Informe Analisis de Absolucion de Observaciones · PDF fileimprescindibles como recloser´s para aislar las fallas y no dejar sin servicio toda la troncal. ... considerado recloser´s

Servitech Ingenieros S.R.L Página 1

Supervisión de los Estudios de Costos del Valor Agregado de

Distribución (VAD) Concurso Público N° 0054-2008

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

INFORME DE ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA PRE PUBLICACIÓN

DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

SECTOR TIPICO 2 SISTEMA ELÉCTRICO PIURA

Empresa Supervisora : Servitech Ingenieros S.R.L.

Fecha : 13 de Octubre de 2009




INDICE

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

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

2. ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS.............................................................. 4

2.1 EMPRESAS: ELECTRONORTE, ELECTROCENTRO, HIDRANDINA Y ELECTRONOROESTE ....................................................................................................4 2.2 EMPRESA: ELECTRO SUR MEDIO S.A. ...........................................................21 2.1 EMPRESA: EDECAÑETE ...................................................................................23 2.2 EMPRESA: ING. RAFAEL LACA ........................................................................31




1. Resumen Ejecutivo

1.1 Objetivo

El presente informe tiene por finalidad analizar las opiniones y sugerencias respecto a la pre publicación de las tarifas de distribución eléctrica del Sector Típico 2

1.2 Alcances

Los alcances del presente informe se enfocan en las opiniones y sugerencias presentadas al Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 2 (Supervisor VAD) por las siguientes empresas:

Edecañete según carta N° EDECA 2170-2009.

Hidrandina según carta N° GOHN-2884-2009.

Electrocentro según carta GR-739-2009.

Electronorte según carta GR-1812-2009.

Electronoroeste según carta GR-1406-2009.

Electro Sur Medio según carta A-09673-2009/GC.

Asimismo, se recibieron observaciones de la siguiente persona natural:

Ing. Rafael Laca a través de correo electrónico del día 16 de septiembre remitido a

OSINERGMIN.




2. Análisis de las Opiniones y Sugerencias

2.1 EMPRESAS: ELECTRONORTE, ELECTROCENTRO, HIDRANDINA Y ELECTRONOROESTE

En el presente numeral se dan respuestas a las observaciones presentadas por las empresas de distribución del grupo de Distriluz (Electronorte, Electrocentro, Hidrandina y Electronoroeste) para el sector típico 2. Las respuestas se dan de forma conjunta debido a que el contendio de las observaciones presentadas por las cuatro empresas son las mismas, salvo la Observación N° 68 de las empresas Electronorte, Electrocentro e Hidrandina, que se atiende en el informe de análisis y respuestas a opiniones referidas a otros aspectos de la fijación del VAD. COMENTARIO INICIAL Respecto al comentario inicial, sobre la vida e integridad física del ser humano, cabe aclarar que los Estudios de Costos del VAD, de acuerdo a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, así como de acuerdo a los Términos VAD, considera el cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad pertinentes a efectos de velar por el suministro correcto del servicio eléctrico, con la continuidad y seguridad exigidos. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO Observación 1 Para la consideración de redes subterráneas de MT y BT sólo se ha tomado en cuenta las zonas monumentales. Sugerencia: Deberán considerar redes subterráneas en zonas de alta afluencia de público, zonas de seguridad por cercanías de grifos, aeropuertos, mercados, hospitales, estadios, cementerios, etc. Respuesta del Supervisor VAD Debe entenderse que el reconocimiento de redes subterráneas se realiza en zonas de muy alta densidad y monumentales, de acuerdo a lo señalado en los Términos de Referencia, otro tipo de actividades comerciales o industriales que requieran redes subterráneas de acuerdo a reglamentos de funcionamiento y normatividad son de responsabilidad exclusiva de los que desarrollan dichas actividades. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 2 Para las calles angostas del centro de Piura no han considerado redes autoportantes en MT. Sugerencia: Actualmente en el centro de Piura existen redes autoportantes en media tensión, por la estrechez de las calles y porque las edificaciones no permiten la instalación de redes desnudas.

Respuesta del Supervisor VAD

Se ha considerado una extensión de red MT autoportante de 13 km a efectos de considerar las dificultades expuestas, las mismas que fueron verificadas durante las visitas en campo realizadas en la primea etapa del Estudio de Costos VAD.




Conclusión: La observación ya fue acogida.

Observación 3 No se ha considerado el conductor forrado para las zonas arboladas. Sugerencia: El análisis del supervisor no toma en cuenta las consecuencias económicas de las interrupciones como son las compensaciones y el lucro cesante. No sólo se debe concluir con el único criterio del costo de inversión contra los costos de operación y mantenimiento. Respuesta del Supervisor VAD

Se ha considerado que es más conveniente realizar actividades de poda de las zonas arboladas que utilizar conductores forrados en la red de MT. Los costos de dichas actividades han sido reconocidas en los costos de OyM. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 4 El sistema de protección basada en la corriente homopolar es aplicable para alimentadores cortos y de baja impedancia. Sugerencia: Para alimentadores largos de elevada impedancia el sistema de protección tiene deficiencias y no siempre actúa; por el contrario, se vuelve inseguro. Respuesta del Supervisor VAD La protección por corriente homopolar en la salida del Centro de Transformación (AT/MT) provee una adecuada sensibilidad ante fallas con corrientes de bajo valor, detectando un alto porcentaje de éstas, y además posibilita la selectividad con otras protecciones de sobrecorriente en la red siempre que el neutro del sistema esté puesto a tierra, mejorando la calidad de servicio. Por tal motivo, se considera dicha protección en los CT AT/MT que forman parte de la subtransmisión. En algunos casos, por las características del terreno o extensas longitudes de alimentadores puede ser necesario contar con protección direccional homopolar capacitiva para proveer de una mayor sensibilidad, no obstante esta función debería actuar en defectos no detectados por las funciones de sobrecorriente de fase y corriente homopolar, que permiten selectividad. Es oportuno aclarar que en varios países de Latinoamérica, como Argentina y Chile, aún en zonas desérticas como la Patagonia, o zonas andinas, utilizan el sistema con neutro rígido a tierra. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 5 Sólo han considerado unos cuántos interruptores automáticos. Sugerencia: Se deben considerar los equipos de protección y seccionamiento automáticos necesarios e imprescindibles como recloser´s para aislar las fallas y no dejar sin servicio toda la troncal. Respuesta del Supervisor VAD El dimensionamiento de los equipos de protección propuesto ha considerado 20 seccionadores bajo carga y cinco recloser´s en cinco alimentadores, los cuales tienen el mayor número de clientes. No se ha considerado recloser´s en la totalidad de alimentadores, dado que también existen recierres entre alimentadores con lo cual se logra mejorar los niveles de calidad de servicio. No obstante, para efectos de




una mejor la calidad de servicio, se está considerando un total de doce reclosers, los mismos que serán ubicados en los alimentadores de mayor longitud. Conclusión: Se acoge parcialmente la observación en el sentido indicado. Observación 6 Los postes de CAC en el Sistema Eléctrico Piura deben ser de 13 m. Sugerencia: Se sugiere el uso de postes de 13 m de CAC en el Sistema Eléctrico Piura, debido a la estrechez de las calles y por las construcciones irregulares que se construyen invadiendo el área de retiro las cuales transgreden las distancias mínimas de seguridad. Respuesta del Supervisor VAD Los distintos armados considerados para la red de MT contemplan la utilización de postes de 12 m para las estructuras de alineamiento y postes de 13 m para las estructuras de cambio de dirección y fin de línea que cubren los requerimientos técnicos y de seguridad de las instalaciones de la empresa modelo. Adicionalmente, en aquellas zonas con restricciones por distancias de seguridad se consideraron redes autoportantes que garantizan los aspectos de seguridad necesarios, lo cual no justifica la utilización de postes de 13 metros en todas las redes. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 7 El sistema de distribución adoptado en BT es de 380-220 V de conexión en estrella con neutro rígido puesto a tierra, no es seguro en el Sistema Eléctrico Piura. Sugerencia: A continuación mencionan las razones por la que no se debe adoptar este sistema de distribución en BT:

Los interruptores termomagnéticos instalados en los tableros de las cabeceras de las SED´s, sólo aperturan por cortocircuito o cuando la corriente de fallan supera la corriente nominal del interruptor. No accionan cuando la impedancia es elevada o cuando los circuitos son largos.

Necesitan de elementos de protección finos, que el SICODI no reconoce, ni siquiera los interruptores termomagnéticos, a pesar que la distribuidora si los instala. Sólo reconoce fusibles NH. Esto incrementa las interrupciones en BT con las respectivas compensaciones.

Necesitan que el neutro siempre esté conectado a tierra, y ante la pérdida de este se producen sobretensiones y accidentes fatales. Las sobretensiones queman artefactos electrodomésticos, los cuales generan considerables perjucios económicos a la empresa, ya que se deben reponer todos los equipos y artefactos dañados.

Necesitan que los domicilios instalen su propia puesta a tierra para no sufrir por los daños que generan las sobretensiones. Muy pocos domicilios tienen instalada su puesta a tierra.

En períodos lluviosos este sistema es muy inseguro, al menor contacto con las superficies mojadas de las estructuras se producen accidentes, algunos de los cuales se convierten en fatales.

Las puestas a tierra instaladas en la red de distribución se deterioran rápidamente porque en la geografía de la ciudad de Piura la napa freática es alta; es decir, cerca de la superficie del terreno. Ni el mejor mantenimiento garantiza que se mantendría la seguridad que se necesita para implementar este sistema.




Respuesta del Supervisor VAD El sistema de utilización de 380-220 V, es actualmente utilizado en el SEM y de acuerdo con lo estipulado en el CNE es factible de ser utilizado en las instalaciones eléctricas de baja tensión, para lo cual se ha reconocido el equipamiento de infraestructura que permita su instalación y los respectivos costos de operación y mantenimiento que garantizan el correcto funcionamiento.

Asimismo, es oportuno destacar lo siguiente: 1) El sistema 3x380/220 V con neutro puesto a tierra es mas seguro. En un sistema de distribución

pública de BT 3x220 V sin un conductor del sistema a tierra, la detección de fallas es mucho más dificil y por lo tanto una anomalía en la red persistirá indefinidamente, pudiendo aparecer y permanecer tensiones peligrosas ante una segunda falla. Por otra parte, si se conectara a tierra y masas un conductor de fase, existe un riesgo importante de accidente ante cualquier problema de continuidad del mismo. En cambio, por el neutro del sistema adoptado sólo circula la corriente de desequilibrio y los problemas de continuidad se limitan mediante su mallado y puesta a tierra en múltiples puntos de su recorrido.

2) Los riesgos de sobretensiones por corte de neutro en redes aéreas quedan limitados por los motivos

antes expuestos, como también por el uso de cables aéreos autoportantes (considerados en la red modelo) en los que de ocurrir un corte en el neutro, también se verán afectados los conductores de fase. Por lo tanto el riesgo de afectación a electrodomésticos es limitado, más aún si se consideran las protecciones de las instalaciones de los usuarios.

3) Con dispositivos de protección por sobrecorrientes adecuadamente elegidos (sean interruptores

automáticos o fusibles NH), se pueden detectar las fallas aún en los extremos de la red dado que los radios de distribución BT son acotados (red de BT modelo). En el caso de una red aislada la situación es peor, pues no hay forma de detección de fallas a masa por protecciones de sobrecorriente.

