Informe OSINERG-GART/DGT N° 056-2003

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Informe OSINERG-GART/GRGT N° 056-2003
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
* AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA
( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Análisis del Recurso de
Reconsideración Interpuesto por
LUZ DEL SUR S.A.A.
Contra las Resoluciones:
OSINERG N° 103-2003-OS/CD
OSINERG N° 105-2003-OS/CD
Lima, 19 de Septiembre de 2003
OSINERG-GART
Informe OSINERG-GART/DGT N° 056-2003
Resumen Ejecutivo
Con fecha 08 de agosto de 2003 la empresa Luz del Sur S.A.A. (en adelante
“LUZ DEL SUR”) interpuso,
recurso de reconsideración contra las
resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y OSINERG Nº 105-2003OS/CD (en adelante “LAS RESOLUCIONES”), que fijó las tarifas y
compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. En su
recurso Luz del Sur solicita:
A. Contra el Artículo 1º de la Resolución OSINERG Nº 103-2003-OS/CD,
en los rubros de: Determinación del Sistema Económicamente
Adaptado (en adelante “SEA”), Determinación del Costo Medio, Costo
de Operación y Mantenimiento, Costos de Gestión y Cálculo del
Ingreso Tarifario.
B. Contra los valores que aparecen en la Resolución OSINERG N° 1052003-OS/CD correspondientes a LUZ DEL SUR.
LUZ DEL SUR solicita al Consejo Directivo del OSINERG rectifique LAS
RESOLUCIONES, en base a los fundamentos que expone respecto a los
rubros siguientes:
1 Determinación del Sistema Económicamente Adaptado:
2 Determinación del Costo Medio de Inversión (CMI)
3 Costos de Operación y Mantenimiento
4 Costos de Gestión
5 Cálculo del Ingreso Tarifario
El OSINERG ha realizado el análisis de cada uno de los fundamentos, que
contienen los rubros del recurso. Se han revisado las simulaciones de flujos
de carga, los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento
verificando que estén en el orden de los valores vigentes en el mercado; así
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mismo, se han efectuado las verificaciones de las hojas de cálculo.
En razón del análisis realizado se recomienda declarar fundado en parte el
recurso interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra las resoluciones OSINERG
Nº 103-2003-OS/CD y OSINERG Nº 105-2003-OS/CD, y realizar las
modificaciones de los valores que corresponden a Luz del Sur en la
Resolución OSINERG Nº 105-2003-OS/CD.
El impacto de estas modificaciones, en la tarifa a usuario final, resulta en el
orden de +0,34%.
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INDICE
RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................... II
1.
INTRODUCCIÓN................................................................................................................... 2
2.
RECURSO DE RECONSIDERACIÓN ................................................................................... 5
2.1. DETERMINACIÓN DEL SEA................................................................................................. 6
2.1.1. SUBESTACIONES MAT/AT ................................................................................. 6
2.1.2. SUBESTACIONES AT/MT ................................................................................. 10
2.1.3. Líneas de Transmisión........................................................................................ 12
2.2. DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO DE INVERSIÓN (CMI).................................................... 16
2.2.1. SUBESTACIONES MAT/AT ............................................................................... 16
2.2.2. SUBESTACIONES AT/MT ................................................................................. 18
2.2.3. Líneas de Transmisión........................................................................................ 22
2.3. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ....................................................................... 22
2.3.1. Costo del dinero en el tiempo ............................................................................. 22
2.3.2. Recursos de Mantenimiento ............................................................................... 23
2.3.3. Actividades de Mantenimiento de Líneas de transmisión .................................... 24
2.3.4. Actividades de Mantenimiento de Subestaciones ............................................... 25
2.3.5. Operación del SST ............................................................................................. 28
2.4. COSTOS DE GESTIÓN ...................................................................................................... 29
2.4.1. Sustento del Petitorio.......................................................................................... 29
2.4.2. Análisis del OSINERG ........................................................................................ 30
2.5. CÁLCULO DEL INGRESO T ARIFARIO ................................................................................... 33
2.5.1. Sustento del Petitorio.......................................................................................... 33
2.5.2. Análisis del OSINERG ........................................................................................ 34
3.
DETERMINACIÓN DEL PEAJE SECUNDARIO.................................................................. 36
4.
CONCLUSIÓN Y RECOMENDACIÓN................................................................................. 39
5.
ANEXOS ............................................................................................................................. 41
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1. Introducción
De conformidad con lo dispuesto por el literal b) del Artículo 43° de la Ley de
Concesiones Eléctricas1 (en adelante “LCE”), las tarifas y compensaciones
correspondientes a los sistemas de transmisión deberán ser reguladas por el
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante “OSINERG”).
De acuerdo con lo estipulado por el Artículo 44° de la LCE2, la referida
regulación será efectuada, independientemente de sí las tarifas
corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para
aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.
Mediante Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD se aprobó la norma
denominada “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, dentro de
la cual se encuentra el Anexo B “Procedimiento para Fijación de Tarifas y
Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”. Este
procedimiento establece los pasos a seguir en la regulación de los
correspondientes cargos de la transmisión secundaria. Asimismo, ordena,
1
Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:
(...)
b)
Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión y Distribución;
(...)
2
Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de
Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad
para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de
competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios
de generación se obtendrán por acuerdo de partes.
(...)
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mediante la Segunda Disposición Transitoria3, que la fecha de inicio para la
regulación correspondiente al año 2003, debería ocurrir, antes del 01 de
febrero.
Efectivamente, el proceso de fijación de tarifas y compensaciones para los
Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) se inició antes
del 01 de febrero de 2003 con la presentación de los “Estudios Técnico
Económico con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones”, preparados
por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. De
acuerdo con el procedimiento aprobado, las referidas propuestas fueron
consignadas en la página WEB de OSINERG hasta el día 14 de febrero de
2003.
Como parte del proceso regulatorio se convocó a Audiencia Pública, la
misma que se llevó a cabo el día viernes 07 de marzo de 2003. En esta
audiencia los titulares de SST tuvieron la oportunidad de sustentar sus
propuestas de fijación de tarifas, recibieron los comentarios y observaciones
de los asistentes y dieron una primera respuesta a las observaciones
recibidas.
Posteriormente, el 28 de marzo de 2003, el OSINERG remitió a los titulares
de los SST los informes correspondientes con las observaciones
encontradas a los estudios técnico económicos señalados anteriormente.
Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los
titulares de transmisión con fecha 22 de abril de 2003. Los informes con las
propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignados en la
página WEB del OSINERG hasta el día 25 de abril de 2003.
Con fecha 02 de junio de 2003 el OSINERG publicó, con Resolución
OSINERG Nº 081-2003-OS/CD, el “Proyecto de Resolución que Fija las
Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión” y
publicó en su pagina WEB la información que la sustenta.
Se convocó a una segunda Audiencia Pública, llevada a cabo el día 24 de
junio de 2003, en la cual el OSINERG expuso los criterios, metodología,
modelos y resultados empleados y contenidos en el Proyecto de Resolución.
También recibió los comentarios y observaciones de los asistentes a los
cuales se dieron las primeras respuestas.
Posteriormente los interesados presentaron sus opiniones y sugerencias al
Proyecto de Resolución hasta el día 27 de junio de 2003.
Después del análisis de las observaciones y sugerencias recibidas, con
fecha 16 de julio de 2003, el OSINERG publicó las Resoluciones OSINERG
Nº 103-2003-OS/CD, OSINERG Nº 104-2003-OS/CD y OSINERG Nº 1052003/OS/CD que fijan las Tarifas y Compensaciones de los SST.
3
SEGUNDA DISPOSICIÓN TRANSITORIA : El procedimiento para Fijación de Tarifas y
Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión a que se refiere el Anexo
B de la presente norma, comenzará en esta única oportunidad, antes del 1 de febrero de
2003, entendiéndose proporcionalmente prorrogados para dicha fijación, los demás plazos
que aparecen en el citado Anexo.
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De acuerdo al cronograma del proceso, los interesados interpusieron sus
recursos de reconsideración, contra las resoluciones citadas anteriormente,
hasta el día 08 de agosto de 2003, los que fueron publicados en la página
WEB del OSINERG hasta el 13 de agosto de 2003.
Con fecha 08 de agosto de 2003, LUZ DEL SUR interpuso su recurso de
reconsideración contra LAS RESOLUCIONES. Así mismo, con fechas 15 de
agosto y 03 de septiembre, presentó los escritos Nº 2 y Nº 3 de su recurso
precisando su petitorio y sus fundamentos de derecho, respectivamente.
El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una tercera Audiencia Pública
para que los interesados, que presentaron recursos de reconsideración
contra las resoluciones mencionadas anteriormente, pudieran exponer el
sustento de sus respectivos recursos, la misma que se realizó el 20 de
agosto de 2003.
El presente informe presenta el análisis del citado recurso interpuesto por
LUZ DEL SUR. Para su preparación se ha tomado como base la
normatividad vigente establecida en la Ley N° 27332, Ley Marco de los
Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos,
en el Reglamento General del 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 lo
dispuesto por el Decreto Supremo Nº 029-2002-EM, en lo dispuesto en la
Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General y en lo
dispuesto en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los
Procedimientos Regulatorios de Tarifas;
En lo que sigue del presente informe, se resumen los requerimientos y
argumentos presentados por la recurrente, se presenta el análisis técnico
efectuado por el OSINERG y se establecen las conclusiones y
recomendaciones al respecto.
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2. Recurso de Reconsideración
LUZ DEL SUR presenta su recurso
RESOLUCIONES en los siguientes puntos:
de
reconsideración
contra
LAS
A. Contra el Artículo 1º de la Resolución OSINERG Nº 103-2003-OS/CD, en los
rubros de: determinación del Sistema Económicamente Adaptado (en adelante
“SEA”), determinación del Costo Medio, costo de operación y mantenimiento,
costos de gestión y cálculo del ingreso tarifario.
B. Contra los valores que aparecen en la Resolución OSINERG N° 105-2003OS/CD correspondientes a LUZ DEL SUR.
LUZ DEL SUR solicita al Consejo Directivo del OSINERG rectifique LAS
RESOLUCIONES, sobre la base de los fundamentos que expone respecto a los
rubros siguientes:
1. Determinación del SEA.
2. Determinación del Costo Medio.
3. Costos de operación y mantenimiento.
4. Costos de gestión.
5. Cálculo del ingreso tarifario.
Que, LUZ DEL SUR acompaña, como prueba instrumental, los siguientes
documentos:
• Dimensiones y pesos de transformadores 220/60/10kV de 120 y 180 MVA.
• Costo estimado de habilitación de terreno para una subestación de
transmisión MAT/AT.
• Copias de facturas de adquisición y órdenes de compra de equipos.
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• Memoria descriptiva, valorización y plano de malla de tierra profunda de la
subestación (en adelante “Subestación”) Los Ingenieros.
• Cotización de la empresa RAMSA para almacenamiento de equipos
eléctricos.
• Revista COSTOS, página 09.
