de carácter permanente producidas en los tramos

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enterrados. Las averías transitorias (con reposición de fusibles) y las producidas en gabinetes y terminales de BT, no requieren de estas técnicas. En cuanto a las averías de los cables de MT se están previendo el 100% de las pruebas y localizaciones.

Conclusión: Se acoge parcialmente la sugerencia, en el sentido

de ampliar las pruebas de los cables a todo el universo.

6. Costos de Inspección Visuales. Respecto de las inspecciones de AP se están considerando dos inspecciones por año. Los términos de referencia señalan que los costos de operación y mantenimiento deben corresponder a las instalaciones debidamente mantenidas y operadas. En ese sentido, las tasas de inspecciones consideradas para la red de MT en el estudio son pertinentes ya que surgen de la práctica en empresas eficientes.

Conclusión: Se acoge parcialmente la sugerencia, en el sentido

de considerar dos inspecciones por año en cuanto a las instalaciones de AP. Se mantiene las tasas de inspecciones consideradas para la red de MT.

7. Costos Directos. Costos de Mediciones. El informe del Supervisor VAD consideró un promedio de costo de mediciones. A mayor detalle se incluye un desglose de los requerimientos de medición con sus cantidades y costos específicos, los mismos que se indican en el siguiente cuadro:

TIPO DE MEDICIÓNCANTIDAD ANUAL

COSTO UNITARIO

US$

COSTO TOTAL US$

Mediciones de calidad de producto 4 500 32 144 000Mediciones de perturbaciones 600 110 66 000Mediciones AP completas 4 000 4,3 17 200Mediciones AP simples 12 000 2,6 31 200

258 400Total


8. Costos de Call Center En la Empresa modelo, las reclamaciones tanto de índole técnica como comercial tienen una incidencia menor. Esto se debe a que la empresa modelo a reconocido dentro de sus costos de explotación los trabajo con tensión que reducirán notablemente

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los cortes de energía y como consecuencia una reducción considerable de las reclamaciones. La información reportada por EDELNOR, (además de no estar desglosada) corresponde a la situación actual de la empresa (sin optimizar), razón por la cual no puede tenerse en cuenta. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

9. Alquiler de Oficinas Comerciales. Considerando lo ya señalado en la absolución de la observación 20, la modalidad requerida de alquiler de dicho tipo de oficinas (Megaplaza, MINKA y Plaza San Miguel), dedicada a otros negocios comerciales de EDELNOR y utilizada sólo para la cobranza de los recibos de energía eléctrica no resulta la más adecuada, dentro del diseño de la empresa modelo, que las contempla a través del cargo fijo asociado al cliente o del VNR no eléctrico. Se vuelve a reiterar que todos los costos de explotación que ha incurrido la empresa real han sido contemplados dentro de la empresa modelo. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

10. Costos de Inspecciones por hurto Los costos de las inspecciones indicados por el Supervisor VAD resultan similares a los utilizados por el Consultor VAD, y corresponden a costos promedios aplicables a la totalidad de clientes. Dicho costo promedio incluye, las inspecciones de carácter general y las inspecciones específicas. EDELNOR presenta sólo casos específicos de costos de Inspección de Mediciones, con labores que implican una determinada complejidad, aplicables sobre clientes con evidencia de fraude (muestra pequeña), que lleva a los rendimientos indicados. Por lo tanto, siendo las inspecciones previstas en el Informe del Supervisor VAD de otra naturaleza (que comprende el costo medio de la inspección por hurto), no corresponde la aplicación de los costos puntuales (elevados) señalados por EDELNOR, ya que no resultan comparables con los propuestos por el Supervisor VAD. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

11. Costos de Supervisión Comercial Las actividades que realiza el personal señalado por EDELNOR no corresponden a actividades VAD, ya que están relacionadas

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con otros negocios, inversión o con actividades de control de la morosidad. Por lo tanto no resulta procedente modificar la asignación respectiva. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

12. Cálculo de Costos Directos. La observación realizada por EDELNOR, no resulta válida, ya que simplemente compara resultados numéricos de los dos estudios. Estos resultados numéricos son consecuencia de las metodologías adoptadas, muchas de los cuales, EDELNOR ha observado en forma específica, como corresponde para su análisis y eventual corrección. Las observaciones deben ser formuladas en forma específica, adjuntando sustento de los costos realmente incurridos en el año 2008. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

13. Gastos generales de informática. Adicional a la respuesta general donde se indica que el monto total de los costos de O&M (incluidos los costos indirectos) están cubiertos en la empresa modelo, se añade la respuesta de la observación 18. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

14. Comunicaciones. Los gastos por servicios públicos considerados por el Supervisor VAD, están adecuadamente desagregados y sustentados a diferencia de los del Consultor VAD con los cuales EDELNOR efectúa una simple comparación numérica. Respecto a los servicios de comunicaciones que EDELNOR señala que están sustentados con facturas de la empresa telefónica, cabe reiterar que la empresa modelo ha considerado el íntegro del monto de costos de explotación que realmente incurrió la empresa durante el 2008 según sus Estados Financieros auditados. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

15. Seguridad y vigilancia. El cálculo efectuado y sustentado por el supervisor VAD considera 10 puntos de vigilancia continua para sedes administrativas, EDELNOR (sin adjuntar justificación pertinente) solicita se considere, en la hoja de cálculo que se alcanzó, 36 puntos de vigilancia de los cuales 28 puntos servirían para “custodia de llaves SED”, costo no justificado y que no corresponde a los costos indirectos. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

16. Seguros.

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Los gastos por seguros considerados por el Supervisor VAD, están adecuadamente desagregados y sustentados a diferencia de los del Consultor VAD con los cuales EDELNOR efectúa una simple comparación numérica. Respecto a los gastos de seguros que EDELNOR señala que están sustentados con facturas de las empresas MAPFRE y Pacifico Seguros, cabe reiterar que la empresa modelo ha considerado el íntegro del monto de costos de explotación que realmente incurrió la empresa durante el 2008 según sus Estados Financieros auditados. En todo caso, dentro de los gastos de gestión se ha considerado una partida de otros gastos por US$ 1 227 000 que cubriría cualquier diferencia entre las sub-partidas de los gastos indirectos. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

17. Respecto a los niveles salariales 9 y 10 (Capataz y Operario),

donde se observa que no coinciden los valores del Supervisor VAD y del Consultor VAD, se indica que dicha diferencia obedece a que el Consultor VAD modificó sin fundamento sus respectivos valores en su Informe Final, los cuales hasta el Tercer Informe coincidian con los del Supervisor VAD. Por otro lado, las remuneraciones de los Niveles Salariales observados (9 y 10) fueron verificados con otras encuestas y datos del mercado laboral, no justificándose modificación alguna. Por lo tanto se desestima la presente observación. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

Obs. 23 (Numeral 4.3)

EDELNOR considera que al no utilizar la tasa de 12% para el financiamiento, y por no prever un aporte inicial de caja en el primer año de operación de la empresa, la metodología y criterios de cálculo utilizados por el Supervisor VAD para la determinación del Costo del Capital de Trabajo de la Empresa Modelo no corresponden con lo indicado en los Términos de Referencia del estudio, ni a los cálculos similares efectuados en anteriores fijaciones tarifarias (2001 y 2005) ni por el Supervisor VAD de los ST2 y ST3 en el proceso actual, por lo que recomiendan al Osinergmin se rectifique esta omisión.

Rpta. El Supervisor VAD ha considerado 608.853 US$ como Capital de Trabajo, cifra bastante superior (140%) a los 253.240 US$ que se consideró como Capital de Trabajo en la anterior fijación tarifaria del año 2005. La propuesta de EDELNOR de incluir la tasa regulatoria de 12% en sustitución de la tasa de financiamiento de corto plazo que solicitaría una entidad bancaria a una empresa de la categoría de EDELNOR,

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no tiene mayor fundamento, así como también, el hecho de constituir un stock de materiales de explotación e inversión y fondo de caja, determinados como montos equivalentes a 3 meses de consumo y 1 día de facturación, respectivamente. El hecho que el Capital de Trabajo se determine de manera hipotética para una empresa que inicia operaciones no cambia la naturaleza del requerimiento del Capital de Trabajo, cual es, prever el financiamiento requerido para completar un ciclo de trabajo en la empresa, es más, muchos de los supuestos modelados (fecha de pago a trabajadores, pago a proveedores, escudo tributario etc.) corresponden a la empresa en régimen de funcionamiento y no necesariamente al inicio de operaciones de una empresa, por lo tanto, verificando los montos de activo corriente y pasivo corriente que han tenido las empresas distribuidoras del ST1 en los últimos años, tal como se aprecia en el siguiente cuadro, la diferencia entre ambos valores (identidad denominada Capital de Trabajo) arroja valores negativos, señal indicativa que empresas concesionarias de distribución como la analizada, tendría en la práctica un mayor financiamiento de parte de sus proveedores, que el obtenido teóricamente modelando la empresa bajo condiciones parciales.

2007 2008 2007 2008Activo Corriente 264 890 280 405 260 710 329 372Pasivo Corriente 348 435 416 822 473 577 419 606

Capital de Trabajo -83 545 -136 417 -212 867 -90 234Fuente: Balances de las empresas en Conasev.

LUZ DEL SUR (Miles S/.) EDELNOR (Miles S/.)Rubro



Se solicita al OSINERGMIN reconsiderar los balances de potencia y energía 2008 de la Empresa Real, que deben coincidir con los valores efectivamente registrados; así como también los balances de la Empresa Modelo presentada.

Rpta. • Se ha procedido a modificar algunos valores de los balances de

potencia y energía. Así, en la confección del Balance de la Empresa Real, se modifica el correspondiente valor de potencia. Cabe señalar que los valores de potencia del Balance de la Empresa Real son solo referenciales y únicamente los valores correspondientes a las energías se utilizan en los procesos posteriores, por lo cual resulta errónea la afirmación presentada en la observación referida al “importante impacto” de la mencionada diferencia, ya que este resulta nulo.

• Se han corregido las pérdidas técnicas, las demandas de alumbrado público y el porcentaje de pérdidas no técnicas reconocidas. Cabe indicar que las diferencias obtenidas por dichas correcciones no

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resultan significativas en la definición de los módulos y secciones óptimas.

• Los valores de las demandas aplicadas por el Supervisor VAD para la optimización corresponden con lo expuesto en el punto anterior y resultan adecuados para la obtención de los datos de ingreso de los Modelos utilizados en los procesos de optimización, que discurrieron por caminos distintos a los del Consultor VAD.

A continuación se muestra el cuadro del Balance de Potencia y Energía de la Empresa Real y la Empresa Modelo.

ENERGIA [MWh]

Fcarga [%]

Fcoinc. [%]

POTENCIA [kW]

5 363 948 870 274

PÉRDIDAS MT 70 268 13 975

RESUMEN FACTURADA 2 198 608 246 795

MT1 996 472 0,898 0,784 99 040

MT2 80 802 0,600 0,480 7 359

MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870

MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482

MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646

MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398

3 095 072 609 503

PÉRDIDAS TÉCNICAS BT 190 347 54 016

PÉRDIDAS COMERCIALES 118 178 24 541


BT2 17 647 0,610 0,646 2 128

BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781

BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240

BT5C 170 509 0,500 1,000 38 823

BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197

BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546

BT5B 2 286 443 0,582 1,000 447 299

BT5A 9 310 0,570 0,502 933

INGRESO RED DE BT

RED ACTUAL (2008)BALANCE DE POTENCIA Y ENERGíA

INGRESO RED DE MT

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ENERGIA [MWh]

Fcarga [%]

Fcoinc. [%]

POTENCIA [kW]

INGRESO RED DE MT 5 276 806 834 214

PÉRDIDAS MT 65 636 12 592


MT1 996 472 0,898 0,784 99 040

MT2 80 802 0,600 0,480 7 359

MT3FP 183 174 0,615 0,586 19 870

MT3P 641 568 0,839 0,936 81 482

MT4FP 52 666 0,668 0,629 5 646

MT4P 243 926 0,819 0,985 33 398

3 012 562 574 827

PÉRDIDAS TÉCNICAS BT 183 727 38 209

P. COMERCIALES RECONOCIDAS 85 858 16 383


BT2 17 647 0,610 0,646 2 128

BT3FP 65 991 0,560 0,580 7 781

BT3P 76 812 0,764 0,982 11 240

BT5C 103 999 0,500 1,000 23 679

BT4FP 65 764 0,569 0,623 8 197

BT4P 94 071 0,723 0,982 14 546

BT5B 2 309 382 0,582 1,000 451 732

BT5A 9 311 0,570 0,502 934

BALANCE DE POTENCIA Y ENERGíARED ADAPTADA (2008)

INGRESO RED DE BT

Conclusión: se acoge la sugerencia en el sentido indicado.


Se observa inconsistencia en los valores promedio de densidad obtenidos por el Supervisor VAD para la zona de baja densidad, los valores de 46 y 42 MW/km2 obtenidos para dicha zona en los casos Con y Sin Contaminación salina, exceden el límite de 0,25 MW/km2 previsto en los Términos de Referencia. Por lo tanto, se solicita al Osinergmin desestimar la metodología aplicada por el Supervisor VAD y aplicar los resultados de la zonificación realizada por el Consultor VAD.

Rpta. El área para la zona de Baja Densidad indicada en el cuadro observado, corresponde a la superficie obtenida luego de efectuada

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la corrección de bordes. Cabe señalar que la corrección de bordes se utiliza únicamente para acotar la superficie final resultante con finalidad de excluir las zonas geográficas sin clientes, pero para el cálculo de la densidad de carga se emplea el total del área. Por lo señalado, los resultados de la zonificación se muestran en el siguiente cuadro.

DENSIDAD MW/km2 MW km2 MW/km2Muy alta >4 480 61,84 7,76Alta 1 2,5 a 4 160 61,92 2,59Alta 2 1,5 a 2,5 102 64,56 1,58Media 0,25 a 1,5 68 72,21 0,94Baja < 0,25 5 24,56 0,22

TOTAL 815 285

Zonificación por densidad MT+BT

Por lo tanto, se corregirá el error material, y se incluirá el cuadro correspondiente en el Estudio del VAD. Conclusión: se cambian los cuadros de presentación, pero no se acoge la sugerencia de fondo.


Se solicita al OSINERGMIN reconsiderar las áreas señaladas y excluidas por el Supervisor VAD, para la zonificación del sector típico 1, bajo el criterio que no existen redes de servicio público, dado que en las áreas señaladas existen no solamente redes de servicio particular, sino también redes MT, de alumbrado público y subestaciones MT/BT.

Rpta. El caso presentado por el Supervisor VAD en el estudio tuvo carácter de ejemplo a los efectos de ilustrar zonas incorrectamente definidas como electrificadas en BT por el consultor VAD. En los métodos empleados en el estudio, se realizaron todos los ajustes requeridos a los efectos de hacer coincidir los datos reales del mercado eléctrico de EDELNOR con los datos de ingreso de los modelos, tal como se describe a continuación:

• Para el cálculo de las instalaciones de BT y Alumbrado Público se respetó la coincidencia exacta de la longitud de vías electrificadas.

• Para el cálculo de las redes de MT se consideraron todas las Subestaciones de Distribución resultantes de la optimización y aquellas correspondientes a cargas puntuales de MT. Se tuvieron en cuenta las distancias necesarias para acceder a los límites de influencia de las Estaciones Transformadoras AT/MT, así como los tramos necesarios para la transferencia de reserva en caso de emergencia. La longitud total de las Redes de MT calculadas por el Consultor VAD fue de 2.539 km, mientras el resultado obtenido por el Supervisor VAD

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alcanzó 2.495 km, es decir que la diferencia entre los dos métodos aplicados resultó menor del 2%.

Por lo expuesto, incorporar las áreas señaladas por EDELNOR implicaría considerar una cantidad de redes de BT y Alumbrado Público mayores a las requeridas por las vías existentes electrificadas; y además resultaría en una longitud total de la red de MT sensiblemente mayor a la calculada tanto por el Consultor VAD como por el Supervisor VAD. Conclusión: No se acoge la sugerencia.