4) Del punto de vista económico, el sistema 3x380/220 V es mas conveniente. A igual potencia

abastecida, un sistema 3x220 V requiere una sección de conductor de fase notablemente mayor a un sistema 3x380/220 V (73% considerando igual densidad de corriente) y el costo de pérdidas de energía capitalizado también resultará mayor en la misma proporción. Por otra parte, a igual potencia y recorrido la caída de tensión porcentual es menor en el sistema 3x380/220 V.

Conclusión: No se acoge la observación. Observación 8 Existen clientes actuales que se alimentan con el sistema 220 V trifásico y que no hay forma de atenderlos con el sistema 380-220 V. Sugerencia: Se deberán considerar algunas subestaciones trifásicas en 220 V para atender los clientes actuales. Respuesta del Supervisor VAD El modelamiento empleado para la red de BT contempla utilizar un sistema de 380-220V con neutro puesto a tierra, el mismo que presenta mayores ventajas técnico económicas respecto al sistema de 220V, por tanto no es atendible utilizar otro sistema de distribución en BT. Ver respuesta a la Observación 7. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 9 Cerca de los grifos o estaciones de venta de combustibles las redes de BT deben ser obligatoriamente subterráneas, según lo establece el CNE.




Sugerencia: Se deben guardar las distancias mínimas de seguridad que exige el CNE y el de Hidrocarburos a los puntos de venta de combustibles. Respuesta del Supervisor VAD En el caso de estaciones de venta de combustibles que requieran redes subterráneas será de responsabilidad de dichas estaciones, debiendo desarrollar las instalaciones eléctricas que sean necesarias de acuerdo a los reglamentos y normatividad pertinentes. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 10 Para los cruces de calles anchas (15 m) la red de BT debe ser subterránea Sugerencia: Para calles anchas mayores a 15 m., los cruces deben ser con redes subterráneas, por criterios de seguridad pública. Respuestas del Supervisor VAD En las calles anchas mayores a 15 se ha previsto el tendido de redes de BT por ambos lados de la vereda, para lo que se ha considerado un incremento en la extensión de red BT. De este modo no es necesario considerar cruces de calle subterráneos para acometer a clientes de la vereda opuesta a la red, solución que resultaría inconveniente. Respecto de los cruces de las propias líneas de BT, no hay inconvenientes técnicos de resolverlas de forma aérea. Además, la empresa debe considerar que en el dimensionamiento de redes aéreas de baja tensión se ha considerado un tamaño de poste promedio de 9 m para todas las redes, lo cual cubre los requerimientos para cruces con anchos mayores, donde se utiliza postes de mayor altura compensados con postes de menor tamaño en otras zonas donde no se presentan inconvenientes. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 11 Deberán considerar una tasa de crecimiento superior a 2.05%. Sugerencia: La tasa de crecimiento para el SEM Piura calculada en el Estudio de Peajes de Transmisión Secundaria en promedio para los próximos 25 años es de 5.43% y no el 2,05% que considera el Supervisor.

Respuesta del Supervisor VAD La dinámica de los estudios del VAD sólo considera la tasa de crecimiento vegetativa, para asegurarse que las capacidades de diseño sean capaces de abastecer por cuatro años el crecimiento de las instalaciones existentes. La tasa de crecimiento para el estudio de peajes de transmisión corresponde a la demanda expansiva que no se toma en cuenta en el estudio de costos del VAD. Cualquier crecimiento adicional dentro del periodo de los cuatro años será compensado al costo medio de la potencia determinado en el presente proceso regulatorio. Si bien se podrían considerar tasas mayores, éstas no aseguran necesariamente mayores inversiones, ya que las inversiones en distribución son más bien del tipo discretas escalonadas. Pero si tendrían efecto directo sobre factores de economías de escala que serían menores durante los próximos cuatro años, con el consiguiente perjuicio para la empresa concesionaria. Conclusión: No se acoge la observación.




Observación 12 No precisan si todas las SED´s presentan las dos puestas a tierra con varilla Sugerencia: Se deben considerar al menos las dos puestas a tierra como manda el CNE vigente. Respuesta del Supervisor VAD Según los armados de SEDS, en todas las SED’s se ha considerado dos puestas a tierra. Esto también se puede verificar en el volumen III del análisis comparativo de los Estudios de Costos VAD. Conclusión: La observación ya ha sido acogida. Observación 13 No se deben considerar SED´s aéreas de potencias superiores a 260 KVA. Sugerencia: En mercados horizontales como el sistema eléctrico Piura del sector típico 2, donde las cargas son pequeñas y el consumo promedio no supera ni siquiera los 200 kWh/mes, no es recomendable instalar subestaciones aéreas grandes de 315, 400 y 500 KVA., porque se expondría a gran cantidad de usuarios a dejarlos sin servicio. Adicionalmente, estas potencias son poco comerciales y sus reemplazos demorarían más tiempo que una SED´s de 200 ó 250 KVA, con los consecuentes costos de compensaciones por interrupciones de servicio. Respuesta del Supervisor VAD De acuerdo con los términos VAD la elección de las subestaciones de distribución se realiza sobre la base de criterios técnicos económicos, a los cuales se suman el debido reconocimiento de costos de mantenimiento que garanticen contar con instalaciones adecuadamente mantenidas y en condiciones operativas. Por tanto el equipamiento propuesto cumple los requerimientos contenidos en los términos VAD. La red modelo se obtuvo por selección de las opciones de menores costos totales, verificando posteriormente el cumplimiento de los niveles de calidad de servicio exigidos. No obstante se aclara que la incidencia de las fallas de SEDs en los niveles de calidad de servicio medios, no varía con el módulo de transformación. Si el módulo fuese mayor, por cada interrupción se afectaría a más clientes, pero la cantidad total de interrupciones por fallas en SED se reduce en proporción inversa. Por otra parte, las potencias evaluadas son normalizadas, y como resultado del estudio en SED aéreas se adoptaron módulos de hasta 200 kVA o menores. Conclusión: La observación no corresponde. Observación 14 No se debería instalar un solo transformador en una SED compacta. Sugerencia: En las SED´s tipo compacta pedestal deben considerar bancos de 2 ó 3 trafos de potencias medianas y comerciales (160, 200 y 250 KVA). No es recomendable un sólo trafo y de potencias no comerciales como las propuestas de 315, 500 y 630 KVA. Respuesta del Supervisor VAD El dimensionamiento de transformadores de 315, 500 y 630 KVA, cumple criterios técnicos y económicos eficientes, así mismo los costos de mantenimiento reconocidos en el estudio de costos del VAD, garantizan la operación y vida útil de los mismos, por lo que dichas instalaciones adecuadamente




operadas y mantenidas no deberían presentar inconvenientes técnicos operativos que impliquen adoptar configuraciones distintas a las elegidas en el estudio de costos del VAD. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 15 Se deberá dimensionar el VNR no eléctrico de acuerdo a la cantidad de clientes en los módulos de la GART.

Sugerencia: El dimensionamiento de las inversiones no eléctricas se debe realizar de acuerdo a la cantidad de clientes que atienden el Sistema Eléctrico, tal como lo establece la misma GART, mediante sus módulos en la adaptación del VNR por empresa. Para la valorización de un mismo sistema eléctrico no pueden existir dos metodologías de modelamiento distintas. Adicionalmente, deben considerar el camión grúa y las 2 telescópicas que no han sido reconocidos .

Respuesta del Supervisor VAD La metodología empleada en el estudio de costos del VAD tiene por finalidad dimensionar las instalaciones no eléctricas necesarias para desarrollar de manera eficiente los procesos relacionados con la actividad de distribución de energía, por tanto el dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas se debe realizar en función de indicadores de eficiencia representativos, a continuación se describen algunos de los criterios utilizados:

Dimensionamiento de edificios y oficinas: Se utilizó la cantidad de empleados de la estructura organizacional.

Equipos para el cumplimiento de la NTCSE: Se utilizó la cantidad de clientes de MT y BT. Aplicaciones de software técnico: Se utilizó la cantidad de clientes para determinar el volumen de

transacciones a ser soportadas. Dimensionamiento de instalaciones de atención comercial: Se utilizó la cantidad promedio de

clientes a ser atendidos en las jornadas de trabajo. Los criterios de dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas empleados en la fijación del VNR de las empresas de distribución se realizan sobre la base de módulos que contienen las inversiones no eléctricas a ser reconocidas en función de la cantidad de clientes de los sistemas eléctricos y la empresa y no son aplicables al estudio de costos del VAD, ya que corresponden a un VNR adaptado y no optimizado.

Conclusión: No se acoge la observación. SICODI 2008

Observaciones 35 a la 45 La empresa señala que los costos de diversos materiales (seccionadores cut-out, pararrayos, cables subterráneos, equipos de control AP, equipos de protección tipo fusible, ferretería, interruptores termomagnéticos, equipos de iluminación, transformadores, etc.) han disminuido con relación al año 2005. Señala que algunos de los materiales han sido adquiridos por la empresa a mayores precios que los considerados por el Supervisor VAD. Respuesta del Supervisor VAD Los costos de materiales se han determinado a partir de la información de compras del año 2008, presentada por las empresas distribuidoras, reflejándose precios de eficiencia, es decir, precios que respondan a condiciones de mercado y economías de escala adecuadas, debidamente sustentados. No obstante, se ha efectuado una revisión de los costos considerando lo señalado, efectuándose ajustes en diversos materiales. Los resultados se muestran en el informe de análisis comparativo respectivo.




Conclusión: Se acoge parcialmente la observación en el sentido indicado. COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Observación 47 Costos del Comité Operativo de Gestión del Grupo Distriluz

La estructura orgánica y de funciones del Comité se encuentra incorporada en el Manual de Organización y Funciones aprobado por el Directorio de las empresas. Los costos involucrados en el funcionamiento del Comité son asumidos por las cuatro empresas del grupo en porcentajes correspondientes a su volumen de ventas. Asimismo; el objetivo reconocido del Comité es optimizar la operación de las empresas y buscar costos eficientes aprovechando los beneficios de las economías de escala que se manifiestan, por ejemplo a través de compras consolidadas. Al respecto, desde la creación del Comité la política de compras corporativas muestra importantes reducciones en los costos de los materiales y equipos de distribución. No obstante, las reducciones en los costos de los materiales y equipos de distribución logradas a través de compras corporativas sí son consideradas por el Osinergmin para la fijación tarifaria. Comentario:

Resulta injustificado que el regulador considere los beneficios del funcionamiento del Comité Corporativo de Gestión en ciertos rubros de la fijación tarifaria, por ejemplo para reconocer menores costos estándares de inversión y no lo considera cuando ello implica reconocer mayores costos en otros rubros, como por ejemplo en operación y mantenimiento. Es decir; se valida las reducciones de costos logradas por las empresas a través del Comité y paralelamente desconoce los costos que su funcionamiento irroga a las empresas. Sugerencia:

El Comité Corporativo de Gestión debe ser considerado dentro del diseño de la empresa modelo, reconociéndose los costos derivados de su funcionamiento como parte de los Costos de Operación y Mantenimiento. Respuesta del Supervisor VAD De acuerdo con los términos del VAD se tiene que modelar una empresa modelo que cuenta con una estructura central en cuyo diseño se consideraron todas las funciones inherentes a una empresa independiente y autónoma. Particularmente en el caso del Grupo Distriluz, la decisión de adoptar un modelo empresarial que agrupe a cuatro empresas en un holding empresarial es potestad de los accionistas de las empresas y es de suponer que adoptar este modelo producirá mejores beneficios económicos a las empresas asociadas que los reconocidos en el proceso regulatorio, por tanto no es factible el reconocimiento del holding empresarial ya que esta situación no está contemplada en los términos del VAD. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 48 Actividades de mantenimiento no relacionadas con la expansión de redes o costos de inversión - Sector Típico 2.




