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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 271-2015-GART

Determinación de los Porcentajes

del Costo Anual Estándar de

Operación y Mantenimiento

período mayo 2015 – abril 2021

Lima, abril de 2015

Osinergmin Informe N° 271-2015-GART

Determinación de los Porcentajes del Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 – abril 2021 Página i

Resumen Ejecutivo

Mediante Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, publicado el 17 de mayo de 2007 se modificó, entre otros, el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, en el cual se establecen los lineamientos para fijar las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”).

En el citado Artículo 139º se establece que, para las instalaciones de transmisión, excepto las del SST exclusivo de demanda no comprendidas en las concesiones otorgadas al Amparo del Texto Único Ordenado (en adelante “TUO”) de las normas con rango de Ley aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, que el Costo Medio Anual estará conformado por la anualidad de la inversión y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento, siendo dicho costo equivalente a un porcentaje del costo de inversión, cuyo valor deberá ser determinado y aprobado por Osinergmin cada seis (06) años.

Mediante la Resolución N° 635-2007-OS/CD se aprobaron los porcentajes para el período comprendido entre el 1 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2015.

A fin de cumplir con lo dispuesto en la normativa vigente, es necesario que el regulador fije los nuevos porcentajes para determinar los costos de operación y mantenimiento, para el período mayo 2015 – abril 2021.

Así, en cumplimiento del numeral VI, literal b), del Artículo 139 de la Ley de Concesiones Eléctricas, mediante Resolución N° 039-2015-OS/CD, se publicó con fecha 27 de febrero de 2015, el Proyecto de Resolución que aprueba los “Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”; habiéndose otorgado un plazo de 20 días calendarios para que los interesados presenten sus comentarios y sugerencias al respecto.


Determinación de los Porcentajes del Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 – abril 2021 Página ii

Dentro del plazo otorgado se recibieron los comentarios y sugerencias de las empresas Edelnor S.A.A., Luz del Sur S.A.A., Edecañete S.A., Electro Oriente S.A., Electro Sur Este S.A.A. y el grupo Distriluz.

El resumen de las opiniones y sugerencias al proyecto de resolución, se muestra estadísticamente en el siguiente cuadro:

ITEM OPINANTE Total

Observaciones Acogidas

Parcialmente

Acogidas

1 EDELNOR 10 4 5

2 LUZ DEL SUR 47 6 13

3 EDECAÑETE 20 0 6

4 DISTRILUZ 17 4 3

5 ELSE 7 1 2

6 ELOR 2 0 1

TOTAL 103 15 30

En ese sentido, en el presente informe se describe la metodología y los criterios empleados en la determinación de los porcentajes de los costos de operación y mantenimiento, así como el análisis de los comentarios recibidos.

Los resultados de los porcentajes para determinar el costo anual estándar de operación y mantenimiento, son los que se muestran en el cuadro siguiente:

Código Para instalaciones Porcentaje

respecto de

costo de

inversión Ubicadas

en:

Nivel de Tensión (**)

COMAT

Costa

Igual o mayor que 138 kV 3,26%

COAT Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,37%

COMT Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 4,72%

SIMAT

Sierra


SIAT Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,51%

SIMT Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 5,25%

SEMAT

Selva


SEAT Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,75%

SEMT Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 5,27%

(*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores de Media Tensión, ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión.

(**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario.


Determinación de los Porcentajes del Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 – abril 2021 Página 1 de 15

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 2

1.1. OBJETIVOS .................................................................................................................. 3 1.2. MARCO LEGAL ............................................................................................................ 3

2. DETERMINACIÓN DE LOS PORCENTAJES RESPECTO DEL COSTO DE

INVERSIÓN ......................................................................................................................... 5

2.1. CRITERIOS ................................................................................................................... 5 2.1.1. Generales ........................................................................................................ 5 2.1.2. Clasificación de elementos de transmisión para determinar el porcentaje de

COyM .............................................................................................................. 6 2.1.3. Desagregación por región geográfica y nivel de tensión ............................... 6

2.2. ASPECTOS METODOLÓGICOS ....................................................................................... 7 2.3. CÁLCULOS Y RESULTADOS .......................................................................................... 9

3. CONCLUSIONES ............................................................................................................. 11

4. CUADRO COMPARATIVO ............................................................................................ 12

5. REFERENCIAS ................................................................................................................. 13



1. Introducción

Mediante Decreto Supremo Nº 027-2007-EM (en adelante “DS-027”), publicado el 17 de mayo de 2007 se modificó, entre otros, el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”), en el cual se establecen los lineamientos para fijar las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y los Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”).

Asimismo, en el Artículo 139° se establece que para las instalaciones de transmisión, excepto las del SST exclusivo de demanda no comprendidas en las concesiones otorgadas al Amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, que el Costo Medio Anual estará conformado por la anualidad de la inversión y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento, siendo dicho costo equivalente a un porcentaje del costo de inversión, cuyo valor deberá ser determinado y aprobado por Osinergmin cada seis (06) años.

Así, mediante la Resolución N° 635-2007-OS/CD se aprobaron los porcentajes para el período comprendido entre el 1 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2015, con base en los costos de operación y mantenimiento aplicados en regulaciones anteriores.

Posteriormente, mediante Decreto Supremo N° 014-2012-EM, publicado en el diario oficial El Peruano el 22 de mayo de 2012, se modificó y complementó el Artículo 139° del RLCE, estableciendo entre otros aspectos, en lo referente a la remuneración de los SCT, que ésta se efectuará desde la fecha en que entre en operación comercial cada instalación prevista en el Plan de Inversiones aprobado por Osinergmin.



En ese sentido, cabe señalar que las instalaciones que entrarán en operación comercial a partir de mayo de 2015, podrían no ser adecuadamente remuneradas debido a que los actuales porcentajes del COyM no estarían vigentes.

Así, mediante Resolución N° 039-2015-OS/CD, se publicó con fecha 27 de febrero de 2015, el Proyecto de Resolución que apruebe los “Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”, otorgándose en la misma resolución un plazo de 20 días calendario contados desde la fecha de su publicación para que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias al proyecto de resolución.

Posteriormente, dentro el plazo antes señalado se recibió comentarios y sugerencias de las empresas Edelnor S.A.A., Luz del Sur S.A.A, Edecañete S.A., Electro Oriente S.A., Electro Sur Este S.A.A. y de las empresas que forman el grupo Distriluz, cuyos análisis se presentan en el Anexo A del presente informe.

Por lo mencionado y a fin de cumplir con lo dispuesto en la normativa vigente, resulta necesario que Osinergmin fije los nuevos porcentajes para calcular el costo anual estándar de operación y mantenimiento, para el período mayo 2015 – abril 2021.

1.1. Objetivos

Los objetivos centrales del presente informe son:

Presentar la metodología seguida para la determinación de los porcentajes a ser empleados para calcular el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento (en adelante “COyM”) de instalaciones de transmisión.

Presentar los valores resultantes de los porcentajes para calcular el COyM.

1.2. Marco Legal

Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas;

Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación;

Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas;

Decreto Supremo N° 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones;

Decreto Supremo N° 027-2007-EM, Reglamento de Transmisión de la Ley N° 28832;



Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos;

Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM;

Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas;

Decreto Supremo N° 029-94-EM, Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas;

Resolución Ministerial N° 111-2013-MEM/DM, Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo con Electricidad;

Resolución Ministerial N° 214-2011-MEM/DM, Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011);

Decreto Supremo N° 020-97-EM, “Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos” y modificatorias;

Decreto Supremo N° 011-2006-VIVIENDA, Reglamento Nacional de Edificaciones;

Resolución N° 017-2014-OS/CD, Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión; y modificatorias Resolución N° 056-2014-OS/CD y N° 121-2014-OS/CD; y

Resolución N° 217-2013-OS/CD, Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.



2. Determinación de los

porcentajes respecto del

Costo de Inversión

En el presente capítulo se detalla la metodología y su aplicación para la determinación de los porcentajes respecto del costo de inversión para determinar el COyM de instalaciones de transmisión.

2.1. Criterios

Para la determinación de los porcentajes respecto del costo de inversión, se utilizaron los siguientes criterios:

2.1.1. Generales

Los costos de operación y mantenimiento fueron determinados mediante estudios realizados atendiendo a los criterios de eficiencia y costos de mercado, así como los siguientes aspectos principales:

- Los costos reflejan el impacto de la ubicación geográfica y de los diferentes niveles de tensión de las instalaciones de transmisión.

- Los costos de mantenimiento se determinaron con la metodología ABC.

- Los costos de operación se determinaron considerando los recursos necesarios que se requieren para su ejecución.



- Los costos de gestión personal como no personal, corresponden a estructuras organizacionales de empresas eficientes (tipo y tamaño).

- Los costos de seguridad corresponden a los costos incurridos para garantizar la seguridad de las instalaciones de transmisión.

- Los costos de seguros se determinaron en función a las primas a pagar por los montos asegurables, determinados en función a estudios de escenarios de pérdidas que sustenten los costos de dichas primas.

Los costos de inversión de las instalaciones de transmisión se determinan mediante la metodología utilizada en el último proceso de fijación de peajes y compensaciones de los SST y SCT, que toma como base los módulos estándares de inversión vigente, según las características técnicas de la instalación y las condiciones geográficas y climáticas de su ubicación.

Asimismo, cabe destacar, que los costos que se han empleado para el COyM corresponden a los procesos regulatorios realizados1, a la información proporcionada por empresas concesionarias y al estudio realizado por un consultor especializado por encargo de Osinergmin.

2.1.2. Clasificación de elementos de transmisión para

determinar el porcentaje de COyM

Para lograr una adecuada determinación de los porcentajes de COyM, se ha considerado todos los elementos existentes tales como líneas de transmisión, transformadores, celdas y compensadores reactivos pertenecientes a los SST y SCT.

Para tal efecto, se consideró como base a todos los elementos involucrados en el proceso de Liquidación Anual de Ingresos correspondiente al año 2014. Además, se complementa dicha relación con los elementos de los Sistemas Secundarios de Transmisión asignados a la Generación (SSTG) y los Sistemas Secundarios de Transmisión asignados a la Generación y Demanda (SSTGD).

De otro lado, para determinar los costos de inversión de las subestaciones de forma adecuada, de ser el caso, se incluyó algunos elementos que pertenecen al Sistema Principal de Transmisión (SPT) y/o Sistema Garantizado de Transmisión (SGT).

2.1.3. Desagregación por región geográfica y nivel de

tensión

En vista que en el sistema de transmisión peruano existen diferencias tanto en las actividades de operación y mantenimiento como en sus correspondientes costos según los niveles de tensión y ubicación geográfica, resulta necesario determinar los costos de inversión y COyM de las instalaciones de transmisión, por nivel de tensión y ubicación geográfica. Consecuentemente, sobre la base de la clasificación señalada, se han definido nueve porcentajes para determinar el costo estándar de operación y

1 Fijación de Tarifas en Barra período mayo 2014 – abril 2015



mantenimiento, correspondientes a la combinación de las regiones geográficas y niveles de tensión:

Cuadro Nº 2.1.1

Item Región Nivel de Tensión**

1 COSTA Igual o mayor que 138 kV (MAT)

2 COSTA Mayor que 30 kV y menor que 138 kV (AT)

3 COSTA Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (MT)*

4 SIERRA Igual o mayor que 138 kV (MAT)

5 SIERRA Mayor que 30 kV y menor que 138 kV (AT)

6 SIERRA Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (MT)*

7 SELVA Igual o mayor que 138 kV (MAT)

8 SELVA Mayor que 30 kV y menor que 138 kV (AT)

9 SELVA Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (MT)*

(*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores de Media Tensión, ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión. (**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario.

2.2. Aspectos Metodológicos

La metodología a seguir, considerando los criterios señalados en el presente capítulo, contiene los siguientes aspectos:

1. Se determinan los costos de inversión por cada elemento, nivel de tensión y ubicación geográfica. Para tal efecto, se considera que los elementos de las subestaciones (celdas, transformador y compensador reactivo), contienen una alícuota correspondiente a los costos de centro de control y telecomunicaciones proporcional a sus costos de inversión.

iii CCTCCI

Donde:

CIi: Costo de inversión del elemento “i”

Ci: Costos de inversión propio del elemento “i”

CCT: Sólo para el caso de elementos de subestación, es la alícuota del centro de control y telecomunicaciones.

Para la determinación de los costos de inversión se consideró los módulos estándares establecidos en la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión” aprobada y actualizada anualmente por Osinergmin.

2. Se determina el COyM correspondiente a cada elemento identificado en el numeral anterior. Para ello, se utiliza los siguientes criterios:

a. El COyM de cada elemento está conformado por la suma de: 1) costo de mantenimiento del elemento; 2) el costo de operación; 3)



el costo de gestión; 4) el costo de seguros; y, 5) el costo de seguridad.

n

i

EGiEiEiCCiSEiCCiii CSCSCGCOCOCMCMCOyM1

Donde:

COyMi COyM del elemento “i”

CMi: Costo de mantenimiento propio del elemento.

CMCCi: Costo de mantenimiento de centro de control y telecomunicaciones.

COSEi: Costo de operación de subestaciones.

COCCi: Costo de operación de centro de control

CGEi: Costo de gestión.

CSEi: Costo de seguros.

CSEGi: Costo de seguridad.

b. El costo de mantenimiento propio del elemento y el costo de mantenimiento de servicios comunes en proporción al costo de inversión del elemento de la subestación.

c. El costo de mantenimiento de centro de control y telecomunicaciones, en forma proporcional al costo de inversión del elemento de las subestaciones por cada empresa.

d. El costo de operación de subestación (atendida o no atendida) se prorratea entre los elementos de dicha subestación en proporción al costo de inversión de estos elementos.

e. El costo de operación de centro de control se prorratea entre los elementos de la subestación por cada empresa en proporción a su costo de inversión.

f. El costo de gestión se prorratea entre todos los elementos de la empresa, en forma proporcional a su costo de inversión.

g. El costo de seguros resulta de multiplicar la tasa (prima) por el costo de inversión del elemento.

h. El costo de seguridad se prorratea entre todos los elementos de la subestación en forma proporcional a su costo de inversión.

3. Se obtiene la sumatoria de los costos de inversión por ubicación geográfica y nivel de tensión.

4. Se obtiene la sumatoria de los costos de operación y mantenimiento por ubicación geográfica y nivel de tensión.



5. Se determina el porcentaje del COyM respecto de la inversión para una determinada región geográfica y nivel de tensión, como el resultado del cociente que resulta de dividir la sumatoria de los COyM entre la sumatoria de los costos de inversión de todos los elementos eléctricos de esta región geográfica y nivel de tensión, mediante la siguiente expresión

%100*%

1

,,

1

,,

,

n

i

nri

n

i

nri

nr

CI

COyM

COyM

Donde:

%COyM: Porcentaje para determinar el COyM

r : Costa, Sierra, Selva

n : MAT, AT, MT

Mayor detalle de la metodología mencionada se expone en el documento de la referencia [1], el cual ha sido publicado en la página Web de Osinergmin.

2.3. Cálculos y Resultados

Los cálculos realizados siguiendo los criterios y metodología descritos en los numerales anteriores, se muestran a continuación:

1. Los resultados de los costos de inversión y de OyM, agrupados por ubicación geográfica y nivel de tensión, son los valores que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 2.3.1

Región Tensión Suma de COyM

(Miles de US $)

Suma de

Inversión

(Miles de US $)

Costa MAT 18 304,43 561 271,67

AT 18 778,84 557 117,88

MT 4 682,39 99 176,68

Sierra MAT 17 661,44 644 620,39

AT 12 891,48 367 490,28

MT 2 706,80 51 523,96

Selva MAT 3 057,71 95 951,71

AT 2 068,72 55 143,02

MT 652,58 12 386,48

Total general (Miles de US $) 80 804,39 2 444 682,06

2. Finalmente, los porcentajes de COyM obtenidos como resultado de la metodología descrita en el numeral 2.1 del presente informe, son los que se muestran en el cuadro siguiente:



Cuadro Nº 2.3.2

Código

Para instalaciones Porcentaje

respecto de

costo de

inversión Ubicadas

en:


COMAT

Costa


COAT Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,37%

COMT Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 4,72%

SIMAT

Sierra


SIAT Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,51%

SIMT Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 5,25%

SEMAT

Selva


SEAT Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,75%

SEMT Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 5,27%

(*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores de Media Tensión, ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión.

(**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario.

Los resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web de Osinergmin.



3. Conclusiones

1. La metodología seguida para determinar los valores de los porcentajes del COyM está basada en criterios de eficiencia y costos de mercado.

2. Los referidos porcentajes son determinados por región geográfica y nivel de tensión.

3. Los resultados de porcentajes son los siguientes:

Código Para instalaciones Porcentaje

respecto de

costo de

inversión Ubicadas

en:


COMAT

Costa

Igual o mayor que 138kV 3,26%

COAT Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,37%

COMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,72%

SIMAT

Sierra


SIAT Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,51%

SIMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 5,25%

SEMAT

Selva


SEAT Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,75%

SEMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 5,27%

(*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores de Media Tensión, ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión. (**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario.



4. Cuadro Comparativo

COMPARACIÓN DE PORCENTAJES DE COyM

Código

Propuesta (A)

Prepublicado (B)

Vigente (C)

B/C -1 A/C-1

COMAT 3,26 % 2,76 % 3,41 % -19% -4%

COAT 3,37 % 2,87 % 3,32 % -14% 2%

COMT 4,72 % 4,33 % 3,71 % 17% 27%

SIMAT 2,74 % 2,33 % 2,95 % -21% -7%

SIAT 3,51 % 3,20 % 3,19 % 0% 10%

SIMT 5,25 % 4,93 % 4,48 % 10% 17%

SEMAT 3,19 % 2,65 % 3,26 % -19% -2%

SEAT 3,75 % 3,45 % 3,23 % 7% 16%

SEMT 5,27 % 4,88 % 4,69 % 4% 12%



5. Referencias

[1] Diversos archivos de cálculo desarrollados en el estudio “Determinación de los Porcentajes del COyM de los Sistemas de Transmisión período mayo 2015 – abril 2021”, que sustentan los porcentajes del COyM.

Cabe señalar que dichos archivos se encuentran publicados en la página Web de Osinergmin: www2.osinergmin.gob.pe en la ruta “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Aprobación de los Porcentajes de los Costos de Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 – abril 2021”.

[jmendoza]

/lchb

http://www.osinerg.gob.pe/



Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a la

PREPUBLICACIÓN



A.1-Grupo Distriluz Con fecha 19 de marzo de 2015, se recibió la carta GCT-001-2015 con los comentarios y sugerencias de las empresas que conforman el grupo Distriluz (en adelante “DISTRILUZ”).

1.1-Comentario 1

DISTRILUZ señala que en el acápite 3 (Costos de mantenimiento) del INFORME2 se

indica que los precios de los recursos empleados en la valorización de las actividades, corresponden al promedio de los precios de mercado, recopilados de fuentes de reconocido prestigio.

Al respecto, señala que no se ha incluido en el INFORME, los precios de mercado que se han utilizado para establecer el promedio, ni las fuentes correspondientes.

Además manifiesta que esto es importante debido a que en la realidad los costos de recursos de mano de obra, materiales, equipos y herramientas no son los mismos, no solo entre las diferentes regiones: costa, sierra y selva, sino también dentro de una misma región, por problemas de disponibilidad de contratistas, transporte y magnitud de los trabajos a realizar.

Análisis de Osinergmin

En el numeral 4.1.1. “Recursos de Mantenimiento” del INFORME, se indican los pasos seguidos para obtener los precios de los recursos y las fuentes utilizadas, previa clasificación de los recursos por tipo, debido a que los precios no provienen de una sola fuente de información. Asimismo, se indican los anexos y archivos Excel, donde se realizan estos cálculos previos.

Por otro lado, es correcto que los costos de recursos de mano de obra, materiales, equipos y herramientas varíen, no solo entre las diferentes regiones: costa, sierra y selva, sino también dentro de una misma región. Por ello, se estimó un factor que afecta a los precios de los recursos por transporte dentro de una misma región. El cálculo de dicho factor se muestra en la hoja flete del archivo “RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls”.

Por lo tanto, no corresponde acoger el comentario de DISTRILUZ.

1.2-Comentario 2

DISTRILUZ señala que en el acápite 3.2., parte 2: método y criterios de cálculo de los costos de operación y mantenimiento, se indica en los acápites b) y c), que estos costos se determinarán mediante la aplicación de módulos estándares. Los costos unitarios de cada módulo estándar de operación y mantenimiento se determinarán con el método de costeo ABC.

Al respecto, DISTRILUZ señala que es necesario que se detalle cómo se ha aplicado este método de costeo, teniendo en cuenta que las empresas y por ende la información que han entregado, no responden al mismo.

2 Para todos los efectos corresponde al informe de la Consultoría para Determinar los Porcentajes de Costos de Operación y Mantenimiento de Sistemas de Transmisión.




En los literales b) y c) del acápite 3.2.1, Criterios generales para el cálculo de los costos de operación y mantenimiento, se indican los criterios generales del procedimiento, los mismos que se detallan en el punto 3.2.2 para los costos operación y 3.3.3 para los costos de mantenimiento. Cabe indicar que el método de costeo ABC, se ha empleado para determinar los costos de estos dos rubros del COyM a partir del costeo de actividades que emplea recursos estandarizados. Para ello, previamente se realizó un proceso de uniformización y estandarización de las actividades sobre la base de la información proporcionada por las empresas concesionarias.


1.3-Comentario 3

DISTRILUZ señala que Osinergmin ha debido incluir en el estudio publicado los siguientes aspectos:

a) Sustento del precio del equipo de lavado considerado en sus Análisis de Costos Unitarios (ACUs). No hay cálculo de la hora máquina del equipo de lavado.

b) Indicar en qué partida considera Gastos Generales y Utilidades así como los gastos indirectos como el seguro SCTR.

c) Procedimiento para ejecutar cada actividad, con el fin de poder analizar la validez de los ACUs y poder compararlos con los que utilizan las empresas eléctricas. No hay una estandarización de actividades de mantenimiento entre las diversas empresas eléctricas.

d) Especificaciones técnicas de la maquinaria y equipos considerados al momento de calcular los precios de hora máquina, como por ejemplo antigüedad de vehículos, modelos de cámaras termográficas o meggers, maleta para prueba de relés monofásica, trifásica o hexafásica, etc.

e) Osinergmin está considerando sólo en algunos ACUs un monto por Equipos de Protección Personal (EPPs), sin embargo éstos no se consideran en todos los ACUs.

f) Procedimientos para determinar el precio de EPPs con el fin de poder compararlo con el que utiliza la empresa eléctrica.

g) En los ACUs no se considera el costo de un Ing. Supervisor en Seguridad, tampoco lo considera en el archivo “Costo Recurso Personal”.

h) El detalle de cómo ha obtenido el rendimiento para cada actividad indicada en cada ACU.


