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OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/GT N° 041-2002

Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de las EMPRESAS DISTRIBUIDORASRegulación de 2002 Página 13 de 35

Cuadro No. 3.3

3.1.4 Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuestopor EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

A partir de los costos de explotación señalados en las secciones anteriores,las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS han determinado los Costos Medios desus sistemas propuestos.

Para la determinación del Peaje Secundario Unitario (en adelante “PSU”), lasEMPRESAS DISTRIBUIDORAS no han tomado en cuenta los ingresostarifarios. El resultado del PSU es el que se muestra a continuación:

Cuadro No. 3.4

3.2 Primera Audiencia PúblicaEl Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia públicapara el 15 de abril de 2002, con el objeto que las EMPRESASDISTRIBUIDORAS, al igual que el resto de los Titulares de Transmisión,exponga su propuesta de Tarifas y Compensaciones para la regulacióntarifaria del año 2002.



En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación, en la página WEBdel OSINERG, de los estudios técnico-económico presentados por losTitulares de Transmisión con el propósito que los agentes del mercado einteresados tuvieran acceso a los estudios mencionados y contaran con lainformación necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/ocomentarios relacionados con los estudios tarifarios, durante la realización dela audiencia pública.

De esta forma, se logra la participación de los diversos agentes (empresasconcesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en elproceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de mayortransparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marcode los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del ProcedimientoAdministrativo General.

3.3 Observaciones de OSINERG a las Propuestasde las EMPRESAS DISTRIBUIDORASCon fecha 29 de abril de 2002, el OSINERG, a través del Informe GART/RGTN° 025-2002, comunicó por escrito sus observaciones, debidamentefundamentadas, al estudio técnico económico presentado por EMPRESASDISTRIBUIDORAS. En este mismo informe se incluyeron las observacionesy/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audienciapública.

El referido documento ha sido consignado en la página WEB de OSINERGcon el propósito de que los agentes del mercado e interesados, al igual queen el caso de la propuesta de los Titulares de Transmisión, tuvieran acceso aldocumento mencionado y contaran con la información necesaria que lespermitiera expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con lostemas de la audiencia pública. Las principales observaciones planteadas porel OSINERG se resumen a continuación.

Con relación a la determinación del SEA, se han formulado las siguientesobservaciones:

(d) En la configuración del SEA se han utilizado tensiones de diseño pre-establecidas, las cuales no han sido sustentadas

(e) Se han utilizado exigentes niveles de caída de tensión (menores al 2%),los que ocasionan un sobredimensionamiento de las líneas y por lo tantoun incremento sustancial en los costos de los mismos.

(f) No se ha optimizado la configuración de las líneas de transmisión ysubestaciones eléctricas.

(g) No se ha considerado la capacidad técnico-económica de una línea 60kV,la cual está en el orden de 40MW en zonas urbanas (distancias < 10km),y de 15MW para zonas rurales y distancias largas (< 100km), las cualespueden reemplazar a las líneas en 138kV planteadas en los sistemaseléctricos de ELECTRONORTE MEDIO.



(h) No se ha considerado la experiencia que se tiene en el Perú en lautilización de líneas normalizadas en tensiones de 22,9 y 13,2kV, quevienen siendo utilizadas en los últimos 20 años; que tienen capacidadesde hasta 5MW y radio de acción de 70km. Con lo cual se puede plantearel reemplazo de algunas líneas y subestaciones en 60 y 33kVpropuestos.

(i) No se ha aplicado el criterio de “equipamiento por etapas” de líneas,subestaciones, banco de condensadores y reguladores de tensión delíneas. Se considera una configuración del sistema de transmisión paratodo el período de análisis correspondiente al último año de expansión,sin considerar la inversión en el año que corresponde su puesta enoperación y que tiene correspondencia con el crecimiento de la demanda.

Como consecuencia de lo señalado anteriormente, se observa que laconfiguración de los sistemas eléctricos, que incluyen líneas ysubestaciones, no guardan relación con la demanda considerada.