• Catálogo de relé de protección.
• Self-Supervision and routine testing of REF 54 feeder terminal.
• Periodo de mantenimiento de conmutadores bajo carga – transformadores.
• Resumen de maniobras con intervención necesaria del personal en
subestaciones Santa Rosa Nueva, Huachipa y Chorrillos.
• Póliza de seguros patrimoniales.
2.1. Determinación del SEA
2.1.1.
SUBESTACIONES MAT/AT
2.1.1.1. Sustento del Petitorio
a.
Uso de Transformadores trifásicos en lugar de bancos monofásicos:
LUZ DEL SUR solicita que se consideren bancos de transformadores
monofásicos para las subestaciones MAT/AT, en lugar de
transformadores trifásicos. LUZ DEL SUR manifiesta que debido a su
peso y principalmente a sus dimensiones es prácticamente imposible el
transporte de los transformadores trifásicos de 120 y 180MVA 220/60kV.
Adjunta copia de un correo electrónico, en el que se muestra que la
altura total de transporte de los transformadores trifásicos sería de 7,2
m, debido a lo que, los principales obstáculos para su transporte, serían
las distancias verticales de seguridad a las redes de
telecomunicaciones, redes eléctricas de baja tensión, media tensión y
alta tensión.
Asimismo, manifiesta que la actual señal tarifaria está orientada a
reconocer sólo inversiones en redes aéreas de distribución, por lo que
no se podría evitar estas limitaciones empleando líneas subterráneas.
La recurrente considera que otro obstáculo para su transporte son los
puentes peatonales y vehiculares que existen y que se instalarán a
futuro, con alturas libres que varían de 4,15 y 5,2 m, lo cual
imposibilitaría la utilización de las posibles rutas de transporte (Vía de
Evitamiento y Panamericana Sur).
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Además de ello, se tendría la problemática del transporte en la ciudad de
Lima, debido a la construcción de corredores viales profundizados y del
tren eléctrico.
Por otro lado, LUZ DEL SUR manifiesta que las maniobras de
desensamble y ensamble del transformador, ocasionaría que no se
cumpla con el requisito de la pronta disponibilidad, en el lugar que se
requiera, del transformador de reserva.
Finalmente, LUZ DEL SUR manifiesta que en la fijación tarifaria
correspondiente al año 2002, para la empresa Edelnor S.A.A. (Edelnor),
el OSINERG consideró bancos monofásicos y que en la Resolución
OSINERG Nº 105-2003-OS/CD sólo se ha aplicado los correspondientes
factores de actualización lo cual constituye un acto discriminatorio.
b.
Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el
tiempo:
LUZ DEL SUR solicita que se replantee la forma de equipamiento de los
transformadores de las subestaciones MAT/AT, partiendo de un parque
óptimo en el año inicial, para luego rotar dicho parque entre las
subestaciones, añadiendo en el tiempo las unidades mínimas necesarias
para cubrir la demanda, de manera que al año final del horizonte no
queden trasformadores sobrantes. Manifiesta que es fundamental que
se aplique un proceso secuencial de planeamiento eléctrico para que la
compensación final sea un valor promedio ponderado calculado a partir
de los 15 valores anuales del horizonte.
LUZ DEL SUR manifiesta que ese punto fue incluido en las
observaciones y comentarios que presentó al proyecto de resolución y
que es obligación del OSINERG corregir los errores y criterios
equivocados.
c.
Diseño de la futura subestación Los Industriales:
LUZ DEL SUR solicita que al costo del terreno considerado por el
OSINERG, para la subestación Los Industriales, se añada el costo de
las construcciones y su demolición estimado en 2 916 miles de dólares,
en razón de que en el lugar elegido para dicha subestación no existen
terrenos libres de la dimensión requerida para una subestación tipo
convencional.
Además, LUZ DEL SUR manifiesta que si el OSINERG ubica la
subestación en un punto que no sea el inicialmente planeado, debería
incrementar la longitud de las líneas MAT y AT para conectar a las
barras de dicha subestación, o en su defecto considerar la solución GIS
que propuso inicialmente LUZ DEL SUR.
2.1.1.2. Análisis del OSINERG
a.
Uso de transformadores trifásicos en lugar de bancos monofásicos:
LUZ DEL SUR solicita que se considere bancos de transformadores
monofásicos para las SETs MAT/AT, en lugar de Transformadores
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Trifásicos, para lo cual adjunta como sustento un correo electrónico
enviado por personal de la empresa ABB Perú, manifestando que las
dimensiones para transporte son:
Cuadro Nº 1
Dimensiones de Transformadores Proporcionados por LUZ DEL SUR
Potencia
(MVA)
120
180
Dimensiones (lxaxh)
(m)
7,2x2,8x4,8
9,4x3,6x6,2
Peso
(Toneladas)
105,0
136,5
Al respecto las dimensiones de los transformadores de alta tensión y de
gran potencia, no están estandarizadas, y que para su construcción los
fabricantes toman en cuenta los requerimientos y restricciones que los
clientes indican.
Efectivamente, como se aprecia en planos 2500P24512 y 3596P24431
del transformador 100 MVA 220/13,2kV de marca COEMSA-ANSALDO
y el plano 2T2600176 del transformador 215MVA,220/16kV marca
SIEMENS, las dimensiones máximas para su transporte son menores
que las mencionadas por LUZ DEL SUR:
Cuadro Nº 2
Muestra de Dimensiones de Transformadores en el Mercado
Potencia
(MVA)
100
215
Dimensiones (lxaxh)
(m)
6,000x3,150x4,300
8,520x3,440x5,200
Peso
(Toneladas)
81
148
En el mercado se pueden obtener diversas dimensiones, prueba de ello
es el transformador fabricado por la empresa Hyundai Heavy Industries
CO. Ltd. Para British Columbia Hydro en Canadá
trifásico de
515/242/25,2kV 304/340/500MVA, dimensiones Largo 12,8m, ancho 3,6
m y altura 4,5 m, como se muestra en su página web
http://www.hhi.co.kr/english/IndustrialPowerSystem/product/transformaer
/product3-1.html;
En consecuencia, las dimensiones de los transformadores trifásicos, no
son impedimento para su transporte, siendo este un problema logístico
que se puede evitar desde las especificaciones para su construcción.
La implementación secuencial de los transformadores propuesta por el
OSINERG no requiere realizar rotaciones de transformadores, asimismo
la probabilidad de que un transformador falle es bastante baja, y ante la
eventualidad que así suceda, su reemplazo, ya sea un banco
monofásico o transformador trifásico, requiere siempre de las
actividades de desmontaje y montaje correspondientes, tiempo durante
el cual se efectúa en paralelo el traslado del transformador de reserva,
para lo cual se tiene preparada de antemano la ruta de transporte con el
tiempo suficiente.
Con relación a lo manifestado por LUZ DEL SUR respecto a que se le
estaría discriminando con relación a lo regulado en el año 2002 para
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Edelnor, donde se consideró el uso de transformadores monofásicos,
debe señalarse, que cada regulación se efectúa con la información que
la empresa titular alcanza, así como, con los datos que el OSINERG
obtenga y con el análisis técnico económico que de estos se realice.
Asimismo, cada sistema secundario tiene sus particularidades, por lo
que el OSINERG estudia el empleo de transformadores monofásicos
tanto en el sistema Lima Sur como en el sistema Lima Norte. En este
sentido la valorización de transformadores monofásicos en Edelnor no
obliga a que el OSINERG tenga que utilizar esta tecnología en el resto
de las empresas; ya que, dicha alternativa depende de las
particularidades analizadas en cada caso o sistema eléctrico;
Por lo tanto, es factible técnica y económicamente el uso de
transformadores trifásicos.
b.
Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el
tiempo:
El plan de equipamiento del SEA de LUZ DEL SUR considera la
instalación progresiva de transformadores en función de la demanda y
su cambio por otros de mayor tamaño, cuando la demanda lo requiera.
Este procedimiento es similar al efectuado por LUZ DEL SUR en su
Estudio de Propuesta Tarifaria inicial.
En este proceso es posible que algunos transformadores retirados
puedan ser reutilizados en otras subestaciones, de tal manera que en el
sentido ideal, al final del periodo no exista ningún transformador
sobrante.
En consecuencia, se ha realizado un nuevo equipamiento de los
transformadores MAT/AT, con la finalidad de reducir a cero los
transformadores sobrantes al año final del horizonte.
c.
Diseño de la futura subestación Los Industriales:
Se realizó una nueva visita de la zona donde se ubicaría la subestación
Los Industriales y se verificó que existe un terreno ubicado en la Avenida
La Molina, antiguamente empleado por una ladrillera, a 300 m de la
intersección con La Avenida Separadora, cuyas dimensiones satisfacen
lo requerido para este tipo de subestación y cuya densidad de área
construida es aproximadamente de 10%; por lo tanto, el costo de
habilitación de terreno asciende a US$ 375 000, como se detalla a
continuación:
Área del Terreno:
Factor de Ocupación del Terreno:
Numero de pisos:
Área Construida:
Costo por m2 de construcción:
Porcentaje de depreciación:
Costo por m2 depreciado:
Costo estimado de las edificaciones:
Costo por m2 de demolición y
Eliminación de desmonte:
Costo total de la demolición y
13 500 m2 (área de ladrillera)
10 %
2
13 500 x 0.1 x 2 = 2 700 m2
US$ 130 ( * )
20 %
0.8 x 130 = US$ 104
2 700 x 104 = US$ 280 800
US$ 35
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Eliminación de desmonte:
Costo construcción existente y
demolición de la misma, total
2 700 x 35 = US$ 94 500
US$ 375 300
( * ) Costo estimado de acuerdo al tipo de estructuras, acabados, instalaciones y
calidad de las edificaciones encontradas en esta zona, usando el cuadro de
Valor Estimado del m2 de la Construcción en Lima de la Reviste ½ de
Construcción ( al 31 de Julio 2003 ).
Sin embargo, se constató que este terreno está adjudicado a un
proyecto de plan habitacional, lo cual imposibilita su utilización para la
construcción de la subestación tipo 1.
Por otro lado, los costos de equipamiento tipo ‘GIS” encapsulado en
SF6, vigentes en el mercado, están en el siguiente orden:
Cuadro Nº 3
Costos de celdas GIS en el mercado
CELDAS EN 220 kV
US$
De Transformación
De Acoplamiento
De Línea
CELDAS EN 60 kV
De Transformación
De Acoplamiento
De Línea
700 000
750 000
750 000
280 000
280 000
280 000
Se ha valorizado una subestación tipo GIS con los costos de mercado,
considerando las respectivas obras civiles para este tipo de subestación
y los costos de habilitación de terreno correspondiente, obteniéndose un
valor de US$ 7 771 654, el cual está en el orden de una subestación tipo
1 (convencional).
Por lo tanto, ante las restricciones de disponibilidad de terreno, para la
construcción de la subestación Los Industriales del Tipo “1”
(Convencional), la alternativa de una subestación tipo “0” (GIS), es
factible.
2.1.2.