A continuación se analiza cada uno de los ítems en el mismo orden que fueron planteados:

a) Debido que las empresas dentro de la información solicitada no han alcanzado cotizaciones del equipo de lavado, se ha usado el valor de la base de datos de Osinergmin.



b) La metodología considera que las actividades de mantenimiento y operación de subestaciones pueden ser tercerizadas:

“…….

Los criterios anteriores son válidos también para el caso que el mantenimiento sea efectuado por personal propio o por tercero, dado que el costo de los módulos estándares no variará por esta condición, en vista que los costos de mano de obra no variarán, ni la cantidad de materiales y equipos.”

Al considerar que son actividades realizadas por un tercero (empresa contratista) los costos deben incluir los gastos generales y utilidades de la empresa. Cabe señalar que los gastos generales incluyen los costos asociados a la vestimenta apropiada del personal técnico, así como los seguros SCTR, y otros conceptos asociados a la administración de la empresa contratista.

c) En el numeral 4.1.2 del INFORME se describen las actividades de mantenimiento consideradas, la misma que se elaboró sobre la base de la información proporcionada por empresas concesionarias. Por otro lado, es cierto que las empresas no tienen estandarizadas sus actividades de mantenimiento e incluso la sub dividen en tareas; por ello previamente se tuvo que realizar un proceso de estandarización, tomando como punto de partida lo desarrollado por Osinergmin en la fijación de peajes del Sistema Principal de Transmisión.

d) Las especificaciones técnicas de maquinaria y equipos considerados para calcular los precios de hora máquina, son de acuerdo al requerimiento de los módulos estándar de inversión y no responden a un equipo específico que pueda emplear alguna empresa en particular.

e) En concordancia con lo establecido en el artículo 54° Implementos de seguridad y equipos de protección personal del “Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo con Electricidad – 2013”, se incluye la partida de Equipos de Protección Personal (EPPs) en todos los ACUs de actividades de mantenimiento.

f) Al ser un valor variable para cada actividad y empresa, se ha visto conveniente considerar un porcentaje (5%) del costo de los recursos de mano de obra por EPPs.

g) Los costos de los supervisores de seguridad de la empresa se incluyen dentro de los costos de gestión personal de la empresa; sin embargo, dado que se exige a las empresas contratistas contar con un responsable de seguridad en el desarrollo de las actividades de mantenimiento, se incluye el costo de participación de un Ing. Supervisor en Seguridad en las actividades de mantenimiento.

h) Los criterios y el procedimiento seguido para determinar los rendimientos de las actividades de mantenimiento, se detallan en el acápite 4.1.3 Rendimiento por actividad del INFORME, los mismos que responde al promedio de los rendimientos por actividad proporcionados por las empresas concesionarias y la base de datos de Osinergmin.

Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de DISTRILUZ.

1.4-Comentario 4

DISTRILUZ señala que para las actividades de mantenimiento de Líneas de Sub Transmisión, los precios están de acuerdo al mercado, excepto que se debe saber cuándo usar un código u otro, dado que tienen diferente precio para una misma descripción. Por ejemplo, para la actividad “Inspección ligera” tanto en costa como en sierra existen 10 códigos, que sólo se diferencian por el número correlativo ubicado en las posiciones 9 y 10 dentro del código.




Se realizaron análisis de costos unitarios de una misma actividad con varios rendimientos para una misma región, con el fin de recoger otros criterios como nivel de tensión, tipo de acceso, altitud, entre otros que influyan directamente en el rendimiento de la actividad, de tal forma que pueda emplearse, para cada actividad de mantenimiento estándar, el rendimiento promedio de los utilizados en cada instalación que emplea dicha actividad de mantenimiento. Este procedimiento se encuentra explicado en el punto 4.1.3 del INFORME.


1.5-Comentario 5

DISTRILUZ señala que en el cuadro resumen, para la región COSTA, se muestra que una misma actividad tiene varios ítems con diferente código, rendimiento y costo unitario, no precisando el nivel de tensión de la instalación.


El análisis realizado en el comentario 4 (numeral 1.4 anterior) es válido como análisis para el presente comentario.


1.6-Comentario 6

DISTRILUZ señala que Osinergmin no incluye una explicación de la variación de los costos de todas las actividades, como por ejemplo:

a) Para inspección termográfica, a mayor rendimiento el costo unitario es menor, pero el rubro de equipos y herramientas disminuye.

b) Para pintado de estructuras, a mayor rendimiento el costo unitario es menor, pero el rubro de materiales, equipos y herramientas disminuye.

c) Para cambio de conductores, a menor rendimiento el costo unitario es mayor, pero el rubro de materiales, equipos y herramientas aumenta.

d) Para cambio de aisladores, a menor rendimiento el costo unitario es mayor, pero el rubro de materiales, equipos y herramientas es variable.

e) Para Mejoramiento de Sistema de Puesta a Tierra, a menor rendimiento el costo unitario es mayor, pero el rubro de materiales, equipos y herramientas es variable.


Es lógico que en el análisis de costos unitarios para una actividad a mayor rendimiento el costo unitario de la actividad sea menor, viéndose la cantidad de equipos y herramientas afectadas por dicho rendimiento.

Para el estudio se realizaron varios análisis de costos unitarios de una misma actividad variando solo rendimiento, buscando que encontrar la diferencia en costo dadas las dificultades de acceso, altitud donde se ubica la instalación y otras condiciones que influyen directamente en el costo de la actividad.




1.7-Comentario 7

DISTRILUZ señala que Osinergmin no considera varias de las actividades que se realizan en el mantenimiento, entre las cuales están:

a) Hidrolavado para los diferentes niveles de tensión, dentro de los módulos de mantenimiento de líneas de transmisión ni de subestaciones.

b) Limpieza manual de aisladores dentro de los algunos módulos de mantenimiento de líneas de transmisión, región sierra.

c) La limpieza manual de aisladores y aplicación de grasa silicona como actividad integrada, la considera como actividades independientes.

d) Medición de aislamiento en los módulos de mantenimiento de líneas de transmisión, región sierra.

e) Saneamiento de servidumbre en los módulos de mantenimiento de líneas de transmisión.

f) Rotación de transformadores de potencia en los módulos de mantenimiento de transmisión.

g) Mantenimiento de cables de energía en los módulos de mantenimiento de celdas, material que si se incluye en los módulos de inversión.

h) Mantenimiento de sílica gel o sales deshumedecedoras en los módulos de mantenimiento de transformadores de potencia.

i) Mantenimiento de eliminación de maleza y mantenimiento de graba en los módulos de mantenimiento de subestación de potencia.

j) Mantenimiento o reparación de cuellos en los módulos de mantenimiento de líneas de transmisión.

k) Instalación de bloques de concreto contra impactos vehiculares en los módulos de mantenimiento de líneas de transmisión.

l) Cambio de armados para incremento de DMS en los módulos de mantenimiento de líneas de transmisión, ya que es una actividad exigida por Osinergmin como medida para contrarrestar las interrupciones por colisión de aves.

m) Pruebas eléctricas del interruptor de potencia en los módulos de mantenimiento de subestación de potencia.

Además, DISTRILUZ adjunta los cuadros modificados (Cuadro N° 4.1-1, Cuadro N° 4.1-2, Cuadro N° 4.1-3 y Cuadro N° 4.1-7) con las actividades que deben ser incluidas en el estudio.


Las actividades requeridas por DISTRILUZ no pueden considerarse como actividades nuevas de mantenimiento, dado que estas están inmersas de un modo u otro en las actividades de mantenimiento de líneas y subestaciones considerados en



el estudio. A continuación se analiza cada uno de los ítems en el mismo orden que fueron planteados:

a) Está comprendida en la actividad de lavado en caliente y/o lavado en frio, tanto

en líneas como en subestaciones para la Costa; en lo que respecta a Sierra y Selva no se consideraron porque en dichas zonas existen precipitaciones de lluvias; en el supuesto de que no existan lluvias, la mejora del aislamiento se consigue con la limpieza manual de los aisladores.

b) Esta actividad está considerada en el estudio. c) No está considerada como una actividad independiente, es integral tanto en

líneas y subestaciones, cabe señalar que la pasta silicona se aplica en zonas de alta polución.

d) Esta actividad no fue considerada debido a que algunas empresas concesionarias no la realizan en ningún nivel de tensión en el ámbito de SEIN.

e) No corresponde incluir esta actividad, dado que ésta debe evitarse como resultado de la inspección ligera.

f) Corresponde incluir los costos por rotación de transformadores de potencia. g) La actividad requerida no es clara, sin embargo dentro de las inspecciones y

pruebas de monitoreo del aislamiento de los terminales que incluye la limpieza de los aisladores, se puede mapear la degradación del aislamiento durante su vida útil, cualquier aceleración en su degradación es producto que estos operen con sobrecarga por encima de lo permisible.

h) Esta actividad está inmersa en la actividad de mantenimiento electromecánico del transformador.

i) Esta actividad no es estándar; la maleza se retira apenas aparece, la graba se retira dentro de la actividad que la origina, para lo cual se considera eliminación de desmonte. Estos hechos no son frecuentes, por consiguiente no se requiere crear módulos específicos.

j) Está inmersa en los cambios de grapas bifilares. k) Esta actividad no se considera como mantenimiento, puesto que la instalación

de bloques de concreto debe ser considerada como parte del diseño de la línea de transmisión a fin de brindar seguridad a las instalaciones desde el inicio de su operación.

l) Si bien es un requerimiento por DMS, no corresponde a mantenimiento dado que las distancias de seguridad son definidas en el diseño de la línea de transmisión.

m) Esta actividad está considerada en el estudio.

Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de DISTRILUZ, en lo que respecta a incluir los costos de rotación de transformadores.

1.8-Comentario 8

DISTRILUZ señala que, para las actividades de mantenimiento mayor, Osinergmin considera el costo de las mismas como un porcentaje del costo de los equipos correspondientes. Este criterio no es real ni tiene sustento alguno, tal como demuestra en el análisis respectivo que presenta en su comentario.


La información proporcionada por DISTRILUZ corresponde a facturas globales por mantenimiento mayor de conmutadores bajo carga, no alcanzando el detalle del costo, por lo que no corresponde a un análisis de costos unitarios.

Debido a la variedad de casos que se pueden presentar en el mantenimiento mayor de equipos, se ha visto por conveniente conservar el criterio de aplicar un porcentaje del precio del equipo como costo del mantenimiento mayor. Sin embargo, dada la



información proporcionada por DISTRILUZ y LUZ DEL SUR, se han revisado y modificado dichos porcentajes.

Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de DISTRILUZ.

1.9-Comentario 9

DISTRILUZ señala que es necesario revisar el número de celdas que se ha considerado para clasificar a las empresas como grandes, medianas y pequeñas. Por ejemplo, el número total de 187 CELDAS asignado a ELECTROCENTRO, solo considera parcialmente las celdas MT, sin considerar las celdas AT y MAT, esto para el caso de determinación del tamaño del Centro de Control. ELECTROCENTRO tiene 2 celdas en MAT, 62 celdas en AT y 204 celdas MT; en total 268 celdas. Por ello, Osinergmin debe de corregir la data.


Se ha revisado y completado las instalaciones de transmisión consideradas en el estudio para todas las empresas, esto incluye el número de celdas totales (MAT, AT y MT), realizándose las correcciones respectivas. Cabe señalar que la calificación de los tamaños de centro de control de las empresas no se ha visto alterada con estas modificaciones.

Por lo tanto, se acoge el comentario de DISTRILUZ.

1.10-Comentario 10

DISTRILUZ señala que Osinergmin no precisa el rango del número total de celdas que ha establecido para definir el tamaño de los Centros de Control, así como el criterio para establecer este rango; es necesario que Osinergmin publique esta información.


En el archivo “BASE_COYM.xls” se indica los tamaños de centro de control por empresa, los mismos que fueron determinados en función del número de celdas y subestaciones; para los fines del estudio se establecieron los siguientes rangos para determinar los tamaños de Centro de Control.

Tamaño de Centro

de Control

Cantidad

SET

Cantidad

Celdas

CCG ≥ 30 ≥ 400

CCM ≥ 10 ≥ 100

CCP ≥ 3 ≥ 5

Cabe reiterar que las variaciones a la cantidad de celdas producto de la revisión no ha alterado la calificación del tamaño del centro de control de ninguna empresa.


1.11-Comentario 11

DISTRILUZ señala que Osinergmin considera en su estudio, con relación al costo de operación de subestaciones, sólo los dos siguientes rubros: 1) el costo del centro de control y 2) el costo de operación de subestaciones No atendidas (enlazada al centro de control). Respecto de la operación de subestaciones, Osinergmin asume que todas



las subestaciones deben estar conectadas al centro de control. Sin embargo, en la realidad de las empresas del grupo DISTRILUZ existen subestaciones no conectadas al centro de control cuya operación es realizada por personal permanente en tres turnos (Subestaciones Atendidas), Osinergmin debe de adicionar módulos y análisis de costos unitarios para este caso “subestaciones atendidas” y asignarles su costo correspondiente.

Como referencia señala que inclusive con el nuevo proyecto de SCADA que está en marcha en las empresas del Grupo DISTRILUZ, por ejemplo, en la empresa HIDRANDINA siempre quedará aproximadamente el 35% de las “subestaciones atendidas”.


Osinergmin, en su búsqueda de incentivar la eficiencia en el desarrollo de los sistemas de transmisión, reconoce el costo de un centro de control por empresa concesionaria, dimensionado con el número de subestaciones y el total de celdas de la empresa.

Bajo la premisa y de acuerdo a la metodología planteada en el estudio, se contempla que todas las subestaciones son tele-comandadas desde un centro de control, esto es concordante con los costos incrementales por centro de control y telecomunicaciones que se reconoce ante la entrada en servicio una nueva subestación.


1.12-Comentario 12

DISTRILUZ señala que Osinergmin en su análisis del costo unitario del módulo del costo de operación de subestaciones No Atendidas (enlazada al centro de control); establece los rendimientos indicados en el cuadro siguiente, sin embargo no explica la metodología de cómo obtuvo estos valores de rendimiento.

Por ello, solicita que precise esta información; de manera que cada empresa titular de transmisión, pueda realizar la evaluación y clasificación del módulo que le corresponde realmente, a cada una de sus subestaciones. Asimismo, indique las empresas que ha tomado de referencia, donde se viene atendiendo la operación de las subestaciones de acuerdo a lo planteado por Osinergmin.




Al respecto, cabe mencionar que, para establecer los rendimientos, se ha realizado una simulación considerando distancias promedio en que se ubican las subestaciones dentro y cercanas a una ciudad, asimismo para casos en que se encuentren alejadas y muy alejadas a las ciudades, resultando los rendimientos mostrados en la tabla anterior, representando de manera adecuada los costos de operación complementaria de las subestaciones no atendidas.


SOBRE OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

1.13-Comentario 13

En relación a los costos unitarios de las actividades de mantenimiento, DISTRILUZ señala que con el fin de establecer los argumentos técnicos y económicos que sustenten los planteamientos que deben presentarse ante Osinergmin, para que esta entidad considere costos de mantenimiento acordes con los que se producen realmente, Para este fin, se ha efectuado una revisión y análisis de los correspondientes criterios y procedimientos que se utilizan en las empresas, estableciendo las características básicas y estructura de costos respectiva, para aquellas actividades en las que se ha establecido que los costos de las empresas es superior a los reconocidos por Osinergmin.

De acuerdo al análisis que se ha podido efectuar en el plazo establecido, se plantea la modificación de los costos de las actividades que se resume en el siguiente cuadro:

CÓDIGO DE

ACTIVIDAD DESCRIPCIÓN

COSTO

UNITARIO

OSINERGMIN

(US$)

COSTO

UNITARIO

DISTRILUZ

(US$)

CEAJGBC-01CO060 Ajuste de grapas bifilares y conectores en equipos de celdas 60 kV en

subestaciones ubicadas en costa 74,57 148,31

CEAJGBC-01CO138 Ajuste de grapas bifilares y conectores en equipos de celdas 138kV en

subestaciones ubicadas en costa. 97,70 150,78

CEAJGBC-02CO060 Ajuste de grapas bifilares y conectores en equipos de celdas 60 kV en

subestaciones ubicadas en costa 77,14 148,31

CEMECE-01CO033 Mantenimiento Electromecánico de celdas 33 kV en subestaciones

de potencia en costa 96,15 143,98

CEMECE-01CO060 Mantenimiento Electromecánico de celdas 60kV en subestaciones de

potencia en costa 169,67 255,20





CEMTEL-02CO060 Mantenimiento de Tableros Eléctricos de celdas 60kV en

subestaciones de potencia en costa 122,63 187,29

CEMTEL-02CO138 Mantenimiento de Tableros Eléctricos de celdas 138kV en

subestaciones de potencia en costa 157,67 279,82

PITR-01CO138 Limpieza, lijado y pintado de transformadores de potencia 138

kV en zona costa 23,28 57,47



CÓDIGO DE

ACTIVIDAD DESCRIPCIÓN

COSTO

UNITARIO

OSINERGMIN

(US$)

COSTO

UNITARIO

DISTRILUZ

(US$)

LT-INNO-05CO Inspección nocturna en líneas de transmisión en costa 9,47 12,37

LT-RERE-03CO Reparación de retenidas en estructuras de líneas de transmisión en

costa 135,00 188,45

CEMECE-01SI138 Mantenimiento electromecánico de Celda 138 kV, Sierra 301,35 426,32

CEMECE-03CO138 Mantenimiento electromecánico de Celda 138 kV, Costa 332,71 400,19

CEMECE-01CO220 Mantenimiento electromecánico de Celda 220 kV. Costa 458,68 1 513,39

CEMECE-02CO220 Mantenimiento electromecánico de Celda 220 kV, Costa 484,16 1 433,41




CEMECE-02CO60 Mantenimiento electromecánico de Celda 60 kV, Costa 174,52 419,51

CELMAP-02CO60 Limpieza manual de aisladores celda 60 kV, Costa 178,80 323,68



MMTPT-060-015-0325CO Mantenimiento Mayor de Transformador de potencia 37 078,05 90 531,67

MMTPT-220-060-1050 CO Mantenimiento Mayor de Transformador de potencia 123 449,55 (1)

MMTPT-138-030-0650CO Mantenimiento Mayor de Transformador de potencia 78 532,55 (1)

MMINC-060-TE-0325CO Mantenimiento Mayor de Interruptor 60 kV 1 309,71 90 531,00

MMINC-138-UE-0650CO Mantenimiento Mayor de Interruptor 138 kV 2 899,74 (1)

CELFEQ-01CO060 Lavado en Frío de Aislamiento de equipos 72,94 315,87

METR-01CO060 Mantenimiento Electromecánico de Transformadores 475,37 707,93

PCRM-06CO060 Prueba y Calibración de Relés Multifunción 71,22 440,18

SAMBBA-01CO033 Mantenimiento de Banco de Baterías y rectificador 217,48 527,02

Los sustentos técnicos y económicos de los planteamientos, se muestran en el Anexo N° 1 del documento que contiene las opiniones de DISTRILUZ.


Se ha revisado y modificado cada actividad de mantenimiento incluyendo la nueva información técnica proporcionada por las empresas, según corresponda.




1.14-Comentario 14

En relación a los costos de operación de subestaciones atendidas, DISTRILUZ presenta el análisis de costo unitario de operación de subestaciones atendidas, para la cual presenta el siguiente cuadro:

Asimismo, señala que ha desarrollado el análisis de costo unitario de operación para la empresa HIDRANDINA, sin embargo, hace la precisión que también es válido y aplicable a las cuatro empresas del grupo DISTRILUZ.


El análisis realizado en el comentario 11 (numeral 1.11 anterior) es válido como análisis para el presente comentario.


1.15-Comentario 15

En relación a los costos de gestión, DISTRILUZ señala que en el Cuadro N° 6.4-1 de la página 62 y 63 del INFORME se muestran los “Factores de Ajuste del Costo de Gestión” por cada empresa con los que se calcula el costo de personal; en el caso de HIDRANDINA como empresa representativa su factor de ajuste es 1,0000.

Factor que se debe aplicar a los gastos de la Gestión Empresa Representativa, resultando el importe del costo de personal, que para el caso de HIDRANDINA, según la página 73 del INFORME, es de US$ 1 701 162,15.

Sin embargo, se aprecia que para los costos de personal aplicados por la consultora, para la determinación del COyM se toma el importe de la empresa representativa US$ 1 701 162,15 multiplicado por el factor 1.0000 y la columna BD del archivo “porcentajes.xls” de la carpeta “Anexo 7 – Valorización”, porcentaje que no permite determinar su origen, que al totalizar los gastos de personal suman el importe de US$ 1 665 409,10 menor a lo indicado en la página 73 del INFORME.


Es correcto cuando HIDRANDINA afirma que el factor de ajuste de los costos de gestión es 1 por ser empresa representativa. El costo de gestión (personal y no



personal) determinado para HIDRANDINA es de US$ 1 701 162.15, que corresponde a los costos asignados a la actividad de transmisión en su conjunto, que incluye las instalaciones pertenecientes a los SST-SCT y “Otros Sistemas”. Para asignar los costos entre estos dos grupos se aplica el factor de la Columna BD del archivo Porcentajes.xls, determinado en función al costo de inversión de las instalaciones.

La diferencia se debió a que algunas instalaciones pertenecientes al SST o SCT habían sido consideradas como pertenecientes a “Otros Sistemas”. Por lo cual, se han realizado las correcciones respectivas, comprobando que el 100% de las instalaciones de transmisión de HIDRANDINA pertenecen a los SST – SCT. Por consecuencia, su factor de ajuste de gestión debe ser 1.

Cabe indicar que esta observación ha instado la revisión de los factores de ajuste de todas las demás empresas.


1.16-Comentario 16

En relación a los costos de gestión, DISTRILUZ señala que en el anexo 5, en el archivo “Gestión_HDNA.xls”, hoja DATOS, se indica como Sistema Principal de Transmisión, las siguientes subestaciones de transmisión:

Las mismas que tienen sistemas secundarios (SST) y/o complementarios de transmisión (SCT); en ninguna subestación señalada HIDRANDINA tiene Sistema Principal de Transmisión (SPT), por lo que debe modificarse el importe del cuadro “Datos del VNR”.

