Norma Procedimiento para la Determinación de los Costos de ... · Establecer el procedimiento para la determinación de los costos de operación y mantenimiento, así como, los formularios

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA

Norma

"Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de

Transmisión”

(DEROGADA POR RESOLUCIÓN OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD)

Lima, noviembre 2005

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EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

De la experiencia recogida en las regulaciones tarifarias anteriores, se evidencia la necesidad de modificar el procedimiento de cálculo de los Costos de Operación y Mantenimiento (en adelante “COyM”) debiéndose estandarizar y uniformizar los diferentes criterios de cálculo adoptados según las particularidades propias de las instalaciones de transmisión.

Si bien la metodología de cálculo actual basado en el Sistema de Costos ABC (Activity Based Costing), ha permitido definir los costos de operación y mantenimiento basados en una relación causal con las actividades del servicio de transmisión prestado, fortaleza indiscutible de la metodología, su dependencia de abundante información histórica de detalle sobre las particularidades de cada titular de transmisión, representa una limitación para aplicarlo bajo un mismo criterio estándar a cada uno de los sistemas de transmisión y en cada regulación tarifaria de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

Los Principios de Actuación basados en el Análisis de Costo Beneficio y de Eficiencia y Efectividad, que rigen las acciones del OSINERG según su Reglamento General, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, determinan que deban adoptarse medidas que permitan superar las ineficiencias y señales de inestabilidad que genera el calcular el COyM, bajo el Sistema de Costos ABC para cada titular de transmisión y en cada regulación.

La presente norma "Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión” permitirá que, en la próxima regulación de las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (año 2007), se establezcan estándares del COyM para cada instalación de transmisión, considerando únicamente los costos de inversión, el nivel de tensión al que pertenece la instalación y la ubicación geográfica correspondiente.

El método subyacente en la norma introduce señales de estabilidad en la tarifa, facilita la unificación de criterios en la determinación del COyM y permite la reducción de costos en la regulación sin sacrificar eficiencia regulatoria, tal como se observa en experiencias internacionales, así como en algunos contratos de concesión BOOT suscritos por el Estado Peruano bajo un marco normativo de promoción a la inversión privada.

Mediante Resolución OSINERG N° 261-2005-OS/CD, publicada en el diario El Peruano con fecha 12 de setiembre de 2005, se dispuso la publicación del proyecto de norma, para que las empresas titulares de los SST e interesados, presenten sus opiniones y sugerencias a la misma.

Hasta el 3 de octubre de 2005, se recibieron las opiniones y sugerencias de diversos agentes, habiéndose incorporado a la norma aquellas que se encontraron pertinentes con los objetivos de la misma. En consecuencia, es necesario aprobar y disponer su publicación, a fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD.

Finalmente, cabe señalar que la presente norma complementa la Resolución OSINERG N° 262-2004-OS/CD y la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD y cumple con el objetivo común de dichas normas, es decir, con optimizar el proceso de fijación tarifaria de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N° 415-2005-OS/CD

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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA

OSINERG N° 415-2005-OS/CD

Lima, 15 de noviembre de 2005

CONSIDERANDO:

Que, mediante Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, publicada el 19 de julio de 2005, se aprobó la norma “Criterios, metodología y formularios para la presentación de los estudios técnico-económicos que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los Sistemas Secundarios de Transmisión” con el fin que los titulares de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) utilicen criterios uniformes y una misma metodología en la elaboración de dichos estudios y, formularios para la presentación de manera ordenada y estandarizada de la información que incide directamente en la regulación de los SST;

Que, para el cumplimiento de los fines indicados y con carácter complementario, dicha Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, en su Artículo 2°, establece que el procedimiento para determinar el Costo de Operación y Mantenimiento (en adelante “COyM”), para su aplicación en la regulación de los SST, será aprobado por el OSINERG;

Que, de la experiencia recogida en procesos regulatorios sobre fijación de tarifas y compensaciones para los SST, se ha visto la necesidad de normar el procedimiento de cálculo del COyM, así como los aspectos vinculados con la presentación de información por parte de las empresas concesionarias, de modo que se optimice el procesamiento de dicha información, facilitándose la labor del regulador y de las empresas reguladas en el proceso de estandarización del cálculo del COyM;

Que, si bien la metodología de cálculo actual basado en el Sistema de Costos ABC (Activity Based Costing), ha permitido definir los costos de operación y mantenimiento basados en una relación causal con las actividades del servicio de transmisión prestado, fortaleza indiscutible de la metodología, su dependencia de abundante información histórica de detalle sobre las particularidades de cada titular de transmisión, representa una limitación para aplicarlo bajo un mismo criterio estándar a cada uno de los sistemas de transmisión y en cada regulación tarifaria de los SST;

Que, los Principios de Actuación basados en el Análisis de Costo Beneficio y de Eficiencia y Efectividad, que rigen las acciones del OSINERG según su Reglamento General, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, determinan que deban adoptarse medidas que permitan superar las ineficiencias y señales de inestabilidad que genera el calcular el COyM, bajo el Sistema de Costos ABC para cada titular de transmisión y en cada regulación;

Que, para ello, la norma "Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión” permitirá que, en la próxima regulación se establezcan estándares del COyM para cada instalación de transmisión, considerando únicamente los costos de inversión, el nivel de tensión al que pertenece la instalación y la ubicación geográfica correspondiente. Dichos estándares que se fijarán para el periodo comprendido entre los años 2007 y 2011, servirán para fijar el monto del COyM a reconocer para cada uno de los titulares de los SST, no sólo para dicha fijación, sino también para todas las


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fijaciones tarifarias posteriores, de tal modo que la complejidad del Sistema de Costos ABC no se torne en una limitación que se aplique reiteradamente en las futuras fijaciones tarifarias;

Que, el método incluido en la norma introduce señales de estabilidad en la tarifa, facilita la uniformidad de criterios en la determinación del COyM y permite la reducción de costos en la regulación sin sacrificar la eficiencia regulatoria, tal como se observa en experiencias internacionales así como en algunos contratos de concesión BOOT suscritos por el Estado Peruano bajo un marco normativo de promoción a la inversión privada;

Que, la norma cuya aprobación es materia de la presente resolución, complementa la Resolución OSINERG N° 262-2004-OS/CD y la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD y cumple con el objetivo común de dichas normas, es decir, con optimizar el proceso de fijación tarifaria de los SST;

Que, conforme al Artículo 25° del Reglamento General del OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte el OSINERG en cumplimiento de sus funciones, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el Diario Oficial El Peruano, con el fin de recibir las opiniones y sugerencias de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar a procedimiento administrativo;

Que, tal como se dispone en el mencionado Artículo 25°, la publicación del proyecto de norma se realizó el 12 de setiembre de 2005 en el diario oficial El Peruano, en cumplimiento a lo dispuesto por la Resolución OSINERG N° 261-2005-OS/CD, la cual incluyó una exposición de motivos y estableció el plazo dentro del cual se recibieron las opiniones y sugerencias de diversos agentes, habiéndose analizado los mismos en el Informe Técnico OSINERG-GAR/DGT N° 086-2005 y acogido aquellas que contribuyen al logro de los objetivos de la norma;

Que, se ha expedido los Informes OSINERG-GAR/DGT N° 086-2005, el mismo que figura como Anexo de la presenta resolución, y OSINERG-GART-AL-2005-171 de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG, los cuales forman parte integrante de la presente resolución y complementan la motivación que sustenta la decisión del OSINERG, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3°, Numeral 4 de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto supremo N° 009-93-EM; en el Decreto Supremo 029-2002; en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas.

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Apruébese la norma "Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de


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Transmisión”, la cual se adjunta a la presente resolución y forma parte integrante de la misma.

Artículo 2°.- Incorpórese como Anexo de la presente resolución el Informe OSINERG-GART/DGT N° 086-2005.

Artículo 3°.- La presente Resolución entrará en vigencia al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial El Peruano.

Artículo 4°.- La presente resolución y la norma, deberán ser publicadas en el Diario Oficial El Peruano y, junto con su Anexo, en la página WEB del OSINERG: www.osinerg.gob.pe.

ALFREDO DAMMERT LIRA

Presidente del Consejo Directivo OSINERG


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CONTENIDO

TÍTULO I ASPECTOS GENERALES

TÍTULO II PROCEDIMIENTO COYM

ANEXO 1 ESPECIFICACIONES PARA LA ESTANDARIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

ANEXO 2 FORMULARIOS Y MEDIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

ANEXO 3 ESTRUCTURA DE LA CODIFICACIÓN DE LOS MÓDULOS ESTÁNDAR


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TITULO I ASPECTOS GENERALES

Artículo 1º.- Objetivo y Alcance 1.1. Establecer el procedimiento para la determinación de los costos de

operación y mantenimiento, así como, los formularios para su aplicación en la regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST).