SUBESTACIONES AT/MT
2.1.2.1. Sustento del Petitorio
a.
Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el
tiempo
LUZ DEL SUR solicita que se replantee la forma de equipamiento de los
transformadores de las subestaciones AT/MT, partiendo de un parque
óptimo en el año inicial, para luego rotar dicho parque entre las
Subestaciones, añadiendo en el tiempo las unidades mínimas
necesarias para cubrir la demanda, de manera que al año final del
horizonte no queden trasformadores sobrantes. LUZ DEL SUR
manifiesta que es fundamental que se aplique un proceso secuencial de
planeamiento eléctrico para que la compensación final sea un valor
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promedio ponderado calculado a partir de los 15 valores anuales del
horizonte.
LUZ DEL SUR manifiesta que ese punto fue incluido en las
observaciones y comentarios que presentó LUZ DEL SUR al Proyecto
de Resolución y que es obligación del OSINERG corregir los errores.
b.
Celdas MT en Subestaciones tipo 5 (San Bartolo, Bujama, Surco y
San Mateo)
LUZ DEL SUR solicita que, en las subestaciones tipo 5 (fuera del área
urbana), se modifique la carga por alimentador, de 4 a 1,5 MVA, debido
a las grandes longitudes de redes.
LUZ DEL SUR manifiesta que ha planteado considerar una carga de 4
MVA por alimentador para subestaciones ubicadas en la zona urbana.
Sin embargo en las subestaciones tipo 5, ubicadas fuera del área
urbana, caracterizada por una baja densidad de carga y de redes largas,
la carga por alimentador debería ser máximo 1,5 MVA para poder
cumplir con los niveles de tensión exigidos por la Norma Técnica de
Calidad de los Servicios Eléctricos (en adelante “NTCSE”) en la red de
distribución.
Asimismo, indica que otras soluciones, como el empleo de
compensación capacitiva o el empleo de reelevadores de tensión, serían
muy forzadas y consecuentemente costosas y que deberían
desestimarse debido a que las soluciones para la transmisión no debe
significar mayores costos para la distribución, toda vez que no está
considerado en el Valor Agregado de Distribución (en adelante “VAD”).
2.1.2.2. Análisis del OSINERG
a.
Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el
tiempo
Respecto a este punto, se repiten las consideraciones señaladas en el
literal “b” del numeral 2.1.1.2 del presente informe, concluyendo que
corresponde modificar el proceso de secuenciamiento utilizado por el
OSINERG.
b.
Celdas MT en SETs tipo 5 (San Bartolo, Bujama, Surco y San Mateo)
LUZ DEL SUR no ha alcanzado el sustento solicitado de los datos
empleados en su cálculo de caída de tensión, tales como distancias y
cargas distribuidas a lo largo de 5 puntos de los alimentadores, ni
tampoco ha realizado el análisis técnico económico de otras alternativas
de solución.
El OSINERG ha realizado un cálculo similar al presentado por LUZ DEL
SUR, cuyos resultados indican que, considerando un conductor de
AAAC 120 mm2 a lo largo de todo el alimentador, se puede llegar a una
carga de hasta 3,0 MVA/alimentador, sin problemas de caída de tensión
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Por otro lado, de acuerdo a la demanda para las subestaciones tipo 5 y
la cantidad de celdas de 10 kV empleada, la carga máxima por cada
celda no pasa de 3,5 MVA.
Asimismo, en el caso de subestaciones periféricas, el hecho de
considerar una celda por cada alimentador es antieconómico, dado que
resultaría que las subestaciones tipo periferia Bujama o San Bartolo
tengan 6 celdas para una potencia de 9 MVA. Ante esto, es práctica
común que una celda sirva hasta dos alimentadores, los mismos que
pueden seccionarse en las primeras estructuras por medio de
seccionalizadores o seccionadores cut-out para lograr mayor
operatividad.
2.1.3.
Líneas de Transmisión
2.1.3.1. Sustento del Petitorio
a.
Nuevas líneas de 60 kV requeridas
LUZ DEL SUR solicita se incorporen 3 nuevas líneas:
§ Línea Chorrillos – Barranco, a partir del año 2012, debido a
sobrecarga del enlace San Juan – Balnearios 220kV en condiciones
de contingencia.
§ Línea San Bartolo – Chilca, a partir del año 2014, debido a
problemas de sobrecarga del enlace San Bartolo – Chilca y baja
tensión en la barra Lurín, ante una contingencia en el enlace
Pachacámac – Lurín.
§ Línea Santa Rosa – Limatambo, a partir del año 2016, por
problemas de sobrecarga del enlace San Juan – Balnearios 220 kV
en caso de contingencia.
LUZ DEL SUR sustenta su solicitud manifestando, que el modelo
empleado por el OSINERG ha considerado únicamente el sistema de
LUZ DEL SUR y ha asumido las tensiones en las barras de generación;
manifiesta que se debe considerar un modelo que abarque un sistema
mayor que contenga, al menos, las barras más importantes del Sistema
Eléctrico Nacional y la carga de Edelnor.
Asimismo, considera que en el modelo empleado por el OSINERG no se
han considerado las pérdidas de los transformadores AT/MT para los
años 2004 a 2017, lo que ha originado que no se detecten sobrecargas
en la línea San Bartolo - Chilca 60 kV. LUZ DEL SUR adjunta archivos
del modelo de la red para el año 2017, que incluye los transformadores
AT/MT.
b.
Modificaciones en los calibres de algunas líneas de 60 kV
LUZ DEL SUR solicita que se modifiquen los calibres de las líneas
subterráneas:
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§ Línea San Isidro – Limatambo de 400 a 500 mm2, por problemas de
sobrecarga en caso de contingencia del enlace Neyra –San Isidro.
§ Línea Neyra – San Isidro de 400 a 500 mm2, por problemas de
sobrecarga en caso de contingencia del enlace San Isidro –
Limatambo.
LUZ DEL SUR manifiesta que la metodología N-1, empleada por el
OSINERG en forma relativa para las líneas subterráneas, en base a la
ocurrencia de las interrupciones fortuitas, sólo toma en cuenta una parte
de la consecuencia de la falla, la cual es la frecuencia, dejando de lado
el otro aspecto que es la duración de la interrupción.
LUZ DEL SUR señala que para el caso de los cables subterráneos la
duración de la falla es mucho mayor que en líneas aéreas, debido a los
trabajos de ubicación de falla, rotura de pistas y veredas, excavación y
reparación de cable.
2.1.3.2. Análisis del OSINERG
a.
Nuevas líneas de 60 kV requeridas
En la etapa de Análisis de las Observaciones y Sugerencias de LUZ
DEL SUR al proyecto de resolución, se presentaron las simulaciones de
flujos de carga para el año 2017, con la representación de la totalidad
del SEA de Edelnor y las barras principales del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”), corrigiéndose además las
tensiones de las barras San Juan, Santa Rosa e Independencia, de lo
cual se concluyó que éstas modificaciones no alteran el plan de
equipamiento del SEA propuesto.
Por otro lado, con la finalidad de confirmar el SEA obtenido, se han
realizado nuevas simulaciones de flujos de potencia para el año 2017
con un modelo más amplio, que representa la totalidad del SEA de
Edelnor y las principales barras del SEIN, incluyendo el Sistema Mantaro
– Lima.
Los resultados de estas nuevas simulaciones, mostrados en el Cuadro
Nº 4, demuestran que no se exceden los valores máximos, ni en
condiciones normales ni en contingencia, en las referidas líneas y, por lo
tanto, los resultados no varían el SEA obtenido inicialmente.
Cuadro Nº 4
Resultados de Simulaciones de Flujo de Carga
(3)
Flujo Máx. Flujo Máx . Capacidad
Cond. Norm. Cond.Emerg Nominal
Línea
Línea San Juan – Balnearios(1)
Línea Chilca – San Bartolo
(1)
(2)
(2)
212 MVA
359 MVA
320 MVA
34 MVA
44 MVA
38 MVA
Pérdida de 1 terna de la LT San Juan - Balnearios
Pérdida de LT Pachacámac – Lurín
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(3)
La condición de operación en contingencias de líneas y transformadores es
que soporten el 20% de sobrecarga, respecto a su capacidad nominal.
Además, el modelo empleado por LUZ DEL SUR, mostrado en su
archivo de flujo de potencia correspondiente al año 2017, tiene las
siguientes inconsistencias:
§ No incluye las líneas de 220 kV que evacuan la potencia y energía
de la CH Mantaro; debido a esta simplificación, asume una
excesiva potencia de entrada en la barra Independencia 220kV.
§ Representa una generación en la CT Ventanilla, menor que la que
producirá con la generación a gas. Por otro lado, se ha considerado
una potencia generada en la C.H. Huinco menor que el promedio
producido por la misma.
Estas inconsistencias del modelo propuesto por LUZ DEL SUR, originan
que los flujos de potencia se distorsionen.
Con respecto al efecto de las pérdidas de los transformadores AT/MT,
debe señalarse que dichas pérdidas representan, en promedio, menos
del 0,5% de la carga total y, por lo tanto, no tienen efecto sobre la
potencia máxima de líneas y subestaciones, dado que éstas operan con
un factor de utilización menor a 1,0.
En consecuencia no se precisa de añadir las líneas señaladas por LUZ
DEL SUR.
b.
Modificaciones en los calibres de algunas líneas de 60 kV
El criterio más conveniente para el planeamiento de un sistema de
transmisión es el llamado criterio determinístico (N-1). Adicionalmente,
se tiene el criterio probabilístico, cuya evaluación, aunque no asegura un
grado absoluto de confiabilidad, puede proveer una mejor medida de las
diferencias relativas entre diferentes opciones. Sin embargo, el uso de
este criterio en el planeamiento de la transmisión ha sido limitado,
siendo más utilizado y difundido el uso del criterio determinístico
complementado con una evaluación probabilística.
Dentro de este contexto, si se llega a la situación de decidir la necesidad
de una inversión de apreciable magnitud en los años 2012, 2014 y 2016,
es decir prácticamente al final del periodo del estudio, es perfectamente
válido y necesario considerar, además del criterio determinístico del N-1,
la probabilidad de que el hecho que estaría determinando la necesidad
de dicha inversión, realmente ocurra, y los efectos que esto podría tener.
Por lo expuesto, se solicitó a LUZ DEL SUR información sobre sus
estadísticas de fallas en cables subterráneos, las mismas que no
alcanzó. Al no haber analizado LUZ DEL SUR lo solicitado, el OSINERG
mantiene su criterio, en el sentido de que la poca probabilidad de que
ocurra una falla en cables subterráneos de 60 kV hacia el final del
periodo de estudio, no justifica una inversión, máxime de que la misma,
según lo manifestado por LUZ DEL SUR, tendría que efectuarse desde
la instalación del circuito en cuestión. Además, debe indicarse que las
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líneas observadas no presentan problemas de sobrecarga en el año
2007 sino hasta el año 2013.