El Supervisor VAD aplica diferentes costos unitarios para calcular el VNR y para la optimización de la red. Se solicita revisar y/o corregir los costos unitarios a ser aplicados en la optimización de la red en general.

Rpta. De acuerdo a los Términos de Referencia, en los informes parciales previos se definen las tecnologías que se adoptan para la empresa modelo. Por ello, en primera instancia para efectos de comparación de tecnologías y descartar las más ineficientes, los costos unitarios ingresados en los Modelos de Optimización no incorporan Gastos Indirectos. Posteriormente, durante el proceso de realización del Estudio, se realizan ajustes motivados por factores exógenos al Supervisor VAD o de manejo fino de la información. En esta etapa, los procesos relacionados con estos cambios se revisan en su totalidad y se modifican solo en aquellos casos que implican cambios en los resultados del Estudio. Dado que las variaciones de los costos unitarios no resultaron lo suficientemente significativas para invalidar los resultados de etapas intermedias anteriores (módulos, secciones, etc.), estos no fueron modificados. Para el cálculo final del VNR, en todos los casos se utilizaron los valores definitivos de los Costos Unitarios. Conclusión: No se acoge la sugerencia.


De la revisión efectuada al modelado de la red BT, se observa que los niveles de caída de tensión máxima del Supervisor VAD para la optimización de la red BT, superan el valor límite establecido en la LCE, la NTCSE y los TdR. Por lo tanto, se solicita al Osinergmin no tomar en cuenta la optimización de la red presentada por el Supervisor VAD debido a que no cumple con la calidad de producto exigido en la NTCSE y los Términos de Referencia establecidos para el estudio.

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Rpta. El tema ya ha sido extensamente analizado en la Observación 2 anterior. Conclusión: No se acoge la sugerencia


El factor de electrificación utilizado por el Supervisor VAD para el cálculo de los “km” resultantes en la determinación del VNR, resulta injustificado.

La aplicación de segundo ajuste de las cantidades de redes calculadas a partir de una comparación entre las redes reales y las longitudes de calles totales, asumiendo para el caso de las redes subterráneas una constante 2,0 y para el caso de la red aérea otra constante de 1,4; resultando un total de 4.847 km de calles. A partir de este valor obtenido finalmente se ajustan las cantidades de redes BT para el servicio particular denominado ajuste por electrificación.

No obstante, si se determinan las calles en función de las “Longitudes de Calles” utilizadas en los modelos de baja tensión del Supervisor VAD, resultan un total de calles igual a 5.253 km., es decir 406 km. en exceso respecto de la estimada anteriormente.

La aplicación de este criterio de ajuste por electrificación no solo contradice los valores calculados a partir de las diferencias entre la Empresa Real con la del modelo, sino que también con la hipótesis determinadas en el proceso de zonificación al resultar en una cantidad de calles muy diferentes a los valores utilizados por el propio Supervisor VAD.

Se solicita al Osinergmin no tomar el factor de electrificación para el cálculo del VNR por las razones señaladas.

Rpta. El tema ha sido analizado en la Observación 6. El método empleado por el Supervisor VAD no presenta contradicciones, los valores resultantes de los Modelos de Optimización definen de manera técnica-económicamente los módulos y las secciones óptimas a ser consideradas, sobre la base de un Área Típica representativa, los volúmenes finales de las instalaciones a ser consideradas en el cálculo del VNR, como primera premisa deben reflejar las condiciones del Mercado Eléctrico existente. El Informe del Consultor VAD, no incorpora esta premisa básica, dicha omisión da como resultado longitudes de redes de BT que exceden las requeridas por el Mercado Eléctrico existente. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

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Obs. 30 (Numeral 5.5) Se observa que la cantidad de luminarias y de postes AP obtenidos por el Supervisor VAD no guardan relación con los cálculos fotométricos sustentatorios presentados por el mismo Supervisor VAD. Se solicita desestimar el modelo propuesto por el Supervisor VAD, por las razones antes explicadas; o en el extremo corregir todas incongruencias antes señaladas y cumplan con lo exigido en los términos de referencia.

Rpta. El cuadro de datos referenciales observado por EDELNOR, figura en un anexo del informe del Supervisor VAD junto con los resultados fotométricos obtenidos del modelo Ilumina v2.0 de Josfel, y fue adicionado por el Supervisor VAD para efectos únicamente de presentación y de brindar mayor información del cálculo realizado. En el Quinto Informe dado que las diferencias obtenidas por el Consultor VAD y el Supervisor VAD en cuanto a número de luminarias no era muy significativa, el Supervisor VAD consideró conveniente modificar el vano promedio (por ende el cálculo fotométrico) para obtener similar número de luminarias que el Consultor VAD y acoger así dicha propuesta, pero al hacerlo, se omitió actualizar los cuadros de presentación que se observan, los cuales contienen información meramente referencial que no afecta en absoluto los resultados obtenidos. Por lo tanto, la sugerencia de desestimar el modelo por éstas razones, nuevamente resulta infundada por parte de EDELNOR. Conclusión: se acoge parcialmente la sugerencia de EDELNOR, en el sentido de actualizar (o eliminar) los cuadros presentados en el anexo del estudio.


EDELNOR plantea las siguientes observaciones al Modelo de Red, solicitando en base a ellas desestimar el modelo propuesto por el Supervisor VAD o en el extremo corregir las incongruencias señaladas: 1. En la optimización de la red de BT en la zona de MAD se

utiliza un modelo de red de MT diferente al utilizado para el modelado de la red de MT, estas diferencias incumplen lo exigido en el item 6.1.4 de los Términos de Referencia, que establece que la optimización debe corresponder a una evaluación conjunta de las tres etapas de la red (MT, SE, y BT).

2. En la optimización del modelo de red MT, el Supervisor VAD incluye el costo de las protecciones en subestaciones de AT/MT.

3. En el modelo de MT para las zonas de MAD, el radio medio de subestación no se corresponde con los módulos de los transformadores existentes y las densidades de carga calculadas.

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4. En el modelo de BT para las zonas de MAD y AD 1 resultan de la optimización de la Red de BT un centro sin red de menos respecto de los utilizados para valorizar el VNR.

5. El tiempo equivalente de pérdidas utilizado para la optimización de las Redes de BT y centros de MT/BT resulta un 85% menor respecto de los valores resultantes en la campaña de caracterización de la carga realizada.

6. En la determinación de las pérdidas en la Red de BT para los casos en donde resulta tipo aérea, no se consideran los porcentajes de redes asociados a la necesidad de tener que utilizar redes por ambas veredas. Esta situación se la considera solamente para el modelado de las redes subterráneas en la zona de MAD.

7. En el modelado de MT se consideran como variable de optimización, modificar el número de alimentadores para cada zona, no siendo ésta una variable que corresponda se la modifique en esta etapa del estudio. En las respuestas a las observaciones se dejó establecido que esta verificación sería considerada a modo referencial, pero fue utilizada como variable principal para llegar a las soluciones propuestas. La optimización del número de salidas de las SETs AT/MT corresponde a la regulación de la transmisión.

8. No se realiza optimización económica de las redes asociadas para el Alumbrado Público sino que se asignan componentes dependiendo del tipo de vía. Estas cargas al igual que sus pérdidas deberían considerarse para optimización de las SED de MT/BT y la propia red de MT lo que no se está aplicando.

9. Se observa que el modelo del Supervisor VAD no considere el ancho de calle para el modelado de la red BT. El hecho de no considerar el ancho de calle en el modelado, hace que las redes calculadas resulten ser aproximadamente un 10% menor que la que realmente correspondería asignar en cada zona analizada. Por otro lado este hecho no resulta reproducible en la realidad.

10. De la revisión efectuada al informe del Supervisor VAD pre-publicado por Osinergmin, se observa el hecho de que no existe una adecuada correspondencia entre las expresiones, fórmulas o algoritmos descritos en el informe con las que se han utilizado las hojas de cálculo durante el proceso de optimización.

A continuación se describen algunas de las principales observaciones a los algoritmos usados en los cálculos realizados para modelar la red.

a) “Demanda MT”

Se observa que el Consultor VAD utilice una constante igual a 0,8 y no aplique los factores de potencia y de simultaneidad en el cálculo de la “Demanda red MT”.

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Esta observación se extiende a todas las zonas analizadas.

Por ejemplo para la zona conjunta de muy alta densidad y alta densidad 1, el Supervisor VAD aplica la expresión siguiente:

Demanda red MT = (480.000+160.000)/0,8

b) “Caída de tensión máxima” Se observa que en los cálculos de la caída de tensión máxima y pérdidas en las redes BT, se aplica corrientes distintas. En los cálculos se utilizan los factores “ku” y “kp” sin sustento.

Rpta.

1. El tema ha sido analizado en la Observación 1. Conclusión: Se desestima la sugerencia.

2. En el Estudio, se consideró adecuado reconocer en el VNR el costo adicional representado por las protecciones de las salidas de MT resultantes del proceso de optimización de la red de MT, que excedían en número a las actualmente existentes. El modelado de mayor cantidad de salidas, permite bajar el optimo de costo total, incluyendo inversión, O&M y pérdidas capitalizadas, otorgando mejor calidad de servicio.


3. Se ha previsto una sola red de MT subterránea para alimentar las

zonas de MAD y AD1. Los criterios utilizados para analizar ambas Zonas Típicas de BT como una única Zona de MT fueron expuestos en la respuesta a la Observación 1.

Los radios medios asignados a las Subestaciones AT/MT se corresponden con las distancias medias requeridas para acceder a los límites de sus áreas de influencia. Solo se consideran los límites contenidos dentro de las Zonas de MAD y AD1. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

4. La respuesta se encuadra dentro de lo expuesto en la respuesta a la Observación 27. La diferencia observada no implica ningún cambio en los módulos y secciones optimizadas. Los valores utilizados para el cálculo del VNR corresponden al valor final contemplado en el Estudio, en este caso a la cantidad total existente en el Mercado Eléctrico de cada Zona. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

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5. Los tiempos equivalentes utilizados, corresponden a los datos consignados en el Balance de la Empresa Real, los mismos que fueron calculados en función de los factores de simultaneidad Sistema-Red MT y Red MT–Red BT utilizados en el Estudio del Supervisor VAD. Los tiempos de utilización y equivalentes de pérdidas de cada circuito MT y BT, deben reflejar las condiciones de simultaneidad de la etapa considerada respecto de la demanda global del sistema. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

6. Se ha considerado la utilización de dos líneas aéreas de BT por vía (una por vereda) en todas las vías de más de 15 m de ancho. En el calculo de pérdidas se ha modelado como opción básica, una línea por vereda, opción que lleva a calcular para la red general un valor ligeramente mayor de Pérdidas, dado que debe tenerse en cuenta que el 50% de las Pérdidas de Energía se concentran en las salidas. Conclusión: Se acoge parcialmente la sugerencia en el sentido señalado.

7. El Supervisor VAD considera que el número de salidas de MT es

una variable fundamental para la optimización de las redes de MT. En los Términos de Referencia no se indican restricciones a la utilización del número de salidas como variable de análisis. El modelado considerando como variable el número de salidas MT, sin alterar la ubicación de las Subestaciones AT/MT, permite arribar a resultados óptimos del punto de vista técnico económico, sin quedar sujetos a la planificación realizada por la Distribuidora.


8. El método empleado asigna las cargas correspondientes al

Alumbrado Público a las Subestaciones de Distribución (no a la red de BT) del área en estudio. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

9. Este punto ha sido analizado en el Numeral 6 de esta misma

observación. La longitud de redes de BT, modeladas por el Supervisor VAD, son equivalentes a las redes reales, tal como se explicó detalladamente en la respuesta a la observación 6 ya nombrada. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

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10. En la exposición de este punto, se aprecia un error al interpretar como “inadecuada correspondencia” que genera “incongruencias” a detalles que no fueron comprendidos por la empresa. Con referencia al punto a), la expresión corresponde a la suma de las demandas máximas simultáneas a nivel Sistema de las Zonas MAD y AD1, a las que se aplica un factor de simultaneidad de 0,8 al ser consideradas a nivel de MT. En el punto b), el Supervisor VAD no consideró necesario enunciar que para el cálculo de la máxima caída de tensión se debe recurrir al valor extremo desde el punto de vista de los desequilibrios, en este caso considerar el transformador cargado al 100% y los máximos desequilibrios admitidos entre las corrientes de cada fase y entre salidas de una misma Subestación de Distribución; mientras que en el caso del cálculo de pérdidas se utiliza un valor medio (menor que el anterior) afectado por un factor que tiene en cuenta la dispersión de valores entre salidas. Con respecto a los factores kp y ku, su determinación se realiza en la hoja “CTES” de los Modelos de Optimización y representan esquemas de redes con un grado medio de apartamiento de los ideales. Estos factores han sido utilizados en diversos estudios y cuentan con una exactitud verificada por cálculos adicionales. Es de destacar que el Consultor VAD no ha presentado una descripción pormenorizada del significado de los cálculos realizados en cada celda de los modelos que aplica, lo cual tampoco correspondía. Conclusión: No se acoge la sugerencia.

6. Observaciones Referidas a Pérdidas Obs. 32 (Numeral 6.1)

EDELNOR recomienda la revisión y modificación de los siguientes valores de ajuste para las pérdidas técnicas. En la Red MT • Desequilibrio de salidas

Utilizado para el informe : 1.03 Propuesta : 1.18

En transformadores MT /BT • Armónicos


En red BT • Desequilibrio de salidas


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Con las modificaciones anteriores, se obtendrían los siguientes porcentajes de pérdidas técnicas de potencia y energía para media y baja tensión:

Por otra parte, respecto al ajuste por pérdidas en el Cable de Comunicación de la Subestación MT/BT, en el punto 5 del documento se indica que representarían el 10% de las pérdidas de corto circuito del transformador y al no ser relevantes fueron considerados dentro de los factores de ajuste, sin embargo, no se indica dentro de que factor de ajuste presentado en el punto 9 del mismo documento se estaría considerando.

Rpta:

Revisado el tema en cuestión se acoge la recomendación de Edelnor. El cuadro final de factores es como sigue:

Valor Aplicado Rango desvio

MT

Pérdidas en ramales 1,05

Desequilibrio salidas 1,08 ±30%

Distribución no uniforme 1,03 ±20%

Armónicos 1,09

Subestaciones MT/BT


Potencia transf. 1,11 ±40%

Armónicos 1,32

BT


Modif. de trazado 1,04 ±25%

Potencia transf. 1,18 ±50%

Distribución no uniforme 1,11 ±40%

Armónicos 1,09

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Los porcentajes de pérdidas resultantes son los siguientes:

Energía Potencia

Técnica 1,24% 1,51%

No técnica 0,00% 0,00%

Técnica 6,10% 6,65%

No técnica 2,85% 2,85%

Porcentaje

MT

BT

Nivel de tensión Tipo

Conclusión: Se acoge la sugerencia.

Obs. 33 (Numerales 6.2.1 y 6.2.2)

EDELNOR considera un cambio de criterio e inaplicabilidad del Art. 67 de la LCE, el hecho que el Supervisor VAD pretenda establecer una uniformidad en los porcentajes de pérdidas reconocidos respecto a los otros Sectores Típicos del país. Recomendando se reconozca 2,85% como porcentaje de pérdidas, tomando en cuenta la diferencia de mercado que existe entre los diferentes sectores típicos y considerando el mismo criterio que se utilizó para la regulación anterior. Asimismo, considera que existe Falta de Sustento respecto al valor del 2% considerado, por lo tanto, Osinergmin debe tomar en consideración el sustento de las pérdidas comerciales residuales presentado por el Consultor VAD (2,85%), teniendo en cuenta que las condiciones del mercado no han variado y que por el contrario el nivel de criminalidad en la ciudad de Lima va en incremento. En el mismo sentido, respecto a la observación planteada al Consultor VAD sobre la posibilidad de la empresa de efectuar mediciones concentradas admitidas por la nueva regulación a partir de noviembre de 2009, EDELNOR recomienda que Osinergmin debe reconocer que EDELNOR no tiene una actitud permisiva con respecto a la actuación para la reducción de las pérdidas y que por el contrario debido a la eficiencia, especialización e inversiones efectuadas es que se ha logrado reducir las pérdidas.