1.2. La presente norma es de aplicación a cada uno de los SST del país y será utilizada tanto para la presentación de los estudios de propuestas tarifarias por parte de las empresas titulares de SST; así como, por el OSINERG en los estudios de aprobación de las respectivas tarifas y compensaciones.

Artículo 2º.- Base Legal - Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en

adelante “LCE”) y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM.

- Decreto Supremo 029-2002-EM, que establece criterios complementarios para la definición del SEA de los SST.

- Procedimiento para Fijación de Precios Regulados, aprobado por la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD.

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

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

- Reglamento de la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM.

- Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.

- Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

- Decreto Supremo 029-94-EM, Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas.

- Resolución Ministerial N° 263-2001-EM/VME, Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Electricidad.

- Resolución Ministerial N° 366-2001-EM/VME, Código Nacional de Electricidad-Suministro.


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- Reglamento Nacional de Construcciones.

- Decreto Supremo N° 020-97-EM, Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

- Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE, Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados.

- Decreto Supremo N° 009-2005-TR, Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo;

- Ley N° 28611,Ley general del Ambiente; y

- Ley No 27314, Ley General de los Residuos Sólidos.

En todos los casos, se incluye las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.

Artículo 3º.- Definiciones y Glosario de Términos En lo que corresponda, son aplicables para la presente norma las definiciones establecidas en la norma “Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, aprobada mediante Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, la misma que fue publicada en el Diario El Peruano, el 19 de julio de 2005. Asimismo, serán aplicables las definiciones y términos que se indican a continuación:

3.1. CAE: Costos Anuales Estándar de operación y mantenimiento, conformado por los costos de mantenimiento, operación, gestión y seguridad. Estos costos son determinados para el conjunto de instalaciones pertenecientes al SEA de los SST del SEIN y valorizados con los Módulos Estándar de operación y mantenimiento correspondientes.

3.2. Costos Estándar: Conjunto de costos correspondientes a las actividades y procesos de operación y mantenimiento de las redes de transmisión determinados de acuerdo con los criterios de Eficiencia Económica, Relación Unívoca y Estandarización.

3.3. COyM: Valor anual de los costos de operación y mantenimiento de las redes de transmisión determinados en aplicación del procedimiento establecido en el Título II de la presente norma.-

3.4. LCE: Abreviatura de la Ley de Concesiones Eléctricas.

3.5. PROCEDIMIENTO: Abreviatura del “Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión”.


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3.6. RLCE: Abreviatura del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

3.7. SEA: Abreviatura de “Sistema Económicamente Adaptado” cuya definición corresponde al Numeral 14 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas.

3.8. SEIN: Abreviatura del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

3.9. Sistema de Costos ABC: El ABC (siglas en inglés de "Activity Based Costing") corresponde a la metodología través del cual, para determinar los Costos Estándar de las instalaciones de transmisión, se establece una relación de causalidad entre dichos costos y las actividades que lo conforman.

3.10. SST: Abreviatura del “Sistema Secundario de Transmisión” cuya definición corresponde al Numeral 17 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas.

TITULO II PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO El PROCEDIMIENTO considera los siguientes criterios:

Artículo 4º.- Criterios Generales 4.1. Eficiencia Económica

Los costos de operación y mantenimiento corresponderán a costos eficientes a fin de imprimir una señal económica de largo plazo que permita al titular de la red a obtener los correspondientes ingresos sobre la base de su eficiencia en la prestación del servicio. Para ello, dichos costos serán establecidos como estándares eficientes, a fin de limitar en su cálculo la utilización de información que resulte de comportamientos estratégicos en niveles de producción ineficientes.

4.2. Relación Unívoca

Las actividades de operación y mantenimiento y sus respectivos costos corresponderán unívocamente a las instalaciones de transmisión establecidas y caracterizadas en el SEA de los SST, a fin de retribuir únicamente aquellos procesos y actividades estándar que son requeridos para la operación y mantenimiento eficientes de las redes de transmisión.

4.3. Estandarización

En aplicación del principio regulatorio de no discriminación, los criterios para determinar los costos de operación y mantenimiento serán estandarizados para todas las instalaciones de transmisión con


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características similares, dentro de un esquema eficiente y sobre la base del servicio que éstas prestan.

Artículo 5º.- Criterios Específicos 5.1. El PROCEDIMIENTO será sencillo en su aplicación y contemplará en

su formulación los criterios de Eficiencia Económica, Relación Unívoca y Estandarización.

5.2. El PROCEDIMIENTO estará sustentado en las características más representativas del conjunto de instalaciones de transmisión pertenecientes al SST de modo que el COyM calculado permita:

a. Establecer una señal económica eficiente y estable en el tiempo.

b. Cumplir con los principios de estandarización descritos en la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD.

c. Optimizar la aplicación de los principios de celeridad, eficiencia y efectividad de la regulación de las tarifas y compensaciones de los SST.

5.3. Los costos anuales de operación y mantenimiento determinados mediante el Procedimiento podrán ser revisados durante el Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión.

Artículo 6º.- Aspectos Metodológicos 6.1. El PROCEDIMIENTO relaciona, para el conjunto de instalaciones

pertenecientes al SEA de los SST, los CAE con sus correspondientes Costos de Inversión, dando lugar a los Factores de Participación Anual (FPA), definidos según las características más representativas de las instalaciones de transmisión del país.

6.2. Los estándares de los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de los SST definidos a través de los FPA, servirán para fijar el monto del COyM a reconocer para cada uno de los titulares de los SST.

6.3. De esta forma, los costos anuales de operación y mantenimiento de una instalación, serán determinados considerando los costos de inversión, el nivel de tensión al que pertenece y la ubicación geográfica correspondiente.

Artículo 7º.- Procedimiento para la determinación del COyM Los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de los SST serán calculados siguiendo el siguiente procedimiento:


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7.1. El costo anual de operación y mantenimiento (COyM) de una instalación de transmisión “i” reconocida en el SEA, será calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:

gvigvi FPACICOyM ,,, ⋅= . . . (1) Siendo:

v : Niveles de tensión de las redes de transmisión definidos según la tabla de clasificación general siguiente:

Nivel de Tensión v Baja Tensión BT 1

Media Tensión MT 2 Alta Tensión AT 3

Muy Alta Tensión MAT 4 Para líneas de transmisión se considera los siguientes niveles de tensión: para Muy Alta Tensión (MAT) 220 kV y 138 kV; y para Alta Tensión (AT) 60 kV y 33 kV.

Para subestaciones se consideran la tensión del devanado de mayor tensión: para Muy Alta Tensión (MAT) 220 kV y 138 kV; para Alta Tensión (AT) 60 kV y 33 kV y sólo para las celdas de salida de alimentadores en Media Tensión (MT) 22,9 kV y 10 kV.

g : Ubicación geográfica de las redes de transmisión definidos según la tabla de clasificación general siguiente:

Ubicación Geográfica g

Costa C 1 Sierra Si 2 Selva Se 3

COyMi : Valor anual de los costos de operación y mantenimiento de la instalación “i”, determinado en aplicación del PROCEDIMIENTO y expresado en miles de US$.

CIv, g, i : Costo de inversión de la instalación de transmisión eléctrica “i”, en el nivel de tensión “v”, ubicada geográficamente en “g”, reconocida en el SEA y expresado en miles de US$.

FPAv, g : Factor de Participación Anual, corresponde al valor estándar del COyM por unidad de inversión que se reconoce como el gasto anual de la operación y mantenimiento de la instalación de transmisión


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geográficamente ubicada en “g” y en el nivel de tensión “v”.

Se calculará como:

⎩⎨⎧

==

∀⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

=

∑

∑

=

=

3,2,14,3,2

)(

)(

1,,

1,,

, gv

CI

CAEFPA n

iigv

n

iigv

gv L . . . (2)

Siendo:

n : Número total de instalaciones pertenecientes al SST.

CAEv, g, i : Costo Anual Estándar de operación y mantenimiento de la instalación “i”, ubicada geográficamente en “g”, en el nivel de tensión “v”, y expresado en miles de US$.

7.2. El costo anual de operación y mantenimiento (COyM) del conjunto de instalaciones de transmisión reconocidas al titular “x”, será calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:

∑ ∑= =

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅=

4

2

3

1,,, )(

v ggvxgvx FPACICOyM . . . (3)

Siendo:

COyMx : Valor anual de los costos de operación y mantenimiento, determinado en aplicación del PROCEDIMIENTO, del conjunto de redes de transmisión del titular “x” y expresado en miles de US$.

CIv, g, x : Costo de inversión de la instalación de transmisión eléctrica correspondiente al titular de las redes “x”, en el nivel de tensión “v”, ubicada geográficamente en “g” y expresado en miles de US$.

7.3. Los Costos de Inversión (CIv,g,x) corresponden a la valorización de las instalaciones de transmisión del SEA según los criterios establecidos en la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, clasificados por nivel de tensión (v), ubicación geográfica (g) y titular de transmisión (x), determinados en cada proceso regulatorio.