Que, sin desmerito de lo expuesto, se ha efectuado un análisis
comparativo entre la mayor inversión que se necesitaría para elevar la
sección de los cables, versus el costo de las probables interrupciones
que se producirían, si no se hiciera tal inversión.
Los datos utilizados para dicho análisis son:
Costo de cable subterráneo de 60 kV, 400 mm2:
Costo de cable subterráneo de 60 kV, 500 mm2:
Frecuencia de fallas (1):
Tiempo de reparación (1):
Longitud de los enlaces comprometidos:
LT 60 kV Limatambo – San Isidro:
LT 60 kV Neyra – San Isidro:
Tiempo (en hora de punta) que se tendría que
rechazar carga para evitar sobrecarga de enlace
en caso de falla de uno de ellos:
Costo de compensación por energía no
suministrada (ENS) (2):
US$ 495 950,06/km
US$ 503 720,06/km
0,75/100 km/año
72 horas
3,01 km
3,96 km
1 hora/día
US$ 0,35/kWh
(1) Estadísticas de fallas, tomadas de información obtenida en empresas
similares, tanto nacionales como extranjeras:
(2) El costo de la ENS corresponde a la aplicación de la tercera etapa de la
compensación unitaria por incumplimiento en la calidad de suministro, indicada
en la Modificación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos
en el D.S. Nº 040-2001-EM del 17.07.01.
Cuadro Nº 5
Determinación de La Energía No Servida
AÑO
POTENCIA
KW
HORAS
AÑO DE INTERR.
PROBABLE.
ENERGIA
KWh
ENS
US$
2003
0,0
0
0
0
2004
0,0
0
0
0
2005
0,0
0
0
0
2006
0,0
0
0
0
2007
0,0
0
0
0
2008
0,0
0
0
0
2009
0,0
0
0
0
2010
0,0
0
0
0
2011
0,0
0
0
0
2012
0,0
0
0
0
2013
2911,9
0,155
452,07
158,23
2014
6429,3
0,155
998,15
349,35
2015
9946,7
0,155
1544,22
540,48
2016
9481,7
0,155
1472,03
515,21
2017
9016,7
0,155
1399,84
489,95
VAN
$453,95
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El valor actual del costo anual de las posibles interrupciones, ascendería
a US$ 454 que es menor al mayor costo por elevar el calibre del cable a
500 mm2, ascendente a US$ 54 157,00, por lo que no se justifica el
cambio de sección indicado.
2.2. Determinación del Costo Medio de Inversión
(CMI)
2.2.1.
SUBESTACIONES MAT/AT
2.2.1.1. Sustento del Petitorio
a.
Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT
LUZ DEL SUR solicita que, debido al ingreso de los nuevos enlaces
señalados en el numeral 2.1.3.1 literal “a”, se modifiquen las cantidades
de celdas de salida para líneas AT, como sigue:
§ Subestación Santa Rosa, una celda, debido al ingreso del nuevo
enlace Santa Rosa – Limatambo.
§ Subestación Chilca, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace
Chilca - San Bartolo.
b.
Costo de almacenamiento
LUZ DEL SUR solicita que se considere, por almacenamiento, un
porcentaje igual al 0,76% del costo de los suministros. Sustenta su
solicitud, manifestando que, con el fin de reducir precios de compra,
agrupa los pedidos en un solo paquete, y que la ejecución de las obras
es distribuida uniformemente a lo largo del año, lo que le origina la
necesaria existencia de un almacén.
También manifiesta, que debido a que los productos son procedentes de
diferentes proveedores en diferentes países, con diferentes tiempos de
transporte, se hace difícil coordinar la llegada de todos lo equipos
directamente a las obras en el momento requerido.
Asimismo, indica que el OSINERG esta proponiendo se utilice un
enfoque “Just in time”, sin considerar un conjunto de condiciones, como
son, existencia de contratos de largo plazo, proveedores que cuenten
con stock de equipos y proveedores que sean preferentemente locales,
lo que no se cumplen en nuestro medio.
Finalmente, manifiesta que en la regulación del año 2002, en los costos
de la empresa Edelnor, se consideró un porcentaje por almacenamiento
distinto de cero, lo cual constituye un trato discriminatorio por parte del
OSINERG.
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2.2.1.2. Análisis del OSINERG
a.
Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT
De acuerdo a las simulaciones de flujo de potencia que se han
realizado, en el Numeral 2.1.3.2 literal “a”, se comprobó que no es
necesario la incorporación de nuevas líneas y por consiguiente no se
requieren las celdas propuestas.
b.
Costo de almacenamiento
En el proceso moderno de construcción de subestaciones, no es
necesario contar con almacenes intermedios para los equipos a instalar
en las subestaciones.
A continuación se resume el proceso típico de construcción de
subestaciones de gran potencia y tensión:
§ El planeamiento para la construcción y equipamiento de
subestaciones de 220 y 60 kV debe realizarse con una previsión
mínima de 3 años.
§ Una vez confirmada la ubicación de la subestación, la potencia y sus
niveles de tensión, la empresa comienza a diseñar las obras civiles y
electromecánicas para tener un presupuesto muy aproximado del
costo real de la subestación.
§ Teniendo conocimiento de la calidad, características técnicas y
cantidad del equipo se convoca a un concurso para su fabricación,
paralelamente se debe realizar los trámites de compra del terreno
para la futura subestación.
§ El proceso de fabricación del equipamiento electromecánico
incluyendo el transformador de potencia es entre 5 a 10 meses
(equipos de 220 kV y transformador 180 MVA). El fabricante alcanza
un cronograma de fabricación y pruebas a la empresa para que se
realicen las previsiones del caso para su montaje.
§ Mientras se realiza el proceso de fabricación de equipos se efectúa la
construcción de las obras civiles.
§ Los equipos empiezan a llegar a partir del quinto mes (del
cronograma de obra) para esto las bases que soportarán los equipos
ya están construidos, de tal modo que los equipos que vayan
llegando se van montando.
§ Al séptimo mes del cronograma de obra, el patio de llaves está
expedito para el montaje del resto de equipos de patio de llaves y
edificio de control.
§ Una vez finalizada la construcción del transformador de potencia, se
transporta directamente a la subestación para su montaje, cableado y
puesta en servicio. Lo mismo se realiza con el equipo restante.
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§ A medida que se colocan los equipos en el patio de llaves se realizan
los cableados y conexiones, posteriormente las pruebas.
El proceso resumido anteriormente es una práctica usual de ingeniería
de construcción y montaje, por lo tanto no se requiere de almacenes
intermedios para el montaje de los equipos.
Con respecto a lo manifestado por LUZ DEL SUR referente a que se le
estaría dando un trato discriminatorio con relación a lo regulado en el
año 2002 para Edelnor, se indica, en principio, que cada regulación se
realiza con la información que la empresa titular alcanza, con los datos
que el OSINERG obtenga y con el análisis técnico económico que de
estos se realice. Asimismo, cada sistema secundario tiene sus
particularidades, por lo que el OSINERG revisa no solo el rubro de
almacenamiento en el sistema Lima Sur sino también en el de Lima
Norte.
2.2.2.
SUBESTACIONES AT/MT
2.2.2.1. Sustento del Petitorio
a.
Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT
LUZ DEL SUR solicita que, debido al ingreso de los nuevos enlaces
señalados en el numeral 2.1.3.1 literal “a”, se modifique las cantidades
de celdas de salida para líneas AT, como sigue:
§ Barranco, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace Barranco –
Chorrillos.
§ Chorrillos, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace Barranco –
Chorrillos.
§ Limatambo, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace
Santa Rosa – Limatambo.
§ San Bartolo, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace
Chilca - San Bartolo.
b.
Costos de equipos relevantes
LUZ DEL SUR solicita que se consideren sus costos unitarios de
equipos principales, manifestando que sus costos propuestos provienen
de facturas y de ofertas de proveedores, los cuales tienen mayor validez
que cualquier cotización referencial.
Por otro lado, manifiesta que los costos tomados por el OSINERG, no
necesariamente cumplen con las especificaciones técnicas aplicables a
su sistema eléctrico y su realidad geográfica.
Finalmente, indica que los costos de LUZ DEL SUR corresponden a
equipos específicos respaldados por facturas ú ordenes de compra; y
que por el contrario los costos tomados por el OSINERG provienen de
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cotizaciones y/o de interpolaciones o extrapolaciones de equipos de
diferentes valores nominales.
c.
Costos de obras civiles tipo 4
LUZ DEL SUR solicita que se considere el costo de obras civiles igual a
US$ 205 870 y considera que el OSINERG ha cometido dos tipos de
errores:
§ Simplificación en algunas partidas como la Red de Tierra Profunda.
§ Omisiones en el metrado de distintos rubros.
LUZ DEL SUR manifiesta que sus costos propuestos están sustentados
mediante análisis de precios, y adjuntan la valorización de obras civiles y
planos de la red de tierra, sala de control y portón de ingreso.
d.
Costos de almacenamiento
LUZ DEL SUR solicita que se considere, por almacenamiento, un
porcentaje igual al 0,76% del costo de los suministros. Sustenta su
solicitud con los mismos argumentos empleados para las subestaciones
MAT/AT.
Además, LUZ DEL SUR sustenta el porcentaje propuesto basado en
una cotización proporcionada por la empresa RAMSA.
2.2.2.2. Análisis del OSINERG
a.
Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT
De acuerdo a las simulaciones de flujo de potencia que se han
realizado, en el Numeral 2.1.3.2 literal “a”, se comprobó que no es
necesario la incorporación de nuevas líneas y por consiguiente no se
requieren las celdas propuestas.
b.
Costos de equipos relevantes
De acuerdo a la evaluación de los precios presentados por LUZ DEL
SUR y teniendo en consideración que las celdas metalclad deben ser a
prueba de “arco interno”, es correcto modificar el costo de las celdas
metalclad de 22,9 y 10 kV, como se muestra en el Cuadro Nº 6.
Asimismo, los costos en el mercado para las características específicas
de los transformadores 60/10kV, 25 MVA y 40 MVA y 60/22,9/10 kV,
25/25/25 MVA y 40/40/40 MVA, son ligeramente superiores a los
considerados por el OSINERG, por lo que es correcto realizar un
reajuste de acuerdo a precios de mercado, como se muestra en el
Cuadro Nº 6.
Con respecto a los demás equipos observados por LUZ DEL SUR, se
señala que los equipos considerados por el OSINERG sí cumplen con
las exigencias requeridas para la zona geográfica del SST de LUZ DEL
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SUR, y los costos empleados, corresponden a los del mercado, por lo
que no corresponde hacer ningún reajuste.