Osinergmin desestimó actividades de mantenimiento correctivo de media y baja tensión, considerándolas como actividades relacionadas a la expansión de redes o costos de inversión.

Observándose que:

Estas actividades fueron consideradas en los costos de operación y mantenimiento del estudio VAD 2005.

Son actividades de mantenimiento correctivo donde el cambio no modifica la topología de la red. Sugerencia: Es pertinente considerar las siguientes actividades:

Componente Actividad Instalación de nuevos pozos a tierra Cambio seccionador / pararrayo Cambio de aisladores de anclaje Cambio de aisladores PIN Retiro o instalación de cruceta / ménsula Cambio de conductores (km) Cambio de postes y accesorios Instalación de viento o retenida Instalación o cambio de cable subterráneo MT Montaje de empalmes trifásicos

MT

Reparación de puesto de medición cliente Instalación o cambio de cables de comunicaciones SED Instalación o cambio de seccionadores SED SED Instalación o renovación de estructuras de concreto SED Cambio / instalación de pastoral Instalación de nuevos pozos a tierra Cambio de portalíneas con aisladores Cambios de estructuras / armados Instalación o cambio de cajas de derivación para acometidas Instalación de cables BT 1 km.

BT y AP

Montaje de empalmes subterráneos Respuesta del Supervisor VAD Las actividades de mantenimiento propuestas deben ser analizadas desde los aspectos siguientes:

Si se trata de sustituir los elementos existentes en la red debido a que dichos componentes han llegado al final de su vida útil y si ésta es inferior a los 30 años entonces se reconocen dichos costos como parte del mantenimiento correctivo.

Si se trata de sustituir los elementos existentes cuando ocurren fallas en instalaciones adecuadamente mantenidas se deben considerar tasas de falla por defectos de fabricación y se reconocen como parte de los costos de mantenimiento correctivo.

Cualquier otra situación que implique la sustitución de elementos en instalaciones existentes por causas no contempladas anteriormente no forman parte de los costos de mantenimiento correctivo a ser reconocidos en los estudios de costos del VAD.

Del análisis de las actividades sugeridas a ser reconocidas existen algunas que no forman parte de los costos de mantenimiento correctivo y se detallan a continuación:




Actividades reconocidas en los costos de inversión y que forman parte del VNR o Instalación de nuevos pozos a tierra o Instalación de viento o retenida o Instalación de cable subterráneo MT o Montaje de empalmes trifásicos o Instalación de cables de comunicaciones SED o Instalación de seccionadores SED o Instalación de estructuras de concreto SED o Instalación de pastoral o Instalación de cajas de derivación para acometidas o Instalación de cables BT 1 km o Montaje de empalmes subterráneos

Actividades que no forman parte del estudio de costos del VAD

o Reparación de puesto de medición cliente

Actividades reconocidas como costos de mantenimiento correctivo o Las demás actividades forman parte de los costos de mantenimiento correctivo

reconocidos. Por tanto se han considerados costos de mantenimiento correctivo de MT, SEDs y BT necesarios, según lo expuesto. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 51 Costos de supervisión El costo del supervisor se encuentra considerado en el cálculo de los costos unitarios de las actividades de tercerización.

Sugerencias: El costo del supervisor debe considerarse en el costo de recursos humanos para el cálculo de los costos directos de operación y mantenimiento, donde intervienen la frecuencia anual tiempo de tarea, intervenciones anuales, etc.

Respuesta del Supervisor VAD De acuerdo con la estructuración de los costos de operación y mantenimiento se ha considerado que la supervisión de las actividades de operación y mantenimiento será realizada por el personal considerado en la estructura organizacional de la empresa y que forma parte de la planilla de la empresa. Así mismo en las actividades tercerizadas se consideró el recurso denominado capataz que tiene asignada la función de supervisar los trabajos efectuados por las cuadrillas de trabajo. Conclusión: La observación ya ha sido considerada. Observación 52 Análisis de costos unitarios Se han considerado escaleras de fibra de vidrio para BT de menor costo. Sugerencias: Considerar en el análisis de los costos unitarios para las actividades de media tensión el costo de las escaleras embonables de fibra de vidrio.





En el análisis de costos unitarios se ha considerado escaleras de fibra de vidrio de dos cuerpos. Esta información puede verificarse en el anexo “Armados” del volumen III del análisis comparativo de los Estudios de Costos VAD. Conclusión: La observación ya ha sido considerada. Observación 53 Cuadrillas de Emergencia Se han considerado escaleras de fibra de vidrio para BT de menor costo.

Sugerencias: En los costos de operación la atención de emergencias durante las 24 horas, se requiere considerar tres cuadrillas de emergencia para el sector típico 2 y dos cuadrillas de emergencia para el sector típico 3 que operen durante las 24 h para la atención oportuna del servicio. Respuesta del Supervisor VAD En el estudio de costos del VAD del Sector Típico 2 se ha considerado para atender las tareas de emergencia, la conformación de dos cuadrillas de trabajo durante tres turnos de ocho horas cada uno. Debe entenderse que como actividades de emergencia se reconocen aquellas destinadas a restituir el servicio en clientes residenciales o realizar maniobras en las SEDs de distribución o terceros. En el caso de otras averías de la red dichos trabajos deberán ser programados como parte del mantenimiento correctivo cuya imputación de costos deberá ser realizada de acuerdo con la naturaleza de las averías a reparar. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 54 Actividad de inspecciones termográficas No se han considerado en las actividades de media tensión y subestaciones de distribución el costo de las inspecciones termográficas y su respectivo costo del equipo. Sugerencias: Considerar en el análisis de los costos unitarios para las actividades de media tensión y subestaciones de distribución el costo de las inspecciones termográficas y su respectivo costo del equipo. Respuesta del Supervisor VAD Se incluirá el costo del equipo de inspección termográfica como parte del VNR no eléctrico y la actividad de inspección termográfica como parte de los costos de mantenimiento. Conclusión: Se acoge la observación. Observación 55 Rendimiento de las actividades de operación y mantenimiento

Se deben revisar los rendimientos por día de cada sector típico de distribución, ya que considerando la dispersión que existe entre dichos sectores se tendrá mayores rendimientos para los Sectores Típicos 1 y 2 y menores rendimientos para los sectores típicos 3, 4 y 5 afectado los costos de mantenimiento que deben realizarse.




La empresa ha presentado cuadros en donde realiza una comparación de rendimientos considerados para los sectores típicos 2 y 3 indicando para cada una de las actividades un rendimiento sugerido. Respuesta del Supervisor VAD

Se ha procedido a revisar la información proporcionada por la empresa y se han efectuado los cambios correspondientes de acuerdo a la solicitud de la empresa. Los resultados se incluyen en el informe de análisis comparactivo. Conclusión: Se acoge la observación. ESTUDIO DE CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA Observación 57 Determinación del tamaño de la muestra El tamaño de muestra determinado para cada sector típico no cuenta con validez estadística.

Tabla Nº 1: Tamaño de muestra por sector típico

Fuente: Términos de referencia – PAAC: 391

Aspecto que se puede comprobar en el estudio de caracterización de la carga para el sector típico 1 presentado por PA Consulting Group.

Sugerencia: El cálculo del tamaño de muestra para el estudio de caracterización de la carga de los sectores típicos 2, 3, 4 y 5 debe ser determinada tomando en consideración los métodos estadísticos, ya sea por el método de media poblacional o de proporciones, similar a lo ejecutado en el estudio del sector típico 1.

Respuesta del Supervisor VAD Para mejorar el nivel de confianza, en el caso del sector típico 2, se consideraron 45 clientes MT y 45 clientes BT, cantidades mayores a las señaladas por la empresa, según los términos de referencia del servicio. Desde el punto de vista estadístico, el incremento de la cantidad de muestras mejora el nivel de confianza de muestras, y por lo tanto los resultados y la representatividad de los mismos. Para el caso de los sectores típicos 3, 4 y 5 se optaron por tomar el universo logrando con ello caracterizar la totalidad de clientes y su representatividad. Observación N° 59 Selección de la muestra representativa El Consultor SERVITECH Ingenieros que elaboró los estudios de caracterización de la carga para los sectores típicos 2, 3, 4 y 5, no cumplió con los términos de referencia establecidos por el Osinergmin-




GART, referente a la estratificación de la muestra en las tarifas binomios, al no contar con muestras suficientes para ciertas opciones tarifarias.

Sugerencia: Al no contar con el tamaño de la muestra mínima impide realizar una correcta estratificación y selección de la muestra representativa que den solidez y validez del estudio, por lo que es pertinente efectuar un nuevo estudio. Respuesta del Supervisor VAD Ver respuesta de la Observación N° 57. PERDIDAS TECNICAS Y PERDIDAS NO TECNICAS Observación 61 Pérdidas Técnicas La variación de pérdidas técnicas reconocidas por el supervisor de OSINERGMIN para cada sector típico se muestra a continuación:

Como se puede apreciar la supervisión de OSINERGMIN para el presente proceso regulatorio redujo nuevamente los valores para las pérdidas físicas estándar respecto a los vigentes en los procedimientos previos de fijación del VAD de los años 1993, 1997, 2001 y 2005.

Sugerencia: Se sugiere mantener los factores de expansión de pérdidas correspondientes a las pérdidas estándar físicas de las anteriores regulaciones para todos los sectores típicos, a excepción del nuevo SER. Respuesta del Supervisor VAD Los porcentajes de pérdidas de energía y potencia se obtienen de los modelos de optimización de cada sector típico, considerando los valores de los flujos de energía y potencia del SEM, el cual es distinto al sistema eléctrico modelo de la regulación vigente. Por tanto los resultados de pérdidas técnicas corresponden a la optimización de las instalaciones eléctricas de los sistemas modelo establecidos por el OSINERGMIN. Conclusión: No se acoge la observación. Observación 62 Con respecto a las pérdidas no técnicas en Baja Tensión, sin un argumento técnicamente sostenible, Osinergmin considera un valor de pérdidas de energía de 2%, igual para todos los sectores típicos; hecho no acorde con la realidad de cada uno de los sectores típicos que intervienen en el Estudio. Osinergmin considera establecer como objetivo no superar el 2% con respecto a estas pérdidas no técnicas y a partir




de esta cifra, reconocer la infraestructura y recursos (área de control y seguimiento de la pérdida), necesarios para alcanzar dicha meta. Este procedimiento no es técnicamente sostenible, por cuanto se parte de un valor predeterminado (2%) y a partir de allí se pretende reconocer infraestructura y recursos, cuando lo óptimo y técnicamente sustentable es partir de la realidad de las empresas (Empresa Modelo, según cada sector típico) y a partir de allí, obtener el resultado de pérdidas comerciales (no técnicas) en baja tensión. Sugerencia:

Se sugiere incrementar las pérdidas no técnicas en baja tensión, conforme al cuadro propuesto adjunto (máximo valor permitido por el artículo 143º del Reglamento de la LCE), considerando la realidad social, económica, política, legal y cultural que afectan directamente en la gestión de pérdidas no técnicas de las empresas consideradas en el Estudio.