Rpta: La presente observación fue analizada y atendida en las observaciones 3 y 7, con las conclusiones allí anotadas.

7. Otras Observaciones Relevantes Obs. 34 (Numeral 7.1)

Referente al cálculo de los Factores de Economía de Escala (FEE), la determinación de los factores Pvc (o sea la parte variable de los costos del VAD para cada nivel de tensión cuando crece la demanda) se estimaron de manera arbitraria, y

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no responden a ningún cálculo que los sustente, por lo que se recomienda considerar la metodología empleada por el Consultor VAD.

Rpta: Los factores de economía de escala consideran la reducción de los costos del Valor Agregado de Distribución y de los Costos Fijos de los clientes en cada período anual, debido a la disminución de la incidencia de las inversiones y costos fijos respecto a las variables a medida que aumentan las ventas. A fin de obtener estos factores se realizó una simulación que permitió realizar un análisis de la sensibilidad de los costos fijos y variables. Así, se consideró que la parte fija del costo es el 50% del VNR más los COYM Directos (Técnico y Comercial) y la parte variable compuesta por el otro 50% del VNR y los COYM Indirectos. Las tasas de crecimiento consideradas fueron:

• VAD MT : 2,40%

• VAD SED : 2,60%

• VAD BT : 2,60%

• CF : 3,20%

Los resultados obtenidos se exponen en el siguiente cuadro:

Periodo VAD MT VAD BT VAD SED Cargo FijoNoviembre 2009 - Octubre 2010 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000Noviembre 2010 - Octubre 2011 0,9903 0,9892 0,9902 0,9962Noviembre 2011 - Octubre 2012 0,9808 0,9787 0,9806 0,9924Noviembre 2012 - Octubre 2013 0,9716 0,9685 0,9713 0,9888 Conclusión: Se acoge la sugerencia.

Obs. 35 (Numeral 7.2) Respecto al Balance de Energía y Potencia, EDELNOR considera que el Supervisor VAD incluye sin sustento el concepto de “Pérdidas Comerciales No Reconocidas”, con el resultado de invalidar el Balance de Energía y Potencia presentado en el Punto 5.3 del Informe de Resultados del Análisis Comparativo de los Estudios VAD. Recomendando por tanto se emplee el Balance de energía y Potencia presentado por el Consultor VAD en el Informe Definitivo.

Rpta. Cabe precisar que el concepto de “Pérdidas Comerciales No Reconocidas” siempre ha sido considerado dentro del cálculo del Balance de Energía y Potencia en todas las regulaciones tarifarias, solo que se incluía, para efectos de presentación de los cuadros, dentro de la categoría tarifaria BT5B. Si bien, en el Quinto Informe el

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Supervisor VAD consideró necesario para mayor transparencia mostrar dicho valor en forma separada, se procederá a corregir la presentación del cuadro dado e incluirlo dentro de la categoría tarifaria respectiva, hecho que no afecta en absoluto ningún resultado. Conclusión: Se acoge parcialmente la sugerencia, en el sentido anotado.

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3. OBSERVACIONES DE LA EMPRESA LUZ DEL SUR

Obs. 1 (Numeral 1) En la Pre-Publicación se ha considerado para los materiales precios correspondientes al año 2007. El hecho que se haya tomado en cuenta los precios del año 2007 y no del 2008 como debió ser, implica una vulneración a los principios de seguridad regulatoria y transparencia (cambio de las reglas sin justificación alguna).

Este cambio de criterio en el sentido de utilizar información del 2007 y no del 2008 (período inmediato anterior al de la fijación tarifaria), determina que se reconozcan costos que están por debajo del mercado y por ende que se afecte la remuneración de las inversiones realizadas por las empresas.

Rpta: Ver respuesta a observación 9 planteada por EDELNOR. Obs. 2 (Numeral 2)

Sin sustento alguno se ha fijado 2% como pérdidas no técnicas, lo cual atenta al principio de transparencia. Cabe señalar que el hecho que se haya fijado un valor de pérdidas no técnicas a nivel nacional sin tomar en cuenta cada sector típico contraviene lo dispuesto en el artículo 67° de la Ley de Concesiones Eléctricas. Por otro lado, manifiestan que el índice de criminalidad durante los últimos años se ha incrementado, tal y como lo señala la Policía Nacional del Perú. Asimismo, señalan que no ha existido permisividad por parte de los concesionarios frente al hurto de energía. Señalan que la Resolución Ministerial N° 571-2006-MEM/DM por la que se aprobó la Norma de Reintegros y Recuperos de Energía Eléctrica constituye una barrera normativa que impide a las empresas reducir las pérdidas, dado que la exigencia de avisar previamente al sujeto que vulnera las condiciones del suministro o hurto de energía, elimina el factor sorpresa y protege conductas delictivas. En conclusión, señalan que el valor de las pérdidas no técnicas debe contar con un estudio para la empresa modelo el cuál ha sido presentado por el Consultor VAD.

Rpta: Ver respuesta a observación 33 planteada por EDELNOR. Respecto al comentario efectuado por la empresa Luz del Sur sobre la Resolución Ministerial N° 571-2006-MEM/DM, no corresponde efectuar comentario alguno.

Obs. 3 (Numeral 3)

Se ha considerado como precio unitario de terreno para SED valores por debajo del precio de mercado, lo cual atenta contra el principio de prudencia o razonabilidad en la valoración de las inversiones.

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Se debe tener en cuenta que las subestaciones convencionales de la empresa modelo se encuentran ubicadas en las zonas de alta densidad, en estas zonas al existir mayor cantidad de avenidas importantes, zonas de comercio y pertenecer además a distritos altamente consolidados, el costo de los terrenos tienen un precio elevado; por esta razón se ha realizado una valuación comercial por parte del cuerpo técnico de tasaciones del Perú de una muestra de terrenos ubicados en distritos que compartimos o colindan con edelnor, obteniéndose de esta muestra que el precio real promedio del terreno es de 523,6 US$/m2.

Asimismo de una muestra de 20 SED ubicadas en las zonas de alta densidad reconocidas en el VNR adaptado de LUZ DEL SUR el costo promedio del m2 de terreno es de US$ 924.9.

Conforme a ello, el Supervisor VAD debe considerar como valor mínimo el precio unitario de terreno de 342,7 US$/m2 sustentado por el Consultor VAD.

Rpta: Ver respuesta a observación 10 planteada por EDELNOR. Obs. 4 (Numeral 4)

El Supervisor VAD ha presentado como sustento para el pastoral de 1.5m/1,9m/1.5" una factura de Hidrandina con un costo de US$ 19.38 (S/.57.50), el cual corresponde a un pastoral de menores dimensiones: 1.5m/1.1m/1.5", que no está incluido en los armados de luminarias de 70W y 150W del modelo. En este caso, el Supervisor debe considerar el precio correspondiente al pastoral de 1,5m/1,9m/1,5".

Rpta: Ver respuesta a observación 9 item 26, planteada por EDELNOR.

Obs. 5 (Numeral 5) Sin sustento alguno, lo cual contraviene el principio de transparencia, el Supervisor VAD ha considerado un tiempo de 18 minutos para el uso de la grúa para la instalación de postes de concreto de alumbrado público, lo cual no se ajusta a la realidad. A efectos de demostrar el tiempo de uso de la grúa para la instalación de un poste, LUZ DEL SUR solicitó la presencia de un notario público y de un ingeniero especialista, quienes constataron que el tiempo efectivo de uso de la grúa para la instalación del poste es de 44 minutos, el mismo que no considera los tiempos de traslado entre puntos de instalación, entre la base y zona de trabajo y viceversa, el tiempo de carga del poste en la base, la charla de seguridad y el tiempo de recojo del poste desde almacén. Asimismo, el ingeniero especialista ha verificado los procedimientos y recursos utilizados en la actividad de instalación de poste y concluye que éstos han sido técnicamente correctos; desprendiéndose de su informe que el tiempo efectivo empleado por

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la grúa en el trabajo de instalación es de 51 minutos (considerando sólo 5 minutos para la charla de seguridad). Este tiempo calculado tampoco contempla el trabajo de la grúa en la base para carga del poste ni los tiempos por desplazamientos, ni el tiempo de recojo del material desde el almacén. Conforme a ello, corresponde que el Supervisor VAD considere como tiempo de uso de grúa para instalación de postes 1 hora con 25 minutos.

Rpta: Ver respuesta a observación 14, planteada por EDELNOR.

Obs. 6 (Numeral 6) Se ha podido verificar que los "precios" de 62 materiales han sido calculados usando tendencias por familia de materiales, (cables NYY, transformadores), ajuste de índices por variación de precios, ú otros factores; no obstante contar con precios de mercado sustentados en facturas del año 2008, lo cual implica una vulneración a los principios de seguridad regulatoria y transparencia (cambio de las reglas sin justificación alguna) si tenemos en cuenta que en el proceso de fijación tarifaria 2005-2009 se estableció que los precios de los materiales deben corresponder a precios de mercado. Por lo tanto, el Supervisor VAD debe sustentar con facturas del 2008 todos los equipos y materiales.

Rpta: Ver respuesta a observación 8, planteada por EDELNOR. Obs. 7 (Numeral 7)

Se ha considerado 60 cm de profundidad de zanja para cruzada de baja tensión, debiendo ser de 1 m., según lo establecido en la Regla 351.C.4. del Código Nacional de Electricidad Suministro.


Se ha considerado uso de camioneta de simple cabina 4 x 2 en lugar de camionetas de doble cabina 4 x4.

Rpta: La respuesta a la presente observación está incluida en la

contestación a la observación 12 planteada por EDELNOR.

Obs. 9 (Numeral 9)

Se ha considerado precios de equipos y materiales con menores características técnicas, cuyas especificaciones no consideran algunas características técnicas que inciden en la calidad y consecuentemente en el costo, en comparación con los estándares que manejan las empresas del Sector de Distribución Típico 1, por ejemplo: Transformadores para los cuales no se especifican niveles

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de cortocircuito, pérdidas eléctricas ni niveles máximos permisibles de ruido. Por lo tanto, corresponde que OSINERGMIN reconozca el valor comercial de los transformadores que se tiene que instalar, a efectos de cumplir con las disposiciones de carácter ambiental expedidas por el gobierno central y por los gobiernos locales.

Asimismo, postes de concreto cuya resistencia a la compresión (28 Mpa) está por debajo de lo que indica la norma actual vigente (35 Mpa) sin adición de inhibidores contra la corrosión y sin especificaciones de límites de porosidad del concreto.

Se deben diferenciar los costos de los equipos y materiales para el Sector Típico 1 y se debe considerar materiales que cumplan las normas técnicas vigentes.

Rpta: Ver respuestas a observaciones 8 y 16, planteadas por EDELNOR.

Obs. 10 (Numeral 10)

Se ha propuesto sin sustento alguno poner a tierra el neutro de la red en 10kV a través de transformadores Zig-Zag, sin demostrar en forma sustentada su efectividad en la detección de fallas línea a tierra. Al respecto, cabe indicar que estudios teórico - prácticos realizados en la zona de Lima demuestran la inviabilidad de la mencionada propuesta.


La longitud de la red de baja tensión de la empresa modelo es inferior que la empresa real en 1.024 km. El Supervisor VAD ha aplicado factores de corrección (Factor de bordes y Factor de electrificación) sin sustento alguno, lo cual atenta contra el principio de transparencia, para ajustar la longitud de la red de la empresa modelo a la empresa real. Como consecuencia de ello la red de baja tensión resultante del Supervisor VAD es menor en 12% que la red de baja tensión de la empresa real.

Rpta: Ver respuestas a observaciones 6, 26 y 29, planteadas por EDELNOR.

Obs. 12 (Numeral 12) Se ha considerado en costos indirectos no personales (gastos generales) inferiores a los del Consultor VAD.

Rpta: Ver respuesta general y específica a los item 13, 14, 15 y 16, a la observación 22 planteadas por EDELNOR.


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Se ha considerado en forma incompleta los equipos de informática y software.

El Supervisor VAD no ha considerado servidores, ni un costo adecuado de software necesario para la operación eficiente de la empresa modelo. Así se ha considerado en la empresa modelo sólo 5 millones de US$ por Software, monto que consideramos que es muy bajo para una empresa que opera en el Sector Típico 1.

Rpta: Ver respuesta a observación 18, planteada por EDELNOR.


No se ha considerado el hurto de instalaciones de baja tensión, alumbrado público y media tensión. El hurto de instalaciones de distribución es una característica del entorno en que se desarrolla la empresa modelo. En ese sentido debe incluirse como parte de las condiciones que afectan su desenvolvimiento. Las empresas concesionarias vienen invirtiendo recursos en acciones destinadas a combatir el hurto de instalaciones eléctricas, las cuales no son reconocidas en la estructura tarifaria.

Rpta: Ver respuesta a observación 22 item 2, planteada por EDELNOR. Obs. 15 (Numeral 15)

No se ha considerado el lavado de aisladores de porcelana en zonas sin contaminación y se ha establecido el lavado con una frecuencia insuficiente en zonas con contaminación.

Rpta: Ver respuesta general y específica al item 3 de la observación

22, planteada por EDELNOR. Obs. 16 (Numeral 16)

Se ha asignado de manera incorrecta salarios del personal técnico. El Supervisor VAD indica que ha tomado en cuenta la encuesta salarial de Price Waterhouse, sin embargo los costos remunerativos de los niveles 9 y 10 difieren de los utilizados en el Informe Definitivo del Estudio del VAD por el Consultor VAD.

Rpta: Ver respuesta general y específica al item 17 de la observación 22, planteada por EDELNOR.


Se ha considerado en forma incompleta costos y tasas bajas de postes chocados.

Rpta: Ver respuesta general y específica al item 4 de la observación 22, planteada por EDELNOR.

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Se ha considerado la localización de fallas en redes de baja tensión subterráneas sólo en un 50% de eventos. El punto de falla no es visible en el 90% de los casos por estar los cables enterrados. Sólo se puede observar sin ejecutar labores de localización de falla en los casos en los que los cables han sido dañados por terceros (aproximadamente un 10% del total de las casos). Sobre la base de ello se debe considerar la localización de fallas en redes de BT subterráneas en el 90% de eventos.

Rpta: Ver respuesta general y específica al ítem 5 de la observación 22, planteada por EDELNOR.

Obs. 19 (Numeral 19) Se ha considerado pruebas de cables de media tensión sólo en un 60% de las fallas. Las pruebas de cables de media tensión por fallas deben ejecutarse en el 100% de los casos con el fin de garantizar una reconexión confiable y segura, salvaguardando la seguridad de las personas y asegurando la confiabilidad del servicio.


Obs. 20 (Numeral 20) No se ha considerado inspecciones oculares en luminarias. Por Resolución de Consejo Directivo del OSINERGMIN N° 078-2007-0S/CD, se establece la ejecución de dos procesos de fiscalización anuales al parque de alumbrado público.



No se ha considerado las mediciones de las perturbaciones (armónicas y flicker) que se tienen que efectuar en cumplimiento de la NTCSE. El Supervisor VAD debe considerar 216 mediciones de perturbaciones en BT y 408 mediciones de perturbaciones en MT con los siguientes precios unitarios: − Mediciones de perturbaciones en BT: US$ 192 − Mediciones de perturbaciones en MT: US$ 144,67



No se ha considerado las mediciones de calidad de alumbrado público. El Supervisor VAD debe considerar los siguientes valores: − 3660 mediciones anuales de iluminancia a un costo unitario de

US$ 6,63.

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− 660 mediciones anuales de luminancia a un costo unitario de US$ 8,89.