Cuadro Nº 6
Costos de Equipos de Subestaciones Modificados
Descripción
COSTO
COSTO
ANTERIOR ACTUALIZADO
(US $)
(US $)
Equipos
10 kV
Celda Metal-Clad 10 kV equipada –
transformador
Celda Metal-Clad 10 kV equipada – alimentador
Celda Metal-Clad 10 kV equipada –
acoplamiento
Celda Metal-Clad 10 kV equipada - Medición
Tensión
22,9 kV
Celda Metal-Clad 22,9 kV equipada –
transformador
Celda Metal-Clad 22,9 kV equipada –
alimentador
Celda Metal-Clad 22,9 kV equipada –
acoplamiento
Celda Metal-Clad 22,9 kV equipada - Medición
Tensión
60/10 kV
Transformador de potencia 25 MVA
Transformador de potencia 40 MVA
60/22,9/10 kV
Transformador de potencia 25/25/25 MVA
Transformador de potencia 40/40/40 MVA
20 000
25 000
15 000
20 000
20 000
20 000
8 000
12 000
28 000
32 000
25 000
28 000
25 000
28 000
16 000
19 000
195 000
290 000
224 000
300 500
285 000
410 000
298 324
443 529
* Los precios no incluyen IGV.
c.
Costos de obras civiles tipo 4
Respecto a la partida de red de tierra profunda, LUZ DEL SUR ha
tomado como referencia estándar, un diseño especial cuyas
dimensiones y metrados son mucho mayores que los comprendidos por
los diseños típicos para este tipo de subestaciones.
-
Profundidad de zanja para la malla : 2,40 m.
-
Ancho de la zanja para la malla : 0,80 m.
Al respecto manifestamos que este diseño particular de malla no debe
de utilizarse como general para todas las subestaciones, aquí radica la
gran diferencia de costos.
La profundidad de malla utilizada como norma general en el diseño de
subestaciones es (Normas IEC y ANSI, salvo diseños especiales):
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-
Profundidad de zanja para la malla : 0,80 m.
-
Ancho de la zanja para la malla : 0,50 m.
Respecto a las omisiones en el metrado, mencionadas por LUZ DEL
SUR, se indica que las partidas, acondicionamiento de terreno, sótano
de edificio y vías de rozamiento, no constituyen costos eficientes:
- Acondicionamiento del terreno
Si es que esta partida es considerada como todo el movimiento de
tierras (corte y relleno) necesario para que el terreno alcance el nivel
necesario y/o trabajos de demolición y eliminación, el OSINERG
considera por criterio técnico que se debe escoger un terreno adecuado
en tamaño, niveles y sin construcciones existentes, que estos trabajos
serían mínimos ya que el terreno tendría el nivel necesario y no tendría
construcciones existentes. Por otro lado, el monto que LUZ DEL SUR
coloca en el presupuesto no tiene ningún sustento de metrados, por lo
que el costo adicional solicitado por esta partida no procede.
-
Sótano de Edificio de Control
Este tipo de subestación no requiere de sótano, y los cables de control y
fuerza se colocan dentro de las zanjas que ingresan desde el patio de
llaves a la casa de control.
-
Vía de Rodamiento del Transformador
El OSINERG considera que para efectos de traslado del transformador,
el camión “cama baja”, ingresa al patio de llaves se estaciona al costado
de las bases y con ayuda de gatas se carga o descarga, por lo contrario,
la vía de rodamiento dificulta en parte el acceso del camión al patio de
llaves de la subestación
Con relación a la partida “pistas”, propuesta por LUZ DEL SUR, se
señala que ésta sí fue considerada por el OSINERG dentro del rubro
“Acceso”.
Y con relación al resto de partidas solicitadas por LUZ DEL SUR, se
indica que sí han sido consideradas por el OSINERG dentro del rubro
“otros” como se detalla a continuación:
Portones de Ingreso
US$ 1 300,00
Bases para Tiro del Transformador
US$
Buzón de Cables
US$ 1 800,00
Tuberías para enductado de Cables
US$ 3 200,00
Accesorios de la red de tierra
800,00
US$ 1 623,61
Suministro menor
US$ 1 000,00
TOTAL “ Otros ”
US$ 9 723,61
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d.
Costos de almacenamiento
Al respecto, el OSINERG repite los mismos argumentos empleados en el
Numeral 2.2.1.2 literal “b”, del presente informe, concluyendo que no se
requiere de almacenes intermedios para el montaje de los equipos de
las subestaciones.
2.2.3.
Líneas de Transmisión
2.2.3.1. Sustento del Petitorio
LUZ DEL SUR solicita que se adicione, al costo de inversión total de
líneas de AT, el costo de inversión de la línea San Juan – Villa El
Salvador 60kV, simple terna desde el año 2004, la misma que esta
considerada en el SEA y que ha sido omitida en el cálculo del costo de
inversión.
2.2.3.2. Análisis del OSINERG
Por omisión involuntaria, se dejo de valorizar la línea que LUZ DEL SUR
señala, por lo que, se ha corregido el costo de inversión de líneas de
transmisión, incluyendo la misma.
2.3. Costos de Operación y Mantenimiento
2.3.1.
Costo del dinero en el tiempo
2.3.1.1. Sustento del Petitorio
LUZ DEL SUR solicita que el costo del dinero en el tiempo se aplique a
todos los rubros o a ninguno. Manifiesta que no es coherente la
aplicación del costo del dinero a una parte de los costos dejando de
aplicarlos a otros, que también ocurren en distintos meses dentro del
período devaluado. Señala que el costo del dinero en el tiempo no se ha
aplicado al fijar los costos de operación y mantenimiento de otras
empresas como ETESELVA o como Edelnor en la regulación del año
2002.
2.3.1.2. Análisis del OSINERG
Efectivamente, los costos de los rubros de operación, gestión, seguridad
y otros no se incurren al fin de cada año, sino que se sufragan
mensualmente o en distintos meses del periodo, y otros como el de
seguros, se paga por lo general al comienzo del periodo. En
consecuencia se debe considerar el costo del dinero en el tiempo para
todos los rubros.
Para ejecutar esto se ha tenido en cuenta que los costos de operación y
gestión se sufragan cada mes, y que el pago por concepto de seguros
se efectúa al inicio del año.
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El resumen de corrección por costo del dinero en el tiempo es el
siguiente:
Cuadro Nº 6
Corrección de O&M Debido al Costo del Dinero en el Tiempo
RUBRO
Operación
Gestión Personal
Gestión No personal
Seguros
Vigilancia y Seguridad
Otros Costos No Personales
Total
COSTO
ANTERIOR
(US$)
599 886,02
1 034 473,63
458 502,61
151 256,39
297 040,05
106 210,10
2 647 368,80
COSTO
ACTUAL
(US$)
624 789,63
1 115 580,00
483 200,00
299 018,93
313 040,00
111 930,00
2 947 558,66
Los rubros mantenimiento, subestaciones, estación maestra y
telecomunicaciones, ya fueron afectados por el costo del dinero en el
tiempo. El reajuste se debe, además, por el hecho de que se ha
actualizado la tasa para el cálculo de la prima de seguros.
2.3.2.
Recursos de Mantenimiento
2.3.2.1. Sustento del Petitorio
LUZ DEL SUR solicita que se consideren sus costos propuestos para
mano de obra de operario, oficial y peón, los mismos que incluyen
gastos generales y utilidades del contratista ascendentes a 25%.
LUZ DEL SUR manifiesta que los costos empleados por el OSINERG,
tomados como referencia de la revista COSTOS y CAPECO, no
consideran los costos indirectos en que incurren las empresas
contratistas de mantenimiento. Asimismo, indica que LUZ DEL SUR
paga a la empresa contratista por el costo total y no sólo por el costo
directo.
LUZ DEL SUR precisa que en el rubro “otros costos indirectos de
transmisión” no se incluyen los gastos generales o costos indirectos de
las contratistas, y señala que se refieren a los costos propios de la
empresa LUZ DEL SUR y no a los de sus contratistas.
2.3.2.2. Análisis del OSINERG
Habida cuenta que los costos indirectos de los contratistas que ejecutan
los trabajos de mantenimiento no han sido considerados, es razonable
considerarlo en este rubro.
Que, por lo tanto se debe agregar los costos indirectos del contratista de
gastos generales y utilidades. Sin embargo, para mantener la coherencia
en el estudio, se empleará el mismo porcentaje aplicado para los
contratistas en los costos de inversión, igual a 15%.
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2.3.3.
Actividades
transmisión
de
Mantenimiento
de
Líneas
de
2.3.3.1. Sustento del Petitorio
a.
Mantenimiento de Aisladores Poliméricos
LUZ DEL SUR, solicita que se considere el rendimiento propuesto para
esta actividad en 18 cadenas por día, en vez de 20 cadenas por día
considerado por el OSINERG. LUZ DEL SUR manifiesta que se
requieren movimientos adicionales por seguridad ya que se trabajan en
líneas de doble terna, estando una de ellas energizada, lo que significa
tiempo adicional en identificar correctamente el circuito a intervenir, en el
desplazamiento entre crucetas y en el revelado para colocar las tierras
temporarias.
b.
Inspección visual
LUZ DEL SUR solicita mantener la frecuencia de inspección visual de 6
veces por año en lugar de 3 que considera el OSINERG, con la finalidad
de prevenir invasiones en su franja de servidumbre.
LUZ DEL SUR manifiesta que la servidumbre de las líneas se invaden
con o sin saneamiento legal, que las líneas subterráneas también están
expuestas a ser invadidas por otras empresas, que en el periodo de
cuatro meses puede terminarse una construcción que después es difícil
erradicar y, finalmente, que solucionar los problemas de invasión es
menos eficiente que prevenir la invasión y/o afectación.
2.3.3.2. Análisis del OSINERG
a.
Mantenimiento de Aisladores Poliméricos
LUZ DEL SUR no ha presentado el sustento real correspondiente del
rendimiento propuesto, ni tampoco de su procedimiento. Por lo tanto,
comprende utilizar los valores estándares practicados en la industria.
Este tema, además, es de naturaleza relativa, dado que un equipo mejor
entrenado y equipado puede obtener mejores rendimientos y desvirtuar
opiniones nuevas. La concesionaria se aleja de su obligación de
demostrar las “condiciones de eficiencia” de sus costos de acuerdo con
el Artículo 42º de la LCE y la definición Cuarta del Anexo de la LCE4
b.
4
Inspección visual
Artículo 42°.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se
estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.
Anexo de la LCE: 4 .Costo Medio: Son los costos totales correspondientes a la inversión,
operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.
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LUZ DEL SUR no ha realizado el análisis considerando condiciones de
eficiencia de la operación y mantenimiento del conjunto de las
instalaciones de transmisión y, al enfatizar condiciones particulares que
posiblemente ocurren en su sistema, está desvirtuando la naturaleza del
análisis.
Además, no es práctica común de la industria, que 250 km de líneas
aéreas de un SST irroguen un gasto tan elevado solo para vigilar que no
vaya a ocurrir una invasión en la franja de servidumbre. Si fuese así, la
conclusión inmediata sería que los 250 km de líneas se encuentran en
sectores de elevado riesgo por su cercanía a lugares transitados por
personas, no constituyendo solución el incremento de los gastos de
vigilancia.
La frecuencia propuesta por el OSINERG es adecuada de acuerdo a la
práctica en la industria
2.3.4.