No Técnicas BT (Art 143° RLCE)ST2 ST3 ST4 ST5

Propuesta Distriluz 3,15 3,65 3,75 4,48

Respuesta del Supervisor VAD De acuerdo a los resultados del análisis de las opiniones y sugerencias del sector 1, que constan en el informe respectivo, se está uniformizando el porcentaje de pérdidas no técnicas para todos los sectores típicos en 2.85%, considerando una reducción gradual año a año para incentivar la reducción de dichas pérdidas en dos periodos regulatorios. Conclusión: Se acoge parcialmente la observación en el sentido indicado. COSTOS ASOCIADOS AL USUARIO Observación 63 El valor de los Cargos Fijos, debe presentar un comportamiento creciente de acuerdo con los sectores típicos, tomado como base el sector típico 1, sin embargo en la Res. 150-2009-OS/CD se observa un comportamiento decreciente con respecto del sector típico 1 y 3, como mostramos seguidamente:

ST1 ST2 ST3 ST4 (*) ST5 (*) CFE

S/. / unidad 2.259 2.011 (**) 2.422 1.191 1.590

CFS S/. / unidad

2.683 4.782 6.664 3.796 5.586

CFH S/. / unidad

3.214 4.782 6.664 3.796 8.037

(*) No es coherente que sean menores que los valores del ST2 (**) No es coherente que sea menor al determinado para el ST1.

Respuesta del Supervisor VAD El valor del cargo fijo determinado para cada sector típico obedece a consideraciones propias de cada sector típico en estudio, por tanto los resultados no son comparables. Sin embargo se ha procedido a efectuar una revisión al cargo fijo del Sector Típico 2 y se modificaron los rendimientos considerados, y en consecuencia los valores obtenidos. Conclusión: Se acoge parcialmente la observación.




Observación 64 El Supervisor está reconociendo un precio unitario por toma de lectura de 0.43 Nuevos soles para el ST2-tarifas monomias y de 0.34 Nuevos soles para el ST Especial-tarifas monomias, aspecto que no guarda coherencia con el menor rendimiento que corresponde trabajar en el ST Especial-tarifas monomias. (Ver cuadros 1 y 2).

Respuesta del Supervisor VAD Ver respuesta a la Observación N° 63. Observación 65 El punto anterior (observación 64) es reflejo de la inconsistencia en los rendimientos y costos unitarios de Horas- Hombre y Horas-Maquina que se muestra en los informes de los Supervisores: tratamiento del Sector 2 versus el Sector Especial. (Ver cuadros 1 y 2).

Cuadro 1: Sector 2 – Tarifas monomias

Cuadro 2: Sector Especial – Tarifas monomias

Respuesta del Supervisor VAD Ver respuesta a la Observación N° 63. Observación 66

En la revisión de las hojas de cálculo de los supervisores se han podido detectar que en realidad, ninguno ha cumplido con considerar los aspectos mencionados precedentemente, tales como:

a. No se observa que los Supervisores del VAD hayan realizado un correcto análisis de costo

para una empresa de terceros eficiente, considerando aspectos básicos como: Utilidad, gastos generales, local, gastos de supervisión, movilidad, seguros, software, uniformes, equipos, etc. Una contratista eficiente debe contar con estos parámetros.




b. Se puede observar por ejemplo que en el ST4 y 5 solo se ha considerado en “Total de Costos de Servicios de Terceros” la mano de obra del personal de lectura, faltando los supervisores y todos los otros gastos que una empresa contratista tienen que incurrir para ser eficiente. Es por ello que obviamente el Cargo fijo resulta ser menor que en el ST1 y ST2. Referencia: Archivos para el ST4 y 5 con el mismo nombre “7.0 COyM-ELC.xls”, hoja “CF”.

c. Respecto a los rendimientos los Supervisores del VAD han considerado (para tarifa BT5B) lo

siguiente:

i.Para el ST2: 40 lecturas por hora ii.Para el ST3: 50 lecturas por hora iii.Para el ST4: 480 lecturas por día = 60 lecturas por hora iv.Para el ST5: 320 lecturas por día = 40 lecturas por hora

Claro está que no hay relación coherente lo que desmerece los resultados obtenidos. Referencia: Hojas de cálculo: 7.0 COyM-ELSE.xls (ST4 y 5), CARGO FIJO SEM3 FINA.xls y CARGO FIJO SEM2 FINA.xls

d. Los sueldos considerados para el personal de las contratistas, han sido considerados de fuentes diferentes: ST2 y 3 de una fuente y; ST4 y 5 de otra fuente, criterio que debe ser unificado, tal es así que: Para el ST4 y ST5 se ha utilizado el valor de S/. 2,803 mes, para el ST2 el valor de S/. 3,023 mes y para el ST3 se ha tomado S/. 2,683 mes, para el personal de lectura. La fuente, para los sectores, debe ser la misma. Obviamente existe unas diferencias que no se observan sustentadas y existen diferencias sustanciales que no deben existir dado que los sueldos a considerarse como personal de contratista deberían ser similares.

e. No se observa claramente si los sueldos consideran otros aspectos tal como: Uniforme, Seguros de riesgo, etc; que entendemos deben estar separados y mostrados adecuadamente.

f. En el proceso de facturación, no se han considerado los aspectos de Supervisión a la contratista y la respectiva movilidad para ello.


a. Los valores considerados para lecturas y repartos son superiores a los actualmente pagados por Electronoroeste a sus contratistas de lectura y reparto. En este sentido con los costos contemplados las empresas contratistas pueden brindar sus servicios a la empresa, coberturar los gastos del personal y obtener utilidades razonables.

Conclusión: No se acoge la observación.

b. No corresponde al Supervisor atender esta observación. c. Respecto a los rendimientos de los lecturadores, se ha procedido a reconocer un ratio de 30

lecturas por hora para el Sector Típico 2 y 40 lecturas por hora para el Sector Típico 3.

Conclusión: Se acoge la observación. d. Las remuneraciones asignadas a las áreas 2 y 3 están en relación con el cuartil representativo

para cada empresa, obtenido del estudio remunerativo, más las cargas de ley en cada caso. Se ha procedido a uniformizar los costos en los sectores 2 y 3.

Conclusión: Se acoge la observación.

e. Las remuneraciones consideradas incluyen todos los conceptos necesarios, tales como uniforme, seguros y beneficios de acuerdo a Ley.





f. La facturación se realiza en cada empresa con personal propio y no por contratistas, por ello es

que no han podido encontrar este ítem en las partidas de contratistas.


Observación 67 El costo para la determinación correspondiente al proceso de facturación, debe tener en consideración la impresión de formatos específicos y obligatorios, los cuales no se han detallado en el informe del Supervisor VAD.

Respuesta del Supervisor VAD Los aspectos requeridos se encuentran considerados dentro de los costos de los formatos y la información contenida en los mismos de acuerdo con las normas vigentes y lo establecido en los Términos VAD.

Conclusión: La observación ya ha sido considerada.




2.2 EMPRESA: ELECTRO SUR MEDIO S.A. NUMERALES 3.1 y 3.2 Pérdidas Técnicas El porcentaje de pérdidas técnicas estándares vigentes y la pre publicación del nuevo proceso tarifario varían en forma descendente o ascendente, lo que significaría que la metodología utilizada para determinar dichos porcentajes no son consistentes o que se ha incorporado una nueva tecnología que permita la reducción de las pérdidas de energía Respuesta del Supervisor VAD Los porcentajes de pérdidas de energía y potencia se obtienen de los modelos de optimización de cada sector típico, considerando los valores de los flujos de energía y potencia del SEM, el cual es distinto al sistema eléctrico modelo de la regulación vigente. Por tanto los resultados de pérdidas técnicas corresponden a la optimización de las instalaciones eléctricas de los sistemas modelo establecidos por el OSINERGMIN. Conclusión: No se acoge la observación. Pérdidas No Técnicas La determinación de las pérdidas no técnicas en 2,0% aparentemente no tienen sustento alguno

Respuesta del Supervisor VAD De acuerdo a los resultados del análisis de las opiniones y sugerencias del sector 1, que constan en el informe respectivo, se está uniformizando el porcentaje de pérdidas no técnicas para todos los sectores típicos en 2.85%, considerando una reducción gradual año a año para incentivar la reducción de dichas pérdidas en dos periodos regulatorios. Conclusión: Se acoge parcialmente la observación en el sentido indicado. NUMERAL 3.4 Horas de Utilización Para el Sector Típico 2 se plantea un incremento de las horas de utilización de 6.47%, lo cual originaría que los pliegos tarifarios sufran una disminución, a pesar de que los valores de VAD se incrementan. Respuesta del Supervisor VAD El NHUBT resultó del balance de energía y potencia de la empresa real, considerando los factores de coincidencia, carga y de pérdidas obtenidos en el estudio de caracterización de la carga en el propio sistema Piura. Por lo tanto, refleja el número de horas de utilización de los usuarios de la opción BT5B, el cual fue considerado en el balance de la empresa modelo, de acuerdo a la metodología señalada en el informe de análisis comparativo.


NUMERAL 3.6 Cargo Fijo

En cuanto a los cargos fijos se plantea lo siguiente:




a) Los cargos fijos (CFE) de los Sectores 2, 4, 5 son menores a los del Sector 1 y sustancialmente

inferiores a los costos del Sector Típico especial. En los cargos denominados CFS, CFH y CFEAP el reconocimiento de los cargos fijos para el Sector Típico especial son desproporcionalmente altos respecto a los costos reconocidos para los Sectores 1, 2 3, 4 y 5. Solicita un reconocimiento tarifario más coherente con lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas para los costos fijos de los Sectores Típicos 2, 3, 4 y 5 respecto a los costos reconocidos para el Sector Típico especial

b) Los rendimientos y costos unitarios de Horas- Hombre y Horas-Máquina indican inconsistencias

en el tratamiento del Sector Típico 2 versus el Sector Especial c) En el reconocimiento de los cargos fijos de las tarifas binomias para los diferentes Sectores

Típicos se debe mantener coherencia para reflejar la densidad de clientes por área considerando que, tal como se establece en la Ley de Concesiones Eléctricas y el marco legal aplicable, a menor densidad mayores costos y, consecuentemente, a mayor densidad menores costos. Se aprecia una evidente diferente aplicación de la Ley de Concesiones Eléctricas carente de todo sustento en el reconocimiento de los costos inherentes a la lectura de los clientes con tarifa binomia. En el Sector Típico 2 se reconoce S/. 1,89 contra un monto comparable en el Sector Especial de S/. 7,02, es decir una relación de casi 4 veces a favor del Sector Especial sin que se incluya en la propuesta de OSINERGMIN sustento alguno de tal diferencia. Más aún la baja productividad del Sector Especial es solamente 30% de la productividad reconocida al Sector Típico 2

Respuesta del Supervisor VAD Los resultados obtenidos para cada sector típico no son comparables entre sí, porque la formulación de los mismos obedece a realidades diferentes, es por esta razón que se hace una clasificación por Sectores Típicos y por tanto los estudios de costos del VAD son representativos de los mismos. No obstante, se ha efectuado una revisión de los rendimientos y costos, ajustándose los valores, los mismos que se indican en el informe de análisis comparativo. Conclusión: Se acoge parcialmente la observación en el sentido indicado.