Debiendo quedar de la siguiente manera:


Se ha verificado que la denominación de las instalaciones de transmisión de las instalaciones mencionadas como SPT es un error de nomenclatura en las hojas de



cálculo, correspondiendo a “Otros Sistemas”, sin embargo a su vez se ha verificado que algunas instalaciones pertenecientes SST o SCT habían sido consideradas como pertenecientes a “Otros Sistemas”, por lo que se han realizado las correcciones que corresponda.


1.17-Comentario 17

En relación a los costos de gestión, DISTRILUZ señala que en el INFORME, en el anexo 5, archivo “Gestión_HDNA.xls”, hoja DATOS, se establece el “Índice de Asignación a la actividad de Transmisión de Hidrandina” en base a los ingresos por actividad de trasmisión, distribución y otros.

Sin embargo, para establecer el factor de participación de transmisión en HIDRANDINA debe considerarse el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de cada actividad (transmisión y distribución) y de acuerdo a la Resolución N° 204-2013-OS/CD, el VNR de Distribución es de S/. 883 108 miles de nuevos soles (US$ 315,847 miles de dólares). Y tomando el VNR de Transmisión establecido para HIDRANDINA de S/. 195 196 miles de nuevos soles (US$ 69 813 miles de dólares). Se ha elaborado el siguiente cuadro, determinando un nuevo índice de asignación a la actividad de transmisión.


DISTRILUZ debe considerar que los criterios de asignación a las actividades que realizan las empresas, deben ser uniformes y corresponder a las mismas fuentes de información y ser de aplicación para todas las empresas. En el estudio se ha utilizado la información Económica Financiera reportada por HIDRANDINA y las demás empresas concesionarias, la misma que tiene carácter de declaración jurada.

Tal como se explicó en el acápite 3.2 Método y criterios de cálculo de los costos de operación y mantenimiento del INFORME del estudio:

“….



La asignación de costos a la actividad de transmisión, cuando se trate de empresas que también tengan otras actividades, se realizará en proporción a los ingresos de cada actividad. No se emplea como driver el valor de los activos, toda vez que esta información no es totalmente disponible para todos los casos, ya que por un lado no todas las empresas llevan contabilidades regulatorias separadas, así mismo no se cuenta con costos estándares de inversión para actividades como generación u otras actividades (minería, industrial, etc.). Por su parte la variable ingresos, está directamente relacionada con el valor que genera cada actividad y por ende es un driver representativo de asignación del costo de gestión.

DISTRILUZ se equivoca al recomendar, como índice de asignación o participación de transmisión, el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de cada actividad (transmisión y distribución) sabiendo que HIDRANDINA desarrolla otras actividades (otros negocios) que si bien no son el rubro principal de la empresa, se le tiene asignar su participación correspondiente. Además, se debe tener presente que existen otras empresas cuyos rubros principales no son la transmisión ni la distribución, donde obtener el dato de VNR de las instalaciones de otras actividades no es factible.

En base a lo indicado, se considera adecuado el uso del indicador de ingresos como driver de asignación por actividad. Sin embargo, habiéndose comprobado que la información de ingresos de transmisión reportados por las empresas distribuidoras representativas (HIDRANDINA, EDELNOR y ELECTROSUR) no corresponde al total de ingresos por esta actividad, se ha visto por conveniente emplear los ingresos liquidados por transmisión determinados para el año 2013.




A.2-Edelnor S.A.A.

Con fecha 19 de marzo de 2015, se recibió la carta GR-052-2015 con los comentarios y sugerencias de la empresa de distribución eléctrica Edelnor S.A.A. (en adelante “EDELNOR”).

2.1-Comentario 1

Parte a)

En relación a los costos de mantenimiento, EDELNOR señala que los grupos de actividades de mantenimiento deben considerar los siguientes tipos de actividades:

Mantenimiento de emergencia o correctivo: Efectuado luego de ocurrida una

falla y destinado a reponer el equipo en condiciones de normal funcionamiento.

Ocurre luego de una falla y no es programable. Ej.: falla de un aislador que

produce la salida de servicio de una línea.

Mantenimiento preventivo: Es todo aquel que se realiza sobre un ítem que se

encuentra en condiciones normales de operación, con el objetivo de reducir la

probabilidad de falla o deficiencia en el funcionamiento, pudiéndose prevenir y

programar. Está constituido por un plan de Inspecciones y trabajos realizados

periódicamente según un programa cíclico a fin de evitar las fallas. Ej.: lavado de

aisladores de una línea.

Mantenimiento predictivo: Trabajos detectados en función de parámetros de

performance cuya tendencia indica deterioro. Es todo aquel que permite

garantizar la calidad de servicio deseada de un ítem, sobre la base de la

aplicación sistemática de técnicas de análisis, utilizándose medios de

supervisión no de muestreo.

Mantenimiento detectivo: Todas aquellas tareas que se ejecutan en busca de

fallas, también denominadas “check-list”, “test operativos” o pruebas

funcionales. Ejemplo: chequeo del funcionamiento de protecciones.

Parte b)

EDELNOR manifiesta que, a efectos de verificar que Osinergmin consideró la totalidad de las tareas requeridas y costos adecuados al mercado, se compararon los costos de las tareas de los módulos de mantenimiento de Osinergmin con las requeridas por EDELNOR. Para esta comparación se utilizó la metodología que se indica a continuación:

1) Se identificaron las tareas requeridas por EDELNOR que fueron omitidas en los

módulos de mantenimiento de Osinergmin (ver Tabla 1).

2) El resto de las tareas requeridas por EDELNOR no incluidas en 1) fueron

homologadas con las de Osinergmin a los efectos de comparar frecuencia y costo

unitario asignado.

Sobre la base del análisis realizado se ha se ha detectado que el INFORME ha omitido algunas tareas cuyo detalle se muestra en la Tabla 1 (tabla que se muestra en la página 4 del informe de comentarios de EDELNOR).



Parte c)

Asimismo, EDELNOR precisa que para el resto de las tareas que están incluidas en los módulos se han identificado aquellas en las cuales Osinergmin ha considerado un costo por menor frecuencia de ejecución y/o costo unitario que el costo de EDELNOR.

En el directorio ME-CASI, adjunto en medio magnético al informe de comentarios, EDELNOR, presenta el análisis detallado de la comparación que ha realizado.

Señala además que las diferencias en los costos de mantenimiento se obtienen por comparar los costos unitarios y frecuencias de tareas homologadas, las cuales se muestra en el archivo “Comparación Osinergmin EDELNOR.xlsx”. En dicho archivo, se identifican las tareas que EDELNOR realiza en su mantenimiento cuyo equivalente no fue identificado dentro del listado proporcionado por Osinergmin.


Parte a) En el estudio se han considerado tres tipos de mantenimiento: Predictivo, Preventivo y Correctivo, tal como lo informan la mayoría de empresas concesionarias; no se ha considerado el tipo Detectivo que son rutinas o tareas que ponen de manifiesto fallas ocultas que ocurren en dispositivos redundantes o de protección, que no son de aplicación en todas las empresas, las cuales se detectan por medio de chequeos regulares en el funcionamiento de alguna variable del proceso que se encuentran de alguna manera dentro del mantenimiento predictivo y preventivo. Por lo tanto, no corresponde acoger este comentario de EDELNOR.

Parte b)

Estas no son actividades nuevas de mantenimiento, son simples tareas que de alguna manera están incluidas en las actividades estandarizadas de mantenimiento y otras que corresponden a costos de inversión.

Para más detalles en el cuadro siguiente se presenta las respuestas a cada módulo observado:

MODULO DE INVERSIÓN RESPUESTA

CE-010COU1 MCISBAL Está incluida en el mantenimiento electromecánico.

CE-01 OCOU1 MCISBAL Está inmersa en el mantenimiento de pórticos, equipos y señalizaciones y pintado de estructuras.

CE-010COU1MCISBAL Está comprendida en la actividad de pruebas.

CE-01 OCOU1 MCISBAL Corresponde al rubro de inversión y no a una actividad de mantenimiento

LT-060COUOACDOC1300A La instalación de PAT son parte del montaje de un equipo nuevo y la adecuación es parte del mantenimiento ya considerado.

LT-060COUOACDOC1300A Si se refiere a los cables subterráneos, está contemplada en la inspección.

LT-060COUOACDOC1300A Forma parte del mantenimiento preventivo o correctivo para el conductor, por consiguiente está comprendido en estas actividades.

LT-060COUOACDOC1300A Se considera inversión

LT-060COUOACDOC1300A El estudio contempla la aplicación o cambio de silicón en subestaciones o líneas, específicamente en zonas de alta polución.

LT-060COUOACDOC1300A No es una actividad estándar, los casos son esporádicos.




LT-060COUOACSOC1300A La instalación de PAT son parte del montaje de un equipo nuevo y la adecuación es parte del mantenimiento ya considerado.

LT-060COUOACSOC1300A Si se refiere a los cables subterráneos, está contemplada en la inspección.

LT-060COUOACSOC 1300A Forma parte del mantenimiento preventivo o correctivo para el conductor, por consiguiente está comprendido en estas actividades.

LT-060COUOACSOC 1300A Se considera inversión

LT-060COUOACSOC 1300A El estudio contempla la aplicación o cambio de silicón en subestaciones o líneas, específicamente en zonas de alta polución.

LT-060COUOACSOC1300A No es una actividad estándar, los casos son esporádicos.

LT-060COUOAMDOC5300A La instalación de PAT son parte del montaje de un equipo nuevo y la adecuación es parte del mantenimiento ya considerado.

LT-060COUOAMDOC5300A Si se refiere a los cables subterráneos, está contemplada en la inspección.

LT-060COUOAMDOC5300A Forma parte del mantenimiento preventivo o correctivo para el conductor, por consiguiente está comprendido en estas actividades.

LT-060COUOAMDOC5300A Se considera inversión

LT-060COUOAMDOC5300A El estudio contempla la aplicación o cambio de silicón en subestaciones o líneas, específicamente en zonas de alta polución.

LT-060COUOAMDOC5300A No es una actividad estándar, los casos son esporádicos.

TP-06001 0000-025C01E Está comprendida en el mantenimiento electromecánico del Transformador de Potencia.

TP-06001 0000-025C01E Ídem al anterior.


TP-06001 0-025C01E Forma parte de la inspección de subestaciones.

TP-06001 0-025C01E Está comprendida en el mantenimiento menor del TP y no se puede crear una actividad para un determinado conmutador.


TP-06001 0-025C01E Está considerado en el mantenimiento mayor del TP.


TP-06001 0-025C01E Está comprendida en el mantenimiento electromecánico y/o pruebas eléctricas del TP.


TP-06001 0-025C01E Esto se da cuando el equipo cumple su vida útil, por lo cual debe considerarse como inversión.


TP-060010-025C011 Está comprendida en el mantenimiento electromecánico del Transformador de Potencia.

TP-060010-025C011 Ídem al anterior.

TP-060010-025C011 Está comprendida en el mantenimiento electromecánico del Transformador de Potencia.

TP-060010-025CO11 Forma parte de la inspección de subestaciones.

TP-060010-025C011 Está comprendida en el mantenimiento menor del TP y no se puede crear una actividad para un determinado conmutador.


TP-060010-025C011 Está considerado en el mantenimiento mayor del TP.


TP-060010-025C011 Está comprendida en el mantenimiento electromecánico y/o pruebas eléctricas del TP.





TP-060010-025C011 Esto se da cuando el equipo cumple su vida útil, por lo cual debe considerarse como inversión.



TP-060023010-040C01E Ídem al anterior.

TP-060023010-040C01E Está comprendida en el mantenimiento electromecánico del Transformador de Potencia.

TP-06002301 0-040C01E Forma parte de la inspección de subestaciones.

TP-06002301 0-040C01E Está comprendida en el mantenimiento menor del TP y no se puede crear una actividad para un determinado conmutador.


TP-06002301 0-040C01E Está considerado en el mantenimiento mayor del TP.


TP-060023010-040C01E Está comprendida en el mantenimiento electromecánico y/o pruebas eléctricas del TP.


TP-060023010-040C01E Esto se da cuando el equipo cumple su vida útil, por lo cual debe considerarse como inversión.

TP-060023010-040C01E IÍdem al anterior.

Por lo tanto, no corresponde acoger este comentario de EDELNOR.

Parte c)

Se ha revisado y modificado, en donde corresponda, cada actividad de mantenimiento incluyendo la nueva información técnica proporcionada por las empresas.

Por lo tanto, se acoge parcialmente este comentario de EDELNOR.

2.2-Comentario 2

EDELNOR señala que el archivo "Observaciones OM_Edelnor vf_final.xlsx" contiene las actividades no consideradas por Osinergmin y que EDELNOR sí realiza, y las actividades que tienen frecuencias diferentes a las que realiza EDELNOR, ambos aspectos son sustentados en los archivos "Anexo 1 _Sustento O&M_Act. Faltantes.doc" y "Anexo 2_Sustento O&M_Dif. Frecuencia.doc".


Se ha revisado y modificado cada actividad de mantenimiento incluyendo la nueva información técnica proporcionada por las empresas, según corresponda.

Por lo tanto, se acoge parciamente el comentario de EDELNOR.

2.3-Comentario 3

En relación a los costos de operación, EDELNOR señala que los costos de operación incluidos en el INFORME son aquellos costos necesarios para realizar las actividades de monitoreo, control, supervisión y ejecución de maniobras, que permitan operar los



elementos de corte o interrupción de las subestaciones. Los costos operativos se ejecutan en dos unidades funcionales:

Subestaciones no atendidas: El costo comprende la participación de operadores

de subestaciones con recursos de materiales, equipos y herramientas necesarias

para atender la función operativa.

Centro de control: Se considera para EDELNOR un centro de control “grande” por

la cantidad de subestaciones atendidas y operaciones ejecutadas.

A continuación se analizan las componentes de los costos operativos para cada unidad funcional.

1. Subestaciones no atendidas:

Se consideran 3 operadores por cada 3,8 subestaciones no atendidas en territorio costa y cercanas al centro de operación. De acuerdo a esta premisa, 37 subestaciones requieren el uso de 30 operadores. Este valor responde adecuadamente a la realidad operativa de la empresa y a la operación eficiente y segura del sistema de transmisión.

2. Operación del centro de control:

De acuerdo al cuadro Nª 5.2-1 Costo de Operación de Módulos de Centro de Control, el costo de operación de un módulo del centro de control es de 162 222,46 US$/año. Conforme con los soportes presentados, este valor corresponde a 12 meses de operación para un costo mensual de 12 827,47 US$ y una tasa de descuento del capital de 12%.

El costo mensual indicado considera 6 operadores para el centro de control y un auxiliar técnico de operación de centro de control, como se indica en el siguiente cuadro tomado del archivo “opercc.xlsx” presentado como soporte del INFORME emitido por Osinergmin.

ANÁLISIS DE COSTOS UNITARIOS DE ACTIVIDADES DE OPERACIÓN DE CENTRO DE CONTROL

CÓDIGO : OCCG

ACTIVIDAD : Operación de Centro de Control Grande

UNIDAD : C.C.

RENDIMIENTO : 1,00

MANO DE OBRA

Operador de Centro de Control Grande 6 H/mes 6,000 1845,00 11070,00

Auxiliar Técnico de Operación de Centro de Control Grande 1 H/mes 1,000 1757,47 1757,47

Sub-Total 12827,47

MATERIALES Y SERVICIOS

Sub-total 0,00

EQUIPOS Y HERRAMIENTAS

Sub-total 0,00

TOTAL US $ 12827,47

Cantidad por

Elemento

Precio Unitario

(US $)

Precio Parcial

(US $)Descripción

Cantidad Por

RecursoUnd.

Fuente: Informe Consultor de Osinergmin

Asimismo, EDELNOR señala que el Centro de Control concentra todas las maniobras centralizadas de operación ejecutando las operaciones que se requieren utilizando las facilidades de telemando, a través del sistema SCADA supervisando la operación en



tiempo real del sistema de transmisión (con operadores de campo, distribuidoras y otros agentes del mercado) poniendo en práctica las políticas de operación de la empresa, optimizando la utilización de las instalaciones y entregando a los clientes un producto de calidad dentro del marco regulatorio existente.

El centro de operaciones, además de la función de supervisión, coordinación y control general del sistema interconectado, debe desarrollar la relación con organismos oficiales externos vinculados a la operación y mantenimiento del sistema, en particular con el COES. Otra importante función de este departamento es la coordinación de la disponibilidad de las líneas y estaciones con el COES y el departamento de mantenimiento, y la coordinación del plan de emergencias. Así como la preparación de informes al COES sobre fallas y traspaso de cargas e ingreso y coordinación de solicitud de trabajos programados o forzosos, preparación del informe de novedades, coordinación con otros centros de control.

En un caso real eficiente, el centro de control requiere presencia física de dos operadores por turno, con tres turnos de 8 horas por día (se requieren dos operadores para cubrir la totalidad de las tareas operativas descriptas y por razones de seguridad). Para garantizar la cobertura en casos de licencias y la rotación de los fines de semana, se incluyen dos operadores adicionales de manera de contar con cuatro equipos de trabajo integrado por dos operadores cada uno.

En conclusión, el centro de control requiere la contratación de al menos ocho operadores con el mismo nivel de especialización (y consecuentemente con la misma categoría salarial). El costo mensual correspondiente de operación del centro de control se estima en US$ 14 760,00 mensuales y US$ 186 662,31 anuales. La diferencia correspondiente a esta observación es igual o mayor a US$ 24 439,85.


Es correcto lo indicado por EDELNOR que, a fin de garantizar la cobertura en casos de licencias y la rotación de los fines de semana, se incluyen dos operadores adicionales de manera de contar con cuatro equipos de trabajo integrados por dos operadores cada uno con el mismo nivel de especialización. Por lo que se ha visto conveniente incluir en la Operación del Centro de Control para los tres (03) tamaños de Centro de Control, el siguiente personal adicional

OCCG 2 Operadores de Centro de Control

OCCM 2 Operadores de Centro de Control

OCCP 1 Auxiliar Técnico de Operación de Centro de Control

Por lo tanto, se acoge el comentario de EDELNOR.

2.4-Comentario 4

En relación a los costos de gestión, EDELNOR señala que el INFORME de Osinergmin define los costos de gestión como los costos de los procesos de dirección, gestión, administración y control. Las actividades contempladas consideran:

Administración

Finanzas

Contabilidad



Asesoría Jurídica

Asesoría laboral

Mantenimiento general

La información y soporte magnético que ha entregado Osinergmin para el cálculo de los costos de gestión no es totalmente auto contenida y trazable de manera que resulta dificultoso poder realizar el seguimiento de los cálculos realizados y además teniendo en cuenta el escaso tiempo disponible que ofreció Osinergmin para la entrega de observaciones y comentarios. No obstante lo anterior se ha realizado un análisis de los principales criterios empleados.

Además manifiesta que Osinergmin considera distintos niveles de envergadura para empresas que además de la transmisión secundaria, se dedican a otras actividades eléctricas o no eléctricas; como el caso de EDELNOR, se consideran costos de gestión personal, que reflejan las actividades indicadas, y costos de gestión no personal. En cuanto a los costos de gestión no personales, en el INFORME se contemplan los suministros diversos, servicios a terceros, cargas de gestión y tributos.

Sobre el empleo de ingresos como Driver

La opinante señala que EDELNOR fue seleccionada como empresa representativa dada la cantidad de información disponible y que la asignación de costos a la actividad

de transmisión se realiza en proporción a los ingresos de cada actividad. La premisa del consultor del Osinergmin es que los ingresos están directamente relacionados con el valor que genera cada actividad y por ende es un driver representativo de la asignación del costo de la gestión.

Para la cantidad de personal, se adopta como referencia la estructura de personal de EDELNOR para empresas grandes, identificando aquellas áreas de uso compartido con distribución y generación y descontando aquellas áreas con negocios externos.

En la página 23 del INFORME se señala lo siguiente:

“La asignación de costos a la actividad de transmisión, cuando se trate de empresas que

también tengan otras actividades, se realizará en proporción a los ingresos de cada

actividad. No se emplea como driver el valor de los activos, toda vez que esta información no es totalmente disponible para todos los casos, ya que por un lado no todas las empresas llevan contabilidades regulatorias separadas, así mismo no se cuenta con costos estándares de inversión para actividades como generación u otras actividades (minería, industrial, etc.). Por su parte la variable ingresos, está directamente relacionada con el valor que genera cada actividad y por ende es un driver representativo de asignación del costo de gestión.”

Por lo cual se ha utilizado un criterio de asignación (“inductor”) del costo de remuneración del personal para aquellos funcionarios que prestan actividades compartidas con el área de transmisión basado en los ingresos de la empresa real para la actividad de transmisión. Este criterio no tiene consistencia con el utilizado en el proceso de determinación de los costos eficientes del VAD para el área típica 1, siendo que EDELNOR pertenece a la misma área típica. En efecto, cuando para la determinación del VAD se calcularon los costos operacionales del Sector Típico 1 en el año 2012 se definieron los criterios de asignación de costos laborales de actividades compartidas sobre la base del análisis de los costos directos reales auditados que surgen de los Formatos C.

Según este criterio el porcentaje asignado a cada actividad debe ser el que se

presenta en el siguiente cuadro:



PORCENTAJE DE ASIGNACIÓN POR ACTIVIDAD

Distribución 61.80%

Transmisión 13.50%

Otros ingresos 24.60%

Actividad% Asignación a cada

actividad

Fuente: Informe Consultor VAD Área Típica 1 año 2012-Archivo “FORMATOS II, III, IV, V 2012

EMPRESA TOTAL17C”, hoja “CRITERIOS F-III-2-1-12”).