Actividades de Mantenimiento de Subestaciones
2.3.4.1. Sustento del Petitorio
Luz del sur solicita que se mantengan las frecuencias propuestas en las
siguientes actividades:
Actividad
Lavado en caliente y en frío de aisladores
Prueba y calibración de relés multifunción
Mantenimiento
del
conmutador
del
transformador
Mantenimiento predictivo de interruptores
Mantenimiento predictivo de seccionadores
Mantenimiento predictivo de transformadores
de medida
Mantenimiento preventivo de termovisión
Periodicidad (meses)
LUZ DEL
OSINERG
SUR
4
12
24
60
60
84
24
24
60
36
24
48
6
12
Sustenta sus frecuencias sobre la base de catálogos de fabricantes.
Asimismo, manifiesta que el OSINERG debe tener en cuenta todas las
recomendaciones de los fabricantes y no solo una de ellas. Indica
además, que el lavado en caliente de aisladores resulta más eficiente
que lavar los aisladores con silicona y que las pruebas de los relés
multifunción están incluidas dentro de la verificación del sistema de
protección que se realiza cada 24 meses.
Sostiene que en el mantenimiento del conmutador del transformador se
debe tener en cuenta el número de operaciones, además de la cantidad
de años; que de no tener certeza que el transformador de medida esta
en óptimas condiciones, se estaría reduciendo la confiabilidad del
sistema de protección y que las termovisiones también se deben
efectuar por modificaciones en los circuitos.
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2.3.4.2. Análisis del OSINERG
a.
Lavado en caliente y en frío de aisladores
LUZ DEL SUR no ha presentado el sustento correspondiente a la
periodicidad propuesta, ni tampoco el procedimiento que la sustente; por
lo tanto, corresponde utilizar, para este rubro, los valores estándares en
la industria.
b.
Prueba y calibración de relés multifunción
Después de la revisión del catálogo presentado por la recurrente, se
reafirma la frecuencia de 60 meses para la prueba y calibración de relés
multifunción.
En el mencionado documento se indica que cuando los relés están
conectados al sistema, que es el caso analizado, cada 3 a 4 años los
relés tienen un “Light testing”, que es un chequeo sin el uso de equipos
de prueba y cada 5 a 6 años se les somete a un “Routine testing” que
son realmente las pruebas de relés con el uso de equipos de prueba, tal
como LUZ DEL SUR ha definido la actividad y presentado el respectivo
análisis de costos unitarios.
c.
Mantenimiento del conmutador del transformador
Luego del análisis de la estadística presentada por LUZ DEL SUR, sobre
número de maniobras, se disminuye la frecuencia de la actividad
mantenimiento del conmutador del transformador, de 84 a 72 meses.
El análisis fue el siguiente: en la décima columna del cuadro del Anexo
3.4 del recurso de reconsideración presentado al OSINERG, se indica la
cantidad de años en los que se daría el número de maniobras indicadas
por el fabricante para hacer mantenimiento, la cual fue depurada
eliminando los valores que superan las dos cifras; luego con las cifras
restantes se calculó el promedio correspondiente, hallándose un valor
5,8 años, cercano a los 6 años (72 meses), que es la nueva cifra
adoptada.
d.
Mantenimiento predictivo de interruptores
En los manuales que utilizó el OSINERG no se indican las inspecciones
periódicas de hasta dos veces por año; por el contrario en uno de los
manuales se recomienda que las actividades de inspección, que son de
control visual, se efectúen cada 6 años y las actividades de
mantenimiento se realicen cada 10 años; además, en otro manual se
recomienda que dentro de las actividades de mantenimiento se efectúen
las actividades de control visual.
En el manual presentado por LUZ DEL SUR se indica que se deben
hacer inspecciones periódicas de hasta dos veces por año, las cuales
son inspecciones visuales y exteriores al interruptor.
LUZ DEL SUR presentó un estudio técnico económico con su propuesta;
en ella se describe la actividad de pruebas de control de interruptor de
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potencia que consiste en: pruebas de resistencia de contactos,
resistencia de aislamiento y simultaneidad de fases. También presentó
el análisis de precios unitarios correspondiente en el que se incluyen,
entre otros, los siguientes equipos: Micro-Ohmímetro, Multiamperímetro,
Cronógrafo, Megger. Por lo tanto, el análisis de precios unitarios
corresponde a la actividad pruebas de control y no a inspecciones
periódicas visuales.
La actividad de mantenimiento presentada por LUZ DEL SUR está
considerada dentro de los módulos de mantenimiento de celdas y
además tiene el correspondiente análisis de precios unitarios.
En vía de aclaración debe señalarse que los manuales a los que se
hace referencia, utilizados por el OSINERG, son aquellos que aparecen
en el informe del consultor al que hace referencia el Informe OSINERGGART/DGT Nº 022A-2003.
e.
Mantenimiento predictivo de seccionadores
Luego de analizar la información entregada por LUZ DEL SUR,
corresponde corregir la frecuencia de mantenimiento de la actividad de
pruebas de control del seccionador de potencia a 24 meses en lugar de
36.
En el manual presentado por LUZ DEL SUR, se indica que cada 2 años
el seccionador se pondrá fuera de servicio y se efectuará, entre varias
operaciones, la revisión del estado de los contactos. Se entiende que
para ello se deberá realizar la prueba de resistencia de contactos.
La actividad de mantenimiento “prueba de control de seccionador de
potencia” presentada por LUZ DEL SUR tiene una descripción que
incluye entre otras la prueba de resistencia de contactos y está dentro
de los módulos de mantenimiento de celdas y además tiene el
correspondiente análisis de precios unitarios.
f.
Mantenimiento predictivo de transformadores de medida
Luego de analizar la información entregada por LUZ DEL SUR,
corresponde corregir la frecuencia de mantenimiento predictivo de
transformadores de medida; se considera 24 meses en lugar de 48.
En la información, presentada por LUZ DEL SUR, se indica que cada 2
años debe efectuarse la prueba de tangente delta, verificar el ajuste de
conexiones de los primarios y medir las corrientes secundarias.
La actividad de “mantenimiento predictivo de transformadores de
medida”, presentada por LUZ DEL SUR, contiene una descripción que
incluye, entre otras, la prueba de aislamiento, está dentro de los
módulos de mantenimiento de celdas y además tiene el correspondiente
análisis de precios unitarios.
g.
Mantenimiento preventivo de termovisión
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Luego de evaluar la documentación proporcionada por la concesionaria
corresponde corregir la frecuencia de esta actividad, habida cuenta que
los manuales recomiendan dos inspecciones anuales.
2.3.5.
Operación del SST
2.3.5.1. Sustento del Petitorio
a.
Personal
LUZ DEL SUR solicita que se mantengan los 18 operadores propuestos
en lugar de los 10 considerados por el OSINERG. Manifiesta que no se
está considerando las maniobras de normalización de los circuitos ni,
que a pesar de las operaciones por telemando, es necesaria la
presencia de los operadores para la colocación de puesta a tierra,
liberación de sistemas de control, colocación de boletas de liberación,
etc.
Asimismo, señala que se ha empleado erróneamente, en la hoja de
cálculo, el factor de 0,4 para los costos de operación reales, en vez del
factor 0,6 que figura impreso.
La recurrente recalca la importancia que, desde el punto de vista de la
seguridad y de los procedimientos, tiene el contar con dos personas
para que realicen una maniobra. Finalmente manifiesta que el tiempo
por maniobra empleado para el cálculo es de 3,4 hr/maniobra y no 4,5
hr/maniobra y que ha efectuado el reconteo de las maniobras,
obteniendo que la cantidad requerida debería ser 24 operadores y que,
sin embargo, sólo están solicitando 18.
b.
Transporte
LUZ DEL SUR solicita que se mantengan los 146,895 km de recorrido
por concepto de movilidad para operaciones en subestaciones. El
sustento de este rubro es el mismo indicado para determinar el número
de operadores de subestaciones. Además manifiesta que la longitud
recorrida por la movilidad considera la longitud de las líneas de
transmisión mas un 25%, que tiene en cuenta evitar el sentido contrario
de la ruta e imprevistos en el recorrido.
2.3.5.2. Análisis del OSINERG
a.
Personal
La propuesta del OSINERG considera la automatización de la operación
del SST de LUZ DEL SUR, para lo cual, se ha previsto un monto de 2,5
millones de dólares destinado a un centro de control moderno, a fin que
la concesionaria optimice sus tareas y procesos de operación en la
transmisión.
Por otro lado, se ha corregido cálculo del costo de operación de las
subestaciones. Anteriormente, se había considerado al factor 0,4 como
porcentaje de dedicación a la transmisión del personal del centro de
control; el valor corregido es 0,6;
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b.
Transporte
El rubro de transporte tiene relación directa con el número de
operaciones de subestaciones. Por tanto, debido a que se ha
considerado un monto importante para el centro de control, con la
finalidad que las subestaciones sean automatizadas, se ha reducido la
distancia de recorrido de la movilidad, en la misma proporción en la que
se ha reducido el número de operadores de subestaciones. Por lo que
no es correcto considerar la distancia de recorrido propuesta por LUZ
DEL SUR.
2.4. Costos de Gestión
2.4.1.
Sustento del Petitorio
LUZ DEL SUR manifiesta que el OSINERG ha efectuado el análisis de la
estructura de una empresa de transmisión distinta, partiendo así de una
ficción, por lo que la base para el análisis está errada. Manifiesta que en
esta fijación tarifaria se ha empleado el modelo presentado por Edelnor.
También observa que se hayan tomado en cuenta en algunos rubros a
la empresa modelo presentada por Edelnor y, para otros, a LUZ DEL
SUR como distribuidora en función a los criterios adoptados para la
determinación de su VAD.
Asimismo, manifiesta que de acuerdo a la determinación del VAD de
LUZ DEL SUR para el período 2001-2005, el OSINERG asignó a la
transmisión secundaria, el 8,7% de los gastos de operación, que debe
recogerse también en esta fijación tarifaria; de lo contrario las reglas no
serían conocidas ni predecibles, afectando con ello la transparencia del
proceso regulatorio.
Finalmente, observa que rubros comunes a todo sistema de transmisión
han sido reconocidos a Edelnor y ETESELVA pero no a LUZ DEL SUR,
lo que transgrede el principio de imparcialidad.
a.
Personal
LUZ DEL SUR solicita un tratamiento más equitativo y justo al aplicar las
metodologías de cálculo. Manifiesta que los porcentajes asignados por
el OSINERG para la transmisión secundaria, no permiten una
demostración clara de su validez.
b.
Sueldos y Salarios
LUZ DEL SUR solicita que se consideren las remuneraciones planteadas
por ella. Sostiene haber considerado una empresa de distribución con
actividades de transmisión y que las remuneraciones empleadas por el
OSINERG, similares a la fijación tarifaria del año 2002, son aplicables a
empresas de menor tamaño debido a que corresponden a una empresa
dedicada sólo a la transmisión.