2.1 EMPRESA: EDECAÑETE NUMERAL 2.1 COSTO DE MATERIALES Observación:

La empresa señala que los postes de concreto no cumplen con las especificaciones técnicas exigidas por las normas. Además, indica que se debe reconocer bloques de concreto en los armados típicos de las redes aéreas de media tensión. Respuesta del Supervisor VAD Respecto a los postes, se ha efectuado la revisión, tomando precios de postes de concreto que cumplen con las especificaciones técnicas exigidas. Respecto a los bloques de concreto, de las visitas de campo efectuadas a la empresa modelo, no se ha evidenciado la justificación del uso de bloques de concreto para las redes aéreas de media tensión. Conclusión: No se acoge la observación. NUMERAL 2.2.1: COSTOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA Observación:

El OSINERGMIN establece costos de transporte diferentes a los determinados en la estructuración de los costos estándar de inversión, no obstante que son los costos considerados para la valorización de las instalaciones de distribución eléctrica de la empresa modelo (SICODI 2008). En efecto los costos de mano de obra del SICODI fueron determinados con la información oficial de la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) considerando salarios vigentes al 30.06.2008, beneficios sociales y costo de herramientas (5%), donde además se realiza un detalle del cálculo de las horas máquina de transporte y equipos, cuyos resultados a continuación se indican:

Estos costos son netos; es decir, no incluyen el 25% adicional por concepto de gastos generales, utilidad y otros, también establecido por CAPECO, que reconoce los costos siguientes:




Propuesta de Edecañete:

El OSINERGMIN debe incluir en la valorización de los costos de explotación técnica para las actividades de operación y mantenimiento de la empresa modelo, los costos de recursos humanos determinados por CAPECO a diciembre 2008, más el 25% de gastos generales, utilidad y otros del contratista, así como los costos de transporte y equipos determinados en el SICODI 2008 aplicando el respectivo porcentaje del contratista.

Respuesta del Supervisor VAD En relación a lo observado, se ha procedido a homologar los costos unitarios de los equipos y vehículos de transporte para el cálculo de los costos de inversión y los de operación y mantenimiento. La estructuración de los costos de operación y mantenimiento, contempla partidas de costos directos (materiales, mano de obra, equipos y vehículos) y los costos indirectos (gastos generales y utilidad del contratista). Conclusión: Se acoge la observación. NUMERAL 2.2.2: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO: ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO Observación

El estudio del OSINERGMIN considera para las actividades de mantenimiento correctivo tasas de falla por debajo de valores concordantes con la vida útil de las instalaciones y tasas de reposición establecidos en la regulación anterior, el mismo que se detalla en el cuadro siguiente:

Actividad Descripción Unidad de baseFrecuencia Anual %

Red Media Tensión Aérea Cambio aisladores de retención nro de aisl reten urb 10,0%

Cambio aisladores de suspensión nro aisl susp urb 7,5%

Cambio de Poste nro de postes urb 2,5%

Cambio Cruceta nro crucetas urb 3,8%

Cambio tramo de conductor km mt urb 3,8%

Red Media Tensión Subterránea Empalme de conductor nro de empalmes urb 2,5%

Cambio de caja terminal nro terminales urb 2,5%

Subestación Aérea Cambio base portafusibles bt del alimentador nro aliment urb 2,3%

Cambio descargadores nro descar urb 7,0%

Cambio seccionador fusible nro trafos urb 2,3%

Adecuación transformador (incluye cambio de trafo por rotación) nro trafos urb 5,0%

Red Baja Tensión Aérea Cambio de tramo de Conductor km bt urb 1,0%

Cambio de poste nro postes urb 1,0%

Cambio de fusible de red nro de tramos op urb 1,9%

Red Baja Tensión Subterránea Cambio de terminal nro terminales urb 1,9%

Cambio de tramo de cable km bt urb 1,0%




Debe recordarse que el OSINERGMIN consideró en los estudios tarifarios de la regulación vigente que la frecuencia de las actividades de mantenimiento correctivo aprobados, relacionados a su tasa de reposición por falla, son los correspondientes a instalaciones típicas correctamente diseñadas y en buen estado de conservación, tomando en cuenta las recomendaciones de los fabricantes. Es más, según el plan estratégico del OSINERGMIN, uno de sus objetivos es lograr que las empresas desarrollen programas de mejoramiento de la calidad y seguridad del servicio eléctrico. En cuanto a la calidad, es preocupación del OSINERGMIN que las empresas concesionarias de distribución ejecuten programas de mantenimiento de sus instalaciones, así como suministrar el servicio de acuerdo con los estándares establecidos en la legislación del subsector eléctrico. Además, estos costos deben considerar el impacto de los siguientes procedimientos y normativas vigentes emitidas por el OSINERGMIN para el control de la calidad de las instalaciones en aras de brindar un buen servicio: Procedimiento de Fiscalización y Subsanación de Deficiencias en Instalaciones de Media tensión y

Subestaciones de Distribución Eléctrica por Seguridad Pública. Resolución N° 011-2004-OS/CD. Procedimiento de Supervisión y Fiscalización de las Instalaciones de Baja Tensión y de las

Conexiones Eléctricas por Seguridad Pública. Resolución N° 377-2006-OS/CD. Procedimiento para Atención de Deficiencias y Fiscalización del Servicio de Alumbrado Público.

Resolución N° 192-2003-OS/CD. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Por último, es necesario mencionar que el artículo 201° del RLCE establece que, “OSINERGMIN sancionará a los concesionarios y entidades que desarrollan actividades de generación y/o transmisión y/o distribución de energía eléctrica y/o clientes libres, con multas equivalentes al importe de 100000 a 2000000 kilovatios-hora, en los siguientes casos: O) Por incumplimiento de las disposiciones relativas a fiscalización señaladas en norma expresa aplicable;” Propuesta de Edecañete:

El OSINERGMIN deberá utilizar para las actividades de mantenimiento correctivo tasas de reposición por falla y/o frecuencia anual conforme a lo establecido en la regulación tarifaria vigente. Respuesta del Supervisor VAD

El planteamiento de la empresa es incorrecto por cuanto supone que las tasas de falla tienen relación directa con la vida útil de los distintos componentes de los sistemas de distribución. Las fallas son eventos aleatorios cuya causa principal está asociada a defectos de fabricación y no a la vida útil de las instalaciones de distribución. Dado que el reconocimiento de costos de inversión se realiza a Valor Nuevo de Reemplazo con materiales de calidad óptima y que las instalaciones eléctricas cuentan con el mantenimiento preventivo de forma oportuna y adecuada, entonces las fallas asociadas a la operación deberían ser nulas durante la vida útil de las mismas. Otro aspecto que contribuye a la inexistencia de fallas se debe a que los componentes de los sistemas de distribución no están compuestos por elementos móviles que incrementarían la probabilidad de fallas La propuesta de Edecañete pretende que se reconozca a la “frecuencia de mantenimiento” como tasa de falla y no toma en consideración el “alcance” de las actividades de mantenimiento para la estimación del costo de mantenimiento correctivo. Por tanto respecto al proceso regulatorio anterior solo se ha tomado información parcial.




Por ejemplo la propuesta de Edecañete pretende que anualmente se sustituya el 10% de la totalidad de los aisladores de retención existentes debido al mantenimiento correctivo, lo que significa que la totalidad de los aisladores deberían ser sustituidos cada 10 años, esto demostraría que los aisladores son de mala calidad y además no se realizan las actividades de mantenimiento preventivo, aspecto que se encuentra totalmente alejado de la realidad operativa de la empresa. Conclusión: No se acoge la propuesta. NUMERAL 2.3: GASTOS INDIRECTOS

Observaciones

Los costos administrativos indirectos o generales son los gastos anuales necesarios para llevar a cabo las actividades de una empresa de distribución de energía eléctrica. El OSINERGMIN en el estudio no ha considerado los costos que a continuación se detallan: a) Impuestos Este rubro corresponde a los montos pagados por concepto de: Arbitrios de Limpieza pública Patrimonio Predial Patrimonio Automotriz Transacciones Financieras Patentes a las diferentes municipalidades en las que se desarrollan actividades comerciales de la

empresa modelo. b) Seguros Los costos de seguros de las diferentes instalaciones asociadas a la distribución para la cobertura de siniestros, fenómenos naturales o casos imprevisibles, extraordinarios e irresistible en la cual se incluye las instalaciones del VNR Eléctrico y No Eléctrico. c) Gastos Legales, Notariales y Judiciales Gastos incurridos para tratar los diferentes temas legales respecto a procedimientos, controversias y demandas. d) Apoyo policial y de seguridad de redes eléctricas Este costo es debido al apoyo policial requerido en las inspecciones de recuperación de energía, así como los gastos de patrullaje en las redes de media tensión para garantizar el suministro de energía eléctrica en cumplimiento de la NTCSE debido al incremento explosivo de actos ilícitos (robo y vandalismo). Asimismo, de conformidad con los numerales 1.1 - Principios, y 2.6 - Hurto de conductores y/o equipos eléctricos, de la Directiva para la Evaluación de Solicitudes de Calificación de Fuerza Mayor para Instalaciones de Transmisión y Distribución, aprobada mediante Resolución N° 010-2004-0S/CD, en la evaluación de estos casos, OSINERGMIN toma en consideración la ubicación de las instalaciones afectadas, las medidas preventivas adoptadas por la concesionaria y la frecuencia del evento a fin de dar mérito a que éste sea considerado como un hecho extraordinario, imprevisible e irresistible, para ser considerado como causa de fuerza mayor. En ese sentido cabe indicar que, si el evento causante de la interrupción no cumpliese con uno de las exigencias arriba indicadas, OSINERGMIN declarará INFUNDADA la solicitud de calificación de fuerza mayor.




Además, los daños causados por actos vandálicos y hurtos de conductor no están cubiertos mediante la póliza de seguro de la empresa, por cuanto los riesgos con alta frecuencia de ocurrencia, como son estos eventos, no son materia de cobertura, dado que pierden el carácter de imprevistos. De existir un seguro para estos eventos su costo representaría sumas excesivas de dinero, además de aplicarse a montos encima de un mínimo deducible. Por tanto, en virtud a los pronunciamientos de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN que a continuación se citan, recaídos en los procedimientos de calificación de fuerza mayor iniciados a instancia de las empresas distribuidoras, el OSINERGMIN debe incluir los costos asociados de patrullaje y detección de delincuentes que es realizado por personal de seguridad especializado a fin de evitar que estos actos se repitan nuevamente.

“La empresa concesionaria adopte las medidas de prevención para reducir la incidencia de hechos de estas características en la operación de sus instalaciones eléctricas, así como en la calidad del servicio eléctrico”.


El OSINERGMIN deberá incluir en el estudio la valorización de los costos arriba descritos.


a) Impuestos

Los arbitrios de limpieza pública están incluidos en los gastos de mantenimiento de edificios El Patrimonio Predial está incluido en el costo de terrenos y edificaciones El Patrimonio Automotriz está incluido en el los gastos de mantenimiento y operación de

vehículos Las Transacciones Financieras están incluidas en estudios y otros pagos, sin perjuicio de ello

las cifras fueron calculadas en 40,4 y 120.7 US$/año, para la MT y BT respectivamente, con las tasas promedio del período de 4 años iniciado el 01.01.2009. El problema surge porque en el ítem estudios y otros pagos, sólo se lee estudios.

Las Patentes a las diferentes municipalidades en las que se desarrollan actividades comerciales de la empresa modelo o las licencias de funcionamiento están incluidas en el rubro estudios y otros pagos.

Conclusión: No se acoge la propuesta.

b) Seguros

Estos gastos se encuentran incluidos en el ítem de seguros. Conclusión: No se acoge la propuesta.

c) Gastos Legales, Notariales y Judiciales

Estos gastos se encuentran incluidos en el ítem estudios, el cual incluye estudios como tal y otros pagos. Conclusión: No se acoge la propuesta.

d) Apoyo policial y de seguridad de redes eléctricas

Este costo es parte de los ítems de costo en la evaluación de los proyectos de reducción de pérdidas de energía de cada empresa, los cuales realizan las empresas en función de la rentabilidad de los mismos. Dado ello estos costos no son parte del VAD.