Rpta: Ver respuesta general y específica al ítem 7 de la observación 22, planteada por EDELNOR. Cabe mencionar, que la aplicación de la NTCSE en relación a las mediciones de calidad del Alumbrado Público a la que hace mención la empresa Luz del Sur en la actualidad se encuentra suspendida.


No se ha considerado la guardia de operación de la red de baja tensión y atención de reclamaciones técnicas relacionadas a la red de distribución. El Supervisor VAD debe incluir en el estudio, los costos de la guardia de atención, cuyos costos ascienden a un monto no menor de US$ 200,000.


Obs. 24 (Numeral 24) Inadecuada determinación del costo del Capital de Trabajo. La metodología y criterios de cálculo utilizados por el Supervisor VAD para la determinación del Costo del Capital de Trabajo de la Empresa Modelo no se corresponden con los indicado en los Términos de Referencia del estudio, ni a los cálculos similares efectuados en anteriores fijaciones tarifarias (2001 y 2005) ni por el Supervisor VAD de los ST2 y ST3 en el proceso actual, por lo que recomendamos al Osinergmin rectifique esta omisión.

Rpta: Ver respuesta de la observación 23, planteada por EDELNOR.

Obs. 25 (Numeral 25) Inadecuada metodología para determinar los factores de economía escala. Se recomienda considerar la metodología empleada por el Consultor VAD y los valores de FEE presentados en el estudio Definitivo.

Rpta: Ver respuesta de la observación 34, planteada por EDELNOR. Obs. 26 (Numeral 26)

Aplicación de factores para determinar las pérdidas técnicas. El Supervisor VAD no ha presentado sustento acerca del cálculo de los factores de incremento de pérdidas técnicas, tanto en BT, MT y en centros de transformación MT/BT. Los análisis de LDS sustentan los siguientes factores: En la Red MT • Desequilibrio de salidas :1,18 En transformadores MT/BT • Desequilibrio de salidas :1,18 • Armónicos : 1,32 En red BT • Desequilibrio de salidas : 1,18

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Rpta: Ver respuesta de la observación 32, planteada por EDELNOR. Obs. 27 (Numeral 27)

Se han considerado postes de acero en la red de media tensión con precios inadecuados. El Supervisor VAD debe considerar el precio del poste de acero de 13 metros, de 1.850 US$.

Rpta: De acuerdo a la respuesta a la observación 15 de EDELNOR, se está prescindiendo del uso del poste de metal, por lo que la observación de la empresa Luz del Sur ya no corresponde.


Se ha considerado un período de vida útil para las camionetas ineficiente de 10 años. El Supervisor VAD debe considerar 5 años de vida útil para las camionetas.


Obs. 29 (Numeral 29) Se ha considerado un disco con un diámetro que no es el adecuado para la cortadora de concreto. El Supervisor VAD ha considerado un disco diamantado de corte de 10" de diámetro, cuando debe considerar un disco de corte de 18" de diámetro.

Rpta: Luego de revisada la información y sustento reportados por Luz del Sur, se considerará el uso de un disco de 14” de diámetro para cumplir con la Ordenanza Municipal Nº 203-MLM.

Por lo mencionado se acoge parcialmente la sugerencia de Luz del Sur.

Obs. 30 (Numeral 30 - A)

Se ha considerado una asignación de recursos insuficiente, en las siguientes partidas: a. Entibamiento.

El Supervisor VAD no ha considerado el entibamiento para la ejecución de zanjas de media tensión para evitar posibles derrumbes, protegiéndose de esta forma la integridad física de los trabajadores (Ordenanza Municipal N° 203, Capítulo IV, Artículo 32).

Rpta: Ver respuesta general y específica del ítem 2 de la observación 13, planteada por EDELNOR.

b. Compactado y afirmado:

El Supervisor VAD no ha considerado el compactado ni afirmado para la ejecución de zanjas. Se debe tener presente que en la Ordenanza Municipal 203, capítulo V, Artículo 35° y 36° se indica que se debe aplicar una capa de 20 cm. de afirmado para el relleno de la zanja con una compactación del 100%, la misma que es susceptible de inspección, con lo cual queda establecida su obligatoriedad.

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Rpta: Ver respuesta general de la observación 13, planteada por EDELNOR.

c. Desmonte:

El Supervisor VAD no ha considerado recursos suficientes para cumplir con la Ordenanza Municipal 203, Capítulo IV, Artículo 33°. Así mismo no considera el costo de la eliminación del desmonte y su respectiva disposición en los diferentes centros de acopio autorizados por DIGESA, según el Reglamento de la Ley General de Residuos.


d. Vigilancia:

El Supervisor VAD no ha considerado los recursos necesarios para vigilancia en obra. Respecto de este punto es necesario contar con el servicio de vigilancia para salvaguardar a personas, vehículos, equipos y materiales, en horas de la noche. También para zonas de alto tránsito peatonal y vehicular, así como de alta peligrosidad.

Rpta: Ver respuesta general de la observación 13, planteada por EDELNOR. Asimismo, situaciones de coyuntura que aplican a obras civiles masivas, no resultan pertinentes al caso señalado por la empresa Luz del Sur.

Obs. 31 (Numeral 30 - B) - Rotura y Reparación de Calzada

Luz del Sur solicita se tenga en cuenta lo siguiente: − En la asignación de materiales un factor de esponjamiento para el

asfalto de 20% para la pavimentación de pistas. − Se debe considerar las horas hombre necesarias para el uso de

la cortadora de concreto y la vibro apisonadora. − Se debe considerar los costos que involucran la eliminación de

desmonte, de acuerdo a la tabla de costos de internamiento por m3 o camión de los centros de acopio autorizados por DIGESA para Lima.

Rpta: Ver respuesta general y específica del ítem 3 de la observación 13, planteada por EDELNOR.

Obs. 32 (Numeral 30 - C) - Rotura y Reparación de Vereda

El Supervisor VAD no ha considerado los costos que involucran la eliminación de desmonte. Se debe tener presente que para el cumplimiento del Reglamento de la ley General de Residuos, se debe disponer los residuos en los lugares autorizados por DIGESA.

Rpta: Ver respuesta general y específica del ítem 3 de la observación 13, planteada por EDELNOR. Cabe señalar que los Costos Unitarios incluyen costos de transporte que permiten el traslado de material de reposición y retiro de desmonte, considerando las normas pertinentes.

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Obs. 33 (Numeral 30 - D)

Asignación de Horas máquina de Grúa en la instalación de postes para estructuras en Baja y Media Tensión. El Supervisor VAD ha considerado sólo 21,6 minutos de grúa grande 9.5 ton para la instalación de postes de alineamiento, cambio de dirección y fin de línea de baja y media tensión, lo cual es insuficiente. Para las estructuras de baja tensión se debe asignar como mínimo el tiempo correspondiente a una instalación de poste de alumbrado público (1,42 hm) y para las estructuras de media tensión un tiempo de 1,89 hm.

Rpta: Ver respuesta de la observación 14, planteada por EDELNOR. Obs. 34 (Numeral 30 - E)

Asignación de Horas máquina de Camión en la instalación de postes para estructuras en Baja y Media Tensión. El Supervisor VAD ha considerado 30 minutos de camión de 10TN para el transporte de postes para estructuras de alineamiento, cambio de dirección y fin de línea de baja y media tensión, indistintamente de la longitud del poste a instalar. La asignación efectuada por el Supervisor VAD resulta insuficiente para los poste de 13 y 15m toda vez que el recurso camión de 10TN tiene la misma asignación de H-M para las diferentes longitudes de poste. En este caso se debe considerar que la capacidad del camión está en función de las dimensiones y el peso de los postes a transportar según se detalla en la siguiente tabla:

Luz del Sur recomienda considerar 0,65 h-m del recurso camión 10 ton para postes de alineamiento, cambio de dirección y fin de línea de baja y media tensión para estructuras de 13 m y 15 m.


Obs. 35 (Numeral 30 - E) - Luminarias

El Supervisor VAD para los armados de luminarias ha considerado rendimientos que no corresponden a los que se presentan en la

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práctica. Asimismo, la asignación de vehículos de transporte (Grúas) resulta insuficiente. Luz del Sur sustenta posición con el siguiente cuadro en el cual se presentan las tareas y sus respectivos tiempos en la ejecución de obras:

Conforme a ello, Luz del Sur sugiere considerar una asignación de 0,73 hm de grúa grande.

Rpta: Ver respuesta general de la observación 13, planteada por

EDELNOR. Cabe mencionar que el ciclo de trabajo señalado en la observación, no corresponde a una buena práctica de instalación, debido a que varias de las tareas indicadas, pueden ser realizadas prescindiendo de la grúa.

Obs. 36 (Numeral 30 - F) – Pozo a Tierra

El Supervisor VAD ha considerado una asignación de recurso camión de 4 ton que resulta insuficiente y no guarda relación con los requerimientos de la actividad; así como no ha considerado los costos de eliminación del desmonte en un centro autorizado. Luz del Sur sugiere considerar mayor asignación de recurso de camión de 4 ton (2,19 hm); así como debe considerar el costo de internamiento para disposición final del desmonte en un centro autorizado por DIGESA.

Rpta: Ver respuesta general de la observación 13, planteada por

EDELNOR y Observación 32 de Luz del Sur. Obs. 37 (Numeral 30 - G)

Recursos insuficientes para Obra civil de subestación de distribución convencional subterránea El Supervisor VAD ha considerado 60 horas máquina de uso de camión de 4 toneladas, lo cual representa una cantidad insuficiente, que no corresponden a la realidad. Luz del Sur sugiere considerar 164,7 horas máquina de uso de camión de 4 ton para el caso de la SED subterránea de 5mx6m.

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COSTOS ESTÁNDARES DE INVERSIÓN: Obs. 38 (Numeral 30 - A)

Mayor cantidad de estructuras por kilómetro de red aérea El SUPERVISOR VAD ha considerado solamente 16 armados por km de red aérea de media tensión.

Luz del Sur menciona que el Supervisor VAD no ha considerado los obstáculos existentes en la práctica tales como vías con anchos de veredas cortas, diseño de las calles tales que exigen un mayor recorrido y cambio de dirección en la instalación de las redes. Luz del Sur sugiere considerar 17.21 armados por km de red aérea de media tensión.

Rpta: Ver respuesta de la observación 15, planteada por EDELNOR. Obs. 39 (Numeral 30 - B)

Porcentaje de metrado adicional por kilómetro de red El Supervisor VAD no ha considerado los valores reales de porcentaje de red adicional por km de red. Luz del Sur sugiere considerar valores reales de porcentaje de red adicional por km de red.

Rpta: El porcentaje de longitud adicional de redes de media tensión

considerado en el estándar vigente es razonable y coherente con la composición estandarizada de cada kilómetro de red, por lo que no se justifica un incremento del mismo, más aún si se toma en cuenta que dicho porcentaje ha sido aplicado en procesos de regulación anteriores y, para el presente caso, no existen condiciones nuevas o distintas que lleven a colegir que se hace necesario un incremento de los mismos. Conclusión, no se acoge la sugerencia.

Obs. 40 (Numeral 30 - C)

Utiliza aisladores de porcelana en lugar de aisladores poliméricos para zonas de alta contaminación El Supervisor VAD ha considerado aisladores de porcelana en el 100% de redes aéreas de media tensión con conductor desnudo ubicadas en la zona de alta contaminación (contaminación salina), aún cuando en el anexo N° 1 del informe N° 0356-2009-GART del Supervisor indica que se está considerando aisladores poliméricos en las redes de media tensión para contaminación salina. Luz del Sur sugiere que el Supervisor VAD en estricto cumplimiento de la Ley de Concesiones Eléctricas debe considerar el uso de estos aisladores poliméricos ya que permiten un manejo eficiente de la red en media tensión, siendo más crítico en la zona de corrosión severa.

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Rpta: De acuerdo a los análisis efectuados, resulta técnica y

económicamente más eficiente el uso de los aisladores poliméricos en todas las zonas del Estudio. Conclusión, se acoge la sugerencia.

Obs. 41 (Numeral 30 - D)

No considera el uso de fusibles limitadores de corriente para el Seccionador tripolar de Potencia. El Supervisor VAD no ha considerado el uso de fusibles limitadores de potencia en el armado del seccionador tripolar de potencia. Luz del Sur manifiesta que utiliza seccionadores de potencia tripolares bajo carga para media tensión que incluyen como elementos de protección contra sobrecorrientes de fase a los fusibles limitadores de corriente. Asimismo, se utilizan para la protección eléctrica de circuitos laterales que se derivan de la celda de media tensión de una subestación convencional. Luz del sugiere considerar el uso de los fusibles limitadores de potencia.

Rpta: Los fusibles limitadores de potencia se utilizan en todas las protecciones de MT de los transformadores MT/BT de las Subestaciones de Distribución, en conjunto con un seccionador bajo carga conectado en derivaciones del anillo o principal. No se han modelado derivaciones en la red de MT subterránea, siendo la arquitectura de la misma en anillo principal. A continuación se presenta un cuadro con el resumen de los elementos de protección incluidos en el VNR. Total

Tipo Cantidad US$/centro US$

Sin contaminación MAD y AD1 250 Celdas E y S 3 419 8 117 20,8% 33 521 206

Reconectador 28 14 245 20,8% 481 799

secc. fusibles 82 394 20,8% 38 990

seccionamientos 60 772 20,8% 55 972

Reconectador 30 14 245 20,8% 516 213

secc. fusibles 52 394 20,8% 24 726


Con contaminación Reconectador 20 14 245 20,8% 344 142

secc. fusibles 124 394 20,8% 58 961


Reconectador 28 14 245 20,8% 481 799

secc. fusibles 106 394 20,8% 50 402


Total 356 35 721 603

Cantidad salidas

Maniobra y protecc.Densidad Ind.

Media y baja densidad 28

Alta densidad 2 28

Media y baja densidad 30

Alta densidad 2 20

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Conclusión: no se acoge la sugerencia.


Se ha considerado una asignación de recursos insuficientes para el Centro de Atención Teléfonica (Call Center), habiendo determinado el Supervisor VAD un costo que no proviene de ninguna fuente del mercado para este rubro y se dimensiona un Centro de Atención que no podría operar eficientemente, por lo que se solicita corregir los costos de Servicio de Terceros en la parte de Comercialización que corresponde a los costos del Centro de Atención Telefónica incrementando la cantidad de llamadas tanto en el rubro de reclamaciones técnicas como en reclamaciones y requerimientos comerciales.

Rpta: Ver respuesta general y específica del ítem 8 de la observación


Se ha considerado costos bajos para la inspección para el control de las pérdidas no técnicas, ya que el valor considerado es comparable con el costo promedio de un corte o reconexión simple cuando esta labor requiere personal con alta especialización. Asimismo no están considerados los costos por actividades de normalización cuya finalidad consiste en corregir o modificar la condición anómala que origina el subregistro de energía.



El Balance de Energía y Potencia de la Red Adaptada determinado por el Supervisor VAD y presentado en el Punto 5.3 del Informe de Resultados del Análisis Comparativo de los Estudios VAD, en resumen presentan las siguientes inconsistencias. a) Las ventas de potencia son determinadas con 8,760 horas año,

siendo el 2008 un año bisiesto y que debe ser 8,784 horas año. b) Se incluye el rubro "Pérdidas Comerciales No Reconocidas" como

si fueran parte de las ventas de energía y potencia, pese a que las energías recuperadas se logran facturar dentro de la tarifa correspondiente del usuario y ya forman parte de las ventas de energía que se reportan en su oportunidad.

c) Los porcentajes de pérdidas de potencia son inferiores al de la energía.

Rpta: Ver respuesta general y específica del ítem 10 de la observación 22, planteada por EDELNOR. Se acoge la observación planteada en el punto a), en tal virtud se corrige también el balance. Con referencia a la observación del punto c), no existe inconsistencia, en transformadores y medidores los porcentajes

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de pérdidas de energía superan a los correspondientes de pérdidas de potencia.