Indica que OSINERG reconoce a Edelnor un costo indirecto de personal
de más de 5 millones de soles para atender sólo la parte urbana y
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asigna a LUZ DEL SUR un costo de personal de 3 565 miles de soles
para atender toda su área de concesión.
Manifiesta que no se está considerando la asignación del 8,37% del
personal administrativo.
Asimismo indican que la asignación de una empresa independiente es
inconsistente con la aplicación de una tasa de seguros para una
empresa que incluya la distribución con la transmisión secundaria juntas,
tal como lo ha planteado el consultor del OSINERG.
c.
De los resultados propuestos por el consultor GART
LUZ DEL SUR solicita que se realicen modificaciones a las
remuneraciones consideradas toda vez que, de acuerdo a la legislación
laboral vigente, han observado las siguientes omisiones y errores de
cálculo:
d.
•
No está claro si se ha considerado la remuneración básica mas
colaterales.
•
La CTS no se ha calculado como el 8,33% de la remuneración anual.
•
El IES solo se está considerando como el 2% de 11 remuneraciones
brutas al año en vez de 2% de la remuneración anual.
•
No se está considerando el seguro complementario de riesgo
asignado al personal expuesto a riesgos eléctricos como un 0,7% de
la remuneración anual más gratificaciones.
•
No se está considerando el pago a SENATI que afecta a la
remuneración del personal de instalación, reparación y
mantenimiento, 0,75% de la remuneración anual más gratificaciones.
Costos indirectos de transmisión
LUZ DEL SUR solicita que se tome en cuenta la nueva póliza de
seguros que paga a partir de Junio de 2003 y que adjunta a su recurso
de reconsideración.
En su escrito Nº 2 de fecha 15 de agosto de 2003 señala que dicha
póliza de seguros contratada con la empresa El Pacifico Peruano Suiza
Compañía de Seguros y Reaseguros, contiene información confidencial,
por lo que solicita sea declarada por el Consejo Directivo como
información reservada, ordenándose el retiro de la misma, de la página
WEB del OSINERG.
2.4.2.
Análisis del OSINERG
Resulta necesario dar respuesta a la afirmación de LUZ DEL SUR sobre
un tratamiento imparcial, por cuanto se ha reconocido a las empresas
Edelnor y ETESELVA, rubros, que no se le reconoce a LUZ DEL SUR;
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Que, el OSINERG analizó oportunamente, cada una de las propuestas
presentadas por las empresas concesionarias, de cuyo análisis se
originaron la determinación de los rubros que debía asignarse a cada
una de ellas. Es norma que orienta el accionar del OSINERG, actuar de
forma transparente e imparcial, de donde no se justifica aceptar la
apreciación particular de LUZ DEL SUR.
a.
Personal
Es preciso recalcar la contradicción que se aprecia en el planteamiento
de LUZ DEL SUR, por cuanto, por un lado refiere la necesidad de
mantener el 8,7% de los gastos de operación que se consideraron para
la determinación del VAD y, de otro lado, solicitan se les asigne el 8,37%
del costo al personal administrativo.
La metodología que emplea LUZ DEL SUR para calcular el índice de
asignación de las actividades de apoyo a transmisión esta en función de
índices de dedicación de cada puesto, resultantes de una encuesta a
una muestra representativa de puestos y en función de las
remuneraciones del personal. Se señala que el OSINERG no ha
modificado dicha metodología.
Debido a que las remuneraciones de personal han sido corregidas de
acuerdo a costos de mercado, el índice total de asignación a la
transmisión también cambia, de acuerdo a la metodología planteada por
LUZ DEL SUR.
Los cálculos realizados por el OSINERG se han realizado en las mismas
hojas presentadas por LUZ DEL SUR, de forma tal que sea factible para
dicha empresa, comprender de donde proviene el nuevo valor de
asignación a la transmisión.
b.
Sueldos y Salarios
La afirmación de LUZ DEL SUR en el sentido que el OSINERG ha
adoptado el modelo empleado para la regulación de Edelnor no es
correcta. Para la regulación de LUZ DEL SUR, se ha empleado la misma
estructura organizacional y el mismo número de personal propuesto por
ésta empresa. El hecho de emplear los mismo salarios considerados en
la regulación del año 2002, no significa que se ha adoptado el modelo
de la empresa Edelnor;
La razón fundamental para adoptar los salarios señalados por el
OSINERG, es que están más acordes con los salarios vigentes en el
mercado, en relación a los propuestos por LUZ DEL SUR.
Los salarios publicados en el Boletín de Estadísticas Ocupacionales (II
Trimestre 2002), Sector Electricidad y Agua, elaborado por el Programa
de Estadísticas y Estudios Laborales (PEEL) del Ministerio de Trabajo y
Promoción de Empleo, en la Subrama de Generación, Transmisión y
Distribución de Energía Eléctrica en empresas de más de 50
trabajadores para Lima Metropolitana. Cuadro N° 5 del referido
documento, son como se muestran a continuación:
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OCUPACIÓN PRINCIPAL
REMUNERC BRUTA
PROM. MENSUAL(S/.)
Jefe de Opera. y Mtto.
6 157,6
Ing. Transm. / Generac.energ. electr.
4 568,0
Ing. Supervisor
4 091,3
Superv., Operac./ Generac.energ. electr.
3 493,5
Tablerista
3 489,7
Espec. Junior Eléctrico e Hidromecánico
3 405,8
Técnico Electromecánico
3 179,1
Electricista, instalac. Eléctricas
3 082,2
Instalador, reparador / redes de energía
3 081,0
Técnico, Mtto / Redes eléctricas
2 943,4
Técnico – operador
2 838,5
Operador de exteriores
2 236,5
Operador, instalac/ Generac. energ. eléctr.
1 880,2
Electromecánico
1 734,0
Peón, suministro de energía
416,6
Así mismo el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad
Empresarial del Estado publicó mediante Resolución de la Dirección
Ejecutiva Nº 002-2003/DE-FONAFE, la política remunerativa de distintas
empresas del sector eléctrico, entre las cuales figura Electroperú S.A.,
además de otras empresas del sector energía como Petroperú S.A.,
donde por ejemplo las remuneraciones brutas mensuales para Gerente
General y Gerencia de Área son las siguientes:
ELECTROPERÚ
PETROPERÚ
Gerente General
S/.
18 000
S/.
16 286
Gerente de Área
S/.
15 500
S/.
13 882
Para el ejemplo, las remuneraciones propuestas por LUZ DEL SUR para
esos cargos son respectivamente S/. 51 660 y S/. 24 710, por lo tanto,
no se emplea la propuesta de salarios de la recurrente, por ser más
elevados que los del mercado.
Por otro lado, cabe precisar que no es cierto que en la fijación del año
2002 para el SST de la empresa Edelnor se haya considerado un monto
mayor a cinco millones de soles por concepto de costo indirecto de
personal, tal como lo señala la recurrente, sino por el contrario fue un
monto mucho menor.
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c.
De los resultados propuestos por el Consultor GART
De acuerdo a la legislación y normas laborales vigentes, DS 001-2001TR, DU 057-2002, DU 013-2003, Dleg 650, Ley 27349, Ley 27844, es
procedente realizar las correcciones mencionadas.
Se señala que la remuneración considerada por el Consultor GART sí
incluye la remuneración básica más colaterales.
d.
Costos indirectos de transmisión
La empresa LUZ DEL SUR, sustenta sus costos de seguros, con la
póliza que ha contratado para el período Junio 2003 a Junio 2004. Del
análisis realizado, se encuentra que la tasa de prima de seguros
propuesta por LUZ DEL SUR, esta dentro del rango de tasas de primas
de seguros en las empresas transmisoras, que van desde el 2 por mil al
5 por mil, por lo tanto es correcto considerar esa tasa para el SST de
LUZ DEL SUR.
Respecto a la solicitud de la recurrente para que se declare reservado el
documento presentado en su recurso de reconsideración, consistente en
la Póliza de Seguros Patrimoniales ELPA-715673, el OSINERG viene
efectuando el análisis correspondiente, considerando que la solicitud
debe ser tratada en forma independiente al trámite que se le viene
dando al recurso de reconsideración que motiva el presente informe.
2.5. Cálculo del Ingreso Tarifario
2.5.1.
Sustento del Petitorio
a.
Precios en barra utilizados para el cálculo del ingreso tarifario
LUZ DEL SUR solicita que para el cálculo del ingreso tarifario se utilicen
los precios en barra vigentes al 01 de Agosto 2003, sustentando la
petición en el hecho de que a partir de dicha fecha son vigentes las
nuevas tarifas de su SST.
b.
Potencias mensuales entregadas para el cálculo del ingreso tarifario
LUZ DEL SUR solicita que se considere una distribución mensual de la
potencia en función a la variación del año 2002, para lo cual adjunta un
cuadro con el factor de distribución mensual. LUZ DEL SUR manifiesta
que los SST perciben un ingreso tarifario en función de la demanda del
mes, y que el comportamiento de la demanda de LUZ DEL SUR tiene un
comportamiento mensual variable durante el año producto de las
condiciones climáticas estacionales.
Asimismo, manifiesta que al considerar la máxima potencia anual para
cada mes, se está sobrevalorando los ingresos tarifarios, y se afecta
negativamente el valor del peaje resultante.
c.
Flujo de carga en el Sistema Eléctrico para el año 2003
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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OSINERG-GART
Informe OSINERG-GART/DGT N° 056-2003
LUZ DEL SUR solicita que se incluya en el flujo de carga la línea doble
terna hacia Atocongo, omitida en el modelo empleado por el OSINERG,
para lo cual adjunta los archivos magnéticos respectivos. Manifiesta que
el omitir esta línea en los cálculos de flujo, implica que sus pérdidas
físicas no se están reconociendo tarifariamente a través de los factores
de pérdidas marginales.
d.
Procedimiento del cálculo de los ingresos tarifarios
LUZ DEL SUR solicita que se emplee un modelo más representativo del
SST y los resultados completos del programa Winflu© adjuntando los
archivos magnéticos respectivos. Señala que el OSINERG ha
considerado simplificaciones a la configuración eléctrica del SST de LUZ
DEL SUR para determinar los ingresos tarifarios de su SST, y
consideran que si el OSINERG tiene las herramientas de cálculo e
información necesaria deben ser tomadas en cuenta.
2.5.2.
Análisis del OSINERG
a.
Precios en barra utilizados para el cálculo del ingreso tarifario:
Es correcto el criterio de que los parámetros de cálculo para las tarifas
deben corresponder a la misma fecha de referencia, a fin de que exista
coherencia con la aplicación de los factores de actualización de precios
Al haberse efectuado modificaciones a los precios en barra mediante
Resoluciones OSINERG N° 099-2003-OS/CD y la recurrida OSINERG
N° 105-2003-OS/CD, es procedente modificar el cálculo del ingreso
tarifario teniendo en cuenta las tarifas en barra vigentes al 01 de agosto
del 2003, que son:
Cuadro Nº 7
Precios de Energía Vigentes al 01 de Agosto 2003
b.
Precio en Barra de la potencia de punta
30,28 S/. / kW-mes.