En todo caso más que pagos a la fuerza pública, lo que debiera existir es una adecuada coordinación con la misma a fin de prevenir los actos que atenten contra los bienes de las empresas.

Así mismo las empresas podrían demandar a los causantes o responsables de vandalismo para recuperar los costos incurridos. En general en cualquier negocio, los costos originados por actividades de vandalismo, ajenas al negocio, no son pagados por los clientes de ese negocio. Conclusión: No se acoge la propuesta.

NUMERAL 2.4.1 PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Observación:

EL OSINERGMIN, en el punto de Resumen de Pérdidas (Página 106 del Estudio) sobre los resultados de las pérdidas obtenidas del proceso de optimización, considera unas pérdidas técnicas de los transformadores, del cobre y fierro, diferentes a las obtenidas en el Cuadro N° 121.


El OSINERGMIN deberá corregir el resultado de las pérdidas tomando en cuenta los datos de pérdidas obtenidos según el respectivo proceso de optimización mencionado en el Cuadro N° 121 del Informe (Página 104 del Estudio) Respuesta del Supervisor VAD Se procedió a corregir los porcentajes de pérdidas de energía.

Conclusión: Se acoge la propuesta. NUMERAL 2.4.2 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

Observación

EL OSINERGMIN considera un nivel de pérdidas no técnicas sólo del 2%. En el proceso regulatorio de 1993, se reconoció que existen pérdidas que exceden a la naturaleza técnica de las instalaciones en condiciones adecuadas de diseño, operación y mantenimiento (no técnicas). A éstas se le asignó un porcentaje del 2% de pérdidas estándar sin embargo es conocido por experiencias internacionales que cuanto más bajo es el nivel de pérdidas de una empresa, más difícil y más costosa es la reducción de las mismas. Esto se explica principalmente porque las pérdidas que quedan por reducir se encuentran en zonas de bajos recursos, altas morosidades, delincuencia, etc.




Como incentivo a la eficiencia, desde 1993 la regulación determinó que cada año corresponde un ajuste que refleje cambios en la productividad de las empresas, acumulando al incentivo por reducción de las pérdidas. Las pérdidas de energía en el país se han reducido en forma importante a través el tiempo, sin embargo, en los últimos años se ha llegado a un nivel de pérdidas que no permite reducciones importantes debido a: El volumen de pérdidas no técnicas aún por reducir, se encuentra concentrado en el sistema de baja

tensión y, por ende, disperso. Conforme se han reducido los niveles de pérdidas, las operaciones de detección son mas difíciles y

costosas, lo que hace necesario realizar una evaluación técnica – económica de la zona de estudio para que se determine el valor mínimo de pérdidas no técnicas factibles de alcanzarse.

Las pérdidas de energía tienen estrecha correlación con el entorno socio-económico del país. En el caso del Perú, enfrentamos problemas como el de la pobreza extrema y el incremento de la actividad económica informal. La informalidad tiene estrecha correlación con las pérdidas de energía ya que fomenta la competencia desleal, esto generalmente se evidencia por la existencia de talleres clandestinos (talleres de confecciones, autopartes, automotriz, metálicas, madereras, panificadoras, etc.), pequeñas fabricas caseras (embutidos, confecciones, frigoríficos, plásticos, etc.) y últimamente cabinas de internet). Asimismo los costos para mantener los niveles de pérdidas no técnicas, en niveles estándar, son cada vez mayores. El control de pérdidas, exige la ejecución de operativos antihurto permanentes con el fin de evitar el rebrote de las conexiones clandestinas. Durante el presente proceso regulatorio en el Informe Final del Consultor VAD del Sector Típico 2 efectúo un análisis sobre este tema evaluando la rentabilidad de las actividades de reducción de pérdidas el mismo que como conclusión indica que la pérdida no técnica referida a la energía ingresada en la transformación MT/BT representa 3.64% Propuesta de Edecañete:

El OSINERGMIN deberá establecer como porcentaje de pérdidas no técnicas tomando en consideración el Art. 143 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas que establece:

“Las pérdidas estándares a considerar para el cálculo del Valor Agregado de Distribución comprenderán las pérdidas físicas y las comerciales. Las pérdidas físicas serán las resultantes del cálculo efectuado considerando la caída de tensión máxima, especificada en la norma de calidad, según el Artículo 64º del Reglamento. Las pérdidas comerciales a reconocer no podrán ser superiores al 50% de las pérdidas físicas.”

Dada esta disposición reglamentaria y ante la falta de un sustento técnico debidamente fundamentado que determine que las pérdidas no técnicas sean del 2%, estas pérdidas no técnicas eficientes deben ser reducidas hasta el punto en el cual cumplen con la restricción reglamentaria del 50% respecto de las pérdidas físicas. Respuesta del Supervisor VAD De acuerdo a los resultados del análisis de las opiniones y sugerencias del sector 1, que constan en el informe respectivo, se está uniformizando el porcentaje de pérdidas no técnicas para todos los sectores típicos en 2.85%, considerando una reducción gradual año a año para incentivar la reducción de dichas pérdidas en dos periodos regulatorios. Conclusión: Se acoge parcialmente la observación en el sentido indicado.




NUMERAL 2.5 CARGOS FIJOS

Observación:

El rendimiento planteado en el estudio de 320 lecturas diarias no toma en cuenta que, al tiempo útil destinado a la tarea de medición, se deben agregar los tiempos perdidos por traslado a la zona de medición, en algunos casos distante de la oficina comercial desde donde el lecturista debe trasladarse y reportarse para iniciar y finalizar su jornada laboral; además del traslado promedio entre lecturas (si bien las casas están distanciadas en promedio de 10 metros entre sí existen zonas menos concentradas, donde este valor es mucho mayor), las pérdidas de eficiencia a causa de dificultades en el acceso al medidor, medidor irregular, imprevistos, etc. Además, se deben considerar los procedimientos y normativas vigentes emitidas por el OSINERGMIN para mantener la calidad de la gestión comercial de las empresas tales como: Procedimiento para la Supervisión de la Facturación, Cobranza y Atención del Usuario. Resolución N°

047-2009-OS/CD. Procedimiento para la Supervisión de los Reintegros y Recuperos de energía eléctrica en el Servicio

Público de Electricidad. Resolución N° 722-2007-OS/CD. Por ejemplo, en Procedimiento para la Supervisión de la Facturación, en su numeral 3.2, referido a la Calidad de la Facturación, establece un grado en la desviación de la cantidad de recibos cuyos importes hayan sido modificados (refacturados, corregidos o anulados) durante el mes de evaluación, por errores en la lectura de los medidores o en el procesamiento de la facturación atribuibles a la concesionaria, independientemente de las fechas de emisión y vencimiento de los recibos y de la forma de modificación empleada. Por tales motivos se considera adecuado el valor establecido en la regulación vigente de 230 lecturas diarias. Propuesta de Edecañete:

OSINERGMIN debe determinar como rendimiento diario de lecturas el establecido en la regulación vigente a fin de garantizar el cumplimiento de la normatividad. Respuesta del Supervisor VAD Se ha efectuado una revisión de los rendimientos y costos, reconociéndose 30 lecturas/hr que equivalen a 240 lecturas diarias para el Sector Típico 2. Conclusión: Se acoge parcialmente la propuesta.




2.2 EMPRESA: ING. RAFAEL LACA Observación N° 1

Que, no existe un estudio que demuestre los costos de mano de obra incurridos por las empresas de electricidad a Dic2008 con respecto al componente de las inversiones y al componente de la operación y mantenimiento de su sistema de distribución eléctrica. Al respecto, el Art. 8 e inc. c) del Art. 64 de la Ley de Concesiones Eléctricas establece el reconocimiento de “costos de eficiencia” y “costos estándares” respectivamente. Asimismo, el Art. 67 de la misma Ley expresa: … “Los estudios de costos considerarán criterios de eficiencia de las inversiones y de la gestión de un concesionario operando en el país”. Por lo tanto, para una adecuada fijación de costos de mano de obra se deberá efectuar un estudio en la cual se refleje los costos eficientes del mercado laboral, y ésta se podrá encontrar en la planilla de pagos de los trabajadores de las contratistas y/o services que trabajan para las empresas de electricidad, las mismas que servirán como base para determinar los costos eficientes y costos estándar, más aún cuando la calidad de los trabajos involucrados en el servicio de distribución de electricidad son fiscalizados por el OSINERGMIN. Sin embargo, las empresas consultoras han tomado los costos de la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) y en otros casos del Sistema de Costos Estándar de Distribución del OSINERGMIN (SICODI-GART 2008), la misma que también está basada en costos de CAPECO, lo cual demuestra que estas empresas no han realizado un estudio de costos de mano de obra, tal como lo establece la Ley. Asimismo, que la propia OSINERGMIN también ha incurrido. En ese sentido y con el fin que las tarifarias eléctricas se fijen de acuerdo a Ley, se deberá realizar un estudio de costos de mano de obra, en las cuales necesariamente se tome en consideración dichos costos de las contratistas y/o services que ejecutan trabajos para las empresas distribuidoras de electricidad a Dic-2008. Respuesta del Supervisor VAD

Ver respuesta incluida en el análisis de opiniones del sector típico 1. Asimismo, ver respuesta incluida en

el informe legal respectivo.

Observación N° 2

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


De acuerdo a lo señalado en el informe de análisis comparativo y a las observaciones efectuadas al Consultor VAD, no se cuenta con estudios de remuneraciones de mercado de las zonas en estudio, por lo cual se consideró las remuneraciones de FONAFE como las que reflejan los costos de remuneraciones de mercado para las empresas distribuidoras estatales de provincias. Cabe mencionar que los costos tomados en el análisis, corresponde a las remuneraciones efectivamente pagadas por las empresas, los cuales no exceden los topes salariales establecidos por norma.





Observación N° 3

Que, en los costos estándar de inversión de instalaciones eléctricas las empresas consultoras no han presentado un estudio que sustente los porcentajes asumidos en stock, manos de obra, transporte y equipos, ingeniería y gastos generales; tal como se muestra en la gráfica 1. En ese sentido, y en aplicación al Art. 8, inc. c) del Art. 64 y Art. 67 de la Ley de Concesiones Eléctricas se requiere se demuestre con estudio la determinación de los porcentajes propuestos en su estructura de costos de inversión de instalaciones eléctricas. Más aún cuando se estima que nuestra economía ha presentado variaciones por factores de escala y/o competencia; y la misma no puede mantenerse constante a través del tiempo.

Gráfica 1: Estructura de Costos de Inversión


Ver respuesta incluida en el análisis de opiniones del sector típico 1.

Observación N° 4

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


En el informe de análisis comparativo se incluye el análisis y resultados de las cuadrillas consideradas para la atención de emergencias del suministro eléctrico. Conclusión: La observación ya ha sido considerada.




Observación N° 5

Que, no han presentado un estudio que sustente la reducción de las actuales horas punta (18:00 a 23:00 horas) y de la cantidad de días que se aplica; habida cuenta que la demanda de consumo de energía es más plana con relación a periodos tarifarios anteriores y por ende reducir las horas punta. Asimismo, que no se puede asumir que el comportamiento de la demanda no es la misma que el año 1995. Respuesta del Supervisor VAD


Observación N° 6

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






ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

INFORME DE ANÁLISIS DE ABSOLUCION DE OBSERVACIONES DEL CONSULTOR VAD

SECTOR TIPICO 2

SISTEMA ELÉCTRICO PIURA

Empresa Supervisora : Servitech Ingenieros S.R.L.