Actividades Costo Directo % de Asignación Formatos B Actividad

A1 0 0.00% Compra de Energía

A2 6494 5.14% Generación

A3 17018 13.55% Transmisión

A4 MT 20105 15.9807% Distribución Media Tensión

A5 BT 13259 10.5408% Distribución Baja Tensión

A6 AP 12568 10.0126% Alumbrado Público

A7 20817 16.4892% Comercialización

A8 CoMe 7605 5.98% Conexión a la Red de Distribución Eléctrica

A9 Cor Rec 3595 2.83% Corte y Reconexión

A10 Gest Distr 6838 5.44% Gestión de Inversión en Distribución

A11 Gest Otros 0 0.00% Gestión de Inversión en Otras Áreas

A12 Ser Terc 0 0.00% Asesoría a Terceros

A13 Apoy Post 0 0.00% Apoyo Postes

A14 0 0.00% Negocios Financieros

A15 17844 14.04% Otras

126143 100.00%

Por lo indicado es que a los efectos de mantener la consistencia en los criterios regulatorios debiera ser aplicada para la asignación de costos de remuneración del personal del cuadro precedente debiendo corresponder a transmisión el 13,5%.

De los cálculos efectuados por el consultor de Osinergmin, en el subdirectorio “EDN” del subdirectorio “Anexo 5” del directorio “Consultoría Externa”, se encuentra un archivo Excel denominado “Gestión Edelnor” en cuya hoja “Datos” se muestra el siguiente cuadro, en el que se determina el cálculo del porcentaje de asignación correspondiente a transmisión que es aplicable a las remuneraciones del personal de gestión de la empresa representativa (en este caso de EDELNOR):

ÍNDICE DE ASIGNACIÓN A LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE EDELNOR

INGRESOS Datos obtenidos de:

Anuario 2013 EDLN

Datos obtenidos de

EDLN: EEFF 2013

Auditado

Actividad (Miles US $) (Miles US $) Factor Factor * 0.75

Peaje de transmisión - 3,655 0.46% 0.34%

Otros Ingresos 53,829 84,937 10.63% 6.73%

Distribución 745,474 710,710 88.92%

Total de Ingresos Grupo 799,303 799,303 100.00%

PRINCIPAL SECUNDARIO

VNR / CI 8,142,309.74 275,328,957.55 283,471,267.3

INDUCTOR 2.87% 97.13% 100.00%

100%

2013 2012

Peaje de Transmisión 10,220 0.46% 9037

Otros Ingresos 150,507 237,485 10.63% 43662

Distribución 2,084,344 1,987,146 88.92% 493579

2,234,851 2,234,851 100.00% 546278

TIPO DE SISTEMA

TOTAL



Con respecto a este cálculo efectuado por el consultor de Osinergmin se efectúan las siguientes observaciones:

a) Tal como se ha manifestado, el porcentaje de 0,34% aplicable a las remuneraciones del personal de las áreas administrativas o de staff es muy ínfimo.

b) EDELNOR no tiene instalaciones en el Sistema Principal de Transmisión por lo que el porcentaje asignado por Osinergmin a este sistema de 2,87% es un dato errado, lo cual debería ser 0%.

c) Los ingresos por peajes de transmisión de 3,655 miles de US$ están errados ya que en los EEFF auditados de EDELNOR no se encuentra este valor. Al parecer se trata del peaje facturado a generadoras que tienen clientes dentro del área de EDELNOR; además de que en el año 2013 los ingresos por transmisión de EDELNOR corresponden a los CMA aprobados y liquidados por Osinergmin y que ascienden a 35,836,873 US$ según se comprueba en el archivo Excel “Base Activos EDN Tx”.

El criterio empleado por el Osinergmin de emplear ingresos para distribuir los gastos de gestión está errado ya que debería considerarse el criterio empleado en el VAD o el margen de cada actividad.

Al tomar los ingresos como drivers se estaría cometiendo el error de considerar la compra de energía como un ingreso de la actividad de distribución cuando claramente se trata de un pass through que no debería ser considerado. Por tal motivo, debiera

sustituirse el driver ingreso por el driver margen de cada actividad, con lo cual el cuadro precedente debería ser corregido por Osinergmin. De los EEFF auditados del año 2013 se puede obtener su margen de EDELNOR:

Ingresos Operativos (miles de S/.) 2,234,851

Costo del servcio de distribución de energía 1566321

Margen Bruto (miles de S/.) 668,530

Margen Bruto (miles de US$) 239,102

Con este margen y los ingresos de subtransmisión determinados como los CMA liquidados hasta el año 2013 se puede determinar el porcentaje que debe ser asignado a transmisión en el caso de EDELNOR, tal como se muestra en el siguiente cuadro:



ÍNDICE DE ASIGNACIÓN A LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE EDELNOR

MARGEN

Datos obtenidos

de: Anuario 2013

EDLN

Datos obtenidos de

EDLN: EEFF 2013

Auditado

Actividad (Miles US $) (Miles US $) Factor Factor * 0.75

Peaje de transmisión 35,836 14.03% 10.52%

Dx + Otros Ingresos 219,645 85.97%

Total de Margen Grupo 255,481 100.00%

PRINCIPAL SECUNDARIO

VNR / CI 275,328,957.55 275,328,957.5

INDUCTOR 0.00% 100.00% 100.00%

TIPO DE SISTEMA

TOTAL

Del cuadro anterior se aprecia que el porcentaje obtenido es de 14% muy similar al 13,5% que se obtuvo en el estudio VAD del año 2012.

Por lo cual, solicita a Osinergmin tener en cuenta esta observación y efectuar las correcciones del caso para EDELNOR y para todas las distribuidas ya que el driver ingresos ha sido empelado en todas ellas erróneamente.

En el Directorio ME-CAIS se presenta el análisis detallado de la comparación que se

ha descrito y corresponde a la variación de costos de gestión incurridas por el cambio

de porcentaje de asignación de actividades de transmisión a 13,5%.

Sobre la metodología de cálculo de los costos de gestión de la empresa

representativa

En el cuadro de la página 73 del INFORME se muestran los “Costos de Gestión de la Empresa Representativa” calculados por el consultor, costos que se reproducen a continuación (que incluyen los costos personales y costos no personales).

Empresa Gestiòn Empresa

Representativa Representativa (US$)

EDEGEL 530,053

EDELNOR 3,641,381

ELECTROSUR 339,455

HIDRANDINA 1,701,162

REP 9,598,623

SN POWER 1,517,664

Sin embargo, los costos de “Gestión de la Empresa Representativa” realmente aplicados por Osinergmin en el cálculo de los porcentajes COyM son los que se muestran en el cuadro siguiente en la columna “C”, en el que se aprecian diferencias que en el caso particular de EDELNOR significa US$ 381 662 menos, que debería corregir Osinergmin.

La aplicación de los valores de la columna “C” se pueden verificar en la columna BV bajo el título "Costo Gestión Representativa" de la hoja "CALCULOS COYM" del archivo "Porcentaje" del subdirectorio "Anexo 7 Valorización" del directorio



“Consultoría Externa”.

(A) (B) (C ) (D)

Empresa Gestiòn Empresa Gestiòn Empresa Diferencia

Representativa Representativa (US$) Representativa (US$) (US$)

EDEGEL 530,053 555,814 25,762

EDELNOR 3,641,381 3,259,719 -381,662

ELECTROSUR 339,455 345,720 6,265

HIDRANDINA 1,701,162 1,701,302 140

REP 9,598,623 9,562,200 -36,423

SN POWER 1,517,664 1,524,014 6,350

En el cuadro N° 6.4-1 de la página 62 y 63 del INFORME se muestran los “Factores de Ajuste de Costo de Gestión” por cada empresa con los que según Osinergmin se puede calcular el Costo de Personal de cada titular de transmisión, tal como se muestra en el siguiente cuadro, en el que se aprecia los Costos de Personal en la columna “D” que debería haber empleado Osinergmin en el cálculos de los % COyM.

(A) (B) (C ) (D)

ADINELSA 269,497 1.3468 362,959 CHAVIMOCHIC 269,497 0.0684 18,434 COELVISAC 345,720 0.2028 70,112 CONENHUA 269,497 1.4434 388,992 DEPOLTI 269,497 0.3657 98,555 EDECAÑETE 345,720 0.2791 96,490 EDEGEL 555,814 1.0000 555,814 EDELNOR 3,259,719 1.0000 3,259,719 EEPSA 130,442 0.2430 31,697 EGESUR 130,442 0.2506 32,689 ELECTRO DUNAS 1,701,302 0.2673 454,758 ELECTRONOROESTE 1,701,302 0.2749 467,688 ELECTRONORTE 345,720 1.3535 467,932 ELECTROPERÚ 130,442 0.8649 112,820 ELECTROSUR 345,720 1.0000 345,720 ENERSUR 555,814 0.8625 479,390 ETENORTE 9,562,200 0.0442 422,649 HIDRANDINA 1,701,302 1.0000 1,701,302 LUZ DEL SUR 3,259,719 0.7599 2,477,061 REP 9,562,200 1.0000 9,562,200 SEAL 1,701,302 0.3574 608,045 SN POWER 1,524,014 1.0000 1,524,014 TRANSMANTARO 9,562,200 0.0025 23,905

Empresa Costo Gestión

Representativa

Factor de Ajuste

GestiónPERSONAL (US$)

Sin embargo, se aprecia que los costos de personal aplicados por el consultor para determinar los costos de COyM no son los indicados en el cuadro precedente sino los que se muestran en la columna “C” del cuadro siguiente:



(A) (B) (C) (D)

ADINELSA 362,959 352,162 97.0%CHAVIMOCHIC 18,434 14,289 77.5%COELVISAC 70,112 70,109 100.0%CONENHUA 388,992 388,986 100.0%DEPOLTI 98,555 98,559 100.0%EDECAÑETE 96,490 96,501 100.0%EDEGEL 555,814 521,437 93.8%EDELNOR 3,259,719 3,164,856 97.1%EEPSA 31,697 31,701 100.0%EGESUR 32,689 21,266 65.1%ELECTRO DUNAS 454,758 449,444 98.8%ELECTRONOROESTE 467,688 446,503 95.5%ELECTRONORTE 467,932 449,574 96.1%ELECTROPERÚ 112,820 104,759 92.9%ELECTROSUR 345,720 343,005 99.2%ENERSUR 479,390 375,945 78.4%ETENORTE 422,649 423,026 100.1%HIDRANDINA 1,701,302 1,665,409 97.9%LUZ DEL SUR 2,477,061 2,412,318 97.4%REP 9,562,200 7,863,506 82.2%SEAL 608,045 593,308 97.6%SN POWER 1,524,014 1,410,901 92.6%TRANSMANTARO 23,905 1,571 6.6%

Total (MMUS$) 23.6 21.3 90.4%

% empresaEmpresa

PERSONAL

APLICADO

(US$)

PERSONAL

(US$)

En conclusión, en la columna “D” del cuadro precedente se aprecian porcentajes de

aplicación inferiores al 100%. Los valores de porcentajes aplicados por el consultor y mostrados en la columna “D” se pueden corroborar si se suma para cada empresa los porcentajes que figuran en la columna “BD” (bajo el título "%elemento/empresa, porcentajes que se encuentran como valor lo que no permite saber su procedencia) de la Hoja "CALCULOS COYM" del archivo "Porcentaje" del subdirectorio "Anexo 7 Valorización" del directorio “Consultoría Externa”.

Por lo manifestado, EDELNOR solicita al Osinergmin corregir el error explicado en las líneas precedentes y aplique los costos de personal al 100% para todos los titulares de transmisión.

En el caso particular de EDELNOR, el porcentaje de 97,1% aplicado proviene de la asunción por parte del Osinergmin de que EDELNOR tiene instalaciones en transmisión que no deberían ser consideradas ya que corresponden al sistema principal de transmisión o a distribución. Estas instalaciones denominadas “OTROS” se pueden ubicar en el archivo “VALORIZACION” del subdirectorio “Anexo 7 Valorización” que da como resultado para el caso de EDELNOR que las siguientes instalaciones no deberían pertenecer al SST+SCT:



EDELNOR

Suma de TRAMO2 Etiquetas de columna

Etiquetas de fila OTRO SST - SCT

LLTT 85650086

SET 7996751 181405233

7996751 267055319

2.91% 97.09%

Las instalaciones consideradas dentro del rubro “OTROS” se muestran en el cuadro resumen que se ha obtenido de la hoja “F-303” del archivo “VALORIZACIÓN del subdirectorio “Anexo 7 Valorización”, que en su columna “AH” tipifica a algunos elementos pertenecientes a EDELNOR baja la denominación “OTRO”.

DESCRIPCIÓN TENSIÓN Cantidad Total

KV MMUS$

Celdas de compensador 10 20 0.82

Banco Capacitor 10 20 1.66

Celdas de Línea 60 kV 60 11 2.60

Celdas de Transformador 60 kV 60 3 0.72

Transformador de Potencia (Industrial, Naranjal, UNI) 60/10 3 2.00

TOTAL 57 7.8

VALORIZACIÓN OTROS EDELNOR

En particular EDELNOR no tiene instalaciones en el sistema Principal de Transmisión; aparentemente los transformadores de potencia de las SET Industrial, Naranjal y UNI y celdas de línea en 60 kV han sido consideradas erróneamente por Osinergmin como pertenecientes al Sistema Principal. En todo caso estas instalaciones no debieran descontarse ya que el criterio de asignación o driver considerado por Osinergmin es el ingreso (debiendo ser el margen) por cada actividad entendiéndose que bajo este criterio los costos de gestión ya están asignados en las diferentes actividades y no debieran tener un recorte adicional bajo el sustento de “OTROS”.

Este mismo recorte, bajo el sustento “OTROS”, ha sido aplicado a todos los titulares de transmisión lo cual, tal como se manifiesta en los párrafos precedentes, debe ser corregido por Osinergmin.

Sobre Repartición de Utilidades

En la página 56 del INFORME se señala lo siguiente:

“VALORIZACIÓN DE LOS COSTOS DE GESTIÓN PERSONALES

La valorización de los costos de gestión personales, se determinarán tomando en consideración la estructura orgánica de la empresa modelo determinada en el acápite A.1 anterior. Para el nivel remunerativo, se revisará la información del mercado que corresponda a las empresas eléctricas que operan en el país, tomando en consideración la encuesta nacional de sueldos y salarios publicada por el Ministerio de Trabajo, estudios del mercado laboral del sector eléctrico llevados a cabo en el Perú (Price Waterhouse). Dichas remuneraciones considerarán los gastos adicionales de acuerdo a



ley, como son: beneficios sociales, reparto de utilidades, CTS, AFP, gratificaciones, capacitación etc.”

Osinergmin ha utilizado para la determinación de los costos de personal la encuesta PWC, por problemas de trazabilidad no se ha podido encontrar en forma directa para EDELNOR el vínculo de los costos de haberes utilizados en el archivo “Gestion_Edelnor.xls” (hoja “Personal”, columna E) con la encuesta de salarios. Sin embargo, la encuesta de salarios de PWC que figura en otra carpeta desvinculada del archivo anterior denominada “REPORTE PRICE 2014”, en donde se indica que las remuneraciones incluyen “Sueldo fijo + bonos”, por lo que se estaría excluyendo de las remuneraciones la repartición de utilidades.

Por lo indicado, la observación es que se debe incluir dentro de las remuneraciones la repartición de utilidades dado que las mismas son de pago obligatorio por la empresa operadora.


Sobre el empleo de ingresos como Driver

EDELNOR debe considerar que los criterios de asignación a las actividades que realizan las empresas, deben ser uniformes y corresponder a las mismas fuentes de información y ser de aplicación para todas las empresas.

Al respecto, EDELNOR se equivoca al recomendar como índice de asignación o participación de transmisión, el criterio empleado en el VAD o el margen de cada actividad (transmisión y distribución) sabiendo que EDELNOR desarrolla otras actividades (otros negocios) que si bien no son el rubro principal de la empresa, se le tiene asignar su participación correspondiente. Además, se debe tener presente que existen otras empresas cuyos rubros principales no son la transmisión ni la distribución, donde obtener el dato del VAD o margen de cada actividad no es factible.

En base a lo indicado, se considera adecuado el uso del indicador de ingresos como driver de asignación por actividad. Sin embargo, habiéndose comprobado que la información de ingresos de transmisión reportada por las empresas distribuidoras representativas (HIDRANDINA, EDELNOR y ELECTROSUR) no corresponde al total de ingresos por esta actividad, se ha visto por conveniente emplear los ingresos liquidados por transmisión determinados para el año 2013. Dicho cambio modificará el porcentaje que se aplica a las remuneraciones del personal de las áreas administrativas o de staff.

En relación a instalaciones del Sistema Principal de Transmisión, se corrobora que EDELNOR no cuenta con dichas instalaciones, por lo cual se realizan las correcciones en donde corresponda.

Por lo tanto, se acoge parcialmente este comentario de EDELNOR.

Sobre la metodología de cálculo de los costos de gestión de la empresa representativa

El análisis de los comentarios 15 y 16 (numeral 1.15 y 1.16) de DISTRILUZ, son válidos como análisis para el presente comentario.

Por lo tanto, se acoge este comentario de EDELNOR.



Sobre Repartición de Utilidades

El análisis de este comentario se aborda en el informe legal correspondiente.

Por lo tanto, según la conclusión del informe legal no corresponde acoger este

comentario de EDELNOR.

2.5-Comentario 5

En relación a la base de activos, EDELNOR señala que el valor de la base de activos es relevante ya que se constituye en el denominador para el cálculo de los porcentajes de COyM.

En la página 14 del INFORME se explica cómo es que se ha determinado el universo de elementos e instalaciones del estudio. De lo analizado se concluye que la base de activos está expresada a diciembre 2013.

Por lo que se considera que la base de activos debe estar constituida solo por aquellas instalaciones que hayan sido dadas de alta y liquidadas por Osinergmin. Al respecto, EDELNOR ha determinado su base de activos que se muestra en el archivo Excel “Base Activos EDN Tx” (adjunto en medio magnético) que se resume en el siguiente cuadro:

MMUS$ Inversión CMA COyM % COyM

SST 154.4 24.3 5.2

SCT (2009-2013) 73.3 11.5 2.4

SCT (2013) 227.6 35.8 7.6 3.33%

SCT (2014) 19.7 3.1 0.6

247.3 38.9 8.2 3.32%

Dl cuadro anterior se aprecia que la base de activos de EDELNOR es de 227,6 MMUS$ al año 2013 y 247,3 MMUS$ al año 2014. Sin embargo la base de activos considerada para EDELNOR por el consultor es de 264,8 MM US$ esto debido a que está considerando elementos que han formado parte de planes de inversiones que ya no están vigentes y que no se llegaron a ejecutar, dichos elementos se muestran en el siguiente cuadro:

Descripción Tipo Elemento Tensión Long (Km) Observación

Lne csl_Derv Huinco-NJicam220 Línea 220 7,6245 Eliminado del Plan Lne csl_Derv Santa Rosa-NJicam220 Línea 220 7,6245 Eliminado del Plan

Lne csl_NJicam60 - JICA_1 Línea 60 1,98 No está en servicio


Lne csl_Zapallal-DervChancay Línea 60 16 Eliminado del Plan

Lne csl_Zapallal-DervHuaral Línea 60 16 Eliminado del Plan

Otro criterio que sobrevalora los activos de cada empresa es que el consultor ha valorizado las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión con los costos modulares, cuando se sabe que estas instalaciones son remuneradas a un menor



costo. Debería valorizarse estas instalaciones con el monto de inversión reconocido proveniente de los CMA de los elementos del SST.

Por consiguiente, EDELNOR solicita a Osinergmin considerar como base de activos los elementos de cada empresa que hayan sido dados de alta y liquidados por Osinergmin para los SST y SCT.


Se ha verificado la existencia de dichas instalaciones de transmisión en la base de instalaciones consideradas en el estudio, a pesar de no estar en servicio o haber sido eliminados del Plan de inversiones. El estudio solo considera instalaciones que hayan sido dadas de alta y liquidadas. Por lo que, se retiran las instalaciones indicadas por EDELNOR, así como se verifica la no existencia de estos casos en el resto de empresas.

En relación a la valorización de las instalaciones, se consideró pertinente determinar la inversión de las instalaciones de transmisión (SST y SCT) con la base de datos de los módulos estándar de inversión publicadas mediante Resolución N° 121-2014

3,

última disponible en la etapa de desarrollo del estudio, a fin de aplicar un sólo criterio de valorización.

Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de EDELNOR.

2.6-Comentario 6

En relación al VNR No eléctrico, EDELNOR señala que el VNR No eléctrico empleado por el consultor se mantiene en el valor empleado en las regulaciones anteriores. Por ello, considera necesario que Osinergmin determine un nuevo valor acorde al crecimiento de las inversiones. Por lo cual, propone un incremento en el VNR No Eléctrico en forma proporcional al incremento de los VNR:

Nuevo VNR Eléctrico = Anterior VNR No Eléctrico * (VNR total nuevo / VNR total anterior).


Cabe señalar que en el estudio no se ha utilizado el concepto de “VNR No eléctrico”, dado que según la normativa vigente dicho concepto ya no es aplicable a la regulación de los Sistemas Complementarios de Transmisión.

No obstante, cabe señalar que el “VNR No eléctrico” estaba compuesto principalmente por los siguientes rubros: i) terrenos o edificios; ii) vehículos y iii) muebles y equipos. Dichos rubros se reflejan de alguna manera en los costos de gestión no personales reconocidos como parte del Costo de Operación y Mantenimiento, como por ejemplo: en el ítem “Servicio de Terceros” se considera alquileres (que sustituye a los rubros de edificios y vehículos), mientras que en el rubro “Materiales de Oficina” del ítem “Servicios Diversos” se considera los muebles y equipos.

Por otro lado, cabe indicar que el presente procedimiento administrativo no se avoca a la fijación de una tarifa o la aprobación de una inversión, sino a la determinación de un

3 Base actualizada con costos del año 2013.



porcentaje que gatilla con la existencia de un costo (de inversión) previamente reconocido y fijado en un proceso regulatorio firme. Por lo tanto, no corresponde acoger el comentario de EDELNOR.

2.7-Comentario 7

En relación a rotación de transformadores, EDELNOR señala que se tienen transformadores existentes (reserva) cuya implementación requiere de ampliaciones de subestaciones existentes del patio de transformadores de potencia o de subestaciones nuevas. Sin embargo, para su remuneración no existen módulos específicos en las que se pueda aplicar a nuevas instalaciones ante la implementación de transformadores existentes.

En el Recurso de Reconsideración contra la Resolución N° 010-2013-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2012” y la incorporación de Nuevos Módulos a la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Transmisión, EDELNOR solicitó a Osinergmin el reconocimiento de la inversión de los costos que se incurren por las obras civiles (base de transformador, muro separador, rieles y base de tiro, entre otros) y obras electromecánicas (cables de control, conexión al sistema de red de tierra profunda, cable de potencia, entre otros), montaje del transformador, pruebas y puesta en servicio, ingeniería de detalle, gastos generales y utilidades; ante la implementación de transformadores existentes en ampliaciones de subestaciones existentes y/o en nuevas subestaciones.