7.4. Para el cálculo del Peaje Secundario Unitario señalado en el Artículo 38° de la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, el COyM de cada año se determinará considerando el costo de inversión de la infraestructura definida en el SEA correspondiente a dicho año y los correspondientes factores de participación anual. Una vez


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determinados los COyM para el horizonte de análisis se determinará el peaje secundario utilizando la fórmula contenida en el mencionado artículo.

Artículo 8º.- Costos Anuales Estándar y Factores de Participación Anual 8.1. Los Costos Anuales Estándar de operación y mantenimiento

(CAEv,g,i) serán determinados con los Costos Estándar de operación y mantenimiento aplicados al conjunto de las instalaciones de transmisión del país reconocido en el SEA de los SST, conforme a lo establecido en el Anexo 1.

8.2. Los Factores de Participación Anual (FPAv,g) corresponden a un conjunto de valores, definidos sobre la base de los CAE conforme la ecuación (2) del Numeral 7.1.

8.3. Los FPAv,g y los CAEv,g,i podrán ser revisados en cada proceso regulatorio considerando los criterios y procedimientos establecidos en la presente Norma.

Artículo 9º.- Disposiciones finales 9.1. La presente norma será de aplicación a partir del Proceso de Fijación

de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al año 2007.

9.2. Los Factores de Participación Anual (FPA) así como los correspondientes Costos Anuales Estándar (CAE) serán determinados en el Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al año 2007, de acuerdo con los criterios y metodologías descritos en la presente Norma.

9.3. Los titulares de transmisión seguirán las especificaciones señaladas en el Anexo Nº 1 y presentarán a OSINERG la información pertinente según los formularios establecidos en el Anexo Nº 2 y siguiendo la codificación de los módulos, recursos y otros conceptos establecidos en el Anexo Nº 3.

9.4. En caso que los titulares de transmisión no presenten propuestas tarifarias, el OSINERG utilizará la información presentada en regulaciones anteriores para estandarizar los costos de operación y mantenimiento.


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ANEXO 1

ESPECIFICACIONES PARA LA ESTANDARIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO


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1. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento

En el presente Anexo se detallan las especificaciones y la metodología que se empleará para estandarizar los costos de operación y mantenimiento del conjunto de instalaciones pertenecientes al SST y como resultado de ello determinar los Costos Estándar de operación y mantenimiento, para determinar los Factores de Participación Anual.

1.1. Criterios para la Determinación de los Costos Estándar

Los Costos Estándar de operación y mantenimiento se determinarán de acuerdo con los siguientes criterios generales:

a. El Sistema de Costos ABC debe ser utilizado únicamente para la determinación de los Costos Estándar de operación y mantenimiento de líneas, subestaciones, centro de control y sistema de telecomunicaciones.

b. Se determinarán los costos de operación, considerando el personal necesario para realizar las actividades y los servicios requeridos en las subestaciones y centros de control dependiendo del grado de automatización y de las necesidades de atención, para lo cual deberá identificarse las intervenciones del personal para realizar maniobras vinculadas al mantenimiento programado y a emergencias.

c. De acuerdo con los criterios de diseño de las subestaciones y del centro de control, se consideran subestaciones automatizadas en el grado suficiente como para considerarlas “no atendidas”. No obstante, se deben identificar las intervenciones de personal para realizar maniobras vinculadas a las tareas de mantenimiento a ejecutarse de manera programada y/o por emergencias

d. Los costos estándar de operación y mantenimiento corresponderán a los módulos de inversión del Sistema Económicamente Adaptado (SEA) y no a las instalaciones existentes en cada empresa.

e. Los costos de recursos (mano de obra, materiales, equipo y herramientas), deben corresponder a los valores promedio de mercado de los últimos 4 años.

f. Las actividades de mantenimiento podrán ser ejecutadas indistintamente por personal propio o terceros, teniendo en cuenta la disponibilidad nacional o extranjera de los actores, lo que resulte tanto técnica como económicamente más conveniente. La supervisión será realizada con personal propio.

g. La valorización de las actividades de mantenimiento, tomará como referencia los períodos y términos de interrupción coordinados con el COES-SINAC, para los casos que correspondan.


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h. Los costos de mantenimiento deberán contemplar el conjunto de trabajos de reparación y revisión necesarios de los SST, para garantizar el funcionamiento continuo y la conservación de todas las instalaciones por el período de vida útil de 30 años.

i. Se incorporarán como costos estándar aquellos gastos que tengan en cuenta, las particularidades propias de la actividad de transmisión aplicables al entorno del país. En tal sentido se excluirán aquellos gastos que no reflejen las necesidades y/o características de la prestación del servicio de transmisión eléctrica, a pesar que la empresa real lo requiera para otras actividades o negocios.

j. Para valorizar los módulos estándar de operación y mantenimiento, cada concesionaria organizará una base de datos de precios unitarios de suministro importado (CIF); suministro nacional, flete de suministros, obras civiles y montaje electromecánico. Dicha base de datos contará con información de los últimos proyectos realizados por el titular del SST, precios unitarios proporcionados por los fabricantes de equipos y materiales o sus representantes, información de aduanas, liquidación de obras civiles y electromecánicas recientes, en un período mínimo de 4 años.

k. Las instalaciones que se consideran son las determinadas en el Sistema Económicamente Adaptado (SEA) definidos en la inversión

l. Para cada instalación se determina un Costo Anual Estándar (CAE), El conjunto de CAE se agrupan según sus características principales (tensión y ubicación geográfica).

m. Para cada grupo de igual tensión y ubicación geográfica, se determina los Factores de Participación Anual (FPA), relacionando los CAE con la Inversión.

n. Finalmente, se calcula el COyM para cada instalación por concesionaria, multiplicando el FPA por la inversión de cada instalación.

1.2. Costos de Mantenimiento

1.2.1 Aspectos Metodológicos La metodología general para elaborar los costos de mantenimiento deberá basarse en el Sistema de Costos ABC en el que se analizan las actividades de mantenimiento, sus alcances y frecuencias, así como, los recursos que estas actividades consumen para un determinado rendimiento.

A continuación se describe la metodología que deberá emplearse para tal fin:

• Identificación de los módulos de inversión correspondientes al SEA, teniendo en cuenta el equipamiento de la instalación, la tecnología y la región o zona geográfica donde se encuentra.

• Identificación, definición y agrupación de las actividades de mantenimiento en


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actividades predictivas, preventivas y correctivas, donde éstas últimas impliquen un manejo eficiente de los programas de mantenimiento.

• Definición de la frecuencia de ejecución de las actividades de mantenimiento, atendiendo, entre otros factores, a la ubicación geográfica de la instalación.

• Definición del alcance de cada actividad de mantenimiento, calculado como porcentaje entre la cantidad de elementos intervenidos, respecto a la cantidad total de elementos existentes.

• Integración de las actividades en módulos de mantenimiento.

• Cálculo del costo unitario de cada actividad de mantenimiento, a partir de un análisis de costos unitarios el cual tomará en cuenta la asignación de recursos (mano de obra, materiales, herramientas y equipos) y el costo de recursos y asignación de rendimientos.

• Para el cálculo del costo de mantenimiento de una instalación se efectuará la sumatoria de costos de mantenimiento de cada módulo de la instalación.

• Los costos de mantenimiento se proyectarán por períodos mensuales y luego se anualizarán al final de año considerando la tasa de descuento anual indicada en el Artículo 79° de la LCE, a fin de tomar en cuenta el costo del dinero en el tiempo.

A continuación, se presenta el diagrama que grafica la metodología descrita:

Gráfico N° 2 METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE COSTOS DE MANTENIMIENTO

Definición de la inversión del SEA

Definición de módulos de Mantenimiento

Costo unitario de actividades

Programa de mantenimiento regular

Costo anual de módulos de mantenimiento

Costo anual de módulos de mantenimiento por instalación

Rendimiento de actividades

Asignación de recursos

Costos de recursos

Alcance de actividades

Frecuencia de actividades


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1.2.2 Procedimiento para la determinación de los Costos de Mantenimiento

1.2.2.1. Definición de Módulos Se define la formación de módulos por la integración de un conjunto de actividades de mantenimiento elegidas según la instalación que se trate. Dichas actividades deben ser clasificadas en los siguientes tipos de mantenimiento: predictivo, preventivo y correctivo.

a. Mantenimiento Predictivo: Actividades mediante las cuales se vigilan y se miden ciertas manifestaciones que ocurren en el equipo o material relacionadas con cambios físicos tales como vibraciones, cambio de temperaturas, presiones y otras manifestaciones medibles, con el fin de controlar su progresión y predecir la oportunidad en que debe hacerse la corrección correspondiente.

b. Mantenimiento Preventivo: Actividades que se realizan para anticipar la ocurrencia de fallas o la probabilidad de éstas, evitando el deterioro o mal funcionamiento del material o equipo. Tiene la finalidad de corregir, reparar o reemplazar los equipos o materiales de la instalación antes de haberse producido la falla.

c. Mantenimiento Correctivo: Acciones que se realizan para reparar o reemplazar equipos o componentes de una instalación luego que se detecte avería o falla.