Fecha : 13 de Octubre de 2009




INDICE

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

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

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

3. ASPECTOS COMPLEMENTARIOS..................................................................................... 12




1. Resumen Ejecutivo

1.1 Objetivo

El presente informe tiene por finalidad analizar la respuesta final del Consultor VAD a las observaciones del Supervisor VAD al Informe Final Definitivo del Estudio de Costos de VAD.

1.2 Alcances

Los alcances del presente informe se enfocan en las opiniones y sugerencias presentadas al Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 2 (Supervisor VAD) por Quantum, mediante comunicación s/n del 15/10/2009.




2. Análisis de Respuesta al Levantamiento de Observaciones

Caracterización del mercado eléctrico Resumen de la Respuesta del Consultor El Consutor VAD considera que la observación planteada por el Supervisor es extemporánea, porque fue realizada fuera del plazo correspondiente, ya que debió ser presentada junto a las otras observaciones al Segundo Informe Parcial y no haber dejado pasar tanto tiempo hasta después del Informe Final. El objetivo del programa diseñado por el OSINERGMIN – GART, para el desarrollo del estudio de VAD en informes parciales es precisamente permitir incorporar al estudio en forma oportuna, gradual y progresiva en el tiempo, las observaciones del Supervisor VAD y las de las Empresas, de tal forma que en la siguiente etapa se toman esas observaciones en consideración. De esta forma se llega al informe final con la mayor parte de los temas ya debatidos y resueltas todas las discrepancias. Ello evita perder tiempo en reprocesar la información y ordena el debate. Si uno de los actores, en este caso el Supervisor VAD, no se da cuenta, o se olvida o deja pasar el tiempo para hacer las observaciones en el momento adecuado, entorpece todo el proceso, afectando nuestro trabajo obligándonos a reprocesar todo el estudio, que es lo que ha pasado. Respuesta del Supervisor VAD Respecto a la oportunidad de planteamiento de la observación, el Consultor VAD ignora el contenido del numeral 9.2 los términos del VAD que indica que el contenido del segundo informe corresponde a resultados parciales de estructuración de la empresa modelo. Así también el Consultor ignora que es de su completa responsabilidad revisar la coherencia de la información utilizada y la estructuración de su modelo de forma que puedan introducir los cambios pertinentes cuando estos fuesen requeridos. En conclusión el Consultor VAD no validó las cifras de su informe final con las fuentes de información disponibles como es el caso del FOSE y la información Georeferenciada, Así también debe entenderse que dentro de los profesionales exigidos para el desarrollo del estudio se requirió de un Especialista GIS encargado de analizar y consolidar las diversas fuentes de información aspecto que tampoco ha sido tomado en cuenta por el Supervisor al momento de redactar la respuesta a las observaciones planteadas por el Supervisor. Definición de la Tecnología Adaptada Resumen de la Respuesta del Consultor El Consutor VAD considera que en el análisis económico de los aisladores puede hacerse considerando el valor presente del flujo de 30 años de todos los costos, como sugiere el Supervisor VAD, pero, si todos los flujos son constantes, entonces es posible y desde el punto de vista didáctico es más claro tomar solamente los costos de un año (que será idéntico a los demás 29 años) y en lugar del VNR de los aisladores, usar la anualidad del VNR que es el valor anual equivalente del VNR, que está expresado en USD/año. Está claro que el resultado será idéntico pues el valor presente del valor anual equivalente es igual al VNR y además el Valor Presente de una suma es igual a la suma de los Valores Presentes de sus términos. Respuesta del Supervisor VAD La evaluación económica para decidir que tecnología es más conveniente se realiza calculando el valor presente del costo inicial de inversión más el valor presente de los flujos representativos de los costos de operación y mantenimiento, por tanto la alternativa a elegir es la que represente el menor valor presente. En conclusión el Consultor VAD no tomó en cuenta la observación planteada por el Supervisor y la respuesta esgrimida es incorrecta.




Definición de la Tecnología Adaptada

Selección de aisladores

Resumen de la Respuesta del Consultor El Consutor VAD considera que en el análisis económico de los aisladores puede hacerse considerando el valor presente del flujo de 30 años de todos los costos, como sugiere el Supervisor VAD, pero, si todos los flujos son constantes, entonces es posible y desde el punto de vista didáctico es más claro tomar solamente los costos de un año (que será idéntico a los demás 29 años) y en lugar del VNR de los aisladores, usar la anualidad del VNR que es el valor anual equivalente del VNR, que está expresado en USD/año. Está claro que el resultado será idéntico pues el valor presente del valor anual equivalente es igual al VNR y además el Valor Presente de una suma es igual a la suma de los Valores Presentes de sus términos.


La evaluación económica para decidir que tecnología es más conveniente se realiza calculando el valor presente del costo inicial de inversión más el valor presente de los flujos representativos de los costos de operación y mantenimiento, por tanto la alternativa a elegir es la que represente el menor valor presente. En conclusión el Consultor VAD no tomó en cuenta la observación planteada por el Supervisor y la respuesta esgrimida es incorrecta.

Comparación Técnico Económica entre conductores de cobre y aluminio

Resumen de la Respuesta del Consultor El Supervisor VAD pretende imponer una metodología de comparación no establecida en los TDR y que a nuestro criterio es técnicamente inadecuada. El objetivo de este punto es seleccionar la tecnología óptima, para lo cual es necesario determinar cuáles son los conductores óptimos (o sea los de menor costo total, incluyendo costo de capital y costo de pérdidas) para transportar una determinada corriente. A tal efecto nuestra obligación es aplicar nuestro mejor criterio para encontrar la solución. Eso es lo que hemos realizado y explicado y se ha determinado para cada tipo de línea aérea y subterránea el costo total sumando el costo de capital más el valor presente de las pérdidas, todo ello para cobre y aluminio y todo en función de la corriente. Así para cada corriente hemos determinado el conductor óptimo.


El análisis desarrollado por el Consultor VAD realiza la comparación económica de selección de conductores tomando como parámetro de comparación la capacidad de corriente cuyos resultados son distintos a los requeridos por el Supervisor donde se solicitó realizar este análisis considerando la resistencia eléctrica de los conductores en estudio. En conclusión el Consultor VAD no indicó porque el criterio de comparación solicitado por el Supervisor es técnicamente inadecuado y la respuesta planteada es no conforme.




Costos Estándar de Inversión Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que no adoptó partidas de costos distintas a las consideradas en la aplicación del SICODI GART, sino que solo corrigió ciertas desviaciones u errores detectadas por nosotros en la citada base de costos. Así mismo refiere que las correcciones fueron expresamente indicadas y su cálculo puede ser auditado en el archivo citado, por lo cual fueron debidamente sustentadas. Respuesta del Supervisor VAD La revisión efectuada por el Supervisor a los costos de inversión presentados por el Supervisor detectó que algunas partidas de costos presentaban diferencias con los contenidos en el SICODI GART y que no habían sido sustentados mediante la presentación de la documentación de respaldo respectiva. En conclusión se considera que la respuesta del Consultor es aceptable. Optimización Técnico Económica del SEM Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que el criterio de utilizar macro cuadriculas de 1 km de lado para el modelamiento de la red de MT y SEDS surge a pedido del Supervisor VAD (observaciones al primer informe parcial, indicando que se tomen los criterios utilizados por el supervisor VAD para el estudio del 2004 del sector típico 2). El Consultor indica que el trazado de cada alimentador fue realizado por el perímetro de las macro cuadriculas de 1 km de lado. Es decir quedan cuadriculas de cada lado del alimentador, por lo cual el alimentador se encuentra en el centro de su área de influencia. Así mismo concluye que no han considerando tramos redundantes de MT y han aplicado estrictamente la metodología del Supervisor VAD del 2004 para minimizar conflictos, a pesar que en un principio habían propuesto una metodología mucho más precisa y moderna, que fue rechazada por parte del supervisor VAD sin mayores fundamentos. Respuesta del Supervisor VAD El modelamiento empleado por el Consultor VAD contiene errores que han sido observados oportunamente a través de las observaciones planteadas a los informes parciales y que no han sido subsanadas satisfactoriamente, los aspectos más relevantes que no han sido subsanados se describen a continuación:

El modelamiento de la red de MT no se ha realizado utilizando módulos eficientes y representativos de los rangos de densidad de carga, el modelo planteado considera que el recorrido de los circuitos troncales se realiza por el perímetro de de las cuadrículas de 1 km de lado, este tipo de modelamiento no es el considerado en el estudio del VAD del 2004 y además incrementa inncesariamente la red de media tensión.

Respecto al modelamiento de las SEDs y la red de BT, el modelo empleado por el Consultor VAD

presenta resultados inconsistentes y alejados de las buenas prácticas para el modelamiento de la red de BT los mismos que han sido observados oportunamente. Los resultados del estudio del Consultor VAD han contemplado el reconocimiento de mayor cantidad de SEDs de baja capacidad y redes de BT con conductores de menor sección en zonas de alta densidad de carga cuando en la práctica se diseñan menor cantidad de SEDs de mayor capacidad y conductores de mayor sección.

La optimización técnico y económica no se realizó de forma conjunta y dado que se reconoció una

excesiva cantidad de SEDs de BT (mayores a las existentes en el sistema real) lo que originó incrementar innecesariamente los circuitos laterales de la red de MT.




En conclusión se considera que el Consultor no atendió oportunamente las observaciones planteadas y el modelo y las consideraciones contempladas en la optimización técnico económica de la red son incorrectos. Balance de Energía y Potencia Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que la observación realizada por el Supervisor VAD, indicando que el NHUBT ha sido determinado a partir del balance adaptado es errónea. Precisa que el cálculo se realizó ajustando por el balance real de energía y potencia. En base a lo citado, y a los factores informados por el Supervisor VAD, se efectuó el cálculo correspondiente del NHUBT, el cual puede ser auditado en el punto 5.5.4 del Informe Final y también en el FORMATO D VII entregado en forma adjunta al mismo (hoja “ST2_Aux_Mov_P_E”). En la columna F se encuentra el Balance Real para el año 2008, el cual se cierra en la celda F163, ajustando el Factor de Carga informado por el Supervisor VAD (54.9%), en base al cual se obtiene finalmente el NHUBT, como consta en la celda K94. Respuesta del Supervisor VAD El Consultor VAD no atendió las observaciones planteadas a la elaboración del balance de potencia y energía y los resultados mostrados muestran recurrentemente el mismo error por cuanto el NHUBT fue obtenido del balance adaptado. En conclusión se considera que el Consultor VAD presentó resultados incorrectos en el balance de energía y potencia. Inversiones No Eléctricas

Terrenos y Edificaciones

Resumen de la Respuesta del Consultor

El Consultor indica que el número de trabajadores (requeridos por el Supervisor para el dimensionamiento de los terrenos y edificaciones) fue incluido en el Informe Final y en el Informe Final Definitivo, donde se discriminó por área de la compañía y tipo de puesto (página 186 del Informe Final Definitivo). Asi también precisa que para el Consultor no es necesario efectuar el análisis que demuestre que alquilar es mejor que invertir para la definición de las edificaciones por cuanto se considera sificiente lo expresado en el informe final.


El Consultor VAD no atendió las observaciones planteadas por la supervisión, si bien es cierto que incluyó el número de trabajadores en el informe, sin embargo el dimensionamiento de los terrenos y las edificaciones no fue realizado tomando en consideración el número de trabajadores. En conclusión se considera que el Consultor VAD no atendió las observaciones planteadas oportunamente y el dimensionamiento fue realizado con ratios inconsistentes entre otros por ejemplo no se explica porque razón se consideró 8.68 $/m2 para la estructura central y el Call Center y 3.04 $/m2 par el resto de oficinas, si se supone que todos los edificios se necuentran ubicados en la ciudad de Piura.