Conclusión: Se acoge parcialmente la sugerencia en el sentido

indicado. OBSERVACIONES AL MODELO DE DISEÑO DE REDES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN UTILIZADO POR EL SUPERVISOR VAD Obs. 45 (Numeral 1) - Optimización de la redes

Luz del Sur manifiesta que para la optimización de la red de BT en la zona MAD se utiliza un modelo de red diferente al empleado en la MT, resultando un 53% de diferencia toda vez que dicha red MT suma 607 km y el modelo de red MT 1 290 km. Esto pone en evidencia que el modelo utilizado por el Supervisor VAD incumple lo exigido en los TDR, en donde se establece que la optimización debe corresponder a una evaluación conjunta de las tres etapas de la red.

Rpta: Luz del Sur ha observado erróneamente las cifras de red MT, y

considerado como total de las mismas a las derivaciones MT a las Subestaciones de Distribución desde el trazado de la troncal. El total de kms. de red MT es de 1 250 km y no 603 km como indica Luz del Sur.

Obs. 46 (Numeral 2) - Incumplimiento de la NTCSE

Luz del Sur indica que según los TDR la empresa modelo debe diseñarse cumpliendo la NTCSE, sin embargo en el modelo utilizado por el Supervisor VAD las redes de BT tienen una caída de tensión de hasta 7% de la tensión nominal, que supera el 5% establecido en dicha norma.

Rpta: Ver respuesta de la observación 2, planteada por EDELNOR. Obs. 47 (Numeral 3) - Utilización de costos unitarios en la optimización de

redes de la empresa modelo Luz del Sur menciona que los costos unitarios utilizados por el Supervisor VAD para valorizar el VNR de la empresa modelo son diferentes a los utilizados para efectuar la optimización de redes de MT y BT. Luz del Sur sugiere utilizar los mismos costos unitarios para la valorización del VNR así como para la optimización de redes de la empresa modelo ya que usar costos distintos invalida los resultados de la optimización.

Rpta: Ver respuesta de la observación 27, planteada por EDELNOR. Obs. 48 (Numeral 4) - Máxima Demanda utilizada por el Supervisor para la

zonificación Luz del Sur observa que el Supervisor VAD considera para la zonificación de una máxima demanda de 815 MW que resulta menor a la considerada por el Consultor VAD (870 MW) y menor a la

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demanda real del balance de energía y potencia (849,5 MW) E incluso menor a la determinada por el propio Supervisor VAD en el balance de energía y potencia de la empresa modelo (822,3 MW).


Obs. 49 (Numeral 5) - Valor del factor de potencia considerado para el diseño

de redes de media tensión La empresa Luz del Sur observa que el Supervisor VAD aplica un factor de potencia de 0,8 para determinar la demanda de MT no obstante que en la misma hoja de cálculo figura como dato fijo un factor de potencia de 0,85.

Rpta: El referido valor de 0,8 no corresponde al factor de potencia. Es

la relación entre la demanda máxima simultánea a nivel de Sistema y la suma de las demandas máximas individuales de los Alimentadores de MT. Conclusión, no se acoge la sugerencia.

Obs. 49 (Numeral 6) - Consideración del costo de las protecciones de SETs

en el modelo de optimización de la red de media tensión. Luz del Sur manifiesta que el Supervisor VAD en el modelo de optimización de redes de media tensión incluye el equipamiento de protección de las Subestaciones de Transformación AT/MT lo cual no es correcto ya que la optimización sólo debe contemplar a las redes de distribución y no a las instalaciones de transmisión ya que éstas son competencia de otra regulación. Tal como lo indican los TDR en el numeral 6.1.


31, planteada por EDELNOR.

Obs. 50 (Numeral 7) - Corrección de texto sobre el Sistema de la Red de Baja

Tensión. En la página 8 del Estudio del Supervisor VAD: "Informe de la propuesta de Tarifas de Distribución Eléctrica a efectos de la prepublicación de las mismas", el Supervisor VAD indica que ha considerado un sistema 380/200V para la Baja Tensión. Cabe indicar que en el numeral 6.1.4.2 del "Informe de Resultados del análisis comparativo de los Estudios VA (Etapas 1, 11, III Y IV)" se descarta este sistema por el mayor costos de implementación para 90.000 clientes. Por lo tanto el Supervisor debe corregir el texto del "Informe de la propuesta de Tarifas de Distribución Eléctrica a efectos de la prepublicación de las mismas".

Rpta: El texto indicado efectivamente corresponde a un error material

el cual será corregido. Conclusión, se acoge la sugerencia.

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4. OBSERVACIONES DE LA EMPRESA PA CONSULTING SERVICES

Estados Financieros Años 2008 y 2007. Obs. 1 (Tomo 1 - Numeral 2.2.1) - REFORMULACIÓN DE LOS FORMATOS

A y B EN COINCIDENCIA CON LOS ESTADOS FINANCIEROS Respecto a la observación planteada por el Supervisor VAD en el sentido que subsisten observaciones en cuanto a la información financiera considerada en los Formatos A, B, C y D del Consultor VAD y la Empresa. PA Consulting (el Consultor VAD), señala que no es correcto afirmar que dichos importes no coinciden, puesto que los Estados Financieros Reestructurados presentan por concepto de Costos del Servicio, los importes de S/.1 044,5 millones y S/. 994,5 millones para los años 2008 y 2007 respectivamente, cifras que se registran en los Formatos “B”, específicamente en el Formato B-III-1. Asimismo señala, que las cifras no son coincidentes a nivel de actividad, dado que los Costos del Servicio, según la estructura contable se distribuyen en cinco (5) actividades, mientras que en los Formatos se distribuyen en dieciséis (16) actividades.

Rpta: El Cuadro N° 1 presenta la comparación de la Reestructuración de

los Estados Financieros que efectuó el Consultor VAD y los Formatos B que presentó en el Informe Definitivo; nótese que los valores de los Formatos B-V-1 no son coincidentes con los valores de las actividades de los Estados Financieros reestructurados por el Consultor VAD a nivel del mismo número y tipo de actividades. Asimismo, dichos valores no concuerdan tampoco con la información mostrada por el Supervisor VAD la cual refleja los valores de los Estados Financieros Auditados que figuran en la CONASEV, tal como puede apreciarse en el Cuadro N° 2. A mayor abundamiento, se precisa que el Cuadro N° 2 presenta los valores totales de los Estados Financieros del Supervisor VAD (1 148 millones de Soles) que concuerda con los valores del Archivo de Base de Datos presentados por EDELNOR a la GART y con los Estados Financieros Auditados de la Conasev. Las diferencias con los valores totales de EDELNOR (1 162,7 millones de soles) y del Consultor VAD (1 161,4 millones de soles) se refieren básicamente a las donaciones y obras en curso (Gastos de Gestión según R.M. N°197-94 EM/VME). Por lo tanto, la diferencia del orden del 1,3% que refiere el Consultor VAD no corresponde a importes o conceptos no validados por el Supervisor VAD, sino a los motivos expuestos y que constan en el Cuadro N° 2. Por otro lado, en el cuadro N° 3 se puede apreciar los diferentes Formatos que presentó el Consultor VAD en las diferentes etapas del estudio VAD, que fueron observadas por el Supervisor VAD porque

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no guardaban relación con los valores del propio Consultor VAD establecidos al reestructurar sus costos en los Estados Financieros o en los cuadros resumen de sus Informes Finales (requeridos según Formato de los Términos de Referencia), tal como puede apreciarse en el Cuadro N° 4.

Cuadro N°1

Reestruct. B-V-1 B-III 11. Generación 1,2 1,2 1,32. Transmisión 9,9 10,6 16,23. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 803,0 - Distribución 59,8 92,8 97,74. Comercialización 35,4 77,5 35,45. Administración 59,4 59,46. Otras Actividades 75,8 91,0

SUB TOTAL 1 044,5 1 044,5 1 044,5

7. Depreciación 116,9 116,9TOTAL 1 161,4 1 161,4 1 044,5

COMPARACION REESTRUCTURACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CON LOS FORMATOS DEL CONSULTOR VAD - TOTAL EMPRESA 2008

Cifras en Millones de S/.

CONSULTOR VADRubro de Costos

Cuadro N°2

Empresa Consultor Supervisor Empresa Consultor Supervisor1. Generación 1,2 1,2 1,2 0,8 0,9 0,92. Transmisión 9,5 9,9 9,5 9,0 9,9 9,03. Distribución - Compra de Energía 803,0 803,0 803,0 755,0 755,0 755,0 - Distribución 124,1 59,8 55,1 130,5 64,1 63,64. Comercialización 37,6 35,4 37,6 33,4 31,5 33,45. Administración 70,4 59,4 55,8 66,9 54,3 52,66. Otras Actividades 75,8 68,9 78,8 66,8

SUB TOTAL 1 045,8 1 044,5 1 031,1 995,6 994,5 981,3

7. Depreciación 116,9 116,9 116,9 125,9 125,9 126,0TOTAL 1 162,7 1 161,4 1 148,0 1 121,5 1 120,4 1 107,3

Diferencias Donaciones -1,3 -1,3 -1,1 -1,1 Obras en Curso 14,6 14,3

1 161,4 1 161,4 1 161,3 1 120,4 1 120,4 1 120,5

Cifras en Millones de S/.

Rubro de Costos Año 2008 Año 2007

ESTADOS FINANCIEROS

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Cuadro N°3

2° INFORMECONSULTOR CONSULTOR CONSULTOR CONSULTOR CONSULTOR CONSULTOR CONSULTOR CONSULTOR

B III-1 C III-2 D III-1 B III-1 C III-1 D V-5 B III-1 D V-5

Distribución MT 8,66 8,56 10,62 5,525 6,04 11,179 5,943 10,46Distribución BT 24,35 24,14 16,77 20,382 22,32 18,232 21,734 17,98Alumbrado Público 5,31 5,31 3,25 3,543 4,73 4,357 4,629 4,47Comercialización 15,01 14,93 18,58 9,002 11,63 19,312 11,388 19,35(-) Gastos Cargados como Inversión -8,72 -8,72

TOTAL DISTRIBUCIÓN 44,62 44,22 49,22 38,452 44,72 53,08 43,69 52,26

Conexiones y Medidores 8,86 8,83 4,66 7,348 8,55 4,782 8,579 4,79Cortes y Reconexiones 1,51 1,49 1,84 1,405 1,42 1,453 1,93Gestión de Inversión 4,85 4,75 5,05 3,389 5,50 5,359 5,47Nuevos Negocios 14,63 14,56 1,46 14,553 14,83 14,772 1,63

TOTAL OTRAS ACTIVIDADES 29,84 29,63 13,02 26,695 30,30 4,78 30,16 13,82

Compra de Energía 253,53 253,53 253,53 212,972 253,53 253,529 253,529 253,53Transmisión 4,38 4,24 3,68 4,720 5,42 4,08 5,317 4,09Depreciación (*)

TOTAL COSTOS 332,37 331,62 319,45 282,839 333,96 315,47 332,70 323,70

COSTOS DE EXPLOTACION

INFORME DEFINITIVO

EVOLUCION DE LA PRESENTACIÓN DE FORMATOS DEL CONSULTOR VAD - EMPRESA MODELO 2008MILLONES DE US$

1° INFORME (I, II, III ETAPA) INFORME FINAL (IV ETAPA)

Cuadro N°4

CUADRO FORMATOTÉRM.REFER. D V-5

Distribución MT 11,14 10,46Distribución BT 19,95 17,98Alumbrado Público 4,76 4,47Comercialización 19,35 19,35(-) Gastos Cargados como InversiónCOSTO DE DISTRIBUCIÓN 55,21 52,26

Conexiones y Medidores 4,79 4,79Cortes y Reconexiones 1,93 1,93Gestión de Inversión 5,47 5,47Nuevos Negocios 1,63 1,63 OTRAS ACTIVIDADES 13,82 13,82

Compra de Energía 253,53 253,53Transmisión 4,09 4,09

COSTOS DE EXPLOTACIÓN 326,65 323,70

COMPARACIÓN VALORES DEL INFORME DEFINITIVO CONLOS FORMATOS D - CONSULTOR VAD

COSTOS DE EXPLOTACION

MILLONES DE US$

Respecto a la observación de PA Consulting, que los valores señalados por el Supervisor VAD en el Cuadro 2 correspondientes a la Empresa y al Consultor VAD, no coinciden con los señalados por ellos, se deja constancia que dicho cuadro comparativo contiene los valores indicados en el Informe Final del Consultor VAD (que estuvo sujeto a observación por parte del Supervisor VAD). Cabe señalar que en el informe definitivo el Consultor VAD modificó dichos valores, sin absolver la observación de fondo, por lo tanto no enerva ni desvirtua lo observado.

Obs. 2 (Tomo 1 - Numeral 2.2.2) - EXCLUSIÓN DE LOS GASTOS DE GESTIÓN DE LA R.M. 197-94 EM/VME DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN PA Consulting manifiesta que los montos de 14,6 y 14,3 millones de Soles (2008 y 2007 respectivamente) corresponden a la sumatoria de costos directos e indirectos de inversión de

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acuerdo a la RM Nº 197-94-EM/VME, de los cuales solo 14,0 y 8,7 Millones de Soles corresponden a los costos indirectos de inversión.

Rpta: En el Cuadro N° 2 anterior, se aprecia que el Supervisor VAD, en los

Estados Financieros aplica los costos de gestión de acuerdo a la R.M. 197-94 EM/VME, como valores que forman parte de las inversiones y son mostrados en Obras en Curso según la Nota a los Estados Financieros Auditados N° 10 Inmuebles Maquinaria y Equipo (Inversiones) inciso d), asimismo, en la Nota a los Estados Financieros N° 26, dichos montos aparecen disminuyendo a los Gastos Administrativos, por lo tanto, la Empresa y el Consultor VAD deben deducir dichos montos de sus Estados Financieros Reestructurados.

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS- CONASEV “NOTA 10. INMUEBLES, MAQUINARIA Y EQUIPO d) Los inmuebles, maquinaria y equipo incluyen gastos directos vinculados a la construcción de las

obras en curso. La metodología aplicada para su determinación consiste en que la Compañía prepara una distribución del tiempo que cada área estima que dedicó a la obra, sobre la base de un estudio de tiempos realizado en cada ejercicio, procediendo a determinar un porcentaje que se aplica sobre los gastos directos que se relacionan con la obra. Los gastos directos capitalizados al cuarto trimestre de 2008 ascienden a (en miles) S/.14 574 (S/.14 307 al cuarto trimestre de 2007) (Nota 26).”

“NOTA 26. GASTOS DE ADMINISTRACION Los gastos de administración comprenden:

2008 2007S/.000 S/.000

Servicios Prestados por Terceros 36 798 32 975Cargas de Personal 26 423 27 281Provisiones del Ejercicio Depreciación (Nota 10) 2 095 2 371 Amortización (Nota 11) 1 960 1 017Gastos de personal y servicios vinculadosdirectamente con Obras en curso (Nota 10) -14 574 -14 307Otros gastos de Administración 7 173 6 811

59 875 56 148

Acumulado a Diciembre

Respecto a la opinión de PA Consulting, que las observaciones anteriormente referidas no tienen sustento y que no pueden considerarse como causal de no aprobación del Informe Definitivo del Consultor VAD; el Supervisor VAD reafirma sus conclusiones sobre la base de lo demostrado en los Cuadros N° 1, 2, 3, 4 y las Notas a los Estados Financieros N° 10 y 26 cuyo texto se cita en el presente informe, que permite concluir que los Estados Financieros con los que han trabajado la empresa EDELNOR y el Consultor VAD no se ajustan a los Estados Financieros Auditados presentados a la CONASEV para los años 2008 y 2007, ni al archivo de la Base de Datos entregada por la empresa a la GART. Asimismo, los Formatos A y B tampoco concuerdan con los Estados Financieros Reestructurados por la empresa y el Consultor VAD. En cuanto a los valores de los Formatos C y D del Consultor VAD, éstos no son concordantes con los valores que el Consultor VAD incluye en los cuadros de sus Informes Final y Definitivo.