Para tal efecto, se planteó un porcentaje para la remuneración de costos de obras civiles y electromecánicas inherentes a las rotaciones indicadas, aplicando para ello un factor de 0,103 al costo del módulo de transformadores en 220/60/10 kV y un factor de 0,081 al costo del módulo de transformadores en 60/22,9/10 kV.

EDELNOR sustentó su solicitud de la forma siguiente:

Los factores de 0,103 y 0,081 a aplicarse al costo del módulo de transformadores

en 220/60/10 kV y 60/22,9/10 kV, respectivamente, se obtuvieron a partir de los

módulos estándar aprobados por Osinergmin, retirándose el costo del

transformador de potencia.

Para tal efecto, se tomó como referencia los módulos de transformadores en

220/60/10 kV para las capacidades de 180 MVA y 120 MVA; mientras que para los

módulos de transformadores 60/22,9/10 kV se consideró las capacidades de 40

MVA y 25 MVA, por corresponder a las capacidades más representativas para la

zona de Lima. A estos módulos se han retirado el costo de inversión de los

transformadores de potencia y para la obtención de los factores propuestos se

determinaron a partir de la relación entre el “Costo del Módulo aprobado por el

Osinergmin excluyendo al costo del transformador de potencia” y el “Costo del

módulo aprobado por el Osinergmin”.

Los resultados que se obtuvieron se muestran en el siguiente cuadro:



CÒDIGO MÒDULO DESCRIPCIÓN DEL MÓDULO

Costo Módulo

OSINERGMIN

US$

(A)

Costo Módulo

OSINERGMIN

(Sin costo de

Trafo.) US$

(B)

FACTOR

(B/A)

TM-220060010-180CO1EBANCO DE TRANSFORMADORES MONOFASICO 220/60/10 KV DE 180 MVA,

instalado al exterior en Costa de 0 a 1000 msnm3 320 557,61 339 129,17 0,102

TM-220060010-120CO1EBANCO DE TRANSFORMADORES MONOFASICO 220/60/10 KV DE 120 MVA,

instalado al exterior en Costa de 0 a 1000 msnm2 695 538,57 280 873,30 0,104

0,103

TP-060023010-040CO1ETRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 40 MVA,

instalado al exterior en Costa de 0 a 1000 msnm935 780,45 66 131,34 0,071

TP-060023010-025CO1ETRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 60/23/10 KV DE 25 MVA,

instalado al exterior en Costa de 0 a 1000 msnm731 605,02 66 338,50 0,091

0,081

CÁLCULO DEL FACTOR PARA DETERMINAR EL RECONOCIMIENTO PARCIAL DE LOS MÓDULOS DE

TRANSFORMADORES, ANTE LA IMPLEMENTACIÓN DE TRANSFORMADORES EXISTENTES (ROTADOS)

FACTOR PROMEDIO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE 220/60/10 KV

FACTOR PROMEDIO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE 60/22,9/10 KV

Asimismo, mediante Resolución N° 048-2013-OS/CD del 26 de marzo de 2013, Osinergmin responde a la propuesta de EDELNOR según el siguiente texto:

“2.5.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, al respecto, se debe aclarar que OSINERGMIN no desconoce la existencia de los costos de rotación de transformadores, y como se precisó en el proceso de

aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, dichos costos no corresponden

al Plan de Inversiones, sino que forman parte de las actividades de

operación y mantenimiento; Que, por otro lado se debe mencionar que los costos de operación y mantenimiento (COyM) se determinan con base a un porcentaje, conforme a lo dispuesto por el numeral VI1 del literal b) del Artículo del Reglamento de la LCE. En ese sentido, este porcentaje constituye una señal de eficiencia, la misma que conforme al numeral citado, se determina cada 6 años; Que, de este modo, se tendrá en cuenta esta solicitud a fin de enfatizar los costos por la rotación de transformadores, como parte de las actividades propias de la operación de la transmisión, en la oportunidad en que corresponda revisar los porcentajes de COyM en cumplimiento del numeral VI), literal b), del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, no correspondiendo, en consecuencia, su determinación en el presente proceso;

Que, en consecuencia, este extremo del Recurso de Reconsideración presentado por EDELNOR debe ser declarado improcedente.”

Por lo manifestado en la respuesta de Osinergmin, EDELNOR solicita la inclusión de los costos de rotación de transformadores en la determinación de los costos de operación y mantenimiento de transmisión.




Es correcto lo indicado por EDELNOR, en ese sentido se considera pertinente incluir los costos de rotación de transformadores de potencia en la determinación de los porcentajes del COyM.


2.8-Comentario 8

En relación a telecomunicaciones, EDELNOR señala que ha revisado el archivo Excel “Periodicidad CC y TELECOM” del subdirectorio “Anexo 2” y que algunos elementos en los que la frecuencia mensual propuesta no concuerda con lo reportado por EDELNOR a Osinergmin, lo cual se muestra en el siguiente cuadro:

Indicado Contratado

Limpieza de UPS. 18 06

Diagnóstico y reparación de UPS. 18 06

Limpieza de estabilizador. 18 12

Diagnóstico y reparación de estabilizador. 18 12

Limpieza de aire acondicionado. 18 06

Diagnóstico y reparación de aire acondicionado.

18 06

La periodicidad fue remitida por EDELNOR mediante el documento “Descripción de Mantenimiento de telecomunicaciones”.

En el archivo Excel “Periodicidad CC y TELECOM” no se identifican actividades relacionadas al mantenimiento y operación relativas al SW Base y de Aplicación del SCADA las cuales se encuentran descritas en alcance en el documento entregado por EDELNOR: “Contrato de Servicios de Telecontrol”, “Adenda 2 del Contrato de Servicios de Telecontrol” y “Anexo I_ Servicios EGG EDN” ubicado en la carpeta Mantenimiento SCADA, enviada a Osinergmin por EDELNOR, en la cual se describen actividades como las indicadas en el punto 1.1.1 “Alcance Detallado de los Servicios”: Gestión, operación y técnica de sistemas relativa a sistemas operativos, bases de datos, sistemas

de integración, middleware y resto de software que no sea de aplicativo indicados en el Anexo de

Herramientas y SW, incluyendo todos los entornos (producción, preproducción, desarrollo,

pruebas, emergencia...), independientemente de su ubicación y propiedad.

Aplicación de cambios y versiones del aplicativo en todos los entornos excluidos los de desarrollo

usando las herramientas de despliegue proporcionadas por el fabricante del mismo.

Operación de la aplicación permitiendo la parada, arranque y monitorización del estado de la

misma.

En el alcance de los servicios de mantenimiento y operación tanto de CC como de Telecomunicaciones no se aprecia que se incluyan aspectos relacionados a la gestión de los servicios tales como: Gestión de Continuidad, Gestión de Niveles de Servicio, Gestión de Disponibilidad, Gestión de Capacidad, Gestión de rendimiento, Gestión de incidencias, Gestión de Problemas, Gestión de peticiones de Servicios, Gestión de Cambios, etc., etc. El detalle de estas actividades puede ser verificada en los siguientes documentos presentados por EDELNOR a solicitud de Osinergmin:

o Descripción de Servicios de Mtto. SCADA

o Contrato para el Mantenimiento de la red propia de telecomunicaciones- Anexo 1 –

Servicios.

o Contrato y Anexos – Soporte de Telecontrol.



En el anexo 4, en el documento de “MODULO DE MANTENIMIENTO DE CENTRO DE CONTROL”, para el caso de las RTU, se está considerando costos de Mantenimiento “Predictivo” y “Preventivo” en los cuales se consignan actividades de “Diagnóstico y Reparación de RTU” y “Limpieza de RTU”, en las cuales si bien es cierto la frecuencia y cantidad son coherentes, sin embargo en conjunto los costos indicados están por debajo de lo que realmente representa ese servicio para EDELNOR, para mayor detalle revisar el documento entregado “Contrato de Servicios de Telecontrol”.


En cuanto a la primera parte, la periodicidad de las actividades de mantenimiento se determinó en base a la moda estadística de la periodicidad informada por las empresas para cada actividad. Sin embargo, se incluye en el análisis la nueva información proporcionada por EDELNOR. El análisis se muestra en el archivo Excel "Periodicidad CC y TELECOM.xls".

En cuanto a la segunda parte las actividades contempladas en el archivo Excel "Periodicidad CC y TELECOM.xls" corresponden a actividades exclusivamente de mantenimiento de centro de control y telecomunicaciones, y no a actividades operativas del Centro de Control. Los costos de operación de centro de control están calculados en base al costo del personal operativo responsable de las actividades operativas. Los costos de gestión, actualización de software y otros como los mencionados por EDELNOR se encuentran dentro de los costos de gestión No personales de la empresa.

Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de EDELNOR.

2.9-Comentario 9

En relación al mantenimiento de centro de control, EDELNOR señala que se tiene las siguientes observaciones:

No se está considerando la actividad de pruebas punto a punto entre cada UTR y el SCADA del Centro de Control. Esta actividad se efectúa con una frecuencia de 12 meses.

La frecuencia para varias de las actividades de mantenimiento se está considerando de 18 meses. En EDELNOR la frecuencia máxima para estas actividades es de 12 meses. Una de las razones por la que se efectúa con una frecuencia de 12 meses, en el caso de las actividades relacionadas a telecomunicaciones (switch, router, redes LAN, etc.), es porque a la vez que se interviene en la UTR también se interviene en el sistema de comunicaciones.


Se ha revisado y modificado en donde corresponda cada actividad de mantenimiento de Centro de Control, considerando la nueva información técnica proporcionada por las empresas.




2.10-Comentario 10

En relación al factor de complejidad, EDELNOR señala que en el subcapítulo 3.2.4 del INFORME se menciona el Factor de Complejidad que se emplea para determinar el Factor de Ajuste de Gestión, que se aplica como se ha detallado en el comentario 4 anterior. Este factor es una novedad que se aplica por primera vez y no hay forma de demostrar que este sea en efecto la mejor forma de representar la complejidad de una empresa. A pesar de ello, se considera que los datos empleados para el cálculo de este factor están errados, como se explica a continuación.

La Base de Datos de las instalaciones instaladas (\ConsultoriaExterna\Anexo 3\Empresas-Representativas_210115.xlsx, hoja “BD-Instala”), utilizada para el cálculo del factor de complejidad, no es la correcta, pues se están considerando elementos que ya han sido eliminados del plan y otros que aún no entran en servicio, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

Descripción Tipo

Elemento Tensión Long (Km) Observación

Lne csl_Derv Huinco-NJicam220 Línea 220 7,6245 Eliminado del Plan

Lne csl_Derv Santa Rosa-NJicam220 Línea 220 7,6245 Eliminado del Plan



Lne csl_Zapallal-DervChancay Línea 60 16 Eliminado del Plan

Lne csl_Zapallal-DervHuaral Línea 60 16 Eliminado del Plan

Debido a que la base de activos de EDELNOR, tal como se menciona en el comentario 5 anterior, debiera estar conformada por los elementos dados de alta y liquidados para cada titular de transmisión, los valores de EDELNOR para el cálculo de factor de complejidad de acuerdo a la base de EDELNOR (archivo adjunto: Base Activos EDN Tx.xlsx), serían los siguientes:

220kV 60 kV 23 kV 10 kV

Líneas (km) 21,6 471,647 0 0

Trafos (MVA) 2490 1901 0 0

Celdas 22 177 26 515

Por lo manifestado, EDELNOR solicita a Osinergmin que recalcule el factor de complejidad de cada titular de transmisión.


Al retirar las instalaciones de transmisión observadas por EDELNOR, se recalcula el factor de complejidad de la empresa. Como consecuencia de las modificaciones efectuadas al universo de instalaciones que forman parte del estudio se ha recalculado el factor de complejidad de las empresas, incluyendo EDELNOR.




A.3-Luz del Sur S.A.A. y Edecañete S.A. Mediante cartas GTP-019/2015 y EDECA-514-2015 de fecha 19 de marzo de 2015, las empresas de distribución eléctrica Luz del Sur S.A.A. (en adelante “LUZ DEL SUR”) y Edecañete S.A. (en adelante “EDECAÑETE”) respectivamente, presentaron las siguientes opiniones y sugerencias.

Es del caso señalar que los comentarios de EDECAÑETE coinciden con los de LUZ DEL SUR, razón por la cual, en donde corresponda, se analizarán de forma conjunta los comentarios de ambas empresas.

SOBRE LOS COSTOS DE OPERACIÓN DEL CENTRO DE CONTROL

3.1-Comentario 1 (Cantidad de personal insuficiente)

LUZ DEL SUR señala que la cantidad de operadores considerado por Osinergmin (06) no permite cubrir el requerimiento de cobertura total de los turnos. Por lo cual, solicita incluir cuatro (04) operadores adicionales.

Como sustento señala que Osinergmin no ha tomado en cuenta los descansos semanales, vacaciones y eventualidades como licencias por razones de salud, capacitación y otros.

Además, la opinante resalta que cada turno está conformado por dos operadores, así con seis (06) operadores se cubre los tres turnos de ocho horas en el día. Los cuatro operadores adicionales o dos pares son utilizados de acuerdo a lo siguiente: el primer par para cubrir los descansos semanales y vacaciones; el segundo par para licencias, capacitación y otros.


El análisis del comentario 3 (numeral 2.3) de EDELNOR es válido como análisis del presente comentario.

Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de LUZ DEL SUR.

3.2-Comentario 2 (Jefe de Centro de Control)

LUZ DEL SUR indica que el cálculo del costo de operación del centro de control no incluye al Jefe del Centro de Control. Por ello, solicita incluir los costos del Jefe del Centro de Control.

Al respecto, la opinante señala que el jefe es el encargado de la administración de la gestión operativa del Centro de Control, en procura de la continuidad y calidad del servicio eléctrico, en coordinación con las áreas internas y externas de la empresa. Lo cual se sustenta principalmente en la segunda parte del numeral 1.4.2 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistema Interconectados (Resolución Directoral N° 014-2005-DGE), que dice:

"... Asimismo, deben contar con un responsable de la operación, en calidad de jefe de Centro de Control…”




El Jefe de Centro de Control o Jefe de Operación en Tiempo Real para el caso de EDELNOR (empresa representativa), está considerado en los Costos de Personal y por tanto en los costos de Gestión (ver celda “C174” de la hoja “Costo de Personal” del archivo “Gestion_Edelnor.xlsx”).

Por lo tanto, no corresponde acoger el comentario de LUZ DEL SUR.

3.3-Comentario 3 (Supervisor de Centro de Control)

LUZ DEL SUR señala que el cálculo del costo de operación de centro de control no incluye al Supervisor del Centro de Control. Por ello, solicita incluir los costos de cinco (05) Supervisores de Operaciones.

Al respecto, la opinante indica que la necesidad de los Supervisores del Centro de Control se sustenta en que deben realizar coordinaciones con las otras áreas internas de la empresa y con los centros de control de otras empresas de la periferia de la red de distribución, con los usuarios libres y entes como el COES.

Agrega que en cada turno se necesita contar con un (01) Supervisor de Turno, así con tres de ellos se cubren los tres turnos de 8 horas en el día; el cuarto es para cubrir los descansos semanales y el quinto Supervisor es para cubrir las vacaciones, licencias, capacitación y otros.


En los Costos de Personal para el Área de Operación en Tiempo Real se ha incluido un (01) Supervisor de Turno y diez (10) Técnicos de Operación. Este personal es el encargado realizar las actividades descritas por LUZ DEL SUR; al tomar a EDELNOR como empresa representativa eficiente, se ha considerado la Estructura Organizacional Real de EDELNOR, con dedicación exclusiva a la Transmisión, tal como se puede apreciar en el archivo “ORGANIGRAMA EDELNOR MAYO 2014.ppt”.

Por lo tanto, no corresponde acoge el comentario de LUZ DEL SUR.

3.4-Comentario 4 (Uniformes, Capacitación y Servicio Telefónico)

LUS DEL SUR indica que el cálculo del costo de operación de centro de control no incluye los uniformes, capacitación del personal y servicio telefónico. Por ello, solicita incluir los costos de uniformes, capacitación y servicio telefónico.

Al respecto, la opinante señala que al personal del Centro de Control se le provee de uniformes: convencional y de protección contra arco eléctrico; el primero es para su uso en Centro de Control y el segundo es para cuando realizan inspecciones en campo.

Agrega que la capacitación es necesaria para mejorar el desempeño en el cumplimiento de las funciones del personal.

En el Centro de Control, las comunicaciones son de suma importancia, por ello es imprescindible considerar el costo del servicio de comunicaciones por telefonía. Además, el personal labora las 24 horas del día, por ello es intensivo el uso del servicio telefónico, de ahí su necesidad de ser considerado como parte de los costos de operación.



En la Tabla N° 01, se muestra el detalle de los costos a considerar:

Total Anual (US $) = 63 701,88

Tipo de cambio: 2,834 S/. / US $.

Sustento del Costo de Uniformes:

Uniforme convencional Verano S/. 330 (2 juegos) = S/. 660

Uniforme convencional Invierno S/. 380 (2 juegos) = S/. 760

Ropa Anti-arco eléctrico (1 juego) S/. 2 404

Total costo Unitario S/. 3 824

Total personas (10 operadores, 5 Supervisores, 5 Analistas y 1 Jefe) = 21

Costo Total Anual = S/. 80 304

Sustento del Costo de Capacitación:

Considerando cuarenta y cinco horas (45) de capacitación por persona al año y un costo promedio por hora en S/. 73,13; para las 21 personas se obtiene S/. 69 107.

Sustento del Costo de Servicio Telefónico:

En el Centro de Control se tiene tres (03) líneas telefónicas directas, cinco (05) anexos y cuatro (04) líneas de celular (2 RPC y 2 RPM).

Líneas fija: S/. 250 x 3 = 750 por mes

Anexo: S/. 8,66 x 5 = 43 por mes

RPC/RPM: S/. 450 x 4 = 1800 por mes


Los costos de uniforme, capacitación y servicio telefónico del personal de mantenimiento y operación están incluidos dentro de los gastos generales de la empresa contratista, mientras para el personal de supervisores de mantenimiento y



operación son incluidos dentro de los costos no personales de la empresa representativa.


3.5-Comentario 5 (Analista de Operaciones)

LUZ DEL SUR indica que el cálculo del costo de operación de centro de control no incluye a los Analistas de Operaciones. Por ello, solicita incluir los costos de cinco (05) Analistas de Operaciones.

Al respecto, la opinante señala que los Analistas de Operaciones se encargan del análisis de la red (líneas y transformadores), identificar sobrecargas y recomendar acciones para su mitigación o eliminación, con el propósito mantener en niveles adecuados los estándares de calidad del servicio eléctrico. Además, se encargan de la recopilación de la información y la redacción de informes y reportes internos y externos a la empresa.

Agrega que en cada turno se cuenta con un (01) Analista de Operaciones, así con tres de ellos se cubre los tres turnos de 8 horas en el día. El cuarto es para cubrir los descansos semanales y el quinto analista es para cubrir las vacaciones, licencias, capacitación y otros.


En los Costos de Personal para el Área de Estudio y Análisis de la Operación se ha incluido un (01) Jefe de Estudio y Análisis de Operación, un (01) Analista de Calidad de Producto, dos (02) Analistas de Sistema de Potencia y un (01) Técnico de Medición. Este personal es el encargado de realizar las actividades descritas por LUZ DEL SUR; tal como lo mencionamos en la respuesta al comentario 3 anterior, al tomar a EDELNOR como empresa representativa eficiente, se ha considerado la Estructura Organizacional Real de EDELNOR, con dedicación exclusiva a la Transmisión, tal como se puede apreciar en el archivo “ORGANIGRAMA EDELNOR MAYO 2014.ppt”.


SOBRE LOS COSTOS DE MANTENIMIENTO DEL CENTRO DE CONTROL

3.6-Comentario 6 (Se considera sólo una RTU por subestación)

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE manifiestan que solo se considera una RTU por subestación, cuando en promedio son dos RTU's por subestación. Por ello, solicita incluir una RTU adicional, es decir, considerar en promedio dos RTU's por subestación.

Al respecto, las opinantes señalan que cada RTU puede atender en promedio 10 celdas o bahías, considerando que una subestación tiene un promedio de 20 celdas, es necesario dos (02) RTU's en promedio por cada subestación.


El número de RTU’s considerado en los costos de mantenimiento de centro de control está alineado con lo que se reconoce en los módulos estándares de inversión, lo cual es concordante con la relación unívoca que debe existir en las actividades de



operación y mantenimiento con las instalaciones de transmisión establecidas, por lo cual no resulta necesario incrementar el mantenimiento de la RTU´s.

Por lo tanto, no corresponde acoger el comentario de las opinantes de LUZ DEL SUR y EDECAÑETE.

3.7-Comentario 7

LUZ DEL SUR señala que en los costos de mantenimiento del Centro de Control no se ha considerado la capacitación, uniformes, servicio telefónico ni transporte del personal. Además, no se han considerado materiales de mantenimiento y repuestos de SCADA y telecontrol. Por ello, solicita incluir el costo de capacitación, uniformes, servicio telefónico y transporte del personal a cargo de las actividades del mantenimiento del Centro de Control. Asimismo, incluir materiales de mantenimiento y repuestos de SCADA y telecontrol.

En la Tabla N° 02, se muestra el detalle de los costos de los ítems antes indicados.

En la Tabla N° 03, se detallan los costos correspondientes al rubro de los materiales y repuestos del SCADA y telecontrol.

Total Anual (US $) = 71 060,2

Tipo de cambio: 2,834 S/. / US $

Sustento del Costo de Transporte

El costo de un (01) vehículo es de S/. 8 677 mensual, el cual comprende el alquiler del vehículo, seguro y combustible.

Sustento del Costo del Uniforme

Análogo al caso del personal del Centro de Control, para el caso del personal de soporte, quienes realizan el mantenimiento de las instalaciones del Control de Control e instalaciones asociadas, se cuenta con dos (02) Supervisores y dos (02) técnicos asistentes. En donde la dotación para los Supervisores es de un (01) juego de ropa convencional de verano, dos (02) juegos de invierno y un (01) juego de ropa anti-arco eléctrico. Para el caso de los técnicos asistentes es de un (01) juego de ropa

Tabla N° 2



convencional de verano, dos (02) juegos de invierno y dos (02) juegos de ropa antiarco eléctrico.