Vehículos


El Consultor indica que el modelamiento del número de vehículos para personal jerárquico resulta muchas veces necesario, más allá de que la generalidad de las tareas de los mismos se realiza dentro de los edificios de la Distribuidora. El hecho de contar con una flota de vehículos le otorga flexibilidad a la organización y es una práctica internacionalmente generalizada en las Distribuidoras. Indica que se consideraron 3 motocicletas para toda la estructura central de modo de brindar un servicio más ágil y flexible para trámites rápidos y mensajería general, que no siempre puede ser contratado a través de servicios de mensajería regulares. Asimismo, estos pueden resultar económicamente más eficientes en entregas estándar de correspondencia, pero no así para otros tipos de trámites que habitualmente requiere una estructura como la de la empresa Distribuidora analizada, por lo que se recomienda el uso de esta guardia mínima de vehículos motocicletas. Reitera que el dimensionamiento efectuado de los vehículos, siendo que se realiza desde un principio bajo el concepto de Empresa Modelo Eficiente, solo contempla aquellos rodados necesarios para la correcta realización de las actividades de Distribución, no considerando el resto de las actividades de la Distribuidora, por lo que no resulta necesario excluir un porcentaje de los mismos debido a estas.


El Consultor VAD no atendió las observaciones planteadas por la supervisión y no evaluó las reales necesidades de la organización para dimensionar los vehículos necesarios para la organización.

Equipos y Sistemas de Software


El Consultor indica que partiendo de la base que el costo de los equipos, sistemas y software representa aproximadamente el 13% de los costos considerados como VNR no eléctrico, y tan sólo un 0.7% de los costos de Inversión totales (VNR Total), se consideró adecuado tomar en cuenta las inversiones y equipos efectivamente adquiridos por la empresa, que son aquellos que resultaron en cada caso necesarios y que fueron adquiridos a los precios más eficientes de mercado, dados los incentivos de la Distribuidora por reducir sus costos. También indica que se consideraron costos históricos desde un principio sin recibir observaciones acerca de la fuente que genera los mismos, que permita efectuar correcciones. Asi mismo el Consultor no considera adecuado para el presente estudio efectuar un revelamiento y análisis de los requerimientos de equipos y software por puesto de trabajo dado que se trata de un exhaustivo trabajo de otro tipo de consultoría que estaría sujeto a innumerables subjetividades y a posibles sobrevalorizaciones del equipamiento, además de exceder ampliamente el alcance de los Términos de Referencia.


El Consultor VAD considera que debido a la poca representatividad de las INE respecto al VNR de la empresa considera que la información histórica es adecuada para los fines del estudio y además considera que las exigencias planteadas por el Supervisor exceden ampliamente el alcance de los términos del VAD.




En conclusión el Consultor VAD no atendió las observaciones planteadas por la supervisión y ha presentado justificaciones inadmisibles para no atender las observaciones planteadas por el Supervisor.

Capital de Trabajo Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que el cálculo del Capital de Trabajo fue incorporado en una carpeta independiente incluida en el ANEXO D y en la entrega del Informe Final Definitivo se incorporó una carpeta “Capital de Trabajo”, dentro del citado ANEXO D, con un único archivo Excel cuyo nombre es el mismo que el del archivo reclamado: “CapitalTrabajo2.xls”, además se incluyo un documento en Word con la descripción del mismo. Respuesta del Supervisor VAD La observación planteada por la supervisión está referida a que en la hoja de cálculo presentada por el Consultor existen celdas que hacen referencia a la ruta “H:\QProyectos\ELECTRICIDAD\Peru\ Electro NorOeste\Informes\Informe Final\Capital de Trabajo\[CapitalTrabajo2.xls] Capital TrabajoENOSA'!”, la misma que no ha sido presentada.

En conclusión se considera que el Consultor VAD no absolvió la observación planteada.

Optimización de os Costos de Operación y Mantenimiento Remuneraciones Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que los valores utilizados como base son las remuneraciones del año 2008 de la Distribuidora desagregadas por categorías, los cuales poseen la incidencia exacta de cada categoría en los costos de Personal de la Distribuidora, reflejando el nivel de salarios medios real de la misma. Asi también indica que el valor salarial de cada categoría de ENOSA en la comparación con empresas del Sector es contrastado con aquel determinado como promedio para cada categoría en la comparación de las remuneraciones de las distintas empresas del sector, obteniéndose finalmente el ajuste que debe realizarse sobre cada categoría real de la Distribuidora, para reflejar los valores del mercado. Esos valores son aplicados luego sobre la estructura modelo eficiente, determinándose los montos de costos de personal modelados, que responden entonces al Nivel de remuneraciones determinado en la comparación de las empresas del sector y no a los valores históricos como describe el Supervisor VAD. Para determinar los otros conceptos adicionales a la remuneración, se utilizó la proporción efectivamente abonada por la distribuidora, dado que tiene la ponderación correcta de las antigüedades, situaciones familiares, educativas, de sobretiempos incurridos, etc. de la Distribuidora analizada, lo cual debe ser considerado en el costo de personal de ésta. No obstante se aclara que sólo se usa la proporción de estos conceptos, no su valor histórico como cita el Supervisor VAD, en la empresa modelada. Respuesta del Supervisor VAD El Consultor no absolvió las observaciones planteadas por el Supervisor, así mismo reconoce que los valores base utilizados son las remuneraciones del año 2008 de la distribuidora. Así mismo precisa que para el reconocimiento de los conceptos adicionales a la remuneración básica si consideró los costos históricos de la empresa. Queda claro entonces que el planteamiento del Consultor no obedece a un criterio de modelamiento de la remuneración básica y los conceptos adicionales a ser pagados y que la propuesta por tanto considera los costos históricos de la Empresa.

En conclusión se considera que el Consultor VAD no absolvió la observación planteada.




Costos de Operación y Mantenimiento Técnico Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que las actividades de mantenimiento contienen frecuencias que han considerado

Recambio por agotamiento de vida útil de aquellos activos de red cuyas vidas útiles sean inferiores a los 30 años reconocidos en el costo de capital.

Tasas de fallas de los componentes.

Recambios preventivos de activos críticos según plan de mantenimiento.

Reitera que no fueron presentadas costos de mantenimiento asociados a inversiones dentro de las frecuencias de OyM, con excepción de lo citado anteriormente (aquellos activos cuyas vidas útiles resulten inferiores a los 30 años), dado que el costo de VNR no los captura, y corresponde entonces incluirlos en el VAD a través de los costos de OyM. Asimismo aclara que se ha presentado un detalle pormenorizado de tiempos, recursos y frecuencias de las tareas requeridas para la OyM de los activos de distribución, encontrando finalmente menores los costos de Personal (no los costos de las tareas en su totalidad) de los Terceros Contratistas, por lo cual se toman estos últimos dado que resultan económicamente más eficientes para la prestación del servicio con el detalle presentado para el caso de su prestación con personal propio. En relación al sustento de la estructuración de los costos presentados por terceros contratistas, las cotizaciones de los mismos no son emitidas con un detalle específico de los recursos y tiempos que insume cada tarea. Son cotizaciones realizadas en la mayoría de los casos de manera general, indicando un precio unitario por cada tipo de actividad a realizar. Esta información ha sido entregada junto a todos los informes. Respuesta del Supervisor VAD El principal aspecto requerido en las observaciones efectuadas al Consultor ha sido el relacionado a la falta de sustento del costo de las actividades de mantenimiento realizadas por terceros, toda vez que los costos considerados en la propuesta tarifaria del Consultor hacen referencia a que se ha optado por Costos de Terceros por ser menores a los de personal propio. Lo que el Consultor VAD no ha tomado en consideración es que los costos propuestos deben tener una estructura adecuada que permitan ser auditados y no toma en consideración que un estudio de Costos del VAD no puede ser aprobado si los costos elegidos no tienen los sustentos respectivos, por tanto el análisis presentado para la determinación de costos con personal propio pasa a ser irrelevante dentro del contenido del informe final definitivo. En conclusión el modelamiento de costos con personal propio presentado por el Consultor no es más que una justificación para que se reconozcan costos de terceros sin ningún tipo de sustento, con el consiguiente perjuicio económico que su propuesta pudiera ocasionar a la empresa, lo cual no es admisible según los términos del Estudio de Costos del VAD.

Costos de Operación y Mantenimiento Comercial Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que la objeción del Supervisor VAD es similar a las anteriores mencionadas más arriba (costos de operación y mantenimiento técnico) y afirma que su respuesta es la misma.




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

Costos Fijos Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que las objeciones del Supervisor VAD son similares a las anteriores mencionadas más arriba (costos de operación y mantenimiento técnico y comercial) y afirma que su respuesta es la misma. Respuesta del Supervisor VAD Los argumentos presentados por el Consultor VAD, sirven para sustentar que los costos modelados con personal propio son más caros que servicios similares tercerizados, por tanto la respuesta del Consultor no responde el aspecto principal de fondo que es el relacionado con la estructuración de los costos de terceros que no ha sido presentada. En conclusión el Consultor VAD no absolvio las observaciones planteadas.

Optimización de Costos de Gestión Resumen de la Respuesta del Consultor El Consultor indica que el contenido del Anexo D del Informe Final Definitivo, muestra el detalle de la metodología de cálculo de los valores de costos indirectos de Gestión adoptados. Los mismos, en algunos casos como los presentados en la respuesta del Consultor VAD Inciso 2, parten inicialmente de ratios unitarios por actividad que provienen de referencias internacionales, que se citan en varias partes del informe e incluso en las respuestas a otras observaciones. Asimismo, indica que dichas referencias se incluyeron en el estudio a partir del Segundo Informe Parcial, como así también los criterios de uso del Impulsor de costos correspondiente para asignar al SEM la porción correspondiente de los costos indirectos calculados, sin que se hayan recibido observaciones al respecto hasta esta instancia, por lo cual no se trata de una observación que haya podido ser subsanada, dado que se realiza en una instancia que no permite sea corregida o ampliada en el informe del consultor VAD. Respuesta del Supervisor VAD Respecto a la oportunidad de planteamiento de la observación, el Consultor VAD ignora el contenido del numeral 9.2 los términos del VAD que indica que el contenido del segundo informe corresponde a resultados parciales de estructuración de la empresa modelo. Así también el Consultor ignora que es de su completa responsabilidad revisar la coherencia de la información utilizada y la estructuración de su modelo de forma que puedan introducir los cambios pertinentes cuando estos fuesen requeridos. En conclusión el Consultor VAD no ha absuelto las observaciones plantedas por el Supervisor.




3. Aspectos Complementarios Es importante dejar como hechos evidentes del desarrollo del estudio de Costos del VAD de parte del Consultor los siguientes sucesos:

Las reuniones de inicio del Estudio de Costos del VAD se realizarón sin la presencia del Jefe de Estudio y los Especialistas referidos en el expediente de calificación de Consultores para la realización del Estudio de Costos del VAD. Estas omisiones han ocasionado que la propuesta del estudio presente valores no representativos de la zona de estudio.

La participación del Jefe de Estudio ha sido nominal y las funciones ejercidas por el profesional

designado han sido estrictamente relacionadas con trámites administrativos durante el tiempo de ejecución del estudio. A diferencia de otros Consultores los Jefes de Estudio tuvieron una participación activa durante la ejecución del estudio y la presentación de los resultados.

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Informe Analisis de Absolucion de Observaciones · PDF fileimprescindibles como recloser´s para aislar las fallas y no dejar sin servicio toda la troncal. ... considerado recloser´s