1.2.2.2. Costo Unitario de Actividades En el cálculo del costo unitario de una actividad intervienen: el costo unitario de cada recurso (mano de obra, herramientas, equipos y material) y su cantidad, la cual a su vez depende del rendimiento de la cuadrilla para la ejecución de la actividad de mantenimiento. A continuación se indica el procedimiento:

Primero se calculan los costos de cada recurso, para lo cual se procesarán los datos de cantidad y precio unitario del recurso y del rendimiento de la cuadrilla para efectuar la actividad de mantenimiento analizada. La fórmula es la siguiente:

PURnd

cCantCR ×=.Re

.Re.

Donde:

CR : Costo del Recurso

Cant.Rec.: Cantidad del Recurso

Rend: Rendimiento de unidades por día, considerando una jornada de 8 horas y 48 horas semanales.

PUR : Precio Unitario del Recurso


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Al sumar los costos de cada recurso se obtiene como resultado el Costo Unitario de cada actividad. La fórmula es la siguiente:

∑=i

iCRCUA

Donde:

CUA : Costo Unitario de la Actividad

CRi : Costos de los Recursos que conforman la Actividad

1.2.2.3. Valorización del Mantenimiento La valorización del mantenimiento considera los siguientes aspectos:

• Los periodos y términos de interrupción coordinados con el COES, para los casos que apliquen;

• Las recomendaciones de los fabricantes de equipos y materiales;

• Las condiciones ambientales donde se ubican las instalaciones; y

• Las recomendaciones de estudios específicos y/o de compañías similares de servicio eléctrico.

El complemento a lo indicado estará constituido por el análisis que toma en cuenta el número de las fallas ya ocurridas y las consecuencias de carácter económico, ambiental o de seguridad que ellas pueden ocasionar.

1.2.2.4. Costo Anual de Módulos Estándar de Mantenimiento Determinado el Costo Unitario de cada actividad, se las agrupará para formar el módulo de mantenimiento de la instalación analizada. Para el caso de subestaciones se calculará un costo modular anual teniendo en cuenta el alcance y la periodicidad de ejecución de las actividades de mantenimiento.

Para el caso de líneas, sobre la base de la longitud de una línea modelo, se calculará el costo modular anual por km, considerando los diversos componentes y la cantidad de ellos en la longitud de la línea modelo. Para el costo modular además se debe tener en cuenta el alcance y la frecuencia de ejecución de las actividades de mantenimiento.

Los costos de mantenimiento se proyectan por períodos mensuales y con el objeto de considerar el costo del dinero en el tiempo, se anualizarán al final del año considerando la tasa de descuento anual indicada en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas. La ecuación para el cálculo del costo anual será la siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−+

××=

1)1()(

12/PeriodiiAlcCUACA


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Donde:

CA : Costo Anual

CUA : Costo Unitario de la Actividad

Alc : Alcance de la actividad respecto al número total de elementos

Period : Intervalo de ejecución expresado en meses

i : Tasa de descuento anual

1.3. Costos de Gestión e Indirectos de Transmisión

1.3.1 Aspectos Metodológicos Los Costos de Gestión forman parte de los Costos de Operación y

Mantenimiento de la empresa. Por naturaleza constituyen gastos indirectos e incluyen: gastos de personal, honorarios, dietas, materiales, servicios de terceros, etc. correspondientes a las áreas comunes de gestión de la empresa como: Directorio, Gerencia General, Administración y Finanzas y Gerencia de Operación y Mantenimiento.

Los Costos Indirectos de Transmisión está compuesto por: Los costos de Seguros, Seguridad y de Administración de la Operación y Mantenimiento de la Transmisión.

1.3.1.1. Criterios Específicos a. El módulo de costos de gestión, se calculará sobre la base de lo siguiente:

• Se determinarán empresas modelo, teniendo en cuenta las actividades principales que atiende la empresa real; estableciendo la estructura de cada una de ellas, a efectos de determinar la gestión administrativa de la transmisión secundaria.

• Los costos de gestión se determinarán en función de los Costos Personales y No Personales de las áreas gerenciales de las empresas modelo de transmisión

• Posteriormente, los costos de gestión de dichas empresas modelo de transmisión se asignarán entre las otras actividades o rubros de negocio que atienda la empresa real.

b. Los costos de seguros, se determinarán en función a las primas a pagar por los montos asegurables, determinados en función a eficientes estudios de escenarios de pérdidas.

c. Los costos de seguridad son los costos relativos a la protección de las subestaciones de transmisión, e incluyen los costos de los puntos de seguridad necesarios para vigilar las subestaciones de transmisión que dispone la


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empresa. Se excluye el patrullaje en las líneas de transmisión en vista que resulta ineficaz ante la longitud, ubicación y accesos que presentan las líneas eléctricas en el país.

d. Los costos de administración corresponden a los costos personales y no personales de las áreas dependientes de la Gerencia de Operación y Mantenimiento, incluyendo la supervisión de las actividades de mantenimiento y operación que son ejecutadas por terceros.

1.3.1.2. Metodología La metodología a seguir por OSINERG en la determinación de los Costos de Gestión e Indirectos de Transmisión incluirá los siguientes pasos:

a. Revisión del contenido de la información en cuanto a costos de gestión e ingresos por actividad de negocio. Detección de información faltante y preparación de consultas a los titulares.

b. Revisión y/o separación de los costos informados entre costos directos e indirectos (costos de gestión).

c. Análisis de los grandes totales de los costos de gestión, separando entre costos personales y costos no personales, incluyendo una comparación con valores anteriores, para determinar si procede la revisión solicitada.

d. Ajuste de los Costos de Gestión con base a los criterios generales señalados.

e. Determinación de los Costos de Gestión basándose en el criterio de la Empresa Modelo.

f. Asignación de los Costos de Gestión sobre la base de los ingresos o tiempo de dedicación a la transmisión secundaria.

g. Obtención de los resultados finales.

1.3.2 Procedimiento para la determinación de los Costos de Gestión e Indirectos de Transmisión

1.3.2.1. Costos de gestión Los costos estándar de gestión de las empresas, personales y no personales, se determinan mediante los siguientes pasos:

A. Costos de Gestión Personales

A.1 Empresas modelo de transmisión

Para determinar los tipos de empresas modelos de transmisión se consideran las principales características de la gestión administrativa (actividades a la que se dedica


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la empresa, tamaño de la empresa y características del SST).

Se han determinado los siguientes tipos de empresa modelo:

• Empresas de Generación-Transmisión, cuya actividad principal es la generación de la energía eléctrica;

• Empresas de Transmisión de Alta Complejidad, empresas cuya actividad principal es la transmisión de energía eléctrica y cuenta con un sistema de transmisión de gran amplitud geográfica y un número de subestaciones mayor a 20 instalaciones;

• Empresas de Transmisión de mediana o baja complejidad, empresas cuya actividad principal es la transmisión de energía eléctrica y cuenta con un sistema de transmisión de mediana amplitud geográfica y un número de subestaciones igual o menor a 20 instalaciones;

• Empresas de Distribución-Transmisión Urbanas de alta complejidad, cuya actividad principal es la distribución de energía eléctrica y cuenta con un sistema de transmisión localizado en una determinada región geográfica y un número de subestaciones mayor a 20 instalaciones;

• Empresas de Distribución-Transmisión Rurales de mediana complejidad, cuya actividad principal es la distribución de energía eléctrica y cuenta con un sistema de transmisión de mediana amplitud geográfica y un número de subestaciones mayor a 20 instalaciones;

• Empresas de Distribución-Transmisión Rurales de baja complejidad, cuya actividad principal es la distribución de energía eléctrica y cuenta con un sistema de transmisión de mediana amplitud geográfica y un número de subestaciones igual o menor a 20 instalaciones;

A.2 Estructura orgánica de las empresas modelo de transmisión

La estructura orgánica de cada empresa modelo será establecida sobre la base de los requerimientos mínimos de personal, necesarios para una gestión administrativa eficiente de la transmisión secundaria. Por lo tanto los órganos que conformarán las estructuras orgánicas de las empresas modelo, serán similares a todos los tipos, diferenciándose sólo en los puestos y número de personal. La estructura modelo se muestra a continuación:


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Gráfico N° 3 ORGANIGRAMA EMPRESA MODELO

• Directorio: Estará compuesto por el número de directores de la empresa real.

• Gerencia General: Órgano de Alta Dirección encargado de planear, organizar, dirigir, coordinar y controlar las actividades de las demás áreas de la empresa de acuerdo con los planes, programas, políticas y objetivos aprobados por el Directorio.