Con relación al equipamiento de las líneas de transmisión y subestaciones,así como el Costos Medio, se formularon las siguientes observaciones:

(a) En el modelo de determinación de la sección óptima de conductores nose ha empleado costos eficientes de los suministros

(b) No se ha justificado la selección de los materiales que se emplean en lasestructuras

(c) No se indican las normas de seguridad que se han utilizado para eldiseño de las estructuras

(d) Se utilizan factores de seguridad que conllevan a unsobredimensionamiento de las estructuras

(e) No se han considerado equipamientos electromecánicos acordes con lademanda y localización de la demanda

(f) Sub-utilización de las celdas y sobredimensionamiento del número deceldas en las subestaciones

(g) Los costos unitarios de los equipos electromecánicos y materialeseléctricos son elevados en relación a los costos del mercado.

(h) Los costos indirectos son elevados en comparación con los costos demercado

Específicamente, con relación al COyM, se formularon las siguientesobservaciones:

(a) En general, la información presentada es incompleta. Gran parte de losestudios no cuentan con la información de respaldo que permita suverificación.

(b) No se ha presentado la información de los procesos de mantenimiento, nilos intervalos de ejecución y rendimientos de las actividades que locomponen.



(c) Las actividades de mantenimiento no responden a criterios de eficiencia.

(d) No se ha justificado el personal y las camionetas para la operación yactividades de mantenimiento

(e) No se ha presentado el análisis de costos unitarios de las actividadesconsideradas en el mantenimiento.

(f) No se ha presentado la justificación del personal de operaciones en cadasubestación.

(g) En los costos de gestión, no se presenta el sustento del organigrama delpersonal propuesto, tampoco presenta las funciones de cada uno deellos.

(h) Tampoco presentan el sustento de los costos asociados a la vigilancia ycustodia de las instalaciones.

3.4 Segunda Audiencia PúblicaEl Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segundaaudiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 06 de mayo de 2002, en lacual el OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicosutilizados en el análisis de los estudios técnico económicos presentado porlos Titulares de Transmisión para la regulación tarifaria, así como el contenidode las observaciones a las propuestas tarifarias presentados pro lospropietarios de las instalaciones de transmisión secundaria.

Los criterios, modelos y metodología señalados en el párrafo anterior son, porextensión, los mismos que se utilizaron en la determinación de las Tarifas yCompensaciones por el uso de los SST.

3.5 Absolución de las Observaciones y PropuestaFinal de las EMPRESAS DISTRIBUIDORASEl 13 de mayo de 2002, las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS remitieron surespuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG y presentaron uninforme con los resultados modificados de su estudio en adelante“PROPUESTA FINAL”).

Con relación a la determinación del SEA, las EMPRESAS DISTRIBUIDORAShan adecuado el cálculo según las observaciones de OSINERG, con laadición de los transformadores intermedios necesarios para configurar lasredes a los niveles de tensión que, a criterio de OSINERG, constituyen lastensiones adaptadas.

El Costo Medio de inversión de las cuatro empresas ha sido recalculadoconsiderando que los costos unitarios directos han sido obtenidos de últimascotizaciones, sobre la base de compras individuales y no en bloque como lohace el Ministerio de Energía y Minas.



Respecto al COyM las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS han efectuado losiguiente:

(a) Los datos han sido revisados y consistenciados a fin de mantener lacoherencia de los cálculos.

(b) Presentan información que sustentan sus propuestas sobre lasactividades, rendimientos e intervalos de intervención de losmantenimientos.

(c) Presentan costos unitarios de las actividades de mantenimiento deacuerdo al SEA corregido.

(d) Corrigen los costos de gestión, sin embargo no muestran el organigramani las funciones que desempeña el personal.

En los siguientes cuadros se resume la propuesta de las EMPRESASDISTRIBUIDORAS después de la absolución de las observaciones. ElCuadro 3.5 presenta los costos de inversión propuestos, el Cuadro 3.6presenta los costos de operación y mantenimiento. Finalmente el Cuadro 3.7presenta los Peajes Unitarios Secundarios propuestos.