Sustento del Costo de Servicio Telefónico

Para el personal de soporte se tiene una (01) línea telefónica directa, cuatro (04) anexos y dos (02) líneas de celular.

Línea fija: S/. 100 x 1 = 100

Anexos: S/. 8,66 x 4 = 34,4

RPC/RPM: S/. 450 x 2 = 900


El análisis realizado en el comentario 4 (numeral 3.4) es válido para el análisis del presente comentario.



Por otro lado, los costos de materiales de mantenimiento y repuestos de SCADA y Telecontrol, se encuentran incluidos de alguna manera dentro de los costos de las actividades de mantenimiento del Centro Control considerados por Osinergmin.

Por lo tanto, no corresponde acoger el comentario LUZ DEL SUR.

3.8-Comentario 8

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE mencionan que en el cálculo de costos asociados al personal de operación no se ha incluido el costo de la ropa anti arco eléctrico. Por ello, solicitan incluir en el cálculo los costos de personal de operación la ropa anti arco eléctrico.

Ropa contra arco eléctrico: este implemento de protección personal es necesario y debe ser adecuado para los diferentes niveles de tensión y niveles de corto circuito de las instalaciones, para todas las actividades de mantenimiento como de operación.

La selección de este tipo de ropa es una exigencia del Reglamento de Seguridad y Salud en el trabajo con Electricidad -2013 (RESESATE-2013), en el cual se indica:

Artículo 35: "... disponer el uso de ropa de protección contra arco eléctrico o relámpago de arco, de acuerdo a las características de la instalación eléctrica".

Artículo 45, Inciso h: Los trabajos deberán utilizar, "ropa de trabajo resistente al arco eléctrico, de acuerdo a la exigencia de la instalación eléctrica donde ha de laborar".

Artículo 101: ... Está obligado al uso de ropa de trabajo, debiendo ser esta resistente al arco eléctrico, de acuerdo a las exigencias de la actividad ... ".

Para el caso de las empresas opinantes, el uso de esta ropa se analizó y se definió en la evaluación de la matriz de Identificación de Peligros y Evaluación de riesgos (IPER). En esta matriz se evalúan las condiciones de trabajo del personal y se definen las condiciones de seguridad que se requieren para realizar un trabajo seguro.

El incumplimiento de esta obligación representaría para las empresas opinantes ante la ocurrencia de un accidente con consecuencias fatales, el inicio de una acción penal sustentada en el Artículo 168 A del Código Penal.

"Artículo 168-A. Atentado contra las condiciones de seguridad y salud en el trabajo

El que, deliberadamente, infringiendo las normas de seguridad y salud en el trabajo y estando legalmente obligado, y habiendo sido notificado previamente por la autoridad competente por no adoptar las medidas previstas en éstas y como consecuencia directa de dicha inobservancia, ponga en peligro inminente la vida, salud o integridad física de sus trabajadores, será reprimido con pena privativa de libertad no menor de uno ni mayor de cuatro años.

Si, como consecuencia de la inobservancia deliberada de las normas de seguridad y salud en el trabajo, se causa la muerte del trabajador o terceros o le producen lesión grave, y el agente pudo prever este resultado, la pena privativa de libertad será no menor de cuatro ni mayor de ocho años en caso de muerte y, no menor de tres ni mayor de seis años en caso de lesión grave.



Se excluye la responsabilidad penal cuando la muerte o lesiones graves son producto de la inobservancia de las normas de seguridad y salud en el trabajo por parte del trabajador."

El costo de la ropa contra arco eléctrico se muestra en el siguiente cuadro:



Por lo tanto, no corresponde acoger el comentario de las opinantes LUZ DEL SUR y EDECAÑETE.

SOBRE COSTOS DE MANTENIMIENTO

3.9-Comentario 9 (Costo de rotación de transformadores)

LUZ DEL SUR señala que en los cálculos efectuados para determinar los costos de mantenimiento en subestaciones no se ha incluido lo correspondiente a los costos asociados a las rotaciones de transformadores. Por ello, solicita incluir la actividad "rotación de transformadores" en los módulos de mantenimiento de transformadores.

Asimismo, la opinante señala que las rotaciones de transformadores corresponden a actividades realizadas por dos motivos: a) mantenimiento propio de los equipos y b) debido a la planificación de las subestaciones de potencia, cuyo objetivo es incrementar las capacidades instaladas ya sea mediante nuevas subestaciones, nuevos transformadores o utilizando el criterio de "rotación de transformadores existentes", tal como se establece en el punto 12.1.8.f de la Norma "Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión".

12.1.8. f. Se debe aprovechar las instalaciones mediante la aplicación de medidas alternativas a la construcción de nuevas instalaciones, tales como: rotación de trasformadores, traslado de cargas entre subestaciones, traslado de cargas entre circuitos de transmisión, entre otros; siempre y cuando, se demuestre que se aplica el criterio de mínimo costo.

Respecto al punto b), en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013-2017, LUZ DEL SUR solicitó reiteradamente que dicho costo sea reconocido como parte de las inversiones en la transmisión. La respuesta de Osinergmin respecto a este punto, no desconoce la existencia de los costos de rotación de transformadores, pero precisa que dichos costos no



corresponden al Plan de Inversiones, sino que forman parte de las actividades de operación y mantenimiento (ver punto 2.7.2 de Informe N° 0454-2012-GART "Análisis del Recurso de Reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR contra la Resolución N° 151-2012-0S/CD (Plan de Inversiones 2013-2017)".

Por lo tanto, la opinante solicita que se incluya la actividad "rotación de transformadores" en los módulos de mantenimiento de transformadores (debe contener las tareas de retiro de radiadores y bushings, traslado del transformador, armado del transformador, así como los trabajos de desconexión previa y reconexión posterior del transformador).

Para lo cual sugiere los siguientes valores y costos promedios:

Transformador 220/60 kV:

Rendimiento: 4/10 total de transformadores 220/60 kV en servicio

Mano de obra (D/H, en US $)

Ingeniero: Cantidad 3, precio unitario 132,97.

Técnico: Cantidad 8, precio unitario 114,89.

Auxiliar: Cantidad 4, precio unitario 98,88.

Materiales

Pletinas: Cantidad 200 m.

Cable de comunicación: Cantidad 1350 m.

Cable de control: Cantidad 500 m.

Aisladores: Cantidad 18 m

Los costos unitarios de estos materiales deben ser los mismos que los considerados en otras actividades donde se utilicen aquéllos.

Servicio de carga, traslado, descarga e intercambio

Servicio: Cantidad 1, precio unitario promedio US$ 58000.

Transformador 60/22,9/10 kV:

Rendimiento: 7/57 total de transformadores 60/22,9/10 kV en servicio

Mano de obra (D/H, en US $)

Ingeniero: Cantidad 5, precio unitario 132,97.

Técnico: Cantidad 10, precio unitario 114,89.

Auxiliar: Cantidad 8, precio unitario 98,88.

Materiales



Pletinas: Cantidad 1000 m.

Cable de comunicación: Cantidad 4500 m.

Cable de control: Cantidad 900 m.

Aisladores: Cantidad 45 m.

Los costos unitarios de estos materiales deben ser los mismos que los considerados en otras actividades donde se utilicen aquéllos.

Servicio de carga, traslado, descarga e intercambio

Servicio: Cantidad 1, precio unitario promedio US$ 16000.

A continuación se lista las rotaciones efectuadas en el año 2014 por LUZ DEL SUR, como parte de los procesos de planificación de las subestaciones de transmisión y de mantenimiento.


El análisis realizado en el comentario 7 de EDELNOR (numeral 2.7) es válido para el análisis del presente comentario.

Por lo tanto, se acoge el comentario de LUZ DEL SUR.

3.10-Comentario 10

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que en el cálculo de costos asociados al personal de mantenimiento no se ha incluido el costo de la ropa anti arco eléctrico. Por ello, solicitan incluir en el cálculo los costos de personal de mantenimiento la ropa anti arco eléctrico.



Las opinantes indican que el sustento es similar a lo expuesto en el comentario 8.




3.11-Comentario 11

Con respecto a las frecuencias de mantenimiento de líneas de transmisión propuestas por Osinergmin, LUZ DEL SUR presenta un cuadro comparativo, el cual se muestra a continuación:

Al respecto, LUZ DEL SUR señala que para las actividades donde hay diferencias a continuación se presentan las observaciones correspondientes y sus respectivos sustentos.


La periodicidad de las actividades de mantenimiento se determinó en base a la moda estadística de la periodicidad informada por las empresas. Sin embargo, se incluye en el análisis la nueva información proporcionada por la opinante.


3.12-Comentario 12

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que para líneas de 220 y de 60 kV Osinergmin considera que la frecuencia de la actividad de termografía es de cada 12 meses. Por ello, las opinantes solicitan que para líneas de 220 kV se debe considerar una frecuencia de 3 meses y para líneas de 60 kV una frecuencia de 6 meses.

Como sustento las opinantes indican que para las líneas de 60 kV se debe considerar 2 veces al año (cada 6 meses) debido a que en el año se tienen dos cambios de estación relevantes: verano e invierno, con cambios de temperatura considerables



(verano promedio: 29 °C, invierno 16 °C) los cuales incrementan el esfuerzo térmico en los elementos de conexión (ferretería), que soportan la dilatación o contracción de los cables y de la misma ferretería, lo que origina variación en sus ajustes. (Bibliografía: Resistencia de Materiales, S. Timoshenko - Dilatación térmica).

Durante los meses de verano, se incrementa la temperatura y se elongan los conductores, ello acompañado de los altos niveles de humedad en la zona costera, hace necesaria la primera inspección por termovisión de los conectores de las líneas de transmisión.

Durante los meses de invierno, al presentarse la variación de las condiciones climatológicas, se requiere una segunda inspección y monitoreo con la cámara termográfica, asegurando que no existan anomalías en los conectores de las ferreterías de las líneas.

La experiencia ha demostrado que siempre se originan puntos calientes a pesar que el ajuste de las ferreterías se realiza con el torque adecuado.

Además, LUZ DEL SUR señala que para líneas de 220 kV, la frecuencia de termografía es de 4 veces por año (cada 3 meses). Esto se debe al mayor factor de seguridad que deben tener estas líneas, en el caso de Luz del Sur tenemos la línea de 220 kV San Juan - Balnearios, la cual es una de las principales líneas que soporta casi el 70% de la carga de la concesión de Luz del Sur. Una falla conjunta en estas líneas podría causar impactos económicos considerables en la parte sur de la ciudad de Lima, ya que se interrumpiría el servicio de aproximadamente 340 000 clientes.

Por tal motivo, LUZ DEL SUR basándose en el cumplimiento de lo estipulado en el Artículo 31, inciso "b" de la Ley de Concesiones Eléctricas, que a la letra indica como obligación para los titulares de la concesión: "Conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas para su operación eficiente, de acuerdo a lo previsto en el contrato de concesión, o de acuerdo a las normas que emita el Ministerio de Energía y Minas, según corresponda", ha adoptado la frecuencia de termografía 4 veces al año para las líneas de 220 kV con resultados que han permitido mantener la atención del área de concesión con adecuados niveles de calidad.



Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de las opinantes LUZ DEL SUR y EDECAÑETE.

3.13-Comentario 13

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que no se consideran todos los costos asociados a la limpieza manual de aisladores. Por ello, solicitan adicionar los costos de escaleras embonables, arnés de Iiniero, mameluco contra arco eléctrico y revelador más pértiga más guantes. Asimismo considerar los factores de rendimiento.

En la evaluación de costos de Osinergmin en lo que respecta al mantenimiento preventivo, en la actividad de limpieza manual de aisladores, deben adicionarse los siguientes costos:



Adicionalmente a ello para la evaluación del rendimiento, Osinergmin considera que el rendimiento de limpieza de aisladores es de 60 cadenas de aisladores utilizando 6 personas (4 operarios Iinieros + 2 oficiales Iinieros). Para LUZ DEL SUR en una jornada se pueden ejecutar la limpieza de 30 aisladores con 4 personas (2 operarios Iinieros + 2 oficiales linieres). Es importante resaltar esta proporción debido a que causa una variación de $12.00 a $18.00 en el costo de la limpieza por cadena de aislador.

Se debe considerar adicionalmente, el costo de:

Los operadores para maniobras de puesta fuera de servicio: 4 operadores por 2 horas (2 operadores en cada sub estación).

Equipos y herramientas para maniobras: pértiga, revelador, puestas a tierra portátiles, ropa contra arco eléctrico de 65 cal/cm2.

Camión de 4 Tn por 8 h, costo aproximado: US$ 6,7 por hora.


Se ha revisado el análisis de costo unitario de la actividad y se verificó la falta de la escalera embonable solicitada por la empresa, por otro lado, el resto de los recursos están considerados.

En cuanto a la frecuencia de la actividad, es válido el análisis al Comentario 11 (numeral 3.11).


3.14-Comentario 14

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que no se consideran los costos de Brazo Hidráulico para el mantenimiento de faja de servidumbre. Por ello, solicitan que se considere los costos de brazo hidráulico.

Además, agregan que para esta actividad, el estudio de Osinergmin no considera los costos de Brazo Hidráulico, los cuales son necesarios para realizar los trabajos de despeje de vía, debido a que por seguridad es necesario llegar a las alturas de las líneas utilizando esta maquinaria.

Brazo Hidráulico por 8 h: $35,00 H/M.

Camión de 4 Tn por 8 h, para recojo de maleza: US$ 6,7 por hora




No se ha considerado el uso de brazo hidráulico; en su lugar se ha considerado escaleras convencionales, por razones económicas.


3.15-Comentario 15

LUZ DEL SUR señala que no se consideran todos los costos asociados al cambio de aisladores estándar. Por ello, solicita adicionar los costos unitarios correspondientes al cambio de aisladores.

Como sustento indica que para esta actividad, de la misma manera que en la limpieza de aisladores, no se están considerando los siguientes costos unitarios:

Adicionalmente, se debe considerar el costo de:

Los operadores para maniobras de puesta fuera de servicio: 4 operadores por 2 horas (2 operadores en cada sub estación).

Equipos y herramientas para maniobras: pértiga, revelador, puestas a tierra portátiles, ropa contra arco eléctrico de 65 cal/cm2.

Camión de 4 Tn por 8 h, costo aproximado: US$ 6,7 por hora


Se ha revisado el análisis de costo unitario de la actividad y se verificó la falta de la escalera embonable solicitada por la empresa; por otro lado, el resto de los recursos están considerados.


3.16-Comentario 16

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que no se incluyen los costos de los sistemas que limitan las tensiones de toque y paso. Por ello, solicita incluir los referidos costos.

Como sustento las opinantes señalan que para esta actividad es necesario que la evaluación que se realice no sólo contemple la renovación o ejecución de un pozo de tierra. Si no que se debe tener en cuenta lo indicado en el CNE, que los sistemas de protección de Puesta a tierra en líneas de transmisión tienen que estar acompañados



por un sistema de protección que evite las tensiones de toque y paso, para el cuidado de terceros.

De esta manera se deben actualizar los costos a un valor promedio de US $ 1 000,00 por pozo de tierra incluido los sistemas que limitan las tensiones de toque y paso, con un rendimiento de 2 Mejoramientos de Puesta a Tierra por día.


El sustento de la empresa es correcto, pero en conformidad con lo señalado CNE -2011, este sistema de minimización del peligro al personal corresponde a la etapa de diseño de los sistemas eléctricos. El mejoramiento de lo existente se considera como una inversión. En el estudio se considera la actividad del mantenimiento de puesta tierra.


3.17-Comentario 17

LUZ DEL SUR señala que para la limpieza de terminales, Osinergmin considera una frecuencia incorrecta de 12 meses. Al respecto, la opinante considera que la frecuencia correcta es de 2 veces por año (cada 6 meses).

Como sustento indica que, con el descubrimiento del material polimérico, se pensó que estos tendrían cero mantenimiento; sin embargo, el tiempo ha demostrado que las condiciones climatológicas particularmente de la ciudad de Lima, contienen componentes muy agresivos que acentúan la contaminación en los polímeros. De esta manera al encontrarse los terminales en la vía pública, expuestos a humedades relativas de 85 a 90 % combinadas con la constante contaminación de vehículos, se ha considerado pertinente mejorar la frecuencia de la limpieza de los terminales a 2 veces por año.


El análisis del Comentario 11 (numeral 3.11) es válido para el análisis del presente comentario.




3.18-Comentario 18

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que Osinergmin no considera la medición de descargas parciales con cámara corona en las actividades correspondientes al mantenimiento de líneas de transmisión.

Al respecto, las opinantes señalan que es una actividad que permite verificar las posibles descargas parciales en los aisladores de las líneas de transmisión producidas por el efecto corona.

Además, indican que es importante que se considere esta actividad en el mantenimiento predictivo debido a que puede evitar interrupciones por la verificación oportuna de descargas parciales en los aisladores, dado que pueden encontrarse expuestos a mayores niveles de polución o en zonas de fuerte contaminación (obras civiles cercanas a las líneas de transmisión, crecimiento industrial, etc.).


Esta actividad se realiza en elementos de alta tensión, inyectando impulsos de corriente, que no es de aplicación en la mayoría de las empresas por lo que no fue considerada en el estudio. Además, la afectación de la polución sólo se da en algunos tramos de la línea y el número de líneas afectadas por polución y/o fuerte contaminación no es significativo por lo que su inclusión de dicha actividad dentro de los costos de mantenimiento de líneas de transmisión no influirá en los resultados.


3.19-Comentario 19

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de "Inspección termográfica" para el Mantenimiento de celdas de 220 kV tiene asignado una frecuencia de 06 meses y para los circuitos 60, 22 Y 10 kV la frecuencia de 12 meses.

Sin embargo, no se ha considerado esta actividad para los módulos de mantenimiento de transformadores, de servicios auxiliares, banco de Capacitores, celdas metalclad 22,9 kV.

Así como también no se ha considerado el empleo de traje anti arco y tampoco considera los demás equipos de protección personal (EPP’s).

Las opinantes solicitan modificar la frecuencia de la actividad de "Inspección termográfica" para el Mantenimiento de celdas de 220 kV a una frecuencia de 04 meses; y para los circuitos 60, 22 Y 10 kV modificar la frecuencia a 06 meses.

Además, solicitan incluir la actividad de inspección termográfica para los módulos de mantenimiento de transformadores, de servicios auxiliares, banco de Capacitores, celdas metalclad 22,9 kV, con frecuencia de inspección para los niveles de tensión 220 kV de 04 meses, y para los circuitos 60, 22 Y 10 kV la frecuencia de 06 meses.

Así como también considerar el empleo de traje anti arco eléctrico, con dotación anual de 03 mamelucos por año con un costo unitario promedio de 187,5 US$. Adicionar el costo de los demás EPP’s.



Como sustento las opinantes señalan que la frecuencia de la actividad de termovisión depende del nivel de tensión:

Para celdas y equipos de 60, 22,9, 10 kV y tableros de baja tensión, la frecuencia es de 2 veces por años (cada 6 meses). Ello se debe a que en el año existen dos cambios estacionarios relevantes: verano e invierno, con cambios de temperatura considerables (verano promedio: 29 °C, invierno 16 °C) los cuales incrementan el esfuerzo térmico en los elementos de conexión (ferretería), que soportan la dilatación o contracción de los elementos y componentes de las celdas, lo que por ende origina variación en sus ajustes. (Bibliografía: Resistencia de Materiales, S. Timoshenko Dilatación térmica.).

Durante los meses de verano, se incrementa la temperatura y los altos niveles de humedad en la zona costera, lo que hace necesaria una primera inspección por termovisión en los bornes de conexión, así mismo en los tableros de baja tensión a fin de asegurar el adecuado funcionamiento de los equipos.

Durante el invierno, al presentarse la variación de las condiciones climatológicas, hacen que sea necesaria una segunda inspección y monitoreo con la cámara termográfica, para descartar cualquier anomalía en los conectores, ferreterías y tableros en baja tensión.

Se debe tener en cuenta que la experiencia en el tiempo ha demostrado que siempre se originan nuevos casos de puntos calientes, pese a que los ajustes de las ferreterías se realizan con los torques adecuados.

Para celdas y equipos de 220 kV, la frecuencia de termografía es de 4 veces por año (cada 3 meses), esto se debe a un mayor factor de seguridad para las instalaciones de 220 kV San Juan, Balnearios, Sta. Rosa y Chilca, las cuales son las principales SET's en la concesión de Lima Sur con una potencia instalada de 1 583 MVA.

De presentarse alguna falla en estos circuitos o sus componentes ocasionarían serios impactos económicos considerables en toda la parte sur de la ciudad de Lima.

Los implementos de seguridad responden a exigencias de normas del Ministerio de Trabajo (RESESATE - 2013) y se seleccionan de acuerdo a la exposición al riesgo, por lo que se ha considerado necesario su uso, en particular de la ropa contra arco eléctrico, en todos los trabajos de mantenimiento.


En cuanto a frecuencia de la actividad, es válido el análisis del Comentario 11 (numeral 3.11).

En cuanto a los EPPs, ver respuesta al literal e) del Comentario 3 de DISTRILUZ.


3.20-Comentario 20

LUZ DEL SUR señala que la actividad de “Pintado de Estructuras” contempla una frecuencia de 180 meses. Sin embargo, no contempla la disposición de residuos peligrosos, el uso de EPP's, ni el uso de equipo/herramientas para escalar a estructuras.



Por ello, solicita modificar la frecuencia a 60 meses y contemplar la disposición de residuos peligrosos que son manejados a través de una Entidad Prestadora de Servicios de Saneamiento (EPS-EPRS) Autorizada. Además, también se debe considerar el traje anti arco, EPP's, camión con brazo hidráulico para los trabajos en altura.

Como sustento indica que la zona de concesión de LUZ DEL SUR se encuentra en una zona de ambiente corrosivo adyacente y paralelo a la costa de 7 km de ancho de franja, lo que hace que las estructuras metálicas se encuentran expuestas permanentemente a estas condiciones.

La concesionaria aplica pintura anticorrosiva, la cual es renovada cada 5 años en promedio, de acuerdo a la experiencia que se tiene en la concesión.

Los implementos de seguridad se encuentran determinados por normas del ministerio de trabajo y se seleccionan de acuerdo a la exposición al riesgo (RESESATE-2013).

Por otro lado, esta actividad genera materiales considerados peligrosos, como: latas de pintura, residuos de pintura, solventes, trapos y otros, que son dispuestos por una EPS-EPRS.