• Gerencia de Administración y Finanzas: Área encargada de organizar, dirigir y coordinar las actividades de personal, logística, contabilidad y tesorería dentro de los lineamientos y políticas autorizados por el directorio y enmarcados en el manual de normas y procedimientos y el presupuesto de la empresa.

• Gerencia de Operaciones y Mantenimiento: Comprende la gerencia del área de línea, su personal de apoyo y asesoría, encargada de dirigir, coordinar y controlar la operación y mantenimiento de las líneas de transmisión, subestaciones, centro de control y el sistema de telecomunicaciones, para lograr un servicio de transmisión, en las mejores condiciones de calidad, confiabilidad, seguridad y uso racional de los recursos.

A.3 Determinación de los puestos de las Empresas Modelo

Considerando los tipos de empresas modelos determinados en el literal A1 y la estructura básica consignada en el literal A2 cada empresa detallará los puestos y número de personal necesarios para la gestión eficiente de los sistemas secundarios de transmisión. Cada puesto y el número de personal asignado deben ser debidamente justificados.

A.4 Valorización de los Costos de Gestión Personales

La valorización de los costos de gestión personales, se determinarán tomando en consideración la estructura orgánica de la empresa modelo determinada en el acápite A.2 anterior y el nivel remunerativo promedio del mercado que corresponda a las empresas eléctricas que operan en el país, tomando en consideración la Encuesta Nacional de Sueldos y Salarios publicada por el Ministerio de Trabajo, estudios del

GERENCIA GENERAL

GERENCIA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS

DIRECTORIO


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mercado laboral del sector eléctrico llevados a cabo en el Perú por empresas de reconocido prestigio, y el nivel de ingresos (reales o fictos) que tiene la empresa por concepto exclusivo de la actividad de transmisión eléctrica en el país. Dichas remuneraciones considerarán los gastos adicionales de acuerdo a ley, como son: beneficios sociales, CTS, AFP, gratificaciones, capacitación etc.

B. Determinación de Costos de Gestión No Personales

Los costos de gestión no personales corresponden a los gastos eficientes de las siguientes partidas: suministros diversos, servicios de terceros, cargas diversas de gestión y tributos, todos determinados de manera acorde al número de personal de la empresa modelo referida en el literal A.1 anterior, y al nivel de ingresos (reales o fictos) que tiene la empresa por concepto exclusivo de la actividad de transmisión eléctrica en el país.

B.1 Suministros Diversos

Considera los costos de materiales y suministros de oficina, muebles y accesorios, licencias de software y otros necesarios para la Gestión de la empresa modelo de transmisión.

B.2 Servicios de Terceros

Considera los alquileres (si los hubiera), servicios de agua, luz, teléfono, internet, gastos de auditoria, servicios legales y técnicos, servicios contables, servicios de limpieza y cafetería, y otros servicios justificables para la Gestión de la empresa modelo de transmisión.

B.3 Cargas diversas de Gestión

Comprende los gastos de representación, gastos de viaje, suscripciones y otros gastos justificables para la Gestión de la empresa modelo de transmisión.

B.4 Tributos

Comprende todos los tributos, inclusive los aportes a los organismos reguladores establecidos por el Decreto Ley N° 25844.y que tengan incidencia directa o por asignación en la empresa modelo de transmisión.

Como referencia la empresa presentará los Estados Financieros y Costos Combinados de la empresa correspondiente a los 2 períodos anteriores al de fijación tarifaria.

C. Asignación de los gastos de gestión de la empresa modelo al Sistema de Transmisión Secundaria

C1. Los costos totales de gestión (personales y no personales) determinados anteriormente, se asignarán en un 25% a la inversión y en un 75% a la operación y mantenimiento.1

1 Resolución Ministerial Nº 197-94 EM/VME del 22 de abril de 1994.


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C2. Los costos de gestión asignados a la operación y mantenimiento determinados en el punto precedente, se asignarán a la Transmisión Principal y Secundaria.

La asignación se podrá realizar en función a los siguientes inductores:

• Ingresos del SST; o

• Dedicación a la actividad de Transmisión Secundaria.

C3. La asignación utilizando los Ingresos del SST se realizará en función de los ingresos que obtiene la empresa real por las diversas actividades económicas que realiza y los ingresos fictos del SST.

Los ingresos fictos de los Sistemas Secundarios de Transmisión, se determinarán como si fueran de costo medio (lo cual reporta una anualidad aproximada del 15,5% de los costos de inversión según los criterios vigentes en la LCE).

C4. La asignación basada en el tiempo de dedicación a la transmisión secundaria de cada puesto de trabajo, será medida mediante una encuesta a los puestos de la empresa modelo.

D. Estandarización de los gastos de gestión de la empresa modelo de transmisión

D1. Los costos totales de gestión (personales y no personales) del SST determinados anteriormente, se estandarizarán por tipo de empresa modelo, para lo cual se obtendrá para cada tipo de empresa modelo el siguiente índice:

j

ICGICGE

j

ii∑

== 1

Donde:

ICGE = Índice del Costo de Gestión Estándar

j = Número de empresas consideradas por tipo de empresa modelo

ICGi = Índice del Costo de Gestión de la Empresa “i”

i

ii CI

CGICG =

CG i = Costo de Gestión de la Empresa “i”

CI i = Costo de Inversión del SST de la Empresa “i”

D2. Se determinará para cada empresa el Costo de Gestión multiplicando el Costo de Inversión de cada empresa por el ICGE calculado para cada tipo de empresa modelo.


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ii CIICGECGE ×=

Donde:

CGEi = Costos de Gestión Estándar de la empresa “i”.

ICGE = Índice de Costo de Gestión Estándar del tipo de empresa modelo correspondiente a la empresa i

CI i = Costo de Inversión del SST de la empresa “i”.

1.3.2.2. Costos de Seguridad Para el cálculo de los costos de operación y mantenimiento, sólo se tomará en cuenta los costos permanentes de seguridad industrial relativos a la protección de las subestaciones de transmisión, se excluyen los costos temporales (o de baja eficacia) que se puedan incurrir para evitar ataques de terceros, tales como el patrullaje, minado u otros costos de naturaleza similar.

Por tanto, la valorización de los costos de seguridad se realizará sobre la cantidad de puntos de seguridad necesarios para vigilar las subestaciones de transmisión que dispone la empresa, multiplicados por los respectivos costos unitarios del servicio de vigilancia según costos eficientes de mercado, que tomen en consideración el número de horas de vigilancia requerida, la remuneración básica del personal, los beneficios sociales del personal de vigilancia y los gastos generales de la agencia respectiva.

1.3.2.3. Costo de Seguros En general, el costo de primas de seguro debe responder a los niveles de competencia que se produzcan en el mercado de seguros, respetando principios de equidad y suficiencia. Así, las estadísticas serán determinantes para el cálculo de las primas y para estimar la probabilidad de acaecimiento del siniestro a que está expuesta una determinada instalación de transmisión y la incidencia económica que tendría. Por tanto, los estudios sobre escenarios de pérdidas que se realicen para determinar el costo de las primas respectivas, deben tomar en consideración:

- La Pérdida Máxima Previsible (PMP): Determinada en función a estimados de la pérdida más grave que se pueda prever razonablemente, como resultado de un evento (incendio u otro riesgo sucedáneo, sujeto a factores de control) sobre la propiedad los activos de transmisión; considerando para ello que todos los factores de control previsibles pueden fallar.

- La Pérdida Probable Máxima (PPM): Determinada como la pérdida esperada ocasionada por un evento (incendio u otro riesgo sucedáneo, sujeto a factores de control) sobre los activos de transmisión; considerando para ello que uno de los factores críticos de control previsibles puede fallar.


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1.3.2.4. Costos Administrativos de Transmisión A Costos Personales

A.1 Determinación de Puestos y Número de Personal

• Se consideran los puestos y número de personal necesarios para efectuar la gestión de transmisión, debidamente sustentados.

• El número de supervisores debe ser sustentado presentando la relación de horas de supervisión/horas anuales directas de operación o mantenimiento, según fuera el caso.

A.2 Valorización de los Costos Personales

La valorización de los costos de personal se determina siguiendo los mismos criterios señalados en el literal A, del numeral 1.3.2.1 “Costos de Gestión”.

B. Costos No Personales

Los costos no personales corresponden a los gastos eficientes de las siguientes partidas: suministros diversos, servicios de terceros, cargas diversas de gestión y tributos, acorde al número de personal de la empresa modelo.

B.1 Suministros Diversos

Considera los costos de materiales y suministros de oficina y otros necesarios para el desarrollo directo de la actividad de transmisión (operación y mantenimiento).

B.2 Servicios de Terceros

Considera servicios de agua, luz, teléfono, internet, servicios técnicos, servicios de limpieza y otros servicios requeridos para el desarrollo directo de la actividad de transmisión.