Cuadro No. 3.5



Cuadro No. 3.6

Cuadro No. 3.7

3.6 Análisis de OSINERGEl OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados porEMPRESAS DISTRIBUIDORAS tanto en su estudio inicial como en el informeremitido en respuesta a las observaciones formuladas a su estudios técnicoeconómicos para la fijación de las Tarifas y Compensaciones para los SST. Araíz del análisis que se indica, se ha elaborado esta sección que contiene elresultado de los estudios realizados.

En este sentido, en el caso de las observaciones a los estudios técnico-económicos de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, que no fueron absueltasa satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismos Reguladorestablecer los valores finales y fijar las Tarifas y Compensaciones dentro delos márgenes que se señalan en la Ley.



3.6.1 Determinación del SEA del SST de EMPRESASDISTRIBUIDORAS

Se amplió el horizonte de análisis desde 2002 al 2016. La propuesta de lasEMPRESAS DISTRIBUIDORAS consideraban un horizonte de 10 años. Sinembargo, las configuraciones y niveles de tensión adoptados por OSINERGson similares a los propuestos por las EMPRESAS SISTRIBUIDORAS, salvoalgunos casos, como por ejemplo, el abastecimiento a la demanda de lalocalidad de Máncora.

3.6.2 Evaluación de los Costos de InversiónSe utilizaron tensiones de 60 y 22,9kV para el diseño de los SEA, enreemplazo de las tensiones de 138 y 60kV existentes, los cuales fueronposteriormente acogidos por las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, por lo quelas configuraciones y niveles de tensión de los SST replanteados por lascuatro empresas de distribución son, en su gran mayoría, coincidentes conlos de OSINERG y debido a ello han replanteado el equipamiento eléctricotomando en consideración las observaciones efectuadas por OSINERG.

Se optimizó el diseño de las líneas de transmisión, utilizando factores deseguridad acorde con las normas ANSI. Adicionalmente, se ha considerado losiguiente:

(a) En algunos casos se justifica el uso de postes de concreto y madera.

(b) Las líneas en 60kV Chiclayo Oeste – Chiclayo Norte y Huayucachi –Salesianos – Parque Industrial, pueden ser configuradas con unadisposición de simple terna.

(c) En las zonas rurales, se justifica el uso de Recloser en lugar de celdasconvencionales.

(d) OSINERG considera subestaciones no-atendidas para las zonas sub-urbanas y rurales <= a 10MVA, lo cual implica la eliminación y/oreducción de la edificación, banco de baterías, rectificador, tableros tipointerior, canaletas, etc., aspectos estos, que no están detallados por lasempresas.

(e) En las subestaciones con potencia menores a 1MVA, OSINERGconsidera transformadores monofásicos y subestaciones no atendidas,con una reducción de equipamiento y costos.

El Cuadro 3.8 presenta el resumen del CMI revisado para el SST de lasEMPRESAS DISTRIBUIDORAS.


Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Regulación de 2002 Página 20 de 35

Cuadro No. 3.8



3.6.3 Evaluación de los Costos de Operación yMantenimiento

Con relación al COyM, se han efectuado los siguientes ajustes:

(a) Se racionalizaron los costos de operación y mantenimiento de acuerdo alas instalaciones consideradas por OSINERG en el Costo Medio deInversión.

(b) De acuerdo con las características de las subestaciones (urbano rurales),se redujo la cantidad de personal asignado a la operación desubestaciones a una cuadrilla de ocho operadores provistos de doscamionetas.

(c) En los costos de mantenimiento se racionalizó los costos sobre la basede un sistema económicamente adaptado; es decir, se consideraronactividades necesarias para efectuar el mantenimiento de nuevasinstalaciones con costos a precios de mercado. La propuesta de lasempresas corresponde a un inventario de sus costos de mantenimiento yno constituyen una señal de eficiencia.

(d) Para determinar los costos eficientes de gestión se racionalizó el númerodel personal de la Gerencia General y Gerencia de Operaciones.Asimismo, se redujo los gastos en los organismos de gestión general y seha ajustado el porcentaje de asignación a la transmisión de las unidadesde negocios.