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Por lo tanto, la recomendación de no aprobar los Formatos A, B, C y D efectuados por la empresa y por el Consultor VAD según corresponda, expresada en anterior informe permanece vigente. La referida desaprobación sería causa suficiente para desestimar el informe final, dado que dichos resultados impactan en los costos de explotación (O&M) de la empresa real a partir de los cuales se diseñan los respectivos costos de explotación de la empresa modelo, que tienen gran impacto y sensibilidad en las Tarifas VAD que finalmente se obtendrían.

Modelamiento de la Densidad de Carga y de la Demanda Obs. 3 (Tomo 1 - Numeral 3)

PA Consulting Services indica en la formulación de su observación lo siguiente: 1. Que como sustento para el cambio de la metodología

empleada por el Consultor VAD el Supervisor VAD presenta ejemplos de zonas donde actualmente no existen redes eléctricas, las cuales según como muestra el Consultor VAD en gráficos adjuntos en su documento, estas redes si existen y corresponderían a MT y BT, por lo que sugiere que se debe reconsiderar todas las áreas observadas por el Supervisor VAD como parte de la empresa Modelo.

2. Que la metodología de zonificación empleada por el Supervisor VAD emplea bloques de 400 y 200 m, aplicando posteriormente una corrección dado que toda el área calculada no estaría electrificada totalmente. El Consultor VAD señala los valores corregidos presentan inconsistencias críticas en los límites admisibles establecidos en los TR para las zonas de Baja Densidad que rigen los Estudios del VAD, dado que la calificación resultante promedio en los valores corregidos resulta 0.44 MW/km2.

3. Que la metodología empleada por el Supervisor VAD, la cual da como resultado factores de corrección de 73% para las zonas MD y 17% para las zonas de BD, no considera la existencia de redes por ambas veredas.

4. Que de los resultados aplicados por el Supervisor VAD para las zonas indicadas en el numeral 3, existe un 30% más de redes aéreas de BT por ambas veredas

5. Que el Supervisor VAD no explica porque no se aplican factores de corrección las zonas de MAD, AD1 y AD2.

6. Que el Supervisor VAD realiza un segundo ajuste a los metrados de redes a partir de un paralelismo entre las redes reales y las longitudes de calles totales, resultando un total de 4 847 km de calles, siendo este un criterio que contradice los valores calculados a partir de las diferencias entre la empresa Real y Modelo, así como también las hipótesis determinadas en el proceso de zonificación al resultar una

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cantidad de calles muy diferentes a los valores utilizados por el propio supervisor VAD.

7. Que la metodología de zonificación empleada por el Consultor VAD de bloques de 800, 400, 200 y 100 m, prevé el uso de factores para corregir los efecto de asignar áreas donde no existente redes, asignándose bloques únicamente en las áreas donde existen usuarios, para lo cual incluye gráficos de ejemplo.

8. Que el Modelado del Supervisor VAD no ha considerado el ancho de calle para el modelado de la red BT lo que se traduce en un 10% mayor de redes calculadas que las que realmente comprendería asignar a cada zona.

9. Que se ha verificado que en ningún caso de los bloques propuestos de 800 x 800 m se presenta la situación que fue observada por el supervisor VAD en donde la calificación MAD solo se produce por la presencia de estos usuarios.

10. Que los rangos de densidad de las zonas a considerar deben ser las señaladas en la Resolución OSINERG Nº 162-2006-OS/CD y que deben ser compatibles con la metodología utilizada y que en caso se modifique la metodología, estos rangos deben ser cambiados igualmente.

11. Que la demanda utilizada por el Supervisor VAD es igual a 815 MW para realizar la zonificación y que esta no corresponde con la máxima demanda simultánea registrada para la empresa distribuidora del 11/12/2008 a las 19:45 igual a 870 MW y que esa diferencia tiene importantes implicancias en el resultado final de la zonificación. El valor utilizado por la demanda por el Supervisor VAD fue de 766 para la MT y 519 para la BT.

12. Que si el espíritu del Supervisor VAD fue de modificar los criterios ya aprobados en regulaciones anteriores, se debió informar al Consultor VAD con anterioridad habida cuenta que existieron 3 instancias administrativas en donde pudo presentarla, ya que esto pone de manifiesto la imposibilidad de parte del Consultor VAD de utilizarlas parcial o totalmente, a fin de que su proceder fuera considerado causal de la no aprobación de su Informe Definitivo.

Rpta: La respuesta (y observaciones) a los comentarios-observaciones

planteadas por PA Consulting, fueron presentadas detalladamente durante todo el proceso, y la mayoría corresponden a las que de manera resumida se dieron en la absolución de las observaciones de EDELNOR, según el siguiente orden:

1. Ver respuesta general y específica de la Observación 26

planteada por EDELNOR. 2. Ver respuesta general y específica de la Observación 25

planteada por EDELNOR. 3. El procedimiento seguido asigna el correspondiente porcentaje de

vías con una línea por vereda al realizar la comparación con la

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Zona AD1. Este procedimiento resulta suficientemente preciso a los efectos de determinar los módulos y las secciones óptimas a ser aplicadas a cada Área Típica de Distribución. En etapas posteriores del Estudio se realizan los ajustes necesarios para garantizar que la longitud determinada para las redes es la estrictamente necesaria. Conclusión: no se acoge el comentario.

4. Esta observación ha sido explicada en el numeral 3 de esta misma observación.

5. Los factores de corrección por bordes son aplicados en las zonas periféricas de la concesión, a fin de evitar considerar zonas no electrificadas. En el caso de las zonas consolidadas, sólo se aplica los factores de electrificación para eliminar la presencia de zonas baldías, parques, etc. Conclusión: no se acoge el comentario.

6. Esta observación ha sido explicada en la Observación 6 presentada por EDELNOR.

7. Esta observación ha sido explicada en el numeral 1 de esta misma observación. La metodología de considerar el “bloque” como totalmente electrificado, tal como ha indicado el consultor, es totalmente erróneo. Asumir que la existencia de un cliente en un bloque de 100 x 100, 200 x 200 o 400 x 400 m. implica un error que lleva al sobredimensionamiento de las redes de BT.

8. La respuesta está contenida en los conceptos volcados al contestar la Observación 1 y 6.

9. La respuesta está contenida en los conceptos volcados al contestar la Observación 1 y 6. No es correcta la afirmación del consultor. En los bloques de 800 x 800 m se observa claramente el impacto de las cargas puntuales de MT, que afecta la correcta y justa decisión. El consultor debió advertir esta situación y realizar las correcciones adecuadas.



12. El Supervisor VAD aplicó los métodos y procedimientos atenientes al principio básico de planificación consistente en representar en la forma más exacta posible al Mercado Eléctrico existente y las condiciones reales de operación de una Empresa de Distribución y que la no aprobación de la metodología empleada por el Consultor VAD se debió a su reiterada posición de no considerar una metodología para corregir los errores por bordes o espacios internos sin electrificar dentro de las cuadrículas (parques, cerros, etc.), lo cual hizo que dentro de las zonas de Muy Alta y Alta Densidad de su sistema eléctrico modelo, se obtuviera como resultado erróneo una mayor superficie.

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Definición de las tecnologías adaptadas Obs.4 (Tomo 1 - Numeral 4)

PA Consulting Services manifiesta que el sistema de protección y puesta a tierra utilizado por el Supervisor VAD no resulta técnicamente aplicable para empresas Distribuidoras ubicadas en el área de Lima dadas las características del terreno y las normativas existentes. Para sustentar su observación hace mención a aspectos tales como:

- Incumplimiento del Código Nacional de Electricidad - Limitación de los fusibles limitadores de corriente de

10 kV. - Evaluación del Sistema Zig-Zag en la SET Castilla - Evaluación 1 y 2 de la SET Villa el Salvador

PA Consulting Services concluye finalmente indicando que el sistema propuesto por el Supervisor VAD no evita la instalación de relés homopolares que fue el argumento de rechazo utilizado por el OSINERGMIN.

Rpta: Esta observación ha sido explicada extensamente en la respuesta a

la Observación 5 presentada por EDELNOR.

Costos estándar de inversión Obs 5 (Tomo 1 - Numeral 5)

PA Consulting Services indica en la formulación de su observación 1. Que en lo referente a materiales, existen casos en los cuales

el Supervisor VAD adopta costos unitarios correspondientes al año 2007, sin tomar en cuenta los valores sustentado por facturas presentados por el Consultor VAD. Los materiales observados se listan a continuación:

• Aislador suspensión de goma Silicon • Aislador hibrido pin para líneas aéreas de 10 kv • Aislador pin clase ANSI 56-2 • Conductores de AA desnudo 120 mm2, 19 hilos • Conductor de AA desnudo 240 mm2 • Conductor de cobre desnudo 70 mm2 • Poste de concreto armado de 13/400/150/345 • Seccionador bajo carga, Fusible limitador tripolar, • Interruptor SF6, tripolar 500 MVA, interior • Transformador de 50 kVA trifásico • Transformador de 100 kVA trifásico • Transformador trifásico aéreo 100kVA, 100/0.22 kV • Transformador trifásico aéreo 160kVA, 100/0.22 kV • Transformador de 160kVA, 100/0.22 kV • Transformador compacto bóveda de 100kVA trifásico • Transformador compacto bóveda de 160kVA trifásico • Transformador compacto bóveda de 250 kVA trifásico • Transformador compacto pedestal de 250 kVA trifásico • Transformador de 630 kVA trifásico • Luminaria para lámpara de vapor de sodio de 70 W • Luminaria para lámpara de vapor de sodio de 150 W • Luminaria para lámpara de vapor de sodio de 250 W • Luminaria para lámpara de vapor de sodio de 400 W • Cable NYY unipolar de 6 mm2, Baja Tensión

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• Cable NYY unipolar de 10 mm2, Baja Tensión • Conductor de Aluminio Autosoportado duplex de 2 x 16 + 25 mm2 • Cable NYY unipolar de 16 mm2, Baja Tensión • Conductor de Aluminio autosoportado triples de 3x35 + 25 mm2 • Conductor de Aluminio autosoportado triples de 3x70 + 50 mm2 • Cable NYY unipolar de 70 mm2, Baja Tensión • Cable NA2XY 1 x 70 mm2 • Cable NA2XY 1 x 120 mm2 • Cable NA2XY 1 x 240 mm2 • Poste de concreto armado de 9/200/1200/255 2. Que los valores unitarios de costo de mano de obra

considerados por el Consultor VAD son los mismos que los del Supervisor VAD, existiendo una diferencia de un decimal en el caso del Peón, por lo que no tiene sustento lo indicado en su Informe de Aprobación o Desprobación.

3. Que la consideración de una vida útil de vehículos de 5 años se sustenta en el hecho de que se trata del período de amortización típico para los vehículos en distintos países de la región y coincide con la vida útil económica que corresponde a una utilización completa de los mismos.

Rpta: Luego de revisada la información y los sustentos presentados, se

concluye lo siguiente:

1. Esta observación ha sido explicada en las Observaciones 8 y 9 presentadas por EDELNOR.

2. Lo estipulado en el Informe de Aprobación o Desaprobación del Consultor VAD en lo referente a los Costos de Mano de Obra, se refiere específicamente a la diferencia mencionada por PA Consulting.


Optimización técnico económica de las instalaciones Obs. 6 (Tomo 1 - Numeral 6)

PA Consulting Services indica en la formulación de su observación lo siguiente: 1. Que aún cuando los resultados de las fórmulas propuestas

para el Tiempo Equivalente de Pérdidas en la metodología por el OSINERGMIN son concordantes con los valores utilizados por el Consultor VAD, el Supervisor VAD propone tiempos menores de 4 170 horas en MT y 3 171 horas en BT.

2. Que la consideración de 50% de la carga para permitir el respaldo de alimentadores no ha tenido incidencia diferencial en el resultado final y confirma la validez del criterio adoptado por el Consultor VAD

3. Que la aplicación de los factores de uso de 70% para subestaciones para las zonas AD2, MD y BD, no han tenido incidencia diferencial en el resultado final del Consultor VAD.

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PA Consulting Services finalmente indica que tomando en cuenta los aspectos observados, los sustentos presentados para la no aprobación de su Informe Final Definitivo no son sustentables.

Rpta: Luego de revisada la información y los sustentos presentados, se

concluye lo siguiente:

1. El Consultor VAD comete un error al utilizar para los cálculos de la energía de pérdidas de los alimentadores de MT un tiempo equivalente de pérdidas de 4900 horas por año. Este valor corresponde a un tiempo de utilización de 6175 horas por año, valor asignado a la demanda máxima coincidente con el Sistema. Las pérdidas se producen en cada uno los alimentadores de MT y por consiguiente debió considerarse el tiempo equivalente de pérdidas promedio correspondiente a los alimentadores de MT considerados individualmente. La suma de las demandas máximas de los alimentadores de MT resulta mayor que la demanda máxima coincidente del Sistema, estableciéndose un factor de simultaneidad. Si se considera un factor de simultaneidad de 1,1 (valor conservador), dado que los valores de energía son iguales en todos los niveles de coincidencia, se obtiene un tiempo de utilización de 6175 / 1,1 = 5591 horas por año como promedio para los alimentadores de MT individuales. A este valor corresponde el tiempo equivalente de pérdidas de 4170 horas por año, utilizado por el Supervisor VAD en su Estudio. El mismo razonamiento puede aplicarse al procedimiento a seguir en el caso de las redes de BT.

2. Las secciones económicas resultantes de los procesos de optimización corresponden en general y en este estudio en particular a valores nominales de corriente admisibles que al menos duplican las corrientes de diseño. Por consiguiente una reserva del 100% de la carga resulta natural si se prevén las necesarias vinculaciones.

3. La potencia instalada en transformadores es inversamente proporcional al factor de uso considerado.

Conclusión, no se acogen los comentarios.

Optimización de las instalaciones no eléctricas Obs. 7 (Tomo 1 - Numeral 7)

PA Consulting Services indica en la formulación de su observación que la razón por la cual se excluyeron los activos correspondientes a los terrenos y edificios de oficinas y bodegas, era porque en los tres informes anteriormente presentados se habían incluido erróneamente como propiedad de la empresa modelo y al mismo tiempo se habían considerado

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dentro de los Gastos Generales como costos de alquiler. Por este motivo considera que la observación presentada por el Supervisor VAD no tiene sustento para ser considerada causal de la no aprobación del Informe Final Definitivo del Consultor VAD.

Rpta: Si bien PA Consulting indica que la exclusión de los activos

inmobiliarios en su último informe correspondió a la corrección de un error de su parte, no menciona que reiteradamente el Supervisor VAD observó la inclusión injustificada de costos de alquiler en los Costos Generales, los cuales no corresponden a una práctica eficiente y que mas bien conllevaron a elevar los Costos de Operación y Mantenimiento, lo cual influye en forma directa en el incremento del Valor Agregado de Distribución.

Conclusión, no se acoge el comentario.

Balance de Energía y Potencia Obs. 8 (Tomo 1 - Numeral 8)

PA Consulting Services indica en la formulación de su observación los porcentajes de pérdidas son diferentes en los Estudios del Consultor VAD y del Supervisor VAD surgen de la diferencia de criterios y metodologías aplicados. Asimismo el Supervisor VAD no ha determinado el porcentaje de pérdidas no técnicas estándar de acuerdo a lo establecido en los TdR del Estudio por lo que el valor obtenido no sería válido. Por otro lado el Supervisor VAD incluye conjuntamente con las ventas de energía y potencia en BT por categoría el concepto de Perdidas Comerciales No Reconocidas. Como resultado del análisis efectuado, se concluye que la observación presentada por el Supervisor VAD al Balance de Energía y Potencia presentados por el Consultor VAD carecen de sustento, mientras que el Balance de Energía y Potencia presentado por el Supervisor VAD presenta una serie de errores y valores no fundamentados que lo invalidan.