B.3 Cargas diversas de Gestión

Comprende los gastos de viaje y otros gastos requeridos para el desarrollo directo de la actividad de transmisión.

B.4 Tributos

Considera las licencias municipales necesarias para el mantenimiento del SST.

C. Asignación de los Costos de Administración de la Transmisión al SST

Los costos determinados anteriormente, se asignarán en función del ingreso del sistema principal y secundario de transmisión y a otras actividades si fuera el caso, siguiendo los criterios determinados en el literal C del numeral 1.3.2.1.


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1.4. Costos de Operación Los Costos de Operación deben ser determinados a partir de la definición del personal necesario cuantitativa y cualitativamente para realizar las actividades y los servicios requeridos en las subestaciones y centro de control, de acuerdo con las diferentes necesidades de atención y automatización.

Asimismo, de acuerdo con los criterios de diseño de las subestaciones y del centro de control, se debe considerar que las subestaciones contarán con un equipamiento acorde con el estado actual de la tecnología que permitirá su automatización al grado suficiente para considerarlas “no atendidas” en su mayoría.

1.4.1 Aspectos Metodológicos Para determinar los costos de operación de las Subestaciones y los costos de operación y mantenimiento del Centro de Control en sus partes: Estación Maestra, Estaciones Remotas y Telecomunicaciones, se consideran los siguientes aspectos:

a. Definir los procesos y actividades a los que se añaden el concepto de módulo con su costo inherente, aplicados a subestaciones y centro de control con sus componentes: estación maestra, estaciones remotas y telecomunicaciones.

b. Considerar sólo las actividades necesarias para instalaciones nuevas, con tecnología actual, a precios de mercado y una organización con personal suficiente, remunerado con sueldos promedio de mercado y servicio adecuado al cliente, a un precio que no incluya ineficiencias.

c. Considerar la operación de subestaciones MAT/AT/MT desatendidas por automatización de las mismas. Este aspecto es consecuencia directa de los criterios adoptados en la formulación del SEA.

d. Considerar que el mantenimiento del Centro de Control del Sistema Eléctrico de Potencia sea efectuado por terceros, en razón de que la periodicidad del mismo no requiere personal permanente.

e. Las actividades se definen considerando los recursos necesarios que se requieren para su ejecución (mano de obra, materiales e insumos, equipos, maquinaria y transporte), los que a su vez, por medio de un análisis de costos unitarios sirven para definir los costos de cada actividad, los mismos que son requeridos en los procesos de operación y mantenimiento a aplicar en los módulos de las instalaciones.


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1.4.2 Procedimiento para la determinación de los costos de operación

1.4.2.1. Análisis de Costos Se determinan los costos unitarios de los recursos correspondientes a los costos de operación de subestaciones y centro de control, así como del mantenimiento de los módulos de inversión del Centro de Control, Estaciones Remotas y Telecomunicaciones.

1.4.2.2. Inventario de las Actividades de Operación y Mantenimiento Se prepara una relación de las actividades de operación de subestaciones y centro de control, así como del mantenimiento para los módulos de inversión del Centro de Control, Estaciones Remotas y Telecomunicaciones.

1.4.2.3. Sistema de Costos ABC Se definen los procesos y actividades de operación de subestaciones y centro de control, así como del mantenimiento correspondiente a los módulos de inversión del Centro de Control, Estaciones Remotas y Telecomunicaciones, considerando las actividades inventariadas en el acápite anterior.

1.4.2.4. Costos Estándar de Operación Se valorizan los módulos de operación de subestaciones y centro de control, así como del mantenimiento de los módulos de inversión del centro de control, estaciones remotas y telecomunicaciones, a precios promedio de mercado.

1.5. Cálculo de los Costos Anuales Estándar

1.5.1 Aspectos Metodológicos La metodología a seguir para la determinación de los Costos Anuales Estándar (CAE), por nivel de tensión y ubicación geográfica de cada instalación es la siguiente:

• Los costos mantenimiento calculados con la aplicación del PROCEDIMIENTO son determinados para cada instalación;

• Los costos de operación, gestión e indirectos de transmisión deben ser asignados a cada instalación; y

• La suma de los costos de mantenimiento más los costos asignados conforman el Costo Anual Estándar de cada instalación.


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1.5.2 Procedimiento de Cálculo

1.5.2.1. Asignación de los Costos a Cada Instalación A. El costo de mantenimiento es determinado para cada instalación aplicando el

PROCEDIMIENTO;

B. El costo de Gestión se asigna a cada instalación en función a su Costo de Inversión;

C. El costo de Seguridad se asigna a la subestación respectiva;

D. El costo de Seguros se asigna a cada instalación en función a su Costo de Inversión;

E. Los Gastos Administrativos de Transmisión se asignan a cada instalación en función al Costo de Inversión; y

F. Los Costos de Operación Totales se asignan a las subestaciones en función al Costo de Inversión.

1.5.2.2. Determinación del Costo Anual Estándar (CAE). A. El Costo Anual Estándar de cada instalación esta compuesto por: EL costo de

Mantenimiento y los costos asignados de gestión e indirectos de transmisión y de operación.

B. El Costo Anual Estándar de la empresa esta compuesto por la suma de los costos totales de mantenimiento, gestión e indirectos de transmisión y operación.


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ANEXO 2

FORMULARIOS Y MEDIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO


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2. Formularios y Medios para la Presentación de la Información de Costos de Operación y Mantenimiento

2.1. Indicaciones Generales a. Los titulares de los sistemas de transmisión deberán presentar sus

propuestas de costos de operación y mantenimiento, en los formularios contenidos en el presente Anexo.

b. En todos los formularios deberá tenerse presente, excepto en los casos que se especifique de forma distinta, los conceptos establecidos en la norma “Módulos Estándar de Inversión para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión”.

c. Para la consignación de valores en los formularios descritos en el presente Anexo, se tendrá en cuenta lo siguiente:

Cantidad: Metrado de cada ítem según la unidad correspondiente.

CODAM: Código de actividad de mantenimiento.

CODMOD: Código del módulo de mantenimiento.

CODOS: Código del modulo de operación de subestaciones.

CODCC: Código del módulo de operación del centro de control.

CODREC: Código asignado a los recursos.

Empresa: Nombre de la empresa titular que presenta el estudio técnico económico.

Equipo: Consignar Línea, Celda, Transformador, Equipo de Compensación Reactiva o Servicios Auxiliares.

ME: Indica que se trata de costos de procedencia extranjera.

MN: Indica que se trata de costos de procedencia nacional.

Tipo de Cambio: Consignar el tipo de cambio de Nuevos Soles por Dólar de los Estados Unidos de América (S/. / US$) correspondiente a la cotización venta del último día hábil del mes de diciembre del año anterior del proceso de regulación, publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros y AFP del Perú.


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d. Todos los valores, salvo indicación contraria, deberán expresarse con dos decimales.

e. Los formularios debidamente llenados se presentarán en forma impresa y en archivos en formato hoja de cálculo contenidos en disco compacto.

2.2. Descripción Global Los formularios de costos de operación y mantenimiento se clasifican en cinco grupos:

a. Formularios de costos unitarios: En los cuales se consigna el sustento de los costos unitarios de recursos y de las actividades de mantenimiento. Está conformado por 4 formularios denominados M-001 al M-004.

b. Formularios de Mantenimiento de Líneas de Transmisión: Conformado por 2 formularios denominados M-101 al M-102, en los cuales se consignará la valorización del mantenimiento de líneas de transmisión.

c. Formularios de Mantenimiento de Subestaciones: Conformado por 3 formularios denominados M-201 al M-203, en los cuales se consignará la valorización del mantenimiento de las subestaciones.

d. Formularios de Mantenimiento de Centro de Control y Telecomunicaciones: Conformado por 3 formularios, denominados M-301 al M-303, en los cuales se consignarán la valorización del mantenimiento del centro de control y de las telecomunicaciones.

e. Formularios de Costos de Operación: Conformado por 6 formularios denominados M-401 al M-406, en los cuales se consignará la valorización de la maniobra de las subestaciones y de la operación del centro de control.

f. Formularios de Costos de Gestión e Indirectos de Transmisión: Conformado por 10 formularios denominados M-501 al M-510, en los cuales se consignará la valorización de los costos de gestión y los costos indirectos de transmisión.

g. Formularios Resumen: Conformado por los formularios resumen denominados M-601 y M-602, en los cuales se consignarán los resúmenes de los costos anuales de operación y mantenimiento por instalación y por empresa, respectivamente.