Los costos asociados a todo lo antes indicado deben ser considerados.


En cuanto a frecuencia de la actividad, es válido el análisis del Comentario 11 (numeral 3.11).

En cuanto a los EPPs, ver respuesta al literal e) del Comentario 3 de DISTRILUZ.


3.21-Comentario 21

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Mantenimiento Mayor de Interruptores de Potencia” se considera una frecuencia de 120 meses.

Sin embargo, solicitan modificar la frecuencia a 72 meses y que dicha actividad la realiza el fabricante del equipo.

Como sustento indican que se determinó de acuerdo a su tasa de incidentes de fallas una frecuencia 72 meses.

Además señalan que el fabricante ofrece repuesto originales, actualizados y brinda garantía.

De acuerdo a la Guía de Extensión de Vida de Subestaciones (EPRI, 2000), el mantenimiento mayor de interruptores se debe realizar luego del análisis de las condiciones de los mismos (conduct complete condition assessment), siguiendo el diagrama de flujo siguiente:




Para el análisis del presente comentario es válido el análisis del Comentario 8 (numeral 1.8) de DISTRILUZ. En cuanto a frecuencia de la actividad, es válido el análisis del Comentario 11 (numeral 3.11).


3.22-Comentario 22

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Mantenimiento Mayor de Recloser” se considera una frecuencia de 120 meses.



El fabricante ofrece repuesto originales, actualizados y ofrece garantía.

De acuerdo a la Guía de Extensión de Vida de Subestaciones (EPRI, 2000), el mantenimiento mayor de recloser se debe realizar luego del análisis de las condiciones de los mismos, en el cual se concluye que puede ser reparado o reemplazado siguiendo el diagrama de flujo siguiente:




Para el análisis del presente comentario es válido el análisis del Comentario 8 (numeral 1.8) de DISTRILUZ. En cuanto a frecuencia de la actividad, es válido el análisis del Comentario 11 (numeral 3.11).


3.23-Comentario 23

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Mantenimiento Mayor de Seccionadores de Potencia” se considera una frecuencia de 120 meses.



El fabricante ofrece repuesto originales, actualizados y ofrece garantía.

De acuerdo a la Guía de Extensión de Vida de Subestaciones (EPRI, 2000), el mantenimiento mayor de seccionadores de potencia se debe realizar luego del análisis de las condiciones de los mismos, a partir del cual se puede decidir que el o los equipos pueden ser mantenidos o requieren su reemplazo, siguiendo el diagrama de flujo siguiente:




Para el análisis del presente comentarios es válido el análisis del Comentario 8 (numeral 1.8) de DISTRILUZ. En cuanto a frecuencia de la actividad, es válido el análisis del Comentario 11 (numeral 3.11).


3.24-Comentario 24

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Cambio de Aceite a Interruptores” no se considera en el estudio de Osinergmin y que dicha actividad genera material peligroso que deberá ser dispuesto por una EPS-EPRS.

Por ello, solicitan incluir esta actividad con la frecuencia a 60 meses y que dicha actividad la realizan 02 técnicos con 01 camión con brazo hidráulico para tensiones de 60 kV o más y una camioneta. Se utiliza principalmente aceite dieléctrico.

Como sustento indican que se determinó de acuerdo a las especificaciones de los fabricantes y analizando la tasa de incidentes de fallas, una frecuencia de 60 meses.

Este cambio se realiza de acuerdo al número de maniobras o el tiempo de operación, según el primero que se cumpla. Los manuales de fabricante utilizados son de la marca: SACE.


Está actividad está inmersa en el mantenimiento mayor del equipo, por lo que no resulta necesario crear una nueva actividad, tal como lo proponen las opinantes.




3.25-Comentario 25

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Aplicación de silicona a interruptores, seccionadores, transformadores de tensión y corriente” no se considera en el estudio de Osinergmin y que dicha actividad genera material peligroso que deberá ser dispuesto por una EPS-EPRS.

Por ello, solicitan incluir esta actividad con la frecuencia a 24 meses y que dicha actividad la realizan 02 técnicos con 01 camión con brazo hidráulico para tensiones de 60 kV o más y una camioneta.

Esta actividad ha sido una mejora en la conservación de los equipos por parte de las opinantes.

La aplicación de silicona dieléctrica a los aisladores de estos equipos nos ha permitido operarlos bajo mejores condiciones de confiabilidad, reduciendo puntos con calentamiento o bajo aislamiento.


Esta actividad está inmersa en el mantenimiento de equipo en zonas de alta polución, por lo que no resulta necesario crear una nueva actividad, tal como lo proponen las opinantes.


3.26-Comentario 26

LUZ DEL SUR señala que la actividad de “Pruebas eléctricas de Pararrayos” no se considera en el estudio de Osinergmin.

Por ello, solicita incluir esta actividad con las siguientes frecuencias: 48 meses para de 220 kV, 72 meses para equipos de 60 kV y 96 meses para equipos de 10 y 22,9 kV y que dicha actividad la realizan 02 técnicos, una camioneta equipo de pruebas eléctricas y camión con brazo hidráulico para equipos de 220 kV.

Como sustento indica que la frecuencia de pruebas asignada como control de otros componentes instalados en las SET's.

Para lo cual hace referencia a la Guía de Extensión de Vida de Subestaciones (EPRI, 2000), en donde se señala que las pruebas eléctricas a pararrayos se debe realizar como parte del análisis de las condiciones de estos equipos. Con estas pruebas se concluye que puede ser reparado o reemplazado, de acuerdo al diagrama de flujo siguiente:




Actividad comprendida en pruebas eléctricas del transformador de potencia y/u otros equipos que cuenten con este equipamiento, por lo que no resulta necesario crear una nueva actividad, tal como lo propone el opinante.

Por lo tanto, no corresponde acoger los comentarios de LUZ DEL SUR.

3.27-Comentario 27

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Cambio de interruptores” no se considera en el estudio de Osinergmin.

Por ello, solicitan incluir esta actividad con la frecuencia de 72 meses.

Como sustento indican que la frecuencia de cambio asignada como medida preventiva frente a posibles desperfectos electromecánicos relacionados al tiempo de fabricación.

Para lo cual hace referencia a las recomendaciones de la Guía para la Extensión de Vida de las Sub Estaciones (EPRI, 2000).


El cambio de equipo corresponde a costos de inversión y no a costo de mantenimiento. Debe considerarse que las instalaciones de transmisión a dar mantenimiento corresponden a instalaciones nuevas que entrarán en operación a partir de mayo de 2015.

En relación a las recomendaciones de la Guía, tal como lo dice su propio nombre, dicho documento se aplica para extender la vida de las subestaciones, por lo que no



es aplicable en este caso dado que se dará mantenimiento a nuevas instalaciones para que opere en condiciones satisfactorias durante su vida útil (30 años).


3.28-Comentario 28

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Cambio de seccionadores” no se considera en el estudio de Osinergmin.


Como sustento indican que la frecuencia de cambio asignada como medida preventiva frente a posibles desperfectos electromecánicos relacionados al tiempo de fabricación.



El análisis del comentario 27 (numeral 3.27) es válido como análisis del presente comentario.


3.29-Comentario 29

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Cambio de transformadores de medición” no se considera en el estudio de Osinergmin.


Como sustento indican que la frecuencia de pruebas asignada como medida preventiva frente a posibles desperfectos electromecánicos relacionados al tiempo de fabricación.





3.30-Comentario 30

LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que la actividad de “Cambio de pasamuros de sistemas de barras” no se considera en el estudio de Osinergmin.




Como sustento indican que la frecuencia de pruebas asignada como medida preventiva frente a posibles desperfectos electromecánicos relacionados al tiempo de fabricación.





3.31-Comentario 31

LUZ DEL SUR señala que la actividad de “Cambio de aisladores de sistemas de barras” no se considera en el estudio de Osinergmin.

Por ello, solicita incluir esta actividad con la frecuencia de 120 meses.

Como sustento indica que la frecuencia de pruebas asignada como medida preventiva frente a posibles desperfectos electromecánicos relacionados al tiempo de fabricación.



Se incluye esta actividad como parte del mantenimiento correctivo de celdas.


3.32-Comentario 32

LUZ DEL SUR señala que la actividad de “Mantenimiento de conmutadores bajo carga (OLTC)” no se considera en el estudio de Osinergmin.

Por ello, solicita incluir esta actividad con la frecuencia de 60 meses.

Como sustento indica que la frecuencia de inspección y mantenimiento de los conmutadores bajo carga se ha establecido de acuerdo a los Manuales de Instrucción de Inspección del conmutador bajo carga del fabricante MR y a la experiencia de LUZ DEL SUR.




La actividad de “Mantenimiento de conmutadores bajo carga” se encuentra incluida dentro del mantenimiento del transformador de potencia.


SOBRE COSTOS DE GESTIÓN

3.33-Comentario 33

Respecto al índice de Asignación a la Actividad Transmisión de EDELNOR, LUZ DEL SUR señala que existen errores en las cifras correspondientes a los ingresos por peaje y distribución consideradas por Osinergmin para el cálculo del índice en mención. Asimismo, se le ha asignado instalaciones del Sistema Principal de Transmisión que no forma parte de su sistema.

Por ello, solicita considerar los valores correctos de ingresos por Peajes de Transmisión y Distribución, así como la revisión del tipo de instalaciones de transmisión que cuenta la empresa EDELNOR.



Como sustento indica que comparando los Estados Financieros Auditados de EDELNOR, empresa considerada por Osinergmin como representativa, con las cifras correspondientes a los Ingresos por Actividad consideradas en el archivo “Gestion_Edelnor.xlsx”, se han encontrado los siguientes errores:

En la Actividad "Peaje de transmisión" ha considerado erróneamente la facturación correspondiente a clientes de otros suministradores (en virtud de la aplicación del DS N° 017-2000-EM), es decir, corresponde a la facturación de grandes clientes que se encuentran ubicados dentro de la concesión de distribución pero suscriben contratos de suministro eléctrico con alguna empresa Generadora. La facturación o Ingresos por dichos clientes corresponde únicamente a la aplicación de los cargos regulados por el uso del sistema de transmisión (peajes) y de distribución (VAD).

Los ingresos consignados en el INFORME por 3,655 Miles US$-año representa la facturación por los cargos regulados descritos anteriormente a 14 clientes de EDELNOR durante el 2013.

Los Ingresos por la actividad de "Peaje de transmisión" debe corresponder a la facturación que se obtenga de aplicar los cargos unitarios de peajes y liquidaciones a la energía involucrada de todos los clientes, sean regulados, libres o de terceros pertenecientes al Área de Demanda (que el caso de EDELNOR corresponde al Área Demanda 6).

En la Actividad "Distribución", la cifra considerada por Osinergmin corresponde a una facturación total. Como se sabe, la facturación total incluye la Generación, Transmisión Principal, Transmisión Secundaria y Distribución, debiendo por tanto descontarse todos los conceptos que no forman parte del estudio tarifario de transmisión de los sistemas secundarios/complementarios.

Se debe tener en cuenta que del total de la facturación por venta de energía al público, la Generación y Transmisión Principal representan alrededor del 65% o más, y ambos ingresos se trasladan directamente al costo de la compra de energía (pass through); debido a ello, no corresponde asignar estos ingresos al análisis de costos regulatorios del sistema de transmisión secundario/complementario.

Osinergmin también está considerando que EDELNOR tiene instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión, lo cual no es así.


El análisis del comentario 17 (numeral 1.17) de DISTRILUZ es válido como análisis del presente comentario.


3.34-Comentario 34

Respecto al índice de Asignación a la Actividad Transmisión de HIDRANDINA y ELECTROSUR, LUZ DEL SUR señala que existen errores en las cifras correspondientes a los ingresos por peaje y distribución consideradas por Osinergmin para el cálculo del índice en mención.



Por ello, solicita que se considere los valores correctos de ingresos por peajes de transmisión y distribución, así como la revisión del tipo de instalaciones de transmisión que cuenta la empresa HIDRANDINA y ELECTROSUR.

Como sustento menciona que los montos correspondientes a los ingresos por peajes de transmisión y distribución no son razonables, la explicación es la misma que la expuesta en el comentario anterior.


El análisis del comentario 17 (numeral 1.17) de DISTRILUZ es válido como análisis del presente comentario.


3.35-Comentario 35

Respecto a los costos de personal, LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que no se han incluido los costos asociados al Seguro Complementario Trabajo de Riesgo, Capacitación, uniformes y ropa de trabajo convencional.

Por ello, solicitan incluir en el cálculo de los costos de personal, los rubros antes señalados.

Como sustento mencionan que debido a las actividades de alto riesgo que realizan, las empresas del sector eléctrico están obligadas a contratar una póliza de Seguro Complementario de Trabajo de Riesgo, según lo dispone la Ley N° 26790, Ley de Modernización de la Seguridad Social en Salud y su Reglamento Decreto Supremo N° 009-97-SA.

También es responsabilidad del empleador realizar Programas de Capacitación dentro del sistema de Gestión de la Seguridad y Salud en el Trabajo, según lo dispone la Ley N° 29783 Seguridad y Salud en el trabajo Art. 35, 74 y 75 y su Reglamento Decreto Supremo N° 005-2012-TR.

Asimismo, es responsabilidad del empleador la dotación de uniformes, ropa de trabajo de uso diario y de protección especial y protección contra arco eléctrico para trabajos con exposición al arco eléctrico, según lo dispone la Ley N° 29783 Seguridad y Salud en el trabajo Art. 60 y 61 y su Reglamento dado mediante Decreto Supremo N° 005-2012-TR y el Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo con Electricidad R.M. 111-2013 MEMIDM.

Se adjunta copia de un extracto de la normativa antes mencionada (Anexo N° 5 del informe de observaciones de LUZ DEL SUR).


La metodología considera que las actividades de mantenimiento y operación de subestaciones son tercerizadas, por lo cual corresponde incluir los gastos generales y utilidades de la empresa contratista. Cabe señalar que los gastos generales incluyen los costos de la vestimenta apropiada del personal técnico, así como los seguros SCTR.




3.36-Comentario 36

Respecto a los costos de personal, LUZ DEL SUR y EDECAÑETE señalan que en el cálculo de los costos de personal no se ha incluido la participación de los trabajadores en las utilidades. Dicho concepto debe ser incluido como parte de las remuneraciones.

Por ello, solicitan considerar en el cálculo de las remuneraciones del personal, la participación de los trabajadores en las utilidades.

Como sustento indica que en el numeral 4.1 del Manual de Costos para Empresas de Electricidad Concesionarias y/o Autorizadas, aprobado mediante Resolución Ministerial No. 19794-EM/VME, se señala que "el costo del servicio está formado por todos los gastos que tienen relación de causalidad directa o indirecta con la prestación del servicio público de electricidad"; y más adelante en el literal d) del numeral 4.2 se señala lo que incluye el concepto "Gastos de Personal":

“d) Gastos de Personal

Incluye las remuneraciones al personal tanto en efectivo como en especies, así como los aportes patronales por seguridad social, sistemas de pensiones u otros

que fije la ley, asignaciones familiares, gratificaciones, compensaciones y otros.

Se excluyen los pagos por viáticos, refrigerios, gastos de viajes (registrado en cargas diversas de gestión) y compensación por tiempo de servicios (registrado en provisiones). Su aplicación a los centros de costo se efectuará en base a los resúmenes de planillas, las que se desagregarán por unidades de costo y de ser el caso se asignará por tiempo efectivo de labor realizado en cada unidad".

Como se observa, con absoluta precisión los gastos de personal incluyen conceptos como las asignaciones familiares o las gratificaciones, erogaciones que ciertamente no están vinculadas directamente con la prestación del servicio, pero son necesarias para que la empresa cuente con el personal que se dedicará a las actividades necesarias para que el referido servicio se preste a los usuarios. Más importante aún es que los gastos de personal también incluyen "otros" conceptos no señalados expresamente, lo que sin lugar a dudas contiene al pago de participación en las utilidades. Esto queda plenamente corroborado por el hecho que el segundo párrafo del literal d) del numeral 4.2 del Manual, señala los conceptos que se excluyen de los gastos de personal y dentro de ellos no se señala en modo alguno al pago a los trabajadores de la participación en las utilidades.

Desde el punto de vista tributario, debemos indicar que la participación en las utilidades constituye un gasto deducible para efectos del Impuesto a la Renta. Esto se desprende del artículo 10° del Decreto Legislativo No. 892, que dispone textualmente lo siguiente:

"La participación en las utilidades fijadas en este Decreto Legislativo y las que el empleador otorgue unilateralmente a sus trabajadores o por convenio individual o convención colectiva, constituyen gastos deducibles para la determinación de la renta imponible de tercera categoría".

El carácter de gasto deducible ha sido reconocido también por la Administración Tributaria en el Informe No. 033-2012-SUNAT del 13 de abril de 2012, en el cual se concluye lo siguiente: "Para la determinación de la renta imponible de tercera categoría, la participación de los trabajadores en las utilidades de las empresas en todos los casos constituye gasto deducible del ejercicio al que corresponda, siempre



que se pague dentro del plazo previsto para la presentación de la declaración jurada anual de ese ejercicio".


El análisis de este comentario se aborda en el informe legal correspondiente.

Por lo tanto, según la conclusión del informe legal no corresponde acoger el comentario de las opinantes LUZ DEL SUR y EDECAÑETE.

3.37-Comentario 37

Respecto a los costos de gestión de personal, LUZ DEL SUR señala que en el cálculo de costos de personal del INFORME de Osinergmin el "haber mensual" no es coherente con los datos del estudio salarial realizado por PWC, con el Sector Eléctrico denominado sector 2.1 que LUZ DEL SUR alcanzó en su oportunidad.

Por ello, solicita que se considere el estudio de PWC, en la escala de 25% superior o percentil 90, para la valorización de los costos de la empresa representativa.

Como sustento menciona que las empresas del sector eléctrico compiten en el mercado con otras empresas de energía. Por tanto, requieren personal con un buen nivel de especialización y experiencia en la rama eléctrica, con conocimientos de ingeniería, tecnología y gestión de obras. Para atraer y retener a los mejores profesionales y técnicos se tiene que ofrecer una compensación integral y atractiva igual o superior al tercer cuartil del mercado eléctrico.

Actualmente en el mercado existe mucha demanda para los profesionales y técnicos del sector eléctrico.

Se ajunta la homologación de puestos y la remuneración bruta anual: Remuneración fija anual y Remuneración fija anual más bono y utilidad de la encuesta PWC.


Se ha verificado que lo utilizado para la empresa representativa EDELNOR corresponde a la escala de 25% superior o percentil 90 del estudio de PWC.


SOBRE COSTOS DE SEGUROS

3.38-Comentario 38

Respecto al costo de seguro reportado por LUZ DEL SUR, la opinante indica que en el INFORME de Osinergmin se señala que se busca determinar la prima promedio, cuando lo que se debe calcular es la tasa anual promedio de las primas de seguros. Por otro lado, Osinergmin no ha considerado la información que reportó LUZ DEL SUR para el cálculo del costo de los seguros.

De acuerdo a esta información, el costo de seguros de LUZ DEL SUR difiere al de ENEL-EDELNOR por dos aspectos que el regulador debe tener en cuenta:

a) En el caso de ENEL-EDELNOR el seguro lo adquieren internacionalmente como grupo empresarial, es decir considerando a las empresas ubicadas en Perú, Chile,



Colombia, Brasil, España e Italia, lo cual difiere de LUZ DEL SUR, la cual adquiere su seguro como una empresa constituida en el Perú y

b) ENEL-EDELNOR por su política -la cual no se puede generalizar- no asegura todos sus activos.

Además de ello, no se ha encontrado la documentación que sustenta los cálculos efectuados para las empresas consideradas en su estudio.

Por ello, solicita que se fijen criterios para que las coberturas de seguros sean comparables entre sí, respetando el principio de igualdad recogido en el numeral 2 del artículo 2 de la Constitución Política. Se debe tener en cuenta que la igualdad reconocida constitucionalmente, no solo consiste en tratar a todos de la misma forma. El verdadero concepto de igualdad consiste en tratar a todos de la misma forma. El verdadero concepto de igualdad consiste en tratar igual a los iguales y desigual a los desiguales

4.

Así el tratadista peruano, Marcial Rubio señala que en reiterada jurisprudencia, que el derecho a la Constitución no significa, siempre y en todos los casos, un trato legal uniforme hacia los ciudadanos; el derecho a la igualdad supone tratar "igual a los que son iguales" y "distintos a los que son distintos" (Expediente 0016-2002-AI-TC).

Es en base a este principio de igualdad que se deberá considerar la situación de cada empresa respecto de la adquisición de cada empresa. A situaciones iguales, igual trato y a situaciones desiguales, desigual trato.

Que el método se base en calcular las tasas anuales promedio de las primas de seguros, en lugar de buscar determinar la prima promedio.

Por otro lado, se solicita considerar las cifras que reportó LUZ DEL SUR para el cálculo del costo de los seguros; además, es necesario que Osinergmin entregue la documentación que sustente los cálculos para las empresas consideradas en su estudio a fin de poder efectuar la revisión respectiva.

Como sustento manifiesta que dado que los montos de las primas están en función de los bienes a asegurar, pudiendo éstos tener una variación amplia, lo correcto es utilizar las tasas anuales promedio de las primas de seguros. Asimismo, es necesario que se identifiquen criterios de las coberturas de seguros, ya que cada empresa tiene una diferente percepción del riesgo, y por lo tanto las sumas aseguradas en relación a los activos declarados varían, lo que se traduce en distintas tasas promedio de primas de seguros.

Por otro lado, el INFORME de Osinergmin describe una metodología que no incluye las fórmulas para hacer los cálculos, y al momento de hacer los mismos utiliza diferentes criterios para cada empresa, debiendo utilizar criterios uniformes. Por ejemplo, ha incluido - como debe ser - el Derecho de Emisión de las pólizas para el cálculo de la tasa, pero solamente lo ha considerado en algunos casos.

4 RUBIO CORREA, Marcial. La Interpretación de la Constitución según el Tribunal Constitucional. Lima, Fondo Editorial Pontificia Universidad Católica del Perú, 2005, p. 109"



En el caso de EDELNOR, empresa con la que comparan a LUZ DEL SUR, la tasa anual de la prima resulta bastante baja comparada con los resultados de las otras empresas comprendidas en el estudio.