Rpta: Esta observación ha sido respondida en la Observación 24 y 35 presentada por la empresa EDELNOR.

Aplicación de restricciones a la instalación de redes convencionales de MT Obs. 9 (Tomo 2 - Numeral 2)

PA Consulting Services indica que en el Informe Técnico Nº 356-2009-GART del OSINERGMIN se indica en el Numeral 3 que el Consultor VAD ha considerado la aplicación de restricciones a la instalación de redes aéreas convencionales de MT por anchos de veredas y calles, incrementando injustificadamente los costos de inversión de dichas redes por el uso de armados especiales. Por otro lado el Supervisor VAD ha considerado criterios similares al propuesto por el Consultor VAD, por lo que no es justificable que se recomiende inválido el estudio.

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Rpta: Si bien algunos criterios empleados por el Consultor VAD son

similares a los del Supervisor VAD, los supuestos ya observados (corrección por bodes, área de cuadrícula de densidad, etc.) hacen que los resultados finales sean diferentes, razón por la cual se tomó la decisión de no aprobar el estudio del Consultor VAD.

Conclusión, no se acoge el comentario. Uso de la protección homopolar por cada cliente MT Obs.10 (Tomo 2 - Numeral 3)

PA Consulting Services manifiesta que el sistema de protección y puesta a tierra utilizado por el Supervisor VAD no resulta técnicamente aplicable para empresas Distribuidoras ubicadas en el área de Lima dadas las características del terreno y las normativas existentes. Para sustentar su observación hace mención a aspectos tales como:

- Incumplimiento del Código Nacional de Electricidad - Limitación de los fusibles limitadores de corriente de

10 kV. - Evaluación del Sistema Zig-Zag en la SET Castilla - Evaluación 1 y 2 de la SET Villa el Salvador

PA Consulting Services concluye finalmente indicando que el sistema propuesto por el Supervisor VAD no evita la instalación de relés homopolares que fue el argumento de rechazo utilizado por el OSINERGMIN.

Rpta: Esta observación ha sido explicada en la respuesta a la Observación

5 presentada por EDELNOR.

Consideración de Costos Unitarios de Recursos de Transporte y Equipos Mayores Obs 11 (Tomo 2 - Numeral 4)

PA Consulting Services indica en la formulación de su observación: 1. Que en lo referente a materiales, existen casos en los cuales

el Supervisor VAD adopta costos unitarios correspondientes al año 2007, sin tomar en cuenta los valores sustentado por facturas presentados por el Consultor VAD. Los materiales observados se listan a continuación:

• Aislador suspensión de goma Silicon • Aislador hibrido pin para líneas aéreas de 10 kv • Aislador pin clase ANSI 56-2 • Conductores de AA desnudo 120 mm2, 19 hilos • Conductor de AA desnudo 240 mm2 • Conductor de cobre desnudo 70 mm2 • Poste de concreto armado de 13/400/150/345 • Seccionador bajo carga, Fusible limitador tripolar, • Interruptor SF6, tripolar 500 MVA, interior • Transformador de 50 kVA trifásico • Transformador de 100 kVA trifásico • Transformador trifásico aéreo 100kVA, 100/0.22 kV • Transformador trifásico aéreo 160kVA, 100/0.22 kV

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• Transformador de 160kVA, 100/0.22 kV • Transformador compacto bóveda de 100kVA trifásico • Transformador compacto bóveda de 160kVA trifásico • Transformador compacto bóveda de 250 kVA trifásico • Transformador compacto pedestal de 250 kVA trifásico • Transformador de 630 kVA trifásico • Luminaria para lámpara de vapor de sodio de 70 W • Luminaria para lámpara de vapor de sodio de 150 W • Luminaria para lámpara de vapor de sodio de 250 W • Luminaria para lámpara de vapor de sodio de 400 W • Cable NYY unipolar de 6 mm2, Baja Tensión • Cable NYY unipolar de 10 mm2, Baja Tensión • Conductor de Aluminio Autosoportado duplex de 2 x 16 + 25 mm2 • Cable NYY unipolar de 16 mm2, Baja Tensión • Conductor de Aluminio autosoportado triples de 3x35 + 25 mm2 • Conductor de Aluminio autosoportado triples de 3x70 + 50 mm2 • Cable NYY unipolar de 70 mm2, Baja Tensión • Cable NA2XY 1 x 70 mm2 • Cable NA2XY 1 x 120 mm2 • Cable NA2XY 1 x 240 mm2 • Poste de concreto armado de 9/200/1200/255 2. Que los valores unitarios de costo de mano de obra

considerados por el Consultor VAD son los mismos que los del supervisor VAD, existiendo una diferencia de un decimal en el caso del Peón, por lo que no tiene sustento lo indicado en su Informe de Aprobación o Desprobación.

3. Que la consideración de una vida útil de vehículos de 5 años se sustenta en el hecho de que se trata del período de amortización típico para los vehículos en distintos países de la región y coincide con la vida útil económica que corresponde a una utilización completa de los mismos.

Rpta: Esta observación ha sido explicada en la Observación 5 de PA

Consulting. Consideración de Mayores Costos de Operación y Mantenimiento Obs. 12 (Tomo 2 - Numeral 5)

PA Consulting Services indica que las observaciones planteadas por el Supervisor VAD y por el OSINERGMIN a los Costos de Operación y Mantenimiento Técnicos de la Empresa Modelo determinados por el Consultor VAD y presentados en el Informe Definitivo del estudio son de carácter general y se centran en la diferencia entre los resultados obtenidos y los valores aprobados en el estudio VAD del año 2005 o los valores reales de la distribuidora. Las principales diferencias entre los estudios se centran en los siguientes aspectos: • Diferentes metrados de instalaciones. • Diferencias de salarios en los niveles 9 y 10 • Diferencias en los montos de Gastos Generales • Diferencias en el Costo del Capital de Trabajo.

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Por otro lado indica que las diferencias registradas entre los resultados obtenidos entre el Consultor VAD y el Supervisor VAD desaparecen si se consideran los mismos valores para los conceptos arriba indicados. Finalmente indica que los costos de operación y mantenimiento técnicos presentados en el estudio del Consultor VAD son eficientes y adecuados para la empresa modelo y no correspondería ajustarlos.

Rpta: Esta observación ha sido explicada en las respuestas a las observaciones 22 y 23 presentadas por EDELNOR.

Conclusión, no se acoge el comentario. Consideración de un mayor costo de capital de trabajo Obs. 13 (Tomo 2 - Numeral 6)

PA Consulting Services indica que el modelo empleado por el Supervisor VAD para la determinación del Costo del Capital de Trabajo de la Empresa Modelo es similar al empleado por el Consultor VAD, siendo la mayor diferencia conceptual en que el Supervisor VAD no ha constituido un stock de materiales de explotación e inversión, lo cual no corresponde con lo indicado en los Términos de Referencia del estudio, ni a los cálculos similares efectuados en anteriores fijaciones tarifarias (2001 y 2005) ni por el Supervisor VAD de los ST2 y ST3 en el proceso actual. Por este motivo considera que no corresponder que la GART haga ajustes a los resultados obtenidos por el Consultor VAD en su Informe Final Definitivo.

Rpta: Esta observación ha sido explicada en la respuesta a la observación

23 de EDELNOR. Conclusión: no se acoge la observación.

5. OBSERVACIONES PLANTEADAS POR RAFAEL LACA Obs. 1 (Numeral 1)

El Ing Rafael Laca manifiesta que no existe un estudio que demuestre los costos de mano de obra incurridos por las empresas de electricidad a Dic.2008 con respecto al componente de las inversiones y al componente de la operación y mantenimiento de su sistema de distribución eléctrica. Al respecto, el Art. 8 e inc. c) del Art. 64 de la Ley de Concesiones Eléctricas establece el reconocimiento de “costos de eficiencia” y “costos estándares” respectivamente. Asimismo, el Art. 67 de la misma Ley expresa: … “Los estudios de costos considerarán criterios de eficiencia de las inversiones y de la gestión de un concesionario operando en el país”.

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Las empresas consultoras han tomado los costos de la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) y en otros casos del Sistema de Costos Estándar de Distribución del OSINERGMIN (SICODI-GART 2008), la misma que también está basada en costos de CAPECO, lo cual demuestra que estas empresas no han realizado un estudio de costos de mano de obra, tal como lo establece la Ley. Asimismo, que la propia OSINERGMIN también ha incurrido. En ese sentido y con el fin que las tarifarias eléctricas se fijen de acuerdo a Ley, se deberá realizar un estudio de costos de mano de obra, en las cuales necesariamente se tome en consideración los costos de las contratistas y/o services que ejecutan trabajos para las empresas distribuidoras de electricidad a Dic-2008.

Rpta: De acuerdo a la normatividad vigente se consideran costos eficientes a aquellos costos que resultan óptimos técnica y económicamente, es decir, aquellos en que se incurre utilizando tecnología vigente, procedimientos estándar de eficiencia y precios competitivos de mercado (costos unitarios de materiales, mano de obra y transporte y equipos), que permitan garantizar la ejecución de las actividades con calidad según las exigencias de las normas técnicas vigentes y cumpliendo los requerimientos de seguridad contemplados en el Reglamento de seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Electricidad (RSHOSE). Al respecto, se ha considerado como fuentes válidas de los costos unitarios de mano de obra en que incurren las empresas de distribución, los costos reconocidos por la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO), que es una entidad de reconocido prestigio en el medio, cuyas estimaciones las realiza tomando en cuenta condiciones de mercado acordes con los niveles de seguridad y calidad de los trabajos a desarrollar.

Obs. 2 (Numeral 2)

El Ing Rafael Laca manifiesta que existe una contradicción en las empresas distribuidoras del Estado en cuanto al sustento de los sueldos para los empleados, toda vez que estas se rigen por el tope fijado por FONAFE que se entiende están basados en costos para operar una empresa de electricidad eficiente. En ese sentido, en tanto los sueldos del mercado laboral estén por encima de los de FONAFE, estas empresas no podrán solicitar el reconocimiento de costos mayores a los de FONAFE puesto que esto significaría reconocer sobrecostos en la tarifa de electricidad en perjuicio económico del Usuario de Electricidad. Tampoco es técnico que el OSINERGMIN tome promedios de los costos fijados por FONAFE para determinados sectores típicos. En ese sentido, basado en normas legales descritas en la epígrafe 1 de la presente, el organismo regulador deberá efectuar un estudio de costos en este ámbito, tal como se han referido al sector típico 1.

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Rpta: No corresponde responder a esta observación, en vista que se refiere a empresas de sectores típicos diferentes al Sector Típico 1 que no responden a FONAFE por ser empresas privadas.

Obs. 3 (Numeral 3)

El Ing. Rafael Laca manifiesta que, en los costos estándar de inversión de instalaciones eléctricas las empresas consultoras no han presentado un estudio que sustente los porcentajes asumidos en stock, manos de obra, transporte y equipos, ingeniería y gastos generales. En ese sentido, y en aplicación al Art. 8, inc. c) del Art. 64 y Art. 67 de la Ley de Concesiones Eléctricas se requiere se demuestre con estudio la determinación de los porcentajes propuestos en su estructura de costos de inversión de instalaciones eléctricas. Más aún cuando se estima que nuestra economía ha presentado variaciones por factores de escala y/o competencia; y la misma no puede mantenerse constante a través del tiempo.

Rpta: Los porcentajes de recursos consideradas en el cálculo de los costos

estándar de inversión, han sido establecidos como resultado de un análisis de estandarización aplicado en regulaciones anteriores y sustentados a través de los estudios de los costos estándar de inversión previos. Por otro lado, aún cuando se puede afirmar que la economía ha presentado mejoras, estas se manifiestan principalmente en los precios finales pero no necesariamente tienen impacto en los porcentajes de la estructura de los costos de inversión.

Conclusión, no se acoge el comentario. Obs. 4 (Numeral 4)

El Ing. Rafael Laca expresa que se ha observado que no existe un estudio de cuantas son las unidades de emergencia que deben operar en cada empresa de electricidad (factor típico), con el fin de atender en el menor tiempo posible cualquier siniestro y/o restricciones de energía eléctrica en los Usuarios de Electricidad.

Rpta: En el informe del Supervisor VAD se ha definido la empresa modelo,

determinando en los costos de O&M el número de cuadrillas de emergencia y las que efectúan Trabajos con Tensión (TCT).


El Ing. Rafael Laca expresa que no se han presentado un estudio que sustente la reducción de las actuales horas punta (18:00 a 23:00 horas) y de la cantidad de días que se aplica; habida cuenta que la demanda de consumo de energía es más plana con relación a periodos tarifarios anteriores y por ende

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reducir las horas punta. Asimismo, que no se puede asumir que el comportamiento de la demanda no es la misma que el año 1995.

Rpta: El efecto de lo referido por el Ing. Laca, que podría tener impacto en la determinación de los pliegos tarifarios, tiene poca significación en la determinación del Valor Agregado de Distribución, motivo de la presente regulación, por lo tanto no se justifica un estudio específico para tal fin.


El Ing. Rafael Laca manifiesta que las empresas consultoras no han demostrado cual es el porcentaje que pretenden trasladar al usuario en la tarifa eléctrica, en particular del sector típico 1, a consecuencia del hurto de energía y robo de cables eléctricos. Sobre el particular, el Art. 231 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas establece los mecanismos para evitar este tipo de delitos, asimismo, de las sanciones previstas en el Código Penal. En ese sentido, estos costos no deben incluidos en la tarifa de electricidad, toda vez hacerlo sería contravenir a lo dispuesto por la Ley de Concesiones Eléctricas.

Rpta: La presente observación se ha contestado en la absolución de la observaciones 3 y 22 (ítem 2) de EDELNOR con las conclusiones allí anotadas.