El siguiente cuadro resume los grupos y la cantidad de formularios descritos:


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Cuadro N° 1 Formularios para presentar los Costos de Operación y

Mantenimiento

Grupo de Formularios Formularios Cantidad Formularios de costos unitarios M-001 al M-004 4

Formularios de Mantenimiento de Líneas de Transmisión M-101 al M-102 2 Formularios de Mantenimiento de Subestaciones M-201 al M-203 3

Formularios de Mantenimiento de Centro de Control y Telecomunicaciones M-301 al M-303 3

Formularios de Costos de Operación M-401 al M-406 6 Formularios de Costos de Gestión e Indirectos de

Transmisión M-501 al M-510 10

Formularios Resumen M-601 al M-602 2

La lógica de enlace de los formularios se muestra en el gráfico siguiente:

Gráfico N° 1 ENLACE DE FORMULARIOS

Formularios de costos unitarios

Formularios de Mantenimiento de

Subestaciones

Formularios de Mantenimiento de Centro de Control y Telecomunicaciones

Formularios de Mantenimiento de Líneas

de Transmisión

Formularios de Costos de Operación

Formularios de Costos de Gestión e Indirectos de

Transmisión

Formularios Resumen


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2.3. Descripción Específica

2.3.1 Formularios de Costos Unitarios

2.3.1.1. Formulario M-001: Precio Unitarios de los Recursos Se ingresarán los precios promedio de cada recurso, estos valores deben estar sustentados en el formulario M-002 de acuerdo a lo indicado en el PROCEDIMIENTO.

2.3.1.2. Formulario M-002: Análisis de los Precios Unitarios de los Recursos Se ingresarán todos los precios que conforman la base de datos de recursos, de manera que el precio promedio presentado en el formulario M-001 debe estar completamente sustentado. Se llenará un formulario por cada recurso.

El precio de la mano de obra incluye los gastos generales y utilidades del contratista.

2.3.1.3. Formulario M-003: Análisis de Costos Unitarios de Actividades de Mantenimiento En este formulario se detalla el cálculo del análisis del costo unitario de la actividad de mantenimiento, los valores del costo del recurso serán calculados de acuerdo a la fórmula indicada en el numeral 1.2.2.2 del Anexo 1.

2.3.1.4. Formulario M-004: Resumen de las Actividades de Mantenimiento En este formulario se resumen los costos de todas las actividades de mantenimiento, (subestaciones, líneas de transmisión, centro de control y telecomunicaciones), deben ser concordantes con los resultados de los formatos M-003 correspondientes.

2.3.2 Formularios de Mantenimiento de Líneas de Transmisión

2.3.2.1. Formulario M-101: Módulo de Mantenimiento de Líneas de Transmisión Mediante este formulario se valoriza el mantenimiento de los módulos de líneas de transmisión determinados en el SEA, para lo cual se consignan sólo las actividades de mantenimiento necesarias, incluidas en el formulario M-004.


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2.3.2.2. Formulario M-102: Resumen de Costos de Mantenimiento de las Líneas de Transmisión En este formulario se resumen los costos de todos los módulos de mantenimiento de líneas de transmisión, cuya suma permite obtener el costo de mantenimiento anual de líneas de transmisión.

2.3.3 Formularios de Mantenimiento de Subestaciones

2.3.3.1. Formulario M-201: Módulo de Mantenimiento de Equipos de Subestaciones Mediante este formulario se valoriza el mantenimiento de cada equipo que conforma una subestación, para lo cual se consignan sólo las actividades de mantenimiento necesarias, incluidas en el formulario M-004.

2.3.3.2. Formulario M-202: Mantenimiento de Subestaciones Mediante este formulario se valoriza el mantenimiento de cada subestación determinada en el SEA, para lo cual se consignan todos las módulos de mantenimiento de los equipos que la conforman, los cuales se encuentran incluidos en el formulario M-201.

2.3.3.3. Formulario M-203: Resumen de Costos de Mantenimiento de Subestaciones En este formulario se resumen los costos de todas las subestaciones, cuya suma permite obtener el costo de mantenimiento anual de subestaciones.

2.3.4 Formularios de Mantenimiento de Centro de Control y Telecomunicaciones

2.3.4.1. Formulario M-301: Módulo de Mantenimiento de Telecomunicaciones Mediante este formulario se valoriza el mantenimiento de las telecomunicaciones para cada empresa. Se consignará el mantenimiento de todos los equipos del sistema de telecomunicaciones, utilizando las actividades señaladas en el formulario M-004.

2.3.4.2. Formulario M-302: Módulo de Mantenimiento del Centro de Control Mediante este formulario se valoriza el mantenimiento del Centro de Control para cada empresa. Se consignará el mantenimiento de todos los equipos del centro de control, utilizando las actividades señaladas en el formulario M-004.


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2.3.4.3. Formulario M-303: Resumen de Costos de Mantenimiento de Centro de Control y Telecomunicaciones En este formulario se resumen los costos de mantenimiento del Centro de Control y Telecomunicaciones, por año, asignados al SST.

2.3.5 Formularios de Operación

2.3.5.1. Formulario M-401: Análisis de Costos Unitarios de Actividades de Operación de Subestaciones En este formulario se detalla el cálculo del análisis del costo unitario de las actividades de operación de las subestaciones, los valores del costo del recurso serán calculados de acuerdo a la fórmula indicada en el numeral 1.2.2.2 del Anexo 1.

2.3.5.2. Formulario M-402: Resumen de las Actividades de Operación de Subestaciones En este formulario se resumen los costos de todas las actividades de operación de subestaciones, detalladas en el formulario M-401.

2.3.5.3. Formulario M-403: Análisis de Costos Unitarios de Actividades de Operación del Centro de Control En este formulario se detalla el cálculo del análisis del costo unitario de las actividades de operación de cada tipo de centro de control, los valores del costo del recurso serán calculados de acuerdo a la fórmula indicada en el numeral 1.2.2.2 del Anexo 1.

2.3.5.4. Formulario M-404: Resumen de las Actividades de Operación del Centro de Control En este formulario se resumen los costos de todas las actividades de operación de los diferentes tipos de centro de control, las cuales deben ser concordantes con los resultados de los formatos M-403.

2.3.5.5. Formulario M-405: Costo de Operación de Subestaciones y Centro de Control Mediante este formulario se valoriza la operación de subestaciones y del centro de control del SST, asignando primero el porcentaje dedicado a transmisión y posteriormente el porcentaje dedicado sólo al SST.


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2.3.5.6. Formulario M-406: Resumen de Costos de Operación de Subestaciones y Centro de Control En este formulario se resumen los costos anuales de operación de subestaciones y centro de control del sistema secundario de transmisión en el horizonte de análisis.

2.3.6 Formularios de Costos de Gestión e Indirectos de Transmisión:

2.3.6.1. Formulario M-501: Costos de Gestión Personales Se presentará:

1.- Los Costos de Gestión Personales de acuerdo a la estructura orgánica de la Empresa Modelo;

2.- Dietas del Directorio;

El costo de las Dietas del Directorio, se determinará en función a las siguientes premisas:

Nº de Directores: Los que conforman el directorio de la empresa real.

Nº de sesiones por mes: Un máximo de 2 sesiones.

Dieta por sesión: Equivalente a la que fije FONAFE para una empresa estatal de la misma categoría.

2.3.6.2. Formulario M-502: Tiempo de Dedicación por Actividad Principal Se consignará el tiempo que le dedica cada servidor por puesto de trabajo de la Empresa Modelo a la Transmisión Secundaria. Para el sustento del tiempo de dedicación será necesario llevar a cabo una encuesta.

2.3.6.3. Formulario M-503: Costos de Gestión Personal – Asignación al SST El monto asignado al SST se determinará en función a la remuneración anual de cada cargo y el porcentaje de asignación establecido en el Formulario M-502.

El “Índice de Asignación al SST” de la Empresa (Inductor) se determina comparando el monto total asignado al SST con el monto total de remuneraciones anuales.


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2.3.6.4. Formulario M-504: Costos de Gestión No Personales En este formulario se consignarán los costos de gestión no personal de la empresa modelo (suministros, servicios y cargas diversas de gestión) excepto los correspondientes a las áreas que se encuentran por debajo de la Gerencia de Operaciones y Mantenimiento o del órgano que hace sus veces (Estos últimos se consignarán en el formulario M-510).

1.- Los Costos de Gestión No Personales se determinarán en función a la estructura orgánica de la Empresa Modelo, los cuales se asignarán a la actividad de transmisión secundaria, con el inductor establecido para la asignación de los gastos de personal en el formulario M-503, “Índice Asignación al SST”.

2.- Serán planteados en los Formularios M-504, uno por cada gerencia de la Empresa de Transmisión Modelo:

• 1 formulario por la Gerencia General;

• 1 formulario por la Gerencia de Operaciones y Mantenimiento; y

• 1 formulario por la Gerencia de Administración y Finanzas.

3.- La información será presentada por cada actividad administrativa dentro de las cuentas contables y rubros principales que se señalan en el formulario

4.- Las necesidades del Directorio, como suministros, refrigerios, viáticos, etc. Deben ser considerados en el formulario correspondiente a la Gerencia General

2.3.6.5. Formulario M-505: Resumen de los Costos de Gestión No Personales Presenta la información de los Costos de Gestión No Personales a nivel Empresa y partida genérica y corresponde a la consolidación de la información reportada en los Formularios M-504.