Precio en Barra de la energía en horas punta
12,07 ctms/. / kWh
Precio en Barra de la energía en horas fuera de
punta
8,41ctm S/. / kWh
Potencias mensuales entregadas para el cálculo del ingreso tarifario
Efectivamente, el ingreso tarifario que reciben las empresas titulares de
los SST son función directa de la variación de la demanda.
Debido a que los valores de demanda máxima no son uniformes en
todos los meses del año y se presentan variaciones estacionales, éstas
deben ser incorporadas en el cálculo del ingreso tarifario para dar una
mayor precisión a los cálculos.
En consecuencia, se modifica el cálculo del ingreso tarifario utilizando la
variación mensual de la demanda, obtenidos a partir de los registros de
demanda de LUZ DEL SUR.
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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Informe OSINERG-GART/DGT N° 056-2003
c.
Flujo de carga en el Sistema Eléctrico para el año 2003
De la revisión del caso de flujo de carga del año 2003, a partir del cual
se calculan las pérdidas, los factores de pérdidas marginales y los
ingresos tarifarios, se comprobó que en efecto no incluye la línea de
transmisión San Juan-Atocongo.
Debido a que el punto de suministro a la carga de Atocongo es el
extremo de la línea indicada, ésta debería ser incluida en los cálculos de
pérdidas; por lo tanto, la solicitud de LUZ DEL SUR es correcta.
d.
Procedimiento del cálculo de los ingresos tarifarios
El OSINERG ha efectuado los cálculos según procedimientos
específicos y, las pérdidas en MAT y AT fueron calculadas con la misma
herramienta de cálculo que indica LUZ DEL SUR, representando la
totalidad del SEA en MAT y AT. Asimismo, se ha utilizado la información
detallada que proporciona esta herramienta.
En las observaciones a la propuesta inicial de LUZ DEL SUR, el
OSINERG solicitó que presente sus cálculos de ingresos tarifarios, los
cuales deberían ser consistentes con la determinación del SEA; sin
embargo, LUZ DEL SUR insistió en utilizar los porcentajes utilizados en
las fijaciones tarifarias de 1999, para LUZ DEL SUR, y en el año 2002
para Edelnor;
El recurso de reconsideración presentado por LUZ DEL SUR incluye una
metodología de cálculo de ingreso tarifario, distinta a la utilizada en su
propuesta inicial y distinta a la metodología empleada por el OSINERG.
La nueva metodología planteada en el recurso no es motivo de análisis,
por cuanto conforme a las normas procedimentales, el OSINERG, en
cumplimiento del principio de verdad material adoptó la decisión
reflejada en las decisiones impugnadas, tomando en cuenta la
información existente al momento de expedirse el correspondiente acto
administrativo.
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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Informe OSINERG-GART/DGT N° 056-2003
3. Determinación del Peaje
Secundario
Las modificaciones de los costos de inversión, costos de operación y
mantenimiento, factores de pérdida y fórmulas de actualización, de acuerdo
con los análisis realizados en el capítulo 2, dan como resultado los valores
mostrados en los siguientes Cuadros:
Cuadro Nº 8
Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003
LIMA SUR
COSTO DE INVERSIÓN
(Miles US$)
Año
Líneas
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
37 631
37 925
38 549
38 549
43 199
43 199
43 199
43 199
45 372
45 372
46 523
46 523
46 523
46 523
46 523
Subestaciones CC y NE
67 088
69 209
69 706
71 909
80 888
81 592
83 520
83 964
87 200
88 000
91 451
91 621
91 789
92 268
92 599
3 361
3 776
3 776
3 776
3 783
3 783
3 783
3 783
3 857
3 857
3 913
3 913
3 913
3 913
3 913
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
Total
108 080
110 910
112 030
114 234
127 870
128 574
130 502
130 946
136 429
137 229
141 887
142 057
142 225
142 704
143 035
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OSINERG-GART
Informe OSINERG-GART/DGT N° 056-2003
Cuadro Nº 9
Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003
LIMA SUR
COSTO DE OPERACIONY MANTENIMIENTO
(Miles US$)
Gestión
Total
Año Operación Mantenimiento Seguridad
Seguros
2003
625
814
2 323
3 762
2004
631
834
2 342
3 806
2005
631
846
2 345
3 822
2006
641
873
2 351
3 866
2007
655
930
2 400
3 985
2008
659
939
2 402
4 000
2009
669
956
2 407
4 032
2010
671
961
2 408
4 040
2011
681
986
2 424
4 091
2012
685
996
2 426
4 107
2013
696
1 028
2 439
4 163
2014
697
1 029
2 439
4 165
2015
698
1 033
2 440
4 170
2016
700
1 041
2 441
4 182
2017
702
1 048
2 442
4 192
Cuadro Nº 10
Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003
LIMA SUR
FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES ACUMULADOS
Tensión FPMP FPME
AT
1,0300
1,0228
MT
1,0381
1,0290
Cuadro Nº 11
Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003
LIMA SUR
Índices para Fórmula de Actualización
Índice
Valor
a
0,4737
b
0,5263
Y el peaje secundario unitario para el sistema de Lima Sur se modifica a los
valores siguientes:
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contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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Cuadro Nº 12
Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003
LIMA SUR
DETERMINACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOS
Periodo de Análisis: 2003 – 2017
Valor Actualizado de los CMA (Miles US$)
Miles US$
Transmisión MAT
8 129
Transformación MAT/AT
12 321
Transmisión AT
50 859
Transformación AT/MT
39 384
Total
110 694
Valor Actualizado de las Energías (GW.h)
GWh
Ventas BT + MT
36 989
Ventas AT
1 603
Energía entregada a transf. MAT
38 592
Energía salida transf MAT/AT
38 592
Energía entregada a AT
38 592
Energía entregada a MT
36 989
Peajes Unitarios (ctms. US$ / kW.h)
ctms. US$ / kWh
Transmisión MAT
0,0211
Transformación MAT/AT
0,0319
Transmisión AT
0,1318
Transformación AT/MT
0,1065
Peajes Unitarios Acumulados (ctms. US$ / kW.h)
PSU
Acumulados a AT
0,1848
Acumulados a MT
0,2913
Peajes Unitarios Acumulados (ctms. S/. / kW.h)
PSU
Acumulados a AT
0,6415
Acumulados a MT
1,0112
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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4. Conclusión y Recomendación
Del análisis del recurso realizado en el capítulo 2 se recomienda lo siguiente:
1) Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del
Sur S.A.A., en lo referente a los extremos contenidos en los siguientes
numerales del capítulo 2:
- 2.1.1.2 literal c, diseño de la futura subestación Los Industriales,
- 2.2.3.2, línea San Juan – Villa El Salvador,
- 2.3.1.2, aplicación del costo del dinero en el tiempo,
- 2.3.4.2 literal e, mantenimiento predictivo de seccionadores,
- 2.3.4.2 literal f, mantenimiento predictivo de transformadores de
medida,
- 2.3.4.2 literal g, programa de termovisión,
- 2.4.2 literal c, modificaciones en las remuneraciones de personal,
- 2.4.2 literal d, costos indirectos de gestión,
- 2.5.2 literal a, precios en barra vigentes al 01 de Agosto 2003,
- 2.5.2 literal b, distribución mensual de la potencia,
- 2.5.2 literal c, flujo de carga en el año 2003.
2) Declarar fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por
Luz del Sur S.A.A., en lo referente a los extremos contenidos en los
siguientes numerales del capítulo 2:
- 2.1.1.2 literal b, equipamiento de transformadores MAT/AT,
- 2.1.2.2 literal a, equipamiento de transformadores AT/MT,
- 2.2.2.2 literal b, costos de equipos relevantes,
- 2.3.2.2, costos de recursos de mantenimiento,
- 2.3.4.2 literal c, actividad de mantenimiento de conmutador del
transformador,
- 2.3.5.2 literal a, operadores de subestaciones.
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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Informe OSINERG-GART/DGT N° 056-2003
3) Declarar infundado el recurso de reconsideración presentado por Luz del
Sur S.A.A. en lo referente a los demás extremos que contiene.
4) Modificar los valores de Peaje Secundario por Transmisión en Energía,
acumulados en AT y MT, para la empresa Luz del Sur S.A.A.
consignados en el Cuadro N° 2 de la Resolución OSINERG N° 1052003-OS/CD, a los valores siguientes:
PEAJES ACUMULADOS POR NIVEL DE
TENSIÓN
Alta Tensión (AT)
Media Tensión (MT)
(ctms. S/./kWh)
0,6415
1,0112
5) Modificar los valores de Factores de Pérdidas Marginales de Energía
(FPME) y Potencia (FPMP), acumulados en AT y MT, para la empresa
Luz del Sur S.A.A. consignados en los Cuadros N° 6 y 9 de la Resolución
OSINERG N° 105-2003-OS/CD, a los valores siguientes:
Factores de Pérdidas Marginales
AT
(Acumulado)
MT
(Acumulado)
1,0228
1,0290
1,0300
1,0381
Factores de Pérdidas Marginales de
Energía - Cuadro Nº 6
Factores de Pérdidas Marginales de
Potencia - Cuadro Nº 9
6) Modificar los valores de los factores de actualización de los Peajes
Secundarios por Transmisión en Energía para la empresa Luz del Sur
S.A.A. consignados en el Cuadro N° 17 de la Resolución OSINERG N°
105-2003-OS/CD, a los valores siguientes:
a
0,4737
b
0,5263
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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5. Anexos
Anexo A
Cuadros Comparativos de Resultados
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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Anexo A
Cuadros Comparativos de
Resultados
Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por Luz del Sur S.A.A.
contra las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD y Nº 105-2003-OS/CD
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Cuadro Nº A-1
Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003
LIMA SUR
COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO
(ctms. s/. S//kW.h)
Valor
Valor
B/A -1
Nivel Tensión
Vigente Nuevo
(Acumulado)
Total
(A)
(B)
Peaje AT
0,6243 0,6415
+2,8%
Peaje MT
0,9465 1,0112
+6,8%
Cuadro Nº A-2
Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003
LIMA SUR
Comparación sobre los Factores de Pérdidas Marginales
Valor
Nivel Tensión
Valor Nuevo
B/A -1
Vigente
Factor
(Acumulado)
(D)
Total
(A)
FPMP
AT
1,0283
1,0300
+0,17%
FPMP
MT
1,0364
1,0381
+0,16%
FPME
AT
1,0215
1,0228
+0,13%
FPME
MT
1,0277
1,0290
+0,13%
FPMP: Factores de Pérdidas Marginales de Potencia
FPME: Factores de Pérdidas Marginales de Energía
Cuadro Nº A-3
Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003
LIMA SUR
IMPACTO A USUARIO FINAL
(ctms. s/. S//kW.h)
Valor
Nivel Tensión
Valor Nuevo
B/A -1
Vigente
(Acumulado)
(B)
Total
(A)
BT5B-3*
32,83
32,94
+0,34%
*Consumo promedio de 125 kW-h mensuales
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