Para tal efecto se ha reformulado el cálculo de EDELNOR, quitando la duplicidad de pólizas y normalizando los periodos, y se obtiene una tasa de 0,1376%. En cuanto al resultado obtenido para LUZ DEL SUR, este asciende a 0,2953%. En la tabla siguiente se incluye la reformulación de las tasas.

A continuación se señalan las observaciones que se ha encontrado al respecto, en los cálculos efectuados por Osinergmin:

EDEGEL

Hay pólizas con diferentes periodos de vigencia, debiendo utilizar un periodo anual.

Hay pólizas con valor asegurado mayor al valor declarado sin explicación.

EDELNOR

Duplican pólizas para el cálculo.

Se excluyen algunas pólizas con primas demasiado bajas, pero se mantienen algunas.

Varias pólizas no indican valor declarado.

SN POWER

Solamente considera una tasa sin sustento de cálculo y tampoco indica si es de generación o de transmisión.

ELECTROSUR

En 2 períodos usa la póliza multiriesgo, y en otro periodo utiliza una póliza de robo.

Para el cálculo de la tasa utiliza incluye el derecho de emisión, criterio que no aplica en otros casos.



ETESELVA

Indica un costo de póliza y un costo anual, no aclara cual es la diferencia.

No se indica que compañía de seguros es su asegurador ni la fecha de inicio y término de vigencia.

Indica cobertura por una póliza en Lima y otra en Ayacucho, pero no en la selva.

SAN GABÁN

Hay pólizas con diferente periodo de vigencia, debiendo utilizar un periodo anual.

Se ha incluido a ELECTROPERÚ y a EGASA en el cálculo de la tasa para SAN GABÁN.

HIDRANDINA

Se ha incluido a ELDU, ELNO, SEAL y ELC en el cálculo de la tasa para HIDRANDINA.

REP

Se ha incluido a ETENORTE en el cálculo de la tasa para REP.

Hay pólizas con diferente periodo de vigencia, debiendo utilizar un período anual.


Lo que realmente se determina es la tasa anual promedio de las primas de seguros, por lo que se ajustará la redacción en ese sentido. Esta tasa corresponde al valor promedio ponderado.

El procedimiento seguido para determinar la tasa anual promedio, considera analizar y considerar toda la información disponible, de todas las empresas que son parte del grupo al cual representa la empresa representativa. En este caso no se tuvo acceso a información de seguros de LUZ DEL SUR, entendiéndose que era debido a su pedido de confidencialidad, por lo cual sólo se trabajó con información de EDELNOR.

Por otro lado, no todas las empresas alcanzan la misma información, por decir, el costo de emisión ha sido considerado en los casos en que se cuenta con dicho valor, pues sino ha sido informado podría entenderse que no ha tenido un costo de emisión.

La documentación que sustenta el cálculo está constituida por la hoja de cálculo respectiva, en la cual se menciona cada una de las pólizas revisadas y consideradas para determinar la tasa anual promedio de las primas de seguro, y se detalla el cálculo de la tasa anual de las primas de seguros como promedio ponderado. El tratamiento de las pólizas depende de la confidencialidad señalada por cada empresa.

A pesar de los comentarios u observaciones, se observa que LUZ DEL SUR obtiene para EDELNOR una tasa anual de prima de seguros de 0,1376% muy próximo al valor obtenido de 0,1369%.



El análisis de los aspectos legales del presente comentario es analizado en el informe legal correspondiente.


3.39-Comentario 39

LUZ DEL SUR manifiesta que el VNR No Eléctrico de las empresas se ha mantenido desde la última fijación en el que se consideró el método del SEA (2003 para el caso de LUZ DEL SUR). El sistema que se ha aplicado a partir del año 2009 hasta el presente no ha permitido incorporar las instalaciones necesarias en el equipamiento no eléctrico para soportar el crecimiento de las instalaciones eléctricas.

Por ello, la opinante solicita que se considere como parte de los costos de operación y mantenimiento el incremento de las instalaciones no eléctricas, en particular el costo de los almacenes, como un costo de servicio de alquiler. Dicho costo debe incluir los servicios de almacenamiento, vigilancia, control y despacho.

Como sustento señala que para la operación y mantenimiento de todos los equipos, LUZ DEL SUR requiere los servicios de almacenes, dimensionados adecuadamente para el tamaño del sistema eléctrico actual, para conservar: repuestos, equipos de reemplazo y equipos reutilizables.

Dichos repuestos y equipos son necesarios para mantener la operatividad, disponibilidad y eficiencia del servicio en la concesión de LUZ DEL SUR.

El costo por el servicio de almacenamiento es:

Por tal motivo, LUZ DEL SUR basándose en el cumplimiento de lo estipulado en el Artículo 31, ítem "b" de la Ley de Concesiones Eléctricas, que a la letra indica, como obligación para los titulares de la concesión: "Conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas para su operación eficiente, de acuerdo a lo previsto en el contrato de concesión, o de acuerdo a las normas que emita el Ministerio de Energía y Minas, según corresponda", considera necesario el requerimiento del servicio de almacenes.


El análisis del Comentario 6 (numeral 2.6) de EDELNOR es válido como análisis del presente comentario.


3.40-Comentario 40

LUZ DEL SUR manifiesta que para efectos del cálculo de los porcentajes del COyM respecto a la inversión, la valorización de esta última, tanto para el SST como para el



SCT, Osinergmin lo ha efectuado considerando los módulos estándares de inversión vigentes al año 2014.

Al respecto, la opinante solicita que se considere la inversión reconocida en el cálculo de las tarifas del SST y SCT, actualizado en la Liquidación Anual de Ingresos de los SST y SCT del año 2013.

Como sustento señala que el Peaje correspondiente a los SST y SCT reconoce los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento (COyM). Según lo establecido en el numeral VI) del literal b) del artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el costo del COyM es equivalente a un porcentaje del Costo de Inversión reconocido en la tarifa.

Dado que la inversión correspondiente al SST viene de un cálculo utilizando un método distinto, consideramos más apropiado utilizar la inversión reconocida en el cálculo de las tarifas del SST y SCT, actualizado en la Liquidación Anual de Ingresos de los SST y SCT del año 2013.


A fin de obtener porcentajes de COyM que representen de la mejor manera los costos de operación y mantenimiento se consideró pertinente determinar la inversión de las instalaciones de transmisión (SST y SCT) con la base de datos de los módulos estándar de inversión publicadas mediante Resolución N° 121-2014

5, última disponible

en la etapa de desarrollo del estudio.

Además, se debe de señalar que los porcentajes calculados se aplicarán a los costos de inversión de las instalaciones que entrarán en operación comercial a partir de mayo del 2015.


3.41-Comentario 41

Respecto a las actividades de mantenimiento, LUZ DEL SUR manifiesta que en la lista de resumen del análisis de costos de actividades de mantenimiento para SE y LT se tienen 22 actividades con costo unitario cero incluyendo mantenimientos mayores.

Por ello, solicita que se revise y corrija la asignación de recursos para las actividades de mantenimiento con costo cero.

Como sustento indica que en la hoja resumen1 del archivo “Anexo 4\COyM SST y SCT\MODULO DE COyM\MODULOS DE MANTENIMIENTO Y OPERACION\ANALlSIS DE COSTO UNITARIOS DE ACTlVIDADES\ANALlS LT Y SE.xls” se verifica que existen 22 actividades de mantenimiento que tienen un costo unitario igual a cero, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

5 Base actualizada con costos del año 2013.




Es correcto lo indicado por la opinante, por lo cual se han revisado los análisis de costo unitario de las actividades de mantenimiento con costo cero y se realizaron las correcciones que correspondan.


3.42-Comentario 42

Respecto a la vinculación con el archivo “ANALIS LT y SE.xls”, LUZ DEL SUR muestra el error en la vinculación con archivos utilizados en el estudio, lo cual no permite actualizar los costos modulares de mantenimiento.

Por ello, solicita que se revise y corrija las rutas de los archivos vinculados que son necesarios para la hoja de cálculo.

Como sustento señala que al comprobar los vínculos existentes en el archivo “Anexo 4\COyM SST y SCT\MODULO DE COyM\MODULOS DE MANTENIMIENTO Y OPERACION\ANALlSIS DE COSTOS UNITARIOS DE ACTlVIDADES\ANALlS LT y SE.xls” se muestra el siguiente mensaje de error donde se indica que la ruta hacia el archivo “RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls” no es correcta, tal como se muestra en la siguiente figura:


Se ha revisado las hojas de cálculo, comprobándose que los errores mostrados se deben a que los archivos han sido copiados a un directorio distinto al de elaboración.




3.43-Comentario 43

Respecto a la vinculación con el archivo “MODULO DE MANTENIMIENTO LL.TT.xls”, LUZ DEL SUR muestra el error en la vinculación con archivos utilizados en el estudio, lo cual no permite la actualización de los cálculos.

Por ello, solicita que se revise y corrija las rutas de los archivos vinculados, que son necesarios para la hoja de cálculo.

Como sustento señala que al comprobar los vínculos existentes en el archivo “Anexo 4\COyM SST y SCT\MODULO DE COyM\MODULOS DE MANTENIMIENTO Y OPERACION\MODULO DE MANTENIMIENTO LL. TT.xls” se muestra el siguiente mensaje de error donde se indica que la ruta hacia el archivo “ANALlS LT y SE.xls” no es correcta, tal como se muestra en la siguiente figura:


Se ha revisado las hojas de cálculo, comprobándose que los errores mostrados se deben a que los archivos han sido copiados a un directorio distinto al de elaboración.


3.44-Comentario 44

Respecto a la vinculación con el archivo “RESUMEN_MODULOS.xls”, LUZ DEL SUR muestra el error en la vinculación con los archivos utilizados y que no se encuentran disponibles en la base publicada.

Por ello, solicita que se revise y corrija las rutas de los archivos vinculados, que son necesarios para la hoja de cálculo.

Como sustento señala que el comprobar los vínculos existentes en el archivo “Anexo 6\RESUMEN_MOOULOS.xlsx” se muestra el siguiente mensaje de error donde se indica que la ruta hacia el archivo F_500_Peaje_AREA_01rr KIKE.xlsx no es correcta, tal como se muestra en la siguiente figura:



Además, señala que se ha comprobado que el citado archivo no existe en ninguna otra parte de la estructura de archivos del estudio.


Es correcto lo mencionado por la opinante, por tanto se retira la vinculación al archivo indicado por no influir en el cálculo.


3.45-Comentario 45

LUZ DEL SUR manifiesta que se han encontrado elementos de LUZ DEL SUR considerados como del tipo "OTRO" en lugar de "SST-SCT".

Por ello, solicita que se reconsidere la tipificación de los elementos señalados como "OTRO".

Como sustento señala que en la hoja F-213 del archivo “Anexo 6\BASE.xlsm” se encuentran 17 elementos que tienen como titular a LUZ DEL SUR y que han sido tipificados como “Otro” en lugar de ser considerados como parte del Sistema Secundario de Transmisión o Sistema Complementario de Transmisión.


El análisis del Comentario 16 (numeral 1.16) de DISTRILUZ es válido para el análisis del presente comentario.


3.46-Comentario 46

LUZ DEL SUR manifiesta que se ha notado que varios elementos de subestaciones han sido asignados al titular "OTRO" dentro del archivo Base del Anexo 6.

Por ello, solicita que se revise y corrija la asignación de Titular para los elementos indicados.

Como sustento indica que en la hoja F-213 del archivo “Anexo 6\BASE.xlsm” se pueden encontrar 83 elementos entre celdas, transformadores que han sido asignados al titular “Otro”.




El análisis del Comentario 16 (numeral 1.16) de DISTRILUZ es válido para el análisis del presente comentario.


3.47-Comentario 47

Respecto a la vinculación con el archivo BASE_COYM, LUZ DEL SUR manifiesta que se han encontrado 14 errores de vínculos hacia otros archivos del estudio en un archivo del anexo 7.

Por ello, solicita que se revise y corrija los vínculos para los archivos correspondientes.

Como sustento indica que en archivo Anexo 7\BASE_COYM.xlsx se pueden verificar 14 errores en vínculos a archivos del estudio.


El archivo BASE_COYM.xlsm no ha sido utilizado en los cálculos, por lo cual se retira.




A.4-Electro Oriente S.A. Con fecha 19 de marzo de 2015, se recibió correo electrónico de la dirección [email protected], con los comentarios y sugerencias de la empresa Electro Oriente S.A. (en adelante “ELOR”).

4.1-Comentario 1

ELOR señala que el módulo estándar de mantenimiento definido mediante código LT-138SER0TAS1C4-M22 “Mantenimiento de L.T. 138 kV Selva Rural, Simple Terna, con 1 Cable de Guarda, para 240, 300 y400 mm2 ACAR, con Torres de Acero” reconoce dentro de su estructura un costo anual de USD 188,21 al año para la actividad Mantenimiento de Faja de Servidumbre de 10 Km de línea de transmisión en MAT.

Respecto al costo de reconocimiento de los mantenimientos de franja de servidumbre en MAT, ELOR considera que el costo de reconocimiento asignado en la estructura de costos del módulo LT-138SER0TAS1C4-M22 resulta estar muy por debajo de los costos reales en que viene incurriendo ELOR, que asciende a USD 3 750,95 al año para realizar el mantenimiento de 10 km de línea en los tramos de Tocache – Bellavista, Bellavista – Tarapoto y Tarapoto – Moyobamba; costo en base al contrato de mantenimiento de faja de servidumbre que mantienen ELOR a la fecha, dicho contrato se muestra en el Anexo N° 1

6.

Asimismo, ELOR precisa que el mantenimiento de franja de servidumbre de una región de selva baja (Amazónica) comparado con otra de selva alta presenta diferencias significativas, siendo el costo de mantenimiento de franja de servidumbre más elevado debido a:

Vegetación muy tupida con niveles de humedad favorables al crecimiento de vegetación como el árbol cetico, que exigen un poda con una frecuencia de tiempo de 1,5 meses, lo cual representa un despliegue de 19 personas dentro de ellas un (01) Profesional, un (01) Jefe de Grupo, tres (03) operarios y catorce (14) ayudantes, como se evidencia se adjunta el contrato correspondiente (ver Anexo N° 1 que forma de las opiniones).

Por los argumentos señalados, ELOR indica que resulta necesario que se reconozca como costo de mantenimiento de franja de servidumbre un monto ascendente a USD 3 750,95 al año para realizar el mantenimiento de 10 km de línea tanto para las líneas de MAT como para las líneas de AT.

Por ello, ELOR recomienda la creación de otro módulo estándar de mantenimiento específico para una región de tipo selva baja (Amazonía) que recoja costos apropiados.


Es del caso señalar que no resulta pertinente crear un nuevo módulo, tal como lo platea la opinante, dado que existen muy poca instalaciones en la zona de selva baja, sin embargo se revisan los costos de la actividad de mantenimiento de franja de servidumbre para líneas de MAT y AT en zonas de Selva, considerando la nueva información presentada por ELOR.

6 Documento que forma parte de las opiniones de ELOR



Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de ELOR.

4.2-Comentario 2

ELOR señala que los costos de Operación y Mantenimiento en la Amazonía deben considerar de forma específica el costo que le representa IGV a las empresas de transmisión en el alcance de la Ley N° 27037.

Al respecto, indica que en el marco de la Ley N° 27037 “Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía”; que dispone la exoneración del cobro de IGV en algunos departamentos de la Amazonía dentro de ellos San Martin, los tributos a nivel de IGV en que incurre ELOR por la contratación de servicios de operación y mantenimiento, equipamiento y otros costos relevantes a la actividad de mantener operativa la infraestructura de transmisión vienen generando una pérdida debido a que ELOR no compensa dicho IGV facturado por servicios contratados mediante un crédito fiscal, generando pérdidas económicas.

Por los argumentos señalados, ELOR solicita establecer la mejor forma de reconocimiento o compensación del costo de IGV en los módulos de operación y mantenimiento para las empresas que se encuentran al alcance de la Ley N° 27037.


El presente proceso de determinación de los porcentajes del COyM no es un proceso regulatorio, por lo que no es factible evaluar la mejor forma del reconocimiento del IGV.

El análisis de este comentario se complementa en el informe legal correspondiente.

Por lo tanto, en base a lo expuesto y según la conclusión del informe legal no corresponde acoger el comentario de ELOR.



A.5-Electro Sur Este S.A. Con fecha 19 de marzo de 2015, se recibió correo electrónico de la dirección [email protected], con los comentarios y sugerencias de la empresa de distribución eléctrica Electro Sur Este S.A.A. (en adelante “ELSE”).

5.1-Comentario 1

ELSE señala que en el acápite 3 del Resumen Ejecutivo del INFORME (Costos de mantenimiento) se indica que los precios de los recursos empleados en la valorización de las actividades, corresponden al promedio de los precios de mercado, recopilados de fuentes de reconocido prestigio.

Al respecto, en primer lugar no se incluye en el INFORME los precios de mercado que se han utilizado para establecer el promedio. Esto es importante debido a que los costos de recursos de mano de obra, materiales, equipos y herramientas no son los mismos, no solo para zonas de costa, sierra y selva, sino también dentro de estas regiones, por problemas de disponibilidad de contratistas, transporte y magnitud de los trabajos a realizar.


El análisis del Comentario 1 (numeral 1.1) de DISTRILUZ es válido como análisis del presente comentario.

Por lo tanto, no corresponde acoger el comentario de ELSE.

5.2-Comentario 2

ELSE señala que en el acápite 3.2., parte 2: “método y criterios de cálculo de los costos de operación y mantenimiento”, se indica en los acápites b) y e), que estos costos se determinarán mediante la aplicación de módulos estándares. Los costos unitarios de cada módulo estándar de operación se determinará con el método de costeo ABC.

Al respecto, es necesario que se detalle cómo se ha aplicado este método de costeo, teniendo en cuenta que las empresas y por ende la información que han entregado, no responden al mismo.




5.3-Comentario 3

ELSE señala que Osinergmin ha debido incluir en el estudio publicado los siguientes aspectos:

Sustento del precio del equipo de lavado considerado en sus análisis de costos unitarios. No hay cálculo de la hora máquina del equipo de lavado.



Indicar en qué partida considera Gastos Generales y Utilidad, así como los gastos indirectos y el seguro SCTR.

Procedimiento para ejecutar cada actividad, con el fin de poder analizar la validez de los análisis de costos unitarios y poder compararlos con los que utiliza la empresa eléctrica.

Especificaciones técnicas de la maquinaria y equipos considerados en el cálculo de los precios de hora máquina, como por ejemplo: antigüedad de vehículos, modelos de cámaras termográficas, meggers, maleta para prueba de reles monofásica, trifásica o hexafásica, etc.

Osinergmin está considerando en algunos análisis de costos unitarios un monto por Implemento de Protección Personal. Sustentar por qué no lo considera en todos los análisis de costos unitarios.

Detalle del procedimiento para determinar el precio del Implemento de Protección Personal, con el fin de poder compararlo con el que utiliza la empresa eléctrica.

Osinergmin no considera en los análisis de costos unitarios el costo de un lng. Supervisor en Seguridad, ni lo considera en el archivo "Costo Recurso Personal".

Para las actividades de mantenimiento de líneas de sub transmisión, es necesario saber cuándo usar un código u otro, ya que tienen diferente precio para una misma descripción.



En relación de las actividades de mantenimiento de líneas de sub transmisión, el análisis del comentario 4 (numeral 1.4) de DISTRILUZ es válido como análisis para el referido comentario.

Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de ELSE.

5.4-Comentario 4

ELSE señala que se requiere tener una explicación de la variación de los costos de todas las actividades, como por ejemplo:

Para inspección termográfica, a mayor rendimiento el costo unitario es menor, pero el rubro de equipos y herramientas disminuye.

Para pintado de estructuras, a mayor rendimiento el costo unitario es menor, pero el rubro de materiales, equipos y herramientas disminuye.

Para cambio de conductores, a menor rendimiento el costo unitario es mayor, pero el rubro de materiales, equipos y herramientas aumenta.

Para cambio de aisladores, a menor rendimiento el costo unitario es mayor, pero el rubro de materiales, equipos y herramientas es variable.



Para mejoramiento de sistema de puesta a tierra, a menor rendimiento el costo unitario es mayor, pero el rubro de materiales, equipos y herramientas es variable.




5.5-Comentario 5

ELSE señala que para las actividades de mantenimiento mayor, Osinergmin considera el costo de las mismas como un porcentaje del costo de los equipos correspondientes. Este criterio no es real ni tiene sustento alguno. Lo que llama la atención es que a pesar de que los costos de los equipos se han duplicado desde el 2009 hasta la actualidad, Osinergmin ha reducido a la mitad los porcentajes indicados, con el objetivo evidente de mantener los costos de mantenimiento mayor prácticamente inalterables, lo cual es irreal y sin que se haya presentado el sustento para este criterio aplicado. Sobre lo señalado, ELSE solicita una aclaración.



Por lo tanto, se acoge parcialmente el comentario de ELSE.

5.6-Comentario 6

ELSE señala que los porcentajes de los COMAT para selva y sierra son del 96% y 84% respectivamente, respecto de lo establecido para la costa, lo que aparentemente es incoherente debido a que principalmente en la selva las actividades de limpieza de la faja de servidumbre se debe efectuar por lo menos trimestralmente y a lo largo de toda la línea. Por ello, ELSE solicita la revisión y aclaración.


Se ha revisado los rendimientos y recursos en la actividad señalada, por lo que se han realizado las correcciones, en base a la nueva información proporcionada por las empresas ELSE y ELOR.

Por lo tanto, se acoge el comentario de ELSE.

5.7-Comentario 7

En general, ELSE indica que en cuanto a las actividades que se ejecutan para la operación y mantenimiento de líneas de transmisión, se deben añadir las actividades no consideradas por el Osinergmin y que realmente si se ejecutan en ELSE. Dichas actividades se indican en el cuadro que se muestra a continuación:




Respecto a los ítems 1, 2, 3, 4 y 6, estas no son actividades nuevas de mantenimiento, son tareas que de alguna manera están incluidas en las actividades estandarizadas de mantenimiento de líneas de transmisión.

Respecto al ítem 5, esta no es actividad estandarizada en el mantenimiento de líneas de transmisión, dado que una nueva línea de transmisión inicia su operación con la servidumbre saneada y es responsabilidad de la concesionaria evitar que se construyan edificaciones dentro de la faja de servidumbre.


determinación de los porcentajes del costo anual … · concesiones eléctricas, ... regulador...

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