También contiene la información del Gasto de Gestión No Personal asignado al SST, determinado en función del Total y el inductor establecido en el Formulario M-503, “Índice de Asignación al SST”.

2.3.6.6. Formulario M-506: Resumen de Costos de Gestión Presenta en resumen los Costos de Gestión Personales y No Personales a nivel Empresa, que corresponden a los totales de los Formularios M-501 y M-505.

Asimismo, presenta en Resumen los Costos Asignados al SST, de ambos costos, determinados en los Formularios M-503 y M-505.


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2.3.6.7. Formulario M-507: Estructura de Costos del Puesto de Vigilancia Se informará la estructura de costos de un puesto de vigilancia diurno de 12 horas o de un puesto de vigilancia de 24 horas. En caso de tener otro período de tiempo contratado especificarlo y presentar su estructura.

2.3.6.8. Formulario M-508: Costos de Seguridad 1.- Se informará sobre los Costos de Seguridad por Subestación, teniendo en

cuenta las siguientes premisas:

- Las subestaciones ubicadas en zona urbana y rural con un nivel de tensión de 220 y/o 138 kV requieren de un puesto de vigilancia las 24 horas del día, sean subestaciones atendidas o no.

- Las subestaciones no atendidas, ubicadas en zona urbana o rural, con un nivel de tensión de 60 kV requieren de un puesto de vigilancia las 24 horas del día.

- Las subestaciones ubicadas en las zonas urbana y rural, con nivel de tensión de 30 kV no requieren de personal de vigilancia.

2.- La información a presentar en los formularios M-507 y M-508 será sustentada con copia de los contratos de vigilancia vigentes.

2.3.6.9. Formulario M-509: Costos de Seguros 1.- Se informará sobre los Costos de Seguros de la infraestructura eléctrica

de transmisión. Se refiere a la póliza de seguros Todo Riesgo o Incendio y Líneas Aliadas.

2.- El Costo de la Inversión a considerar corresponde al Costo del Sistema Secundario de Transmisión. La Tasa de la Prima se obtiene por la división del costo del seguro vigente, incluido el costo de emisión, entre el monto asegurado.

3.- Los costos del seguro deberán ser sustentados mediante la presentación de una copia de la póliza vigente.

2.3.6.10. Formulario M-510: Costos de Administración No Personales de la Transmisión

1.- Los Costos de Administración No Personales serán definidos teniendo en cuenta las necesidades de suministros, servicios y cargas diversas de gestión de las áreas que se encuentran por debajo de la Gerencia de Operaciones y Mantenimiento o del órgano que hace sus veces.

2.- La información será presentada por cada actividad administrativa dentro de las cuentas contables y rubros principales que se señalan en el formulario.


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2.3.7 Formularios de Resumen:

2.3.7.1. Formulario M-601: Resumen de Costo Estándar por Instalación En este formulario se consigna el CAE para cada instalación de acuerdo a lo indicado en el PROCEDIMIENTO, la suma de los CAE de todas las instalaciones es igual al CAE por empresa. Así mismo se consigna el “Costo de Inversión” de cada instalación, la suma de dichos costos debe resultar igual al total de costo de Inversión del SST.

2.3.7.2. Formulario M-602: Resumen de Costo de Operación y Mantenimiento por Empresa En este formulario se calcula el Costo de Operación por Empresa y se detalla los valores proyectados para el horizonte de análisis.

2.4. Formularios

OSINERG M-001ANÁLISIS DE PRECIOS UNITARIOS DE LOS RECURSOS

EMPRESA :CODREC :

TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :FECHA DE REFERENCIA :

PRECIO ÍTEM DESCRIPCIÓN FUENTE TIPO UNITARIO

(US$)

PRECIO PROMEDIONotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) FUENTE: Consignar la fuente de donde proviene el dato de precio empleado en el análisis estadístico TIPO: Consignar 1 si el suministro es de procedencia nacional y 0 si es de procedencia extranjera


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OSINERG M-002PRECIOS UNITARIOS DE LOS RECURSOS

EMPRESA :

TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :FECHA DE REFERENCIA :

MANO DE OBRAPRECIO EN OBRA ( POR HORA )

CODREC GRUPO DESCRIPCIÓN UNIDAD COSTA SIERRA SELVA( U.S.$. ) ( U.S.$. ) ( U.S.$. )

MAQUINARIA Y EQUIPOSTARIFA DE ALQUILER EN OBRA ( POR HORA )


MATERIALESPRECIO EN OBRA ( POR UNIDAD )


Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODREC: Código asignado a cada recurso. GRUPO: Consignar Mantenimiento, Operación, Gestión, Seguridad o Indirectos de Transmisión. UNIDAD: Consignar la unidad correspondiente al recurso.


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OSINERG M-003ANÁLISIS DE COSTOS UNITARIOS DE LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO

Empresa: TOTAL (US$)CODAM:Nombre de Actividad:UNIDAD:RENDIMIENTO: (und/dia) TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :REGIÓN: FECHA DE REFERENCIA :

ÍTEM Descripción CODREC Und. Cantidad Precio Unitario del RecursoCosto del Recurso

(US$) (US$)MANO DE OBRA

123

Sub-TotalMATERIALES

123

Sub-totalEQUIPOS Y HERRAMIENTAS

123

Sub-totalUS $

Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) La unidad del rendimiento corresponde a la unidad en que se metra la actividad de mantenimiento CODAM: Código de la actividad de mantenimiento CODREC: Código asignado a cada recurso.

OSINERG M-004RESUMEN DE LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO

EMPRESA : TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :

FECHA DE REFERENCIA :

PERIODICIDAD COSTOÍTEM CODAM NOMBRE DE LA ACTIVIDAD REGIÓN TENSIÓN EQUIPO UNIDAD REND. % UNITARIO

(MESES) (US$)123

Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODAM: Código de la actividad de mantenimiento EQUIPO: Consignar Líneas, Subestaciones, Centros de Control o Telecomunicaciones UNIDAD: Unidad en que se metra la actividad de mantenimiento


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OSINERG M-101MÓDULO DE MANTENIMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

EMPRESA : TOTAL (US$/km)CODMOD :NOBRE DE MÓDULO :TENSIÓN (kV) : REGIÓN :TIPO DE ESTRUCTURA : ZONA :TIPO DE CONDUCTOR : ALTITUD : TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :SECCIÓN DEL CONDUCTOR : CONDICIONES AMBIENTALES : FECHA DE REFERENCIA :LONGITUD DE MÓDULO DE LÍNEA : TIPO DE CABLE DE GUARDA :TIPO DE TERNA :

FRECUENCIA COSTOÍTEM CODAM ACTIVIDAD Unid CANT. TOTAL (%) ALCANCE C. UNIT (MESES) ANUAL US$

1. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO123

Subtotal 1 (US$)

2. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO123

Subtotal 2 (US$)3. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO

123

Subtotal 3 (US$)

COSTO ANUAL TOTAL (US$)

COSTO ANUAL UNITARIO (US$/ Km)Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODMOD : Código del módulo de mantenimiento CODAM: Código de la actividad de mantenimiento CANTIDAD TOTAL: Cantidad de elementos que conforman el módulo (%): Porcentaje de la cantidad total de elementos a los cuales se realiza mantenimiento a las cuales se realiza mantenimiento en la frecuencia señalada ALCANCE: Producto de "Cantidad Total" por "%"

OSINERG M-102RESUMEN DE COSTOS DE MANTENIMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN (US$)

EMPRESA: TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :FECHA DE REFERENCIA :

COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL (US$)

Ítem Línea km Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

TOTALNotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$)


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OSINERG M-201MÓDULO DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE SUBESTACIONES

EMPRESA : TOTAL (US$)

CODMOD :NOMBRE DE MÓDULO :TIPO DE EQUIPAMIENTO : REGIÓN :TIPO DE INSTALACIÓN : ZONA : TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :

SISTEMA DE BARRAS : ALTITUD : FECHA DE REFERENCIA :

POTENCIA : CONDICIONES AMBIENTALES :

FRECUENCIA COSTOÍTEM CODAM ACTIVIDAD Unid CANT. TOTAL (%) ALCANCE C. UNIT (MESES) ANUAL US$

1. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO123

Subtotal 1 (US$)2. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

123

Subtotal 2 (US$)3. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO

123

Subtotal 3 (US$)

COSTO ANUAL TOTAL (US$)Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODMOD : Código del módulo de mantenimiento TIPO DE EQUIPAMIENTO : Consignar, según corre

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Norma Procedimiento para la Determinación de los Costos de ... · Establecer el procedimiento para la determinación de los costos de operación y mantenimiento, así como, los formularios