(e) Con relación a los costos de seguridad, se ha estimado el costo por turnode la vigilancia sobre la base de costos de mercado. Se racionalizó laasignación de la vigilancia, contando con este servicio aquellassubestaciones ubicadas en zonas urbanas. Las subestaciones en zonasrurales no requieren vigilancia

El Cuadro 3.9 presenta el resumen del COyM revisado para el SST de lasEMPRESAS DISTRIBUIDORAS.

Cuadro No. 3.9



Por otro lado, con la finalidad de verificar los valores obtenidos mediante laracionalización de costos, OSINERG ha utilizado el Modelo COyM,herramienta que permite determinar dichos costos a partir de una empresamodelo eficiente. Este modelo, entre otros, considera lo siguiente:

• El COyM calculado debe constituir una señal de eficiencia, por lotanto considera instalaciones nuevas, valorizado con precios demercado y corresponde al SEA.

• Los costos estándar se determinan de manera modular. Los módulosy sus costos unitarios se determinaron con la evaluación de lainformación de empresas típicas representativas.

• La ejecución directa del mantenimiento se realiza por terceros. Lasupervisión de mantenimiento, operación y la gestión se realiza conpersonal propio.

• El costo de mantenimiento se determina mediante el costeo basadosobre actividades (ABC).

• El costo de gestión se determina de la recopilación, análisis, y ajustede los resultados históricos de empresas típicas representativas.

• Los costos de recursos corresponden a costos de mercado

Los resultados que proporciona dicho Modelo a la red de transmisión depropiedad de EMPRESAS DISTRIBUIDORAS son los siguientes:

Cuadro No. 3.10

3.6.4 Determinación del PSUSe ha utilizado un horizonte de 15 años (2002 – 2016) para la determinaciónde los valores actualizados del Peaje Secundario y del consumo de energíaeléctrica. Se ha utilizado la demanda de OSINERG correspondiente al año2001, a partir cual se ha considerado un crecimiento de 3,5% (promedio delos próximos 5 años de la demanda utilizada en la determinación de lasTarifas en Barra)

Así mismo, se ha utilizado un modelo estándar para determinar losporcentajes de ingresos tarifarios: 20,0% para la transmisión en MAT, 2,0%para la transformación MAT/AT, 10,0% para la transmisión en AT y 2,0% parala transformación AT/MT. En consecuencia los PSU resultantes, para la redesde las empresas distribuidoras son los siguientes:



Cuadro No. 3.11



Tal como se muestra en el cuadro anterior, en el caso de ELECTROCENTROse dispone de dos tarifas: una para el Sistema Eléctrico de Pasco, la mismaque se aplicará conjuntamente con el PSU de ELECTROANDES, y la otrapara el resto de los sistemas eléctricos donde opera ELECTROCENTRO. Asímismo, en dicha empresa se han incluido los PSU correspondientes a lasinstalaciones de ADINELSA y ELECTROPERÚ.

En el caso de ELECTRONORTE, se han incluido los PSU correspondientes alas instalaciones de DEPOLTI y ADINELSA.

En el caso de ELECTRONOROESTE, se han incluido los PSUcorrespondientes a las instalaciones de ADINELSA.

En el caso de HIDRANDINA, en concordancia con el sistemaeconómicamente adaptado, la determinación de los Precios en Barra en lossistemas eléctricos de Cajamarca y Namora deberá ser efectuada a partir dela barra de referencia Trujillo Norte 220kV.

Por otro lado, los factores de pérdidas marginales de energía y potencia hansido obtenidos utilizando un promedio ponderado de los valores vigentes. Eneste sentido, los factores resultantes son los siguientes:

Cuadro No. 3.12

3.6.5 Fórmula de ActualizaciónLos PSU determinados en la sección anterior corresponden a valorescalculados a la fecha, los mismos que se deberán actualizar antes de suaplicación Para la determinación de las correspondientes fórmulas deactualización se ha efectuado una revisión de la composición de los costos deinversión, operación y mantenimiento en sus componentes de monedanacional y moneda extranjera. Las relaciones que deberán utilizarse son lassiguientes:

CM1 = CM0 * FACM

FACM = a * FTC + b*FPM

FTC = TC/TC0

FPM = IPM/IPM0

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