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ANEXOS

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ANEXO 1

LISTA DE MATERIALES ACTUALIZADO

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Codigo Material Descripcion Material a actualizar Unidad Costo US$

ActualizadoFuente sustento

utilizada del costo Proveedor material N° documento Fecha documento

APS03 AISLADOR PIN CLASE ANSI 56‐2 UND. No usado en modeloCCB12 CABLE NYY UNIPOLAR DE 10 mm2; BAJA TENSION METRO 1.03 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001‐0147411 08/05/2008CAC08 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, TRIPLEX DE 3 x16 + 25 mm2 METRO 1.50 Consultor VAD PROPUESTA EDLNLLA01 LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE70 W. UND. 39.65 Supervisor VAD JOSFEL ILUMINACION S.A.C. OC/4214000115 19/02/2008LLA03 LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE 150 W. UND. 59.09 Consultor VAD JOSFEL ILUMINACION S.A.C. FACT/029‐0001715 28/05/2008LLA04 LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE 250 W. UND. 83.22 Consultor VAD JOSFEL ILUMINACION S.A.C. FACT/009‐0001351 17/04/2008LLA06 LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE 50 W. UND. 35.57 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 IDEM FACT: ITEMS 3, 4 y 5 2008PPC8 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 9/200/120/255 UND. 108.15 Supervisor VAD CAM PERU SA FACT/001‐0013714 28/03/2008PPC09 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE9/300/120/255 UND. 120.92 Supervisor VAD POSTES Y CONCRETOS DEL SUR S.A.C. FACT/001‐000170 01/12/2008APS02 AISLADOR PIN CLASE ANSI 55‐5 UND. No usado en modeloAXC03 ESPIGA CORTA DE CRUCETA PARA AISLADOR PIN ANSI 56‐2 UND. No usado en modeloAXG02 GRAMPA DE ANCLAJE TIPO PISTOLA DE 2 PERNOS, ALEACION DE ALUMINIO (25 ‐ 125 m UND. 6.22 Supervisor VAD ELECTROCABLES S.A.C. FACT/001‐000534 07/11/2008AXG07 GRAMPA DE SUSPENSION, ALEACION DE ALUMINIO, PARA COND. DE AA, AL DE 16 ‐ 95 UND. 8.30 Consultor VAD PROPUESTA EDLNCBA08 CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO 35 mm2, 7 HILOS METRO 2.93 Supervisor VAD INDECO S.A. OC/3213000122 24/06/2008CXX10 CINTA SEÑALIZADORA, PLASTICO PESADO ROJO, 0.05m ANCHO, INST. CABLE SUBTERR METRO 0.07 Supervisor VAD TECSUR S.A. 8212‐M‐0726020‐1 12/06/2008DXA28 MEDIDOR TRIFASICO ELECTRONICO 3 HILOS 220V 15/90A UND. 114.00 Consultor VAD PROPUESTA EDLNFAC02 ARANDELA CUADRADA CURVA DE 57X57X5 mm (2‐1/4X2‐1/4X3/16 PULG.); AGUJERO UND. 0.21 Consultor VAD PROPUESTA EDLNFKM03 MORDAZA CONICA TERMINAL PARA MENSAJERO DE 50 mm2 UND. 3.79 Supervisor VAD ING Y SERV VALLADARES S Y HNOS S.A. CONT/GG/AL.204‐2008‐SEAL 27/08/2008FPD05 PERNO TIPO DOBLE ARMADO DE 18 PULG. LONG. X 5/8PULG. DIAM. UND. 1.52 Consultor VAD PROPUESTA EDNGCS01 CONDUCTOR DE CU DESNUDO 16 mm2 (Nº 6AWG),PARA PUESTA A TIERRA METRO 1.36 Supervisor VAD JORVEX FACT/002‐0174153 29/02/2008GXC01 CONECTOR TIPO ABPARA VARILLA DE PUESTA A TIERRA DE COPPERWELD UND. 1.14 Consultor VAD PROPUESTA EDLNGXS01 SALES, GELS UND. 6.70 Supervisor VAD MAYORA RENGIFO YVETTE JANELLY FACT/003‐0000086 25/03/2008IAA04 CEMENTO BOLSA 4.69 Consultor VAD PROPUESTA EDLNLEC05 CELULA FOTOELECTRICA, 1000 W, 220 V. UND. 5.02 Supervisor VAD INDUSTRIA ANDINA DE ILUMINACION FACT 00017872 04/05/2008PCC05 CRUCETA DE CONCRETO ARMADO Z/1.20/300; 160 mm. DIAM. UND. 17.32 Consultor VAD INDUSTRIA POSTES SULLANA SAC FACT/003‐000626 06/05/2008PPC17 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 12/400/150/330 UND. 230.56 Consultor VAD PROPUESTA EDLNPPC19 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 13/300/150/345 UND. 233.31 Supervisor VAD TC&C S.A.C. FACT/001‐000274 26/03/2008PPC35 POSTE DE CONCRETO ARMADO PARA A. P.8/200/120/240 UND. 88.94 Consultor VAD CAM PERU SA FACT/001‐0013714 28/03/2008RCA01 CABLE PARA VIENTO DE ACERO GALVANIZADO TEMPLE S&M, 10 mm (3/8 PULG.) DIAM UND. 0.87 Supervisor VAD COMERCIAL MENDOZA HNOS S.R.L. OC/000656 15/10/2008RCW02 CABLE PARA VIENTO DE COPPERWELD 7 X 9 AWG. UND. 5.50 Consultor VAD PROMELSA FACT/001‐0155664 07/02/2008RXX02 CANALETA DE ACERO GALVANIZADO PARA PROTECCION DE RETENIDA UND. 6.90 Supervisor VAD COFAE SAC OC/4210002312 02/04/2008TTA21 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 75 KVA; 10/0.22 KV. UND. 3379.59 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 OC/002516 0C/002517 2008TTV12 TRANSFORMADOR DE 250 KVA TRIFASICO UND. 7311.89 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 OC/002516 0C/002517 2008

CCB11 CABLE NYY UNIPOLAR DE 6 mm2; BAJA TENSION METRO 0.66 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001‐0147411 08/05/2008TTV04 TRANSFORMADOR DE 100 KVA TRIFASICO UND. 4240.65 Supervisor VAD DELCROSA S.A. OC/002517 11/01/2008

0084




TTV08 TRANSFORMADOR DE 160 KVA TRIFASICO UND. 5681.50 Supervisor VAD DELCROSA S.A. OC/002517 11/01/2008TTV12 TRANSFORMADOR DE 250 KVA TRIFASICO UND. 7311.89 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 OC/002516 0C/002517 2008TTV23 TRANSFORMADOR DE 630 KVA TRIFASICO UND. 13958.22 Consultor VAD CONSTRUCCIONES ELECTROMECANICAS SAC FACT/002‐0002411 20/05/2008CCB10 CABLE NYY DE 3‐1X500 mm2; BAJA TENSION METRO 131.14 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 OC/3213000121 2008CCB33 CABLE NYY DE 3‐1X 240 mm2; BAJA TENSION METRO 64.64 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 OC/3213000121 2008CXS102 EMPALMES UNIPOLARES PARA CABLES NA2XY (70 mm2) DE BAJA TENSION UND. 18.90 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 FACT/003‐0021298 2008CXS105 EMPALMES UNIPOLARES PARA CABLES NA2XY (400 mm2) DE BAJA TENSION UND. 50.14 Supervisor VAD TYCO ELECTRONICS DEL PERU S.A.C. FACT/003‐0021298 19/12/2008

CXS106 EMPALME DERECHO PARA CABLE NA2XSY (10 KV) DE 70 mm2. UND. 141.21 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 EDLNFACT/003‐0021299 FACT/003‐

00210872008

CXT107 TERMINAL PARA B.T. PARA CABLE NA2XY 150 mm2 UND. 14.48 Supervisor VAD TYCO ELECTRONICS DEL PERU S.A.C. FACT/003‐0021157 04/12/2008CXT109 TERMINAL PARA B.T. PARA CABLE NA2XY 400 mm2 UND. 29.68 Supervisor VAD TYCO ELECTRONICS DEL PERU S.A.C. FACT/003‐0021160 04/12/2008FAC04 ARANDELA CUADRADA CURVA DE 76X76X5 mm ( 3X3 X3/16 PULG); AGUJERO 17 mm. UND. 0.33 Consultor VAD CAM PERU SA FACT/001‐0011719 2008FAC07 ARANDELA CUADRADA PLANA DE57X57X5 mm (2‐1/4X2‐1/4X3/16 PULG.); AGUJERO 1 UND. 0.21 Consultor VAD CAM PERU SA FACT/001‐0011719 2008SSE12 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT‐OUT) x1,7.8/13.5 KV, 200 A, EXTERIOR UND. 90.28 Consultor VAD S&C ELECTRIC COMPANY FACT/846787 16/04/2008SSE22 SECCIONADOR UNIPOLAR AEREO DE In = 350 A, Exterior UND. 217.67 Supervisor VAD TECSUR S.A. 8122‐M‐0705101‐1 30/04/2008SSI07 SECCIONADOR FUSIBLE TRIPOLAR PARA FUSIBLE NH, HORIZONTAL, TIPO INTERIOR UND. 67.30 Consultor VAD JEAN MULLER GmbH FACT/60001613/1 18/02/2008SSI08 SECCIONADOR FUSIBLE TRIPOLAR PARA FUSIBLE NH, VERTICAL, TIPO INTERIOR UND. 106.56 Consultor VAD JEAN MULLER GmbH FACT/60001613/1 18/02/2008

ASS04 AISLADOR SUSPENSION DE GOMA DE SILICON RPP‐15 UND. 18.00 Supervisor VAD CORPLI S.A.C. FACT/001‐000785 27/08/2008APS06 AISLADOR HIBRIDO PIN PARA LINEAS AEREAS DE 10 KV UND. 25.44 Consultor VAD SILICON TECHNOLOGY S.A.C. FACT/001‐0003703 12/05/2008APS03 AISLADOR PIN CLASE ANSI 56‐2 UND. No usado en modeloCAA12 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO 120 mm2, 19 HILOS METRO 1.62 Supervisor VAD TECSUR S.A. OC/010003871 13/04/2008CAA23 CONDUCTOR DE AA. DESNUDO240 mm2 METRO 3.23 Supervisor VAD ELECTRIC PERU S.A.C. FACT/006-000714 28/08/2008CBA10 CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO 70 mm2, 19 HILOS METRO 5.74 Supervisor VAD INDECO S.A OC/3213000122 24/06/2008PPC20 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 13/400/150/345 UND. 294.00 Consultor VAD CAM PERU SA FACT/001-0013714 28/03/2008SSI04 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 10/12 KV, 400/630 A, INT UND. 1922.80 Consultor VAD ABB S.A. FACT/VAT/1080012125 14/04/2008SIM21 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, 500 MVA, INTERIOR UND. 4027.42 Supervisor VAD SCHNEIDER ELECTRIC DEL PERU S.A. FACT/002‐0088679 04/07/2008TTV02 TRANSFORMADOR DE 50 KVA TRIFASICO UND. 2751.55 Supervisor VAD PROMELSA OC/OO2516 11/01/2008TTV04 TRANSFORMADOR DE 100 KVA TRIFASICO UND. 4240.65 Supervisor VAD DELCROSA S.A. OC/002517 11/01/2008TTA26 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA; 10/0.22 KV. UND. 4240.65 Supervisor VAD DELCROSA S.A. OC/002517 11/01/2008TTA31 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 160 KVA; 10/0.22 KV. UND. 5681.50 Supervisor VAD DELCROSA S.A. OC/002517 11/01/2008TTV08 TRANSFORMADOR DE 160 KVA TRIFASICO UND. 5681.50 Supervisor VAD DELCROSA S.A. OC/002517 11/01/2008TTB02 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 100 KVA TRIFASICO UND. No usado en modeloTTB03 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 160 KVA TRIFASICO UND. No usado en modeloTTV12 TRANSFORMADOR DE 250 KVA TRIFASICO UND. 7311.89 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 OC/002516, OC/002517 2008TTB04 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 250 KVA TRIFASICO UND. No usado en modeloTTP03 TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 250 KVA TRIFASICO UND. No usado en modeloTTV23 TRANSFORMADOR DE 630 KVA TRIFASICO UND. 13958.22 Consultor VAD CONSTRUCCIONES ELECTROMECANICAS SAC FACT/002-0002411 20/05/2008LLA01 LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE70 W. UND. 39.65 Supervisor VAD JOSFEL ILUMINACION S.A.C. OC/4214000115 19/02/2008LLA03 LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE 150 W. UND. 59.09 Consultor VAD JOSFEL ILUMINACION S.A.C. FACT/029-0001715 28/05/2008LLA04 LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE 250 W. UND. 83.22 Consultor VAD JOSFEL ILUMINACION S.A.C. FACT/009-0001351 17/04/2008

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LLA05 LUMINARIA PARA LAMPARA DE VAPOR DE SODIO DE 400 W. UND. 195.00 Supervisor VAD GE LIGHTING PERU S.A. FACT/001-0055320 21/05/2008CCB11 CABLE NYY UNIPOLAR DE 6 mm2; BAJA TENSION METRO 0.66 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001-0147411 08/05/2008CCB12 CABLE NYY UNIPOLAR DE 10 mm2; BAJA TENSION METRO 1.03 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001-0147411 08/05/2008CAC01 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, DUPLEXDE 2 x16 + 25 mm2 METRO 1.13 Supervisor VAD INDECO S.A. FACT/001‐0150177 30/06/2008CCB13 CABLE NYY UNIPOLAR DE 16 mm2; BAJA TENSION METRO 1.55 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001‐0145188 25/03/2008CAC10 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, TRIPLEX DE 3 x35 + 25 mm2 METRO 2.78 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001‐0146672 20/04/2008CAC12 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, TRIPLEX DE 3 x70 + 50 mm2 METRO 5.89 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/0001‐115348 09/04/2008CCB18 CABLE NYY UNIPOLAR DE 70 mm2; BAJA TENSION METRO 6.54 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001‐0146871 28/04/2008CCJ01 CABLE NA2XY DE 1x70 mm2; BAJA TENSION METRO 1.32 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001‐0157391 10/11/2008

CCJ05 CABLE NA2XY DE 1x120 mm2; BAJA TENSION METRO 2.30 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008FACT/001‐0157391 FACT/001‐0154544 FACT/001‐0156257

2008

CCJ03 CABLE NA2XY DE 1x240 mm2; BAJA TENSION METRO 4.46 Consultor VAD INDECO S.A. FACT/001‐0154544 19/09/2008PPCO8 POSTE DE CONCRETO ARMADO DE 9/200/120/255 UND. 108.15 Supervisor VAD CAM PERU SA FACT/001‐0013714 28/03/2008

CXX19 TUBO DE PROTECCION DE CABLE SUBTERRANEO EN POSTE UND. 2.80 Consultor VAD PROPUESTA EDLN 2008FXF04 FLEJE DE ACERO INOXIDABLE DE 19 mm DE ANCHO X ROLLO ROLLO 29.00 Supervisor VAD ELECTROMECANICA EL DETALLE S.R.L. FACT/001‐014105 19/03/2008ASS04 AISLADOR SUSPENSION DE GOMA DE SILICON RPP‐15 UND. 18.00 Supervisor VAD CORPLI S.A.C. FACT/001‐000785 27/08/2008APS06 AISLADOR HIBRIDO PIN PARA LINEAS AEREAS DE 10 KV UND. 25.44 Consultor VAD SILICON TECHNOLOGY S.A.C. FACT/001‐0003703 12/05/2008

CAC11 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, TRIPLEX DE 3 x50 + portante METRO 4.20 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008FACT/001‐0146672 FACT/001‐

1153482008

CAC13 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, TRIPLEX DE 3 x95 + 70 mm2 METRO 7.89 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008FACT/001‐0146672 FACT/001‐

1153482008

CAC14 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO, TRIPLEX DE 3 x 120 + 95 mm2 METRO 9.94 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008FACT/001‐0146672 FACT/001‐

1153482008

CAC29 CONDUCTOR DE ALUMINIO AUTOSOPORTADO DE 3x150 mm2+portante METRO 12.41 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008FACT/001‐0146672 FACT/001‐

1153482008

CCB06 CABLE NYY DE 3‐1X 70 mm2; BAJA TENSION METRO 19.39 Supervisor VAD CONDUCTORES Y CABLES DEL PERU SAC OC/3213000121 24/06/2008CCB07 CABLE NYY DE 3‐1X120 mm2; BAJA TENSION METRO 33.45 Supervisor VAD CONDUCTORES Y CABLES DEL PERU SAC OC/3213000121 24/06/2008CCB08 CABLE NYY DE 3‐1X185 mm2; BAJA TENSION METRO 50.3 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 OC/3213000121 2008

CCJ02 CABLE NA2XY DE 1x150 mm2; BAJA TENSION METRO 2.78 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008FACT/001‐0157391 FACT/001‐0154544 FACT/001‐0156257

2008

CCJ04 CABLE NA2XY DE 1x400 mm2; BAJA TENSION METRO 6.34 Supervisor VAD INDECO SA FACT/001‐0156257 20/10/2008PPC32 POSTE DE CONCRETO ARMADO PARA A. P.7/200/120/225 UND. 71.14 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 FACT/001‐0013714 2008PPC43 POSTE DE CONCRETO ARMADO PARA A. P. 13/200/140/335 UND. 198.92 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 FACT/001‐0013714 2008PPC18 POSTE DE CONCRETO ARMADO 13/200/140/335 UND. 198.82 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 FACT/001‐0013714 2008TTA57 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO37 KVA; 10/0.22 KV. UND. 2148.66 Supervisor VAD Estimado a partir costos 2008 OC/002516 0C/002517 2008IAA05 TERRENO (SUBESTACION DE DISTRIBUCION) M2 114.3 Supervisor VAD Ver Anexo Sustento Costo Terreno

0086

ANEXO 2

CERTIFICADOS DE VALORES ARANCELARIOS DE TERRENOS URBANOS (MINISTÉRIO DE

VIVIENDA, CONSTRUCCIÓN Y SANEAMIENTO) – RM Nº 684-2008-VIVIENDA DEL 29.10.08

0087

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