“SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL ......Octubre 2013 Lima - Perú “SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)” Sistema Eléctrico

Octubre 2013Lima - Perú

“SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE

DISTRIBUCIÓN (VAD)”

Sistema Eléctrico Modelo Sullana IV EtapaSector Típico SER

CONTENIDO:SEXTO INFORME

INFORME DE ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN

Sector Típico SER Informe de Análisis de las Opiniones y Sugerencias

PRICONSA 1 OSINERGMIN

INFORME DEL ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN

SECTOR TÍPICO SER

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN

2. ANTECEDENTES

3. OBSERVACIONES EMPRESAS: ELECTRO SUR ESTE y DISTRILUZ 3.1 OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS AL VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 3.1.1 Observación Nº 1: 3.1.2 Observación N° 2 3.1.3 Observación N° 3: Costos unitarios de los tableros de distribución 3.1.4 Observación N° 4 3.1.5 Observación N° 5: Reconocimiento por Hurto de Conductores: 3.2 OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS A LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 3.2.1 Observación N° 6: Organización 3.2.2 Observación Nº 7: Remuneraciones 3.2.3 Observación N° 8: Reconocimiento de las Utilidades: 3.2.4 Observación N° 9: Pérdidas No Técnicas (PNT) 3.2.5 Observación N° 10: Factor de Economía de Escala (FEE)

4. OBSERVACIONES EMPRESAS: ELECTRO DUNAS 4.1.1 Observación Nº 1: COyM - Costos Indirectos 4.1.2 Observación Nº 2: COyM – Costos de Operación y Mantenimiento 4.1.3 Observación Nº 3: COyM-Gestión Comercial 4.1.4 Observación Nº 4: VNR – Inversiones No Eléctricas



INFORME DEL ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN

SECTOR TÍPICO SER

11.. IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN

El presente informe corresponde al Análisis de las Opiniones y Sugerencias respecto a la prepublicación del Proyecto de Resolución que fija las tarifas de Distribución Eléctrica aplicables al periodo 2013-2017 para el sector de Distribución típico (ST) SER Sullana IV, planteadas por las siguientes personas jurídicas o naturales:

Empresa Electro Sur Este Empresa Distriluz Empresa Electro Dunas

22.. AANNTTEECCEEDDEENNTTEESS

El “Primer Informe Parcial” fue presentado por el consultor DISA – en adelante El Consultor VAD mediante Carta Nº DS-005(VAD)-12 del 03.12.2012.

El “Informe de Avance N° 1” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta Nº DS-007(VAD)-12 del 18.12.2012

Osinergmin, mediante Oficio Nº 0016-2013-GART del 09.01.2013 presentó las observaciones al “Primer Informe Parcial”

El “Segundo Informe Parcial” y “Levantamiento de Observaciones al Primer Informe Parcial” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta Nº DS-010(VAD)-12 del 15.01.2013

El “Informe de Avance N° 2” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta DS-003(VAD)-13 del 05.02.2013

Osinergmin, mediante Oficio del 13.02.2013 presentó las observaciones al “Segundo Informe Parcial”


El “Tercer Informe Parcial” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta DS-19(VAD)-2013 del 05.03.2013


Osinergmin, mediante Oficio N° 0244-2013-GART del 01.04.2013 presentó las observaciones al “Tercer Informe Parcial”

El “Informe Final” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta DS-23(VAD)-2013 del 05.03.2013.

Osinergmin, mediante Oficio Nº 0397-2013-GART del 23.05.2013 presentó las observaciones al “Informe Final”

El “Informe Final Definitivo” y “Levantamiento de Observaciones al Informe Final” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta DS-25(VAD)-2013 del 07.06.2013



33.. OOBBSSEERRVVAACCIIOONNEESS EEMMPPRREESSAASS:: EELLEECCTTRROO SSUURR EESSTTEE yy

DDIISSTTRRIILLUUZZ

Debido a que las observaciones de las empresas Electro Sur Este y Distriluz son las mismas, se respondió y analizó en forma conjunta cada observación, clasificándola por el capítulo y tema observado correspondiente al Informe Final del Consultor VAD:

33..11 OOBBSSEERRVVAACCIIOONNEESS YY SSUUGGEERREENNCCIIAASS AALL VVAALLOORR NNUUEEVVOO DDEE RREEEEMMPPLLAAZZOO

33..11..11 OObbsseerrvvaacciióónn NNºº 11::

La Supervisión del Estudio del VAD propone eliminar la red del Alumbrado Público con su respectivo equipo de control y medición. a).- Referencia: Informe de Propuesta de Tarifas de Distribución de los Estudios VAD a efectos de la Pre-Publicación elaborado por la Supervisión, página 2, cuadro N° 1: “Valor Nuevo de Reemplazo – VNR de la Empresa Modelo, Sector Típico SER, SEM Sullana IV Etapa” b).- Sustento: - Este sistema eléctrico tipo SER ha sido diseñado y construido bajo normativa expresa de la Ley General de Electrificación Rural y las normas de construcción de DGER del Ministerio de Energía y Minas. - Metrados existentes verificados en campo por la Supervisión y reportados por la empresa modelo en los Formatos A, I1 e I2; entregados al inicio del estudio del VAD. La no inclusión de las inversiones en infraestructura correspondientes al sistema de tablero de las Subestaciones y medición de Alumbrado Público, en el componente del VNR del VAD, resulta adversa a una eficiente operación de las empresas de distribución, por lo que sugerimos que sea reconocida en el VAD en base a los fundamentos expuestos a continuación, así como a los contenidos en el Informe Legal SA 309-2013 como se indica: •La instalación de sistemas de medición de Alumbrado Público es una obligación sectorial De acuerdo a la regulación sectorial contenida en la LCE, su Reglamento, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos y la Resolución Ministerial N° 074-2009-MEM/DM, la misma resulta de obligatorio cumplimiento por las empresas distribuidoras; la prestación del servicio de Alumbrado Público contempla el uso de sistemas de medición. Asimismo, conforme a los artículos 85 y 94 de la LCE, la prestación del servicio de alumbrado público es de responsabilidad de los concesionarios de distribución; por lo que corresponde a éste efectuar, a su costo, todas las obras de electrificación definitiva de las zonas habitadas que cuenten con habilitación urbana, incluyendo las redes secundarias de servicio particular y alumbrado público. Por su parte, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, en su Título Octavo referido a la Calidad del Alumbrado Público, cuando se refiere a las obligaciones del suministrador, establece como una de ellas la de adquirir todos los equipos de medición y registro necesarios, y de realizar los trabajos de instalación y/o montaje que se requieran. En esta misma línea, la Resolución Ministerial N° 074-2009-MEM/DM, dispone en su artículo 2º que la facturación por el servicio de alumbrado público de los Sectores de Distribución Típicos 2, 3, 4, 5 y Especial corresponderá al consumo leído mensualmente. Como se puede apreciar, la regulación eléctrica establece como requisito para que las empresas concesionarias de distribución puedan facturar a los clientes el precio de la energía destinada al Alumbrado Público, que dicha energía sea leída mensualmente, para lo cual es regulatoriamente obligatorio contar con un sistema de medición que permita dar cumplimiento a la mencionada disposición.



En ese sentido, la Resolución Ministerial N° 017-2003-EM/DGE que aprobó la Norma DGE denominada “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” no resulta aplicable en modo alguno, toda vez que fue derogada con la aprobación de la Resolución Ministerial N° 074-2009-EM, por ser ésta última una norma posterior y de rango superior, que ha regulado expresamente la forma de determinación de la energía destinada al alumbrado público, estableciendo que dicha energía debe ser medida mensualmente, y disponiendo la aplicación de este criterio para todos los sectores típicos, incluyendo el Sector Típico Rural. Debe concluirse entonces, que la regulación eléctrica vigente, obliga a los concesionarios de distribución cuyos sistemas eléctricos están calificados en cualquiera de los sectores típicos, incluyendo en Sector Típico SER, contar con sistemas de medición de energía para el servicio de alumbrado público, caso contrario no estarán habilitados a facturar el costo de dicha energía a los usuarios. •El OSINERGMIN, fiscaliza la instalación de los sistemas de medición para el Alumbrado Público por parte de las distribuidoras En efecto, la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN, en cumplimiento de su labor fiscalizadora, ha ratificado en pronunciamientos reiterativos que datan desde hace varios años atrás, que la facturación del servicio de alumbrado público debe corresponder al consumo leído mensualmente, señalando expresamente la obligación de las empresas distribuidoras de instalar equipos de medición del consumo del servicio de alumbrado público. •La no inclusión del tablero y el sistema de medición de alumbrado público en el Proyecto, contraviene el principio de legalidad que el regulador debe cumplir en los procesos tarifarios De acuerdo a la LCE el VAD es fijado por el OSINERGMIN, entidad administrativa que en el ejercicio de sus funciones –tales como la función de regulación tarifaria- se encuentra sometida al principio de legalidad contenido en el numeral 1.1 del artículo 1 de la LPAG; según el cual las autoridades administrativas deben actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que les fueron conferidas. De acuerdo a lo antes señalado, la actuación del OSINERGMIN resultaría ilegal y por tanto viciada de nulidad si en el ejercicio de su función de regulación tarifaria, procede a fijar el VAD sin observar ni aplicar los criterios y disposiciones de la regulación eléctrica, que determinan la obligatoriedad de instalar sistemas de medición para el servicio de alumbrado público. Ello, en la medida que, tal como hemos visto anteriormente dichos sistemas de medición resultan de obligatoria implementación, por mandato legal y reglamentario, para las empresas que realizan actividades de distribución eléctrica. Adicionalmente, resulta claro que una empresa eficiente, empresa sobre la cual se calcula el VAD, no puede ser diseñada por el OSINERGMIN sobre la base del incumplimiento o contravención a otras normas legales y/o reglamentarias, tales como las referidas a alumbrado público que hemos citado. c).- Petición Se sugiere considerar en el VNR del SEM los 39.56 Km de red de alumbrado público existente con sus respectivos equipos de control y medición. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No 2. Explicación: Respecto a la sugerencia El Supervisor VAD consideró lo siguiente:

- La RM Nº 074-2009-MEM-DM menciona que la facturación del servicio de AP para los ST-4 y 5 corresponderá al consumo leído mensualmente, pero considerando la Norma DGE de AP, deja abierta la medición del AP considerando 360 horas/mes (12 horas x 30 días), cuando la luminaria tenga el control de encendido y apagado de la lámpara,



dejando abierta las alternativas de medición con un medidor de energía, o de calcularlo considerando unas 360 horas/mes.

- Respecto al Art. 7, se menciona que al SER se le aplicará lo correspondiente al ST-5 sólo para la aplicación del factor KALP, motivo por el cual, para el ST-SER, sólo es vigente esta RM para el factor KALP, y no tiene por qué interpretarse que reemplaza a toda la NT de Alumbrado de Vías Públicas Rurales.

- En las localidades rurales, donde la demanda de AP está en el orden de 4 lum/SED promedio (con una demanda promedio de 4x60W = 0,24kW/mes y 86,4kWh/mes), el costo de medición de AP resulta más caro que el cobro del consumo del AP, motivo por el cual en este caso se plantea efectuar la medición del AP mediante fotoceldas en las luminarias, eliminando así el control del AP que tendría que ir en un tablero en la SED, y el conductor de AP. Asimismo se reemplaza el tablero en la SED por un interruptor + caja portainterruptor

- La medición del AP en las SED´s se justificaría en las capitales provinciales y distritales, donde se tiene AP en todos los postes, pero en el SER sólo se tienen localidades rurales

- Se ha revisado la norma de alumbrado público-AP para zonas rurales que incluyen los sectores típicos 4, 5, 6 y SER y es factible el control del alumbrado mediante luminarias con fotocélulas y el conteo de lámparas considerando entre 8 y 12 horas para la medición; es decir, en las normas nacionales para el sector rural no existe la obligación del uso de hilo piloto para AP ni la exigencia de un tablero para medición y control de AP

33..11..22 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 22

En caso se define eliminar la red de alumbrado público, queda la interrogante de cómo podría costear la concesionaria para cumplir con las labores de operación y mantenimiento, más aún cuando algunas de estas actividades son fiscalizadas por el propio OSINERGMIN. a).- Referencia: Informe de Propuesta de Tarifas de Distribución de los Estudios VAD a efectos de la Pre-Publicación elaborado por la Supervisión, página 2, cuadro N° 1: “Valor Nuevo de Reemplazo – VNR de la Empresa Modelo, Sector Típico SER Sullana IV Etapa” b).- Sustento: -Este sistema eléctrico tipo SER ha sido diseñado y construido bajo normativa expresa de la Ley General de Electrificación Rural y las normas de construcción de DGER del Ministerio de Energía y Minas. Sobre el particular, debemos señalar que el proceso de optimización técnica económica de las redes dentro del procedimiento de fijación del VAD, ha sido establecido por OSINERGMIN como parte de la elaboración del Estudio de Costos, con la finalidad de materializar lo dispuesto en el artículo 67 de la LCE, el cual establece que los Estudios de Costos considerarán criterios de eficiencia de las inversiones y de la gestión de un concesionario operando en el país. En efecto, en el numeral 6.1.4. de los Términos de Referencia (en adelante, TDR) se señala que la optimización se realiza bajo el criterio de minimizar, considerando la tasa de actualización real anual prevista en el artículo 79 de la LCE, el valor de anualidad del costo de inversión para un periodo de 30 años y los costos de operación y mantenimiento anual. En este sentido, el proceso de optimización implica la elaboración de una serie de estudios para determinar el diseño y los parámetros técnicos óptimos para la red, reconociendo de esta manera únicamente los costos de inversiones eficientes. De conformidad con lo anterior, el proceso de optimización técnica económica de las redes se fundamenta técnicamente en que la empresa real no tiene necesariamente instalaciones eficientes, técnicamente adaptadas a la demanda, por lo que mediante el proceso de optimización el Consultor VAD determina técnicamente el diseño y los parámetros óptimos



de la red, los cuales serán tomados en consideración para establecer el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones eléctricas de la empresa modelo. Esto es así, porque se reconoce que aun siendo la distribución eléctrica un servicio regulado, el distribuidor eléctrico conserva el atributo de la libertad de empresa en virtud del cual puede determinar la tecnología y el diseño de los medios productivos con los que cuenta para prestar el servicio. En este sentido, si bien el distribuidor debe respetar en el diseño técnico de sus redes las disposiciones que por consideraciones de seguridad establece el Código Nacional de Electricidad , en la mayoría de Sectores Típicos éste es el único parámetro legal que se debe seguir en la elección del diseño y de los parámetros de la red, manteniendo un margen muy amplio de decisión respecto a dichos aspectos. Por dichas consideraciones, en los Sectores Típicos en los cuales es atribución del distribuidor eléctrico decidir el diseño y parámetros técnicos de la red, se entiende que dicha atribución no necesariamente se lleva a cabo respetando criterios de eficiencia y mínimo costo, y dado que la normativa vigente establece que solo se deben reconocer en la tarifa las inversiones eficientes, se justifica que para la creación de la empresa modelo, se realice un proceso de optimización técnica económica de las redes. Ahora bien, en el caso de los SER el diseño y parámetros técnicos de la red se encuentran establecidos por normas técnicas aprobadas por la DGE del MINEM , y la calificación de un sistema eléctrico como SER implica necesariamente que dicho sistema cumple con todas las normas técnicas aplicables a la electrificación rural y que se encuentra dimensionado para satisfacer la proyección de la demanda del Servicio Público de Electricidad durante el horizonte de 20 años, de conformidad con el artículo 11 del RLGER . Como puede apreciarse los SER para ser calificados como tales franquean al momento de su calificación una verificación respecto a su diseño y parámetros técnicos, en la cual también se determina si el mismo se encuentra técnicamente adaptado a la demanda, conforme a los criterios establecidos normativamente para los SER . De acuerdo a lo anterior, la sola calificación como SER implica que se ha realizado ya una optimización técnica económica de las redes que componen dicho sistema, razón por la cual el proceso de optimización técnica económica de las redes establecido en el Estudio de Costos, no encontraría justificación para el Sector Típico SER. Asimismo, debe tenerse en consideración que el distribuidor eléctrico que opera un SER no tiene ninguna injerencia en la determinación del diseño y parámetros técnicos de la red, en la medida que: (i) recibe el SER ya diseñado y construido por el MINEM cuando dicho ministerio determina su transferencia o; (ii) se somete a las normas técnicas y de diseño aprobadas por el MINEM cuando el SER es ejecutado por ella o por otras entidades, para que éste puede ser calificado como tal . Por tanto, realizar la optimización técnica económica de las redes en el Sector Típico SER implicaría acusar a los criterios de diseño y parámetros técnicos definidos por el MINEM como ineficientes. Finalmente, es necesario precisar que la aplicación de una disposición regulatoria tiene como presupuesto indispensable que exista un campo de acción del regulado que pueda ser reglamentado para alcanzar el objetivo fijado por la regulación. En consecuencia, no puede imponerse la aplicación de una disposición regulatoria cuando no existe un ámbito libre para la acción del regulado, es decir cuando éste no tiene ningún control respecto a la actividad regulada. Este es precisamente el caso de los SER en los cuales el distribuidor no tiene injerencia alguna en el diseño y definición de los parámetros técnicos del sistema, por lo que no existiría el presupuesto para la aplicación de la optimización. En conclusión podemos señalar que en el Sector Típico SER no se justifica la realización del proceso de optimización técnica económica de las redes dentro del procedimiento de fijación del VAD, toda vez que en dicho sector no es atribución del distribuidor eléctrico sino del MINEM decidir el diseño y parámetros técnicos de la red, por lo que se entiende que dicha decisión se ha llevado a cabo respetando criterios de eficiencia y mínimo costo. Lo contrario



implicaría desconocer los objetivos, el razonamiento técnico - económico y las disposiciones legales que sustentan dicha optimización. En este punto debemos señalar que, debe privilegiarse la aplicación de las normas que establecen disposiciones regulatorias para los SER, por sobre las normas generales del sector eléctrico, para dichos sistemas, en virtud del principio de especialidad y/o especificidad, que funciona como criterio informador para la aplicación del Derecho . -Metrados existentes verificados en campo por la Supervisión y reportados por la empresa modelo en los Formatos A, I1 e I2; entregados al inicio del estudio del VAD. c).- Petición Se deberá considerar el COyM específico para atender los 39.56 Km de red física de alumbrado público existente con sus respectivos equipos de control y medición; sin perjuicio de lo reconocido en el VNR eléctrico. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: Ver respuesta en el Item 3.1.1 2. Explicación: Ver respuesta en el Item 3.1.1.

33..11..33 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 33:: CCoossttooss uunniittaarriiooss ddee llooss ttaabblleerrooss ddee ddiissttrriibbuucciióónn

Respecto al empleo de Tableros de Distribución en las Subestaciones de Distribución, en el Informe de Revisión y Análisis de la Absolución de Observaciones presentado por la Supervisión y publicado en la página Web del OSINERGMIN-GART se menciona en el punto 5.2 Instalaciones de distribución – Subestaciones MT/BT, segunda observación: “El Consultor VAD está considerando tablero para las SED sin justificar su uso…” Al respecto el Consultor VAD respondió de la siguiente manera: “El Consultor VAD está aplicando las Normas DGE para electrificación rural en el Perú, ello se indica en el numeral 6.1.3.2 Normalización de los Armados de Construcción del Informe Final, las normas utilizadas para los armados corresponden a la DGE y ELSE, las normas DGE consideran tableros en las subestaciones de distribución para potencias monofásicas de 5 a 25kVA y trifásicas de 40 a 160kVA, la ley General de Electrificación Rural, en su título IV Artículo 11 establece la responsabilidad normativa a la DGE-MEM, en ello se basa la justificación del uso de tableros de distribución en las subestaciones. En los estudios que se realizan para la DGER se consideran tableros y estos son cotizados en los Estudios de Posibilidades que alcanza la DGER a sus Consultores.” El Supervisor VAD da por absuelta la observación, sin embargo añade lo siguiente: “Dado que el Consultor VAD no tiene especificado el tablero a ser utilizado en las subestaciones, el Supervisor VAD ha definido el equipamiento para las subestaciones monofásicas de hasta 75 kVA que consideran como equipamiento un interruptor principal con medición, dos circuitos de salida para servicio particular y una salida para alumbrado público con medición” Igualmente en la presentación de la Audiencia Pública menciona lo siguiente: “El Supervisor reemplazó los tableros utilizados por el Consultor VAD en las SED´s monofásicas” y expresó que los tableros en mención eran una caja negra, que la Supervisión no explicó sobre el equipamiento que tenían estos tableros ni como se obtuvo su valorización”. Al respecto se menciona que desde el primer informe presentado por el Consultor VAD se indica que se está utilizando, para los armados de distribución, las Normas de la DGE-MEM, precisando el Anexo 6.1.3-1 Normas de la DGE-MEM y ELSE en el cual se incluyen estas normas, allí están contenidas las Normas “RD 026_03_DGE 228-SED-Tablero Dist.Trifásico” y “RD 026_03_DGE 229-SED-Tablero Dist.Monofásico”, las cuales contienen los Esquemas y Equipamiento de los Tableros, por otro lado, en el numeral 6.1.3.3 del Informe Final



Definitivo se indica, como una de las fuentes de información de costos, a costos de la DGER, la información se adjunta en el Anexo 6.1.3-6 Costos DGER, en la cual se valoriza este tablero normado por la DGE, por lo que se solicita se utilice los costos de estos tableros, por cuanto la Supervisión VAD no precisa el costo del tablero utilizado, tanto en el Informe como en su exposición en la Audiencia correspondiente. El OSINERGMIN debe tener en cuenta que en el ejercicio de sus funciones de regulación tarifaria, se encuentra sometido al principio de legalidad contenido en el numeral 1.1. del artículo 1 de la Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobada mediante Ley N° 27444 (en adelante, LPAG); según el cual dicho organismo debe actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que les fueron conferidas. Asimismo, de acuerdo con el artículo 3º del Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, toda decisión y acción que adopte cualquiera de los órganos del OSINERGMIN deberá sustentarse y quedar sujeta a los principios contenidos en el referido Reglamento, que son los que establecen las bases y lineamientos de la acción de dicho organismo para el desarrollo y ejercicio de sus funciones. En tal sentido, en aplicación del principio de autonomía contenido en el artículo 10 del Reglamento General del OSINERGMIN, si bien dicho organismo no se encuentra sujeto en su actuación funcional a mandato imperativo de ningún otro órgano o institución del Estado, su actuación se debe sujetar estrictamente a las normas legales aplicables y a estudios técnicos debidamente sustentados. De acuerdo a lo antes señalado, la actuación del OSINERGMIN resultaría ilegal y por tanto viciada de nulidad si en el ejercicio de su función de regulación tarifaria, procede a fijar el VAD sin observar ni aplicar los criterios y disposiciones de la regulación eléctrica, que determinan la obligatoriedad de instalar Tableros de Distribución en las Subestaciones de Distribución. Ello, en la medida que, tal como hemos visto anteriormente dichos sistemas de medición resultan de obligatoria implementación, por mandato legal y reglamentario, para las empresas que realizan actividades de distribución eléctrica. Adicionalmente, resulta claro que una empresa eficiente, empresa sobre la cual se calcula el VAD, no puede ser diseñada por el OSINERGMIN sobre la base del incumplimiento o contravención a otras normas legales y/o reglamentarias, tales como las referidas a alumbrado público que hemos citado. Petitorio Se sugiere considerar los valores propuestos en su Informe Final Definitivo del Consultor respecto a los costos del tablero de distribución. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: Ver respuesta en el Item 3.1.1 2. Explicación: Ver respuesta en el Item 3.1.1

33..11..44 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 44

En los estudios de la pre publicación no se ha considerado como parte de la gestión de control de pérdidas la implementación del sistema de medición tal es el caso de instalar totalizadores en las subestaciones de distribución (SED), solo considera la medición de alumbrado público. Dado que la gestión de pérdidas de energía parte de los balances, y siendo el caso específico la baja tensión es imprescindible contar con estos puntos de medición con la finalidad de identificar y programar de manera eficiente las actividades de control y reducción de pérdidas, sin ello las acciones serían menos efectivas y se incrementarían los costos asociados a su optimización. Petitorio Incluir en el VNR los totalizadores como equipos de medición para cada subestación de distribución, ello con la finalidad de cumplir de manera eficiente con las actividades de



control de pérdidas consideradas en los costos de operación y mantenimiento. Cabe indicar que a partir de los balances de energía se identifican las zonas con valores críticos o sub estándares, a partir de la cual se gestiona las acciones propias de la empresa. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No. 2. Explicación: El equipo interruptor+ caja portainterruptor incluye un totalizador.

33..11..55 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 55:: RReeccoonnoocciimmiieennttoo ppoorr HHuurrttoo ddee CCoonndduuccttoorreess::

Las empresas de distribución son permanentemente afectadas por el hurto de conductores, como el caso del sistema eléctrico Huancayo, cuyo promedio anual de conductores hurtados representa el 5% del total de las instalaciones:

Fuente: Unidad de Mantenimiento Distribución (Electrocentro S.A)

Sustento: El hurto de conductores genera grandes pérdidas por reposición en materiales y mano de obra, también genera pérdidas por energía dejada de vender, deterioro de las instalaciones, incremento de pérdidas técnicas y mala imagen empresarial por las constantes interrupciones y el tiempo que se demora en reponer el servicio.

Petición: En los costos de Mantenimiento y Operación (COyM), entre las actividades de mantenimiento correctivo, se debe incluir los costos totales que implica la reposición de hurto de conductores, cuya tasa de incidencia por años debe ser de 5% de las instalaciones totales. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No 2. Explicación:

La gestión de custodia y salvaguarda de los activos fijos de la empresa distribuidora, forma parte de la esrategia empresarial, en la cual OSINERGMIN no tiene injerencia. En ese sentido las empresas de distribución dentro de sus actividades de contacto con la comunidad, deberían realizar esfuerzos para difundir que el robo de conductores es una actividad ilícita que va en perjuicio de los mismos usuarios. Esta difusión debería realizarse mediante notas de prensa, avisos en los medios de comunicación y como mensajes escritos en los recibos de facturación, de forma que se logre la concientización de los propios usuarios.



Así también de forma indirecta a través de las distintas actividades relacionadas con el mantenimiento preventivo de las instalaciones de distribución, actividades comerciales (toma de lecturas, reparto de recibos) es posible realizar actividades de vigilancia de las instalaciones de distribución. El cumplimiento obligatorio de los programas de mantenimiento preventivo y la ejecución de actividades de forma eficiente, ayudan a las empresas a que los usuarios tengan la percepción que las empresas concesionarias supervisan continuamente sus instalaciones y de esta forma se configuran mecanismos disuasivos para las acciones de robo de conductores. Asimismo, dado que en nuestro país se han dictado leyes que condenan los actos ilícitos, no se pueden reconocer este tipo de costos ya que si ello ocurriera la empresa no tendría señales para perseguir se aplique la ley, resultándole igual que le roben o no, pues habría transferido estos costos al usuario. Además no corresponde el resarcimiento por hurto de conductores, por cuanto la empresa, en aplicación de las leyes vigentes en el país, tiene expeditas otras vías (civil y judicial) para atacar el problema. Esto es parte del riesgo empresario, teniendo la empresa el derecho de realizar acciones de denuncia policial y reclamo judicial, para enfrentar estos ilícitos.

33..22 OOBBSSEERRVVAACCIIOONNEESS YY SSUUGGEERREENNCCIIAASS AA LLOOSS CCOOSSTTOOSS DDEE OOPPEERRAACCIIÓÓNN YY

MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

33..22..11 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 66:: OOrrggaanniizzaacciióónn

Se observa que en la consideración del personal que conforman la organización de la empresa concesionaria matriz, en todos los casos no guardan una relación coherente en vista que todas ellas siendo del mismo rubro y cumplen el mismo rol de la distribución y comercialización de le energía eléctrica más aun con similar organización en la realidad y con carencia de personal, en el resultado de la pre publicación no se ha escatimado las necesidades y el rol que se debe de asumir para el cumplimiento de las actividades propias de la empresa concesionaria. En todos los casos las organizaciones planteadas para la empresa concesionaria son de distinto formato que no guardan una relación coherente entre todas las organizaciones de las empresas concesionarias, muy a pesar de ser hasta la misma empresa tratada, como es el caso de Electrocentro quien viene sustentándose para los sectores rurales muy a pesar de ser la misma empresa tienen distinto contexto de organización general; por otro lado, no se ha encontrado en los archivos de la pre publicación vía web la propuesta de organigrama, solo el listado de personal propuesto. La empresa concesionaria debe tener una organización que le permita cumplir con todos los procesos inherentes a las actividades propias del negocio eléctrico, y una estructura de soporte para cumplir todos los compromisos establecidos en los contratos de concesión y autorizaciones otorgadas por el estado peruano; así como por las normas regulatorias de este negocio. Sobre el particular debemos señalar que, en consideración a entregar garantías a los operadores, el regulador no debe realizar distinciones, alteraciones o variaciones de los criterios empleados para la fijación tarifaria sin justificación alguna, de tal manera que se provea al mercado de una señal de seguridad a las inversiones y de empleo de criterios uniformes que redundan en la predictibilidad del regulados, señales adecuadas para el uso racional de los recursos de la empresa. En ese sentido, la organización de la empresa concesionaria matriz, en todos los casos (por sector típico) debe guardar una relación coherente en vista que todas ellas son del mismo rubro, cumplen el mismo rol de la distribución y comercialización de la energía eléctrica y tienen una similar organización en la realidad; por lo que no existe justificación alguna para realizar dicha distinción.



Se propone considerar la organización planteada en nuestro estudio (Anexo N° 1) como parte de los análisis para determinar la estructura organizacional que conformará el Sistema Eléctrico Modelo (SEM). Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No hay cambios 2. Explicación:. El supervisor ha revisado y validado la Estructura organizacional

presentada por la concesionaria y el Consultor VAD en las etapas del Estudio (Etapa I “Antecedentes”, Etapa II “Validación y Revisión de Antecedentes). Se ha revisado la sugerencia de Distriluz la cual corresponde a la empresa Electrocentro y no a ENOSA.

33..22..22 OObbsseerrvvaacciióónn NNºº 77:: RReemmuunneerraacciioonneess

De la pre publicación del estudio de costos del VAD, se ha realizado la comparación de las propuestas de remuneraciones (S/./mes), en el cual se aprecia los variados valores asignados a cada sector típico, además en el detalle de la información que se publica en la página web de OSINERGMIN se aprecia que existen criterios distintos en la determinación de los montos; a continuación se muestra la comparación de los sueldos mensuales asignados a cada nivel de cargo típico equivalente de la pre publicación del VAD:

Cuadro N° 4: Comparación de las remuneraciones de la pre publicación VAD

ST1 ST2 ST3 ST4 ST5 ST6 SER

Directivo 46,433 10,000 22,500 8,776 17,469 17,469 11,563

Ejecutivo A 36,709 5,714 16,200 6,309 14,122 14,122 9,703

Profesiona l 9,102 3,929 4,911 4,194 8,422 8,422 6,478

Administra tivo 4,801 3,786 2,522 2,086 4,299 4,299 2,406

T écnico 6,826 3,643 2,280 2,117 3,671 3,671 2,604

REMUNERACION MENSUAL S/.mesCARGO TIPICO

Gráfica N° 3: Comparación de las remuneraciones de la pre publicación VAD

Para mantener esta estructura eficiente se necesita remunerar adecuadamente al personal con valores que establece el mercado, directivas que emite el accionista mayoritario representado por FONAFE para el caso de las empresas que conforman la administración de FONAFE.



Mensual (3) Anual

Gerente General 12 281 18 299 219 584

Gerente de Línea 11 210 16 703 200 435

Profesional (1) 8 700 12 963 155 556

Supervisor (2) 6 557 9 770 117 239

Técnico 4 713 7 022 84 268

Administrativo 4 780 7 122 85 466

(1) Profesional con cargo de jefe.

(2) Profesional con cargo de supervisor, analista o especialista.

(3) Considera 49% adicional por gratificaciones, CTS, seguros, bonificaciones y otros.

Costo de Personal (S/.)Remuneración

Mensual Básica (S/.)Categoría

Por lo anterior, se sugiere se evalúe considerar el estudio realizado por DISTRILUZ, para considerar los valores acordes a la necesidad del mercado vigente, en forma similar a todos los sectores típicos en vista que todos cumplen el mismo rol de la distribución de energía eléctrica, que inclusive en la zonas rurales los profesionales tienen que migrar a zonas distantes de la capital (costa) para cumplir el rol que el perfil profesional lo exige. Se adjunta en ANEXO N° 1 el estudio en mención. Análisis del Supervisor: 1. Cambios:

2. Explicación: el sustento es presentado en el archivo Sustento Remuneraciones.doc.

33..22..33 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 88:: RReeccoonnoocciimmiieennttoo ddee llaass UUttiilliiddaaddeess::

El concepto de Participación de los Trabajadores en las Utilidades de las empresas de distribución, o PTUs según lo hemos denominado, no ha sido reconocido por el OSINERGMIN en el Proyecto de fijación del VAD, al haber sido erróneamente considerado como un costo que no tiene relación de causalidad directa con la prestación del servicio de distribución eléctrica. En ese sentido, a continuación, presentamos el fundamentos legales que demuestran que la posición del OSINERGMIN, particularmente expresada en el Informe N° 029-2013-OEE/OS y en el Informe S/N-2013 del Estudio Picón & Asociados, no encuentra sustento alguno y, en consecuencia, el concepto de PTU sí debe ser incorporado como un costo de personal a ser reconocido por el VAD. Aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF El artículo 233 de la Ley General de Sociedades, aprobada mediante Ley N° 26887, establece que los Estados Financieros de las empresas deben ser preparados y presentados de acuerdo con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados; los mismos que de acuerdo con la Resolución N° 013-98-EF/93.01, publicada el 23 de julio de 1998, comprenden a las Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF (también denominadas Normas Internacionales de Contabilidad - NIC). Este criterio fue posteriormente ratificado por el Consejo Normativo de Contabilidad mediante la Resolución Nº 034-2005-EF/93-01 del 2 de marzo de 2005, en la que se señaló que: “En el Perú a partir del 01 de enero del 2006 es obligatorio aplicar las Normas Internacionales de Contabilidad modificadas en el año 2003 y las Normas Internacionales de Información Financiera aprobadas” (entre las que se incluyó la NIIF1). Posteriormente, la Contaduría Pública de la Nación emitió la Resolución Nº 043-2010-EF/94 del 12 de mayo del 2010 en la que precisó que el Plan Contable General Empresarial resultaba obligatorio a partir del 2011. Cabe señalar que, el nuevo catálogo, descripción y dinámica de cuentas se encuentra armonizado con las NIIF, hecho que resulta de especial importancia si consideramos que un gran porcentaje de las empresas de distribución de



electricidad son empresas estatales, por lo que la uniformización del criterio de aplicación de las NIIF, representa un esfuerzo de la regulación por recoger y asumir la reales prácticas contables y financieras. En atención a las normas antes referidas diversos organismos estatales iniciaron un proceso de emisión de diversas normas legales vinculadas a la implementación de la NIIF1. De esta manera la CONASEV (hoy la Superintendencia del Mercado de Valores - SMV) emitió la Resolución N° 102-2010-EF/94.01.1 del 14 de octubre del 2010, mediante la cual se establece que las empresas emisoras de valores inscritos en el Registro Público del Mercado de Valores, las empresas clasificadoras de riesgo, entre otras, deben preparar sus estados financieros con observancia plena de las NIIF, siendo que los primeros estados financieros que debían formular las empresas eran los correspondientes a la información financiera auditada anual al 31 de diciembre del 2011 y los posteriores estados financieros trimestrales correspondientes al 2012. Para ello se precisó que se debía observar la “NIIF 1 Adopción por Primera Vez de las Normas Internacionales de Información Financiera”. Por otro lado, el Consejo Normativo de Contabilidad mediante Resolución N° 045-2010-EF/94 del 30 de noviembre del 2010 dispuso la aplicación integral de las Normas Internacionales de Información Financiera emitidas por el IASB (International Accounting Standards Board o Junta de Normas Internacionales de Contabilidad), en la versión de NIIF completas, para las empresas que obtengan ingresos anuales por ventas de bienes y/o servicios o tengan activos totales, iguales o mayor, en ambos casos a 3,000 Unidades Impositivas Tributarias – UIT al cierre del ejercicio anterior y; las empresas que tengan ingresos anuales por ventas o activos totales menores a 3,000 Unidades Impositivas Tributarias al cierre del ejercicio anterior aplicarán las NIIF para PYMES ( NIIF para Pequeñas y Medianas entidades). Asimismo, mediante el artículo 5 de la Ley 29720, publicada el 25 de junio del 2011, se dispuso que: “las sociedades o entidades distintas a las que se encuentran bajo la supervisión de CONASEV, cuyos ingresos anuales por venta de bienes o prestación de servicios o sus activos totales sean iguales o excedan las tres mil unidades impositivas tributarias, deben presentar a dicha entidad sus estados financieros auditados por sociedades de auditoría habilitadas por un colegio de contadores públicos en el Perú, conforme a las normas internacionales de información financiera y sujetándose a las disposiciones y plazos que determine CONASEV”. Con fecha 15 de diciembre del 2011, la SMV emitió la Resolución N° 009-2011-SMV/01, por la que se aprobó el Proyecto de las “Normas Sobre la Presentación de Estados Financieros Auditados por Parte de Sociedades o Entidades a las que se refiere el artículo 5 de la Ley Nº 29720”. La primera disposición transitoria del referido Proyecto señaló que: “Las Entidades cuyos ingresos por ventas o prestación de servicios o con activos totales que al cierre del ejercicio superen las treinta mil (30 000) Unidades Impositivas Tributarias (UIT), deberán presentar su información financiera auditada correspondiente al ejercicio que culmina el 31 de diciembre de 2012, de acuerdo con el cronograma que se establezca según el artículo 4” (el plazo de presentación es del 16 al 30 de mayo de cada año). Asimismo, mediante Resolución N° 048-2011-EF-30 del 6 de enero de 2012, se oficializó la versión del año 2011 de las NIIF, así como las modificaciones emitidas por el IASB y los textos de las NIIF 10, 11, 12 y 13; con vigencia de acuerdo a lo preceptuado en dichas normas. Por último, con fecha 27 de abril del 2012 la SMV emitió la Resolución SMV N° 011-2012-SMV/01. La Segunda Disposición Complementaria Transitoria de dicha norma dispuso la implementación gradual de las NIIF y señaló lo siguiente: “La aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) vigentes internacionalmente, que emita el IASB, de que trata el artículo 1 de las presentes normas será exigible de acuerdo a lo siguiente:



a) Para las Entidades enunciadas en el inciso a) de la Primera Disposición Complementaria y Transitoria, a partir del ejercicio económico 2013. (…) Los estados financieros correspondientes a ejercicios económicos anteriores podrán elaborarse conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), oficializadas en el Perú por el Consejo Normativo de Contabilidad, o por las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) vigentes internacionalmente que emita el IASB”. Queda claro entonces, que las NIIF resultan de obligatorio cumplimiento para las empresas distribuidoras, sea que éstas se encuentren bajo la supervisión de la CONASEV (hoy SMV) o no; de conformidad con las normas legales y reglamentarias antes referidas. La Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU) como una obligación legalmente exigible a. Al amparo de la regulación contable y financiera En abril de 2001 el IASB adoptó la NIC 19- Beneficios a los Empleados, que había sido originalmente emitida por el Comité de Normas Internacionales de Contabilidad en febrero de 1998. La NIC 19 - Beneficios a los Empleados sustituyó a la NIC - 19 Contabilización de los Beneficios por Retiro en los Estados Financieros de los Empleadores (emitida en enero de 1983). La NIC 19 - Beneficios a los Empleados, establece la contabilización e información a revelar por parte de los empleadores de los beneficios a los empleados. Esta Norma identifica cuatro categorías de beneficios a los empleados: (i) beneficios a los empleados a corto plazo; (ii) beneficios post-empleo; (iii) otros beneficios a los empleados a largo plazo y; (iv) beneficios por terminación. El párrafo 9 de la NIC - 19 señala que: “Los beneficios a los empleados a corto plazo, incluyen elementos tales como los siguientes, si se esperan liquidar totalmente antes de doce meses después del final del periodo anual sobre el que se informa en el que los empleados presten los servicios relacionados: (a) Sueldos, salarios y aportaciones a la seguridad social; (b) Derechos por permisos retribuidos y ausencia retribuida por enfermedad; (c) Participación en ganancias e incentivos; y (d) Beneficios no monetarios a los empleados actuales (tales como atenciones médicas, alojamiento, automóviles y entrega de bienes y servicios gratuitos o parcialmente subvencionados)”. Tal como se menciona en el párrafo anterior, la participación en las utilidades que se destina en las empresas de distribución, tales como ELECTRODUNAS, constituye un beneficio de corto plazo a los empleados. Asimismo, respecto al reconocimiento y medición el párrafo 11 de la NIC - 19 señala que: “Cuando un empleado haya prestado sus servicios a una entidad durante el periodo contable, ésta reconocerá el importe (sin descontar) de los beneficios a corto plazo que ha de pagar por tales servicios: • Como un pasivo (gasto acumulado o devengado), después de deducir cualquier importe ya satisfecho. Si el importe ya pagado es superior al importe sin descontar de los beneficios, una entidad reconocerá ese exceso como un activo (pago anticipado de un gasto), en la medida en que el pago anticipado vaya a dar lugar, por ejemplo, a una reducción en los pagos futuros o a un reembolso en efectivo.



• Como un gasto, a menos que otra NIIF requiera o permita la inclusión de los mencionados beneficios en el costo de un activo (véase, por ejemplo la NIC 2 Inventarios, y la NIC 16 Propiedades, Planta y Equipo)”. Por lo indicado en el inciso b) del párrafo 11 de la NIC 19, la participación en las ganancias, pagaderas dentro de los doce meses siguientes al cierre del período en el que los empleados han prestado los servicios correspondientes, deben reconocerse como un gasto a menos que otra norma requiera o indique su inclusión en el costo de un activo. En ese sentido, para efectos contables las PTU de las empresas deben reconocerse como gasto o excepcionalmente en el costo de un activo. Asimismo, la SMV en su Oficio Circular N° 298-2010-EF/94.06.3 del 25 de noviembre del 2010 señala, entre otros puntos, que: “El reconocimiento de la participación de los trabajadores se realizará sólo por los gastos de compensación por los servicios prestados en el ejercicio, en consecuencia no se registra un activo diferido o un pasivo diferido requerido en la NIC 12. Igualmente, en aplicación de la NIC 19, la presentación en los estados financieros debe corresponder a gastos de personal y su distribución a los costos de producción, gastos de ventas y administración”. Asimismo, respecto al reconocimiento de la PTU, con fecha 27 de enero del 2011 el Consejo Normativo de Contabilidad, emitió la Resolución N° 046-2011-EF/94 en cuyo artículo 1 se precisó lo siguiente: “Que el reconocimiento de las participaciones de los trabajadores en las utilidades determinadas sobre bases tributarias deberá hacerse de acuerdo con la NIC 19 - Beneficios a los Empleados y no por analogía con la NIC 12 Impuesto a las Ganancias o la NIC 37 Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes”. Por otro lado, el Informe 033-2012-SUNAT/4B0000 señala que: para la determinación de la renta imponible de tercera categoría, la participación de los trabajadores en las utilidades de las empresas en todos los casos constituye gasto deducible del ejercicio al que corresponda, siempre que se ´pague dentro del plazo previsto para la presentación de la declaración jurada anual de ese ejercicio”. En ese mismo sentido, el párrafo 19 de la NIC 19 señala que: “De acuerdo con el párrafo 11, una entidad reconocerá el costo esperado de la participación en ganancias o de los planes de incentivos por parte de los trabajadores cuando, y sólo cuando: (…) (a) La entidad tiene una obligación presente, legal o implícita, de hacer tales pagos como consecuencia de sucesos pasados; y (b) Pueda realizarse una estimación fiable de la obligación. Existe una obligación presente cuando, y sólo cuando, la entidad no tiene otra alternativa realista que realizar los pagos”. Por lo señalado anteriormente, las PTU de las empresas son gastos de personal del período correspondiente, considerados como tales en el Manual de Costos de las empresas concesionarias , los mismos que deben asignarse de acuerdo a la distribución del trabajador en el costo del servicio, gasto de ventas y gasto administrativo según corresponda. Para efectos del reconocimiento en los registros contables debe contabilizarse el beneficio en forma mensual, es decir estableciendo las provisiones mensuales de la participación a los trabajadores, el mismo que se debe de estimar en base a la proyección de resultados del período analizado. De acuerdo a lo antes señalado, la aplicación de las NIIF (o NIC) resulta de obligatorio cumplimiento para las empresas de distribución. Esto implica que, conforme a lo dispuesto por la Resolución N° 046-2011-EF/94 el reconocimiento de las PTU debe realizarse de



acuerdo con las NIC 19 – Beneficios a los empleados y, por tanto ser considerados como Gastos de Personal asignados a los Costos del Servicio de cada una de las empresas antes referidas. b. Al amparo de la legislación laboral De conformidad con lo establecido en el artículo 29 de la Constitución Política del Perú, el Estado reconoce a los trabajadores el derecho a participar en las utilidades de la empresa, entre otras formas de participación laboral tales como la participación en la propiedad y la gestión de las empresas. Asimismo, el artículo 1 del Decreto Legislativo N° 892, publicado el 11 de noviembre de 1996 (en adelante, DL 892), los trabajadores sujetos al régimen laboral de la actividad privada, tienen el derecho a participar en las utilidades de las empresas que desarrollan actividades generadoras de rentas de tercera categoría. Para el caso en particular de las empresas que realizan actividades de distribución de electricidad, la participación de los trabajadores en las utilidades (en adelante, PTU) de la empresa es del 5% de las utilidades antes de los impuestos (artículo 2 del DL 892). Cabe señalar, que la participación a la que alude ésta norma, involucra un concepto de gasto que asume la empresa y que se destina a terceros y no a los accionistas de las empresas. De acuerdo a ello, la participación de los trabajadores en las utilidades son un beneficio social, que se manifiesta mediante una prestación obligatoria a cargo del empleados, siendo entonces una obligación laboral aplicable a la operación en el mercado de una empresa de distribución eléctrica como ELECTRODUNAS. Por lo tanto, la participación de los trabajadores en las utilidades involucra un costo que necesariamente tendría que asumir la “empresa modelo eficiente” considerada para el cálculo del VAD y que, no puede ser considerado en modo alguno como una liberalidad de la que el empleador puede prescindir cuando desee. En efecto, contrariamente a lo señalado por el OSINERGMIN, las PTU no son una gratuidad o liberalidad del empleador, toda vez que no comparten la naturaleza meramente potestativa propia de las bonificaciones, las comisiones por ventas o la de los bonos de productividad. Al respecto, no sólo el DL 892 reconoce el carácter de “beneficio social” de las utilidades, sino que también otros dispositivos legales tales como el artículo 8 del Texto Único Ordenado de la Ley de Productividad y Competitividad Laboral, aprobado mediante Decreto Supremo N° 003-97-TR y, el artículo 14 del Decreto Supremo N° 001-96-TR. Inclusive, la propia autoridad laboral (el Ministerio de Trabajo) considera que las utilidades constituyen un “beneficio social” similar a la compensación por tiempo de servicios, vacaciones, gratificaciones por fiestas patrias y navidad, entre otros. Ahora bien, las formas de cálculo y pago del beneficio social (esto es, de la PTU) no afectan su naturaleza ni la obligación de reconocerlos como un costo. De esta manera, el hecho de que la PTU se determine en función a la remuneración del trabajador o de los resultados de la empresa, no afecta su calificación como un costo que debe ser reconocido dentro de un proceso de regulación tarifaria basado en el modelo de una “empresa modelo eficiente”. De ello resulta que la posición del OSINERGMIN, según la cual las PTU “no son un costo para la empresa sino que surgen y dependen de los resultados económicos de la operación”, nuevamente es errada, pues esta características no afecta en modo alguna la calificación de las PTU como un costo necesario y respecto del cual la empresa de distribución mantiene una obligación legalmente vinculante y exigible en el supuesto que los resultado económicos se lo permitan. Todo ello, dado que las utilidades de los trabajadores, son el tipo de costos que la “empresa modelo eficiente” no podría evitar pagar, como las remuneraciones o cualquiera de los otros beneficios sociales reconocidos en la regulación laboral.



A partir de lo antes señalado, es posible concluir que las PTUs sí se encuentran directamente vinculadas a la prestación del servicio de distribución, como cualquier otro beneficio social; toda vez que al tratarse de beneficios sociales de obligatorio cumplimiento por parte de cualquier empresa que desarrolle las actividades de distribución de electricidad, constituyen un gasto de personal -el cual por definición es un costo- tan vinculado a la prestación del servicio de distribución eléctrico como lo estaría cualquier otro beneficio social. c. Al amparo de la regulación sectorial del Valor Agregado de Distribución Asimismo, considerando que el sistema de precios regulados para el servicio público de distribución de electricidad, de conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante Decreto Ley N° 25844 (en adelante, LCE) se realiza a través del cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD), mediante el cual se busca reconocer los costos en que incurren las distribuidoras para suministrar la energía, identificando para ello los costos en que incurriría una empresa eficiente (denominada empresa modelo) operando según las características propias del mercado peruano; resulta evidente que entre los costos a reconocerse a las empresas distribuidoras por concepto de VAD, debe incluirse el Gasto del Personal por reconocimiento de las PTU de conformidad con las NIC 19, pues se trata de gastos en los que incurre la empresa distribuidora y que se encuentran destinados a terceros y no a los accionistas de la empresa. Lo señalado, encuentra sustento en lo siguiente: • De acuerdo a la LCE, el VAD es fijado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN, entidad administrativa que en el ejercicio de sus funciones –tales como la función de regulación tarifaria- se encuentra sometida al principio de legalidad contenido en el numeral 1.1. del artículo 1 de la Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobada mediante Ley N° 27444 (en adelante, LPAG); según el cual las OSINERGMIN es administrativas deben actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que les fueron conferidas. Asimismo, de acuerdo con el artículo 3 del Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, toda decisión y acción que adopte cualquiera de los órganos del OSINERGMIN deberá sustentarse y quedar sujeta a los principios contenidos en el referido Reglamento, que son los que establecen las bases y lineamientos de la acción de dicho organismo para el desarrollo y ejercicio de sus funciones. En tal sentido, en aplicación del principio de autonomía contenido en el artículo 10 del Reglamento General del OSINERGMIN, si bien dicho organismo no se encuentra sujeto en su actuación funcional a mandato imperativo de ningún otro órgano o institución del Estado, su actuación se debe sujetar estrictamente a las normas legales aplicables y a estudios técnicos debidamente sustentados. De acuerdo a lo antes señalado, la actuación del OSINERGMIN resultaría ilegal y por tanto viciada de nulidad si en el ejercicio de su función de regulación tarifaria, procede a fijar el VAD sin observar ni aplicar los criterios y disposiciones contables contenidas en la NIIF; particularmente la disposición referida al reconocimiento de las PTU como Gastos de Personal a ser considerados en el VAD y reconocido mediante la tarifa. Ello, en la medida que, tal como hemos visto anteriormente las NIIF resultan de obligatorio cumplimiento por mandato legal y reglamentario, para las empresas del Estado que realizan actividades de distribución eléctrica. • El esquema tarifario de “empresa modelo” que emplea el OSINERGMIN para la determinación de una empresa eficiente, así como de los costos en que ésta incurriría para la prestación del servicio de electricidad; supone precisamente la existencia de una empresa que emplea todos sus recursos de manera eficiente, abarcando el máximo de producción



con el mínimo de recursos. Esto quiere decir que, al final de cada ejercicio la empresa eficiente necesariamente genera utilidades y por tanto ha invertido en los Gastos del Personal (tales como los que corresponden a las PTU) requeridos para producir dicha utilidad. De acuerdo a ello, resulta claro que una empresa eficiente no puede ser diseñada por el OSINERGMIN sobre la base del incumplimiento o contravención a otras normas legales y/o reglamentarias, tales como las que establecen el cumplimiento obligatorio de los criterios y disposiciones contables contenidas en las NIIF, el DL 892 y las normas sectoriales laborales y eléctricas. En consecuencia, el OSINERGMIN debe reconocer los costos por PTU denominados Gastos de Personal, bajo los criterios y disposiciones contenidas en las NIIF y en cumplimiento de marco regulatorio legal y reglamentario antes descrito. Por tanto, los referidos PTU considerados como Gastos de Personal correspondientes a los Costos del Servicio, gastos de ventas y/o gastos administrativos, se deben incluir en los costos a ser reconocidos por el VAD del correspondiente periodo de regulación tarifaria; caso contrario la actuación del OSINERGMIN sería ilegal y adolecería de un vicio de nulidad insubsanable por contravención a las normas legales y reglamentarias antes descritas. Se adjunta carta GCC 096-2013, del 16 de julio 2013 en ANEXO N° 2 remitido a Osinergmin. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No 2. Explicación: Las utilidades de la empresa concesionaria independientemente de cómo se

distribuyan no están contempladas en el modelo económico normado para la determinación del Valor Agregado de Distribución el cual contempla la anualidad del costo de inversión y el costo de operación y mantenimiento del Sistema Eléctrico Modelo eficiente

33..22..44 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 99:: PPéérrddiiddaass NNoo TTééccnniiccaass ((PPNNTT))

Para el caso de las pérdidas no técnicas dentro de los TDR para la elaboración del estudio de los costos del VAD el OSINERGMIN indica que se debe considerar los niveles de pérdidas establecidos en el informe N° 433-2009-GART de la Resolución 181-2009-OS/CD. Sin embargo en consideración al estudio realizado por CENERGIA en ENOSA concluye que las pérdidas no técnicas en BT conforme a la regulación tarifaria son del orden de 9,9% y de 4.7% referida a nivel de la energía total (MT+BT), valores muy superiores a la regulación vigente y a los establecidos para la pre publicación. Desde un punto de vista teórico, las pérdidas no técnicas deberían ser reconocidas en mayor medida a las actuales, considerando la limitación de los costos eficientes del recupero de pérdidas, y dada la normativa vigente en torno a los recuperos por fraudes de energía (R.M. Nº 571-2006-MEM/DM - Norma DGE “reintegros y recuperos de Energía Eléctrica”, Resolución 722-2007-OS/CD y Resol 102-2012-OS/CD referida a la escala de multas asociadas a recuperos y reintegros de energía), cuyas exigencias incluyen aspectos subjetivos que favorecen a los infractores, el cobro de la energía de cobrar calculada en función al consumo posterior al fraude y otros aspectos por demás absurdos. Es imperativo que OSINERGMIN tome en cuenta las condiciones de alta peligrosidad que se tiene en empresas como: ELECTRONOROESTE, ELECTRONORTE, HIDRANDINA y ELECTROCENTRO. Los cuales pueden ser de mucho más alto riesgo que en la capital debido a que la presencia policial es casi inexistente. Para estas situaciones el control y reducción de pérdidas en zonas urbanas marginales y no marginales difiere grandemente debido a que en las primeras se requiere emplear mayores recursos de control, pues las intervenciones deben efectuarse con mayor número de técnicos y las cuadrillas se duplican o hasta se triplican; asimismo, los operativos requieren



la intervención de más de dos policías y de un Fiscal. Más grave aún, es que en dichas zonas los usuarios clandestinos no sólo hurtan energía para su consumo sino que también la entregan a sus vecinos, con lo cual manzanas enteras se convierten en aliados que impiden el control de las pérdidas. Respecto a las pérdidas no técnicas, en el gráfico se muestra la evolución del reconocimiento de las pérdidas no técnicas de los procesos tarifarios de los años 2001-2005, 2005-2009, 2009-2013. En la fijación anterior se estableció una gradualidad de reducción de las PNT, partiendo de 2,85% para Nov.2009 y que de acuerdo al proceso de fijación tarifaria se reducirá de manera gradual al 2017. Esta proyección y tendencia a la reducción se contrapone con la actual situación que registra el país debido a que uno de los factores que inciden en el incremento de las pérdidas no técnicas está directamente correlacionado con el nivel de delincuencia. Los reportes estadísticos de inseguridad ciudadana muestran un incremento de la delincuencia a nivel nacional y con una tendencia a agravarse. El entorno socio-económico donde operan la distribuidoras es uno de los factores que mayor inciden en las pérdidas no técnicas ya que a mayor delincuencia, mayor riesgo de pérdidas por hurto de energía. Como sustento se extrae un comentario del “Plan Nacional de Seguridad Ciudadana 2013-2018” aprobada por el Concejo Nacional de Seguridad Ciudadana- CONASEC en Sesión del 12 de julio 2013 (ANEXO N° 3) y aprobada por Decreto Supremo N° 012-2013-IN como Política Nacional del Estado Peruano el 28 de julio 2013, donde indica: “Entre los delitos

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2003

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Nov

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2010

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Nov

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Nov

2012

-Oct

2013

% Pérdidas No técnicas Estándar (ST1)

% Pérdidas No técnicas Estándar (Resto de ST.)



patrimoniales, llama la atención el incremento del peso relativo de los robos frente a los hurtos. Mientras que estos últimos se mantuvieron estables, pasando del 47.0 % el año 2000 al 45.5 % el año 2012, los robos tuvieron un crecimiento importante, del 34.8 % al 45.6 %, lo que da cuenta de un incremento no desdeñable de la violencia en el contexto de la comisión de esta conducta”, por lo cual se induce al crecimiento de la delincuencia lo cual está a la par con el hurto de la energía. Adicionalmente cabe mencionar también que los niveles de pobreza son elevados y, debido a ello, existen mayores probabilidades de que la población se involucre en actividades ilegales, entre ellas las relacionadas al servicio eléctrico tales como conexiones clandestinas o manipulación del medidor. Por otro lado, desde la aplicación de las pérdidas No técnicas del año 2009 a pesar de ir reduciendo los valores que corresponden a una demanda de potencia y energía asociada, en los balances no se hace la consideración del ajuste de este volumen de demanda por ese efecto. Otro informe que sustenta como uno de los mayores problemas el alto índice delincuencial es el de la Corporación Latinobarómetro (Informe de prensa Latinobarómetro 1995 – 2011 – Perú) que indica en su página N° 6 como mayor problema la delincuencia y cuya tendencia muestra incremento con el tiempo (ANEXO N° 4):

Para el caso de las pérdidas no técnicas (PNT), es necesaria la revisión de los términos regulatorios, para el caso; los TDR indican que se deberá considerar para todos los sectores típicos el valor vigente (2.56%) esto no obedece a un estudio actual ni a las condiciones socio económicas que se registran; los estudios y sustentos que se anexan al presente informe muestran que el mayor problema del país es el alto índice delincuencial y por consecuencia el hurto, cuya tendencia proyecta un crecimiento en los próximos años; de ahí que muy por el contrario a lo indicado en la pre publicación los valores reconocidos para las pérdidas no técnicas no debería reducirse en el tiempo. Los estudios de ppérdidas No técnicas elaborado de CENERGÍA en Enosa (ANEXO N° 5) y el informe de la Corporación Latinobarómetro ratifican lo indicado,



Se sugiere considerar el valor de las pérdidas No técnicas que sea no menor al 2.85% (Valor inicial del informe 433-2009-GART de la Resolución 181-2009-OS/CD.) y que se mantenga fijo en los cuatro años de vigencia del proceso regulatorio. El nivel de pérdidas no técnicas debería incluir a todos los sectores típicos para todo el periodo de regulación a ser publicada. Si se considera el decrecimiento en el nivel de PNT reconocidas para el período regulatorio, deberá complementarse con la reducción del NHUBT en los mismos periodos para mantener el balance en equilibrio. Otro de los factores en los que incide el reconocimiento de las pérdidas de energía se da en la tributación a la SUNAT, ya que los impuestos afectan solo las pérdidas reconocidas, debiendo en este caso las concesionarias asumir las pérdidas por diferencia de los márgenes. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: El porcentaje de pérdidas no técnicas será 2.85% 2. Explicación: El sustento se presenta en el archivo Sustento Pérdidas No Técnicas.doc

33..22..55 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 1100:: FFaaccttoorr ddee EEccoonnoommííaa ddee EEssccaallaa ((FFEEEE))

Los factores de economía de escala presentados a continuación como publicación del proyecto de resolución de la Fijación del Valor Agregado de Distribución (VDA) y Cargos Fijos 2013-2017 en el punto 6.2

El comportamiento del mercado en las zonas rurales, calificadas como Sectores típicos rurales, tienen un crecimiento horizontal en estas zonas, por el grado de dispersión que existe. Por lo mencionado se estaría afectando contrariamente al resultado del VAD con los factores de economía de escala con estos criterios de eficiencia empresarial existentes en general y en el negocio de distribución de energía en particular. El no considerar factores de escala (o un factor igual a 1), significa la no aceptación de un crecimiento vegetativo para la zona en estudio y no reconocer economías producto de la reducción de los costos fijos a medida que se utilizan en mayor proporción las instalaciones, lo que no es consecuente con el desarrollo de la economía de éstas zonas. Por ello las características del mercado de los sectores típicos rurales no cumplen con los supuestos necesarios para aplicar economías de escala. Al respecto, parte de las actividades de una empresa de distribución comprende la realización de una gestión comercial eficiente orientada al crecimiento de su mercado; y la atención de estos nuevos clientes se evidencia por la incorporación de nuevos activos y no en incremento de uso de los activos fijos existentes. Petitorio Por lo mencionado se solicita que se reconozca un factor de economía de escala igual a 1 de modo que no afecte el cálculo de la tarifa en los Sectores Típicos 4, 5, 6, y SER.



Factores de Economía de Escala:

Sector Típico 4, 5, 6, y SER

Período VAD MT VAD BT VAD SED Cargos Fijos

Noviembre 2013 - Octubre 2014 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000



Noviembre 2016 - Octubre 2017 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 Análisis del Supervisor: Inspección minuciosa de la red (incluye LP, RP): 1. Cambios: Si 2. Explicación: Los factores de economía de escala consideran la reducción de los costos

del valor agregado de distribución y de los costos fijos de los clientes en períodos anuales (noviembre 2013 - octubre 2017) debido a la disminución de la incidencia de las inversiones y costos fijos respecto a los variables a medida que aumentan las ventas de electricidad por incremento del número de clientes y del incremento del consumo de los clientes, por tal motivo los factores de economía de escala no pueden ser 1. Se a procedido a la revisión del cálculo de los FEE.

44.. OOBBSSEERRVVAACCIIOONNEESS EEMMPPRREESSAASS:: EELLEECCTTRROO DDUUNNAASS

44..11..11 OObbsseerrvvaacciióónn NNºº 11:: CCOOyyMM -- CCoossttooss IInnddiirreeccttooss

El Supervisor VAD no ha realizado un modelamiento de la Estructura Organizacional a nivel de Sede (Ciudad de Piura) y la del SEM (Sullana IV Etapa) de acuerdo con las necesidades que demandan los procesos operativos de la empresa y el ámbito geográfico donde se encuentran las instalaciones y la forma como se realizará la gestión de las operaciones. La Determinación de los Costos Directos e Indirectos a nivel de la Sede Central ha sido realizada tomando los históricos (formato C) los cuales mediante inductores han sido asignados al SEM. Así mismo la cantidad de personal necesario para cada Gerencia Funcional y de Apoyo corresponde a las posiciones existentes, en este sentido el Supervisor asume que actualmente la empresa es eficiente, sin embargo los indicadores de gestión indican que Electronoroeste no cumple con los estándares de Calidad de Servicio (antecedentes recopilados en la primera etapa del estudio), por tanto el Estudio se está limitando a optimizar los costos existentes (que son insuficientes) sin que existan los argumentos que demuestren que la Empresa Real se encuentra sobredimensionada y con Ingresos que le permiten dar cobertura a todas sus necesidades Operativas. La optimización de la Estructura Central solo se ha limitado a intercambiar trabajadores entre las áreas operativas de la empresa y la estructura de personal presentada no está alineada con los procesos principales del negocio. Por lo mencionado se solicita al Supervisor VAD describa en su Informe de manera detallada lo siguiente:

Estructura Organizacional y funciones que desarrollara la Estructura Central y la del Sistema Modelo.

Estudio de Remuneraciones y los conceptos modelados (básico, beneficios, utilidades, seguro de salud y otros).

Ratios para modelar los gastos indirectos (mantenimiento de edificios, servicios de agua, luz, telefonía).

Gastos de Estudios y servicios de Consultoría.

Gastos por Servicios de marketing e imagen institucional.

Gastos de Sistemas de Comunicaciones Corporativos (VPN, Internet, etc).

Sistemas de Información Corporativos para la gestión como es el caso de Sistemas Scada, ERP, CRM,DMS, OMS y Sistema Comercial.

Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No



2. Explicación: En el informe de análisis comparativo (archivo "4. ANALISIS COMPARATIVO SER FINAL.pdf") el Supervisor aclara que revisó y validó las etapas de (recopilación, validación y ajuste) desarrolladas por El Consultor VAD en cuanto a la organización empresarial de ENOSA, correspondiente al SEM Sullana IV Etapa y en cuanto a la conformación de la organización del SEM se hicieron los ajustes cuyos resultados están en las hojas de cálculo "7.0COyM-SER-CONVENCIONAL.xlsx" y "7.0COyM-SER -PREPAGO.xlsx" publicados en la página web del Osinergmin.

44..11..22 OObbsseerrvvaacciióónn NNºº 22:: CCOOyyMM –– CCoossttooss ddee OOppeerraacciióónn yy MMaanntteenniimmiieennttoo

El Informe del Supervisor no ha incluido en el Informe la forma como gestionara la operación del SEM, se requiere que se definan los aspectos siguientes:

Como se conformara la cuadrilla de emergencia y la cantidad de turnos, para lo cual se requiere analizar el radio de acción de los alimentadores que conforman el SEM.

Los equipos de protección (VNR del SEM) deberían permitir ser gestionados de forma remota, lo que demandará tener una posición en el SEM que se encargue de monitorear el Sistema, para que ante una interrupción del servicio se proceda a restaurar en el menor tiempo posible.

El informe no indica si los tiempos considerados para que las cuadrillas puedan realizar las tareas de mantenimiento preventivo y correctivo, corresponden a las distancias que deben desplazarse desde la base respectiva hasta los puntos ubicados en el sistema de distribución.

La hoja de cálculo del COyM muestran campos de frec.año y factor multiplicador que es necesario homologar con frecuencia y alcance (según TDR) así también se observan actividades con valores de frec.año de 1/5, 1/10, 1/20 aspectos que deben ser revisados por cuanto implicarían que la totalidad de elementos de la red serían intervenido en periodos de tiempo muy largos de 5, 10 y 20 años

Así mismo se solicita al Supervisor explicar con más detalle los resultados del Informe de Evaluación y las referencias a las hojas de cálculo que contienen los sustentos respectivos

Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No, 2. Explicación: Las cuadrillas, tareas y actividades para los costos directos del COyM

(servicios de terceros) se desarrolló tomando en consideración las características eléctricas, geográficas del SEM Valle Sagrado 1. Los resultados se presentan de detalle en las hojas de cálculo publicadas en la página web del Osinergmin.

44..11..33 OObbsseerrvvaacciióónn NNºº 33:: CCOOyyMM--GGeessttiióónn CCoommeerrcciiaall

El Informe no detalla cómo han sido calculados los costos de la gestión comercial, se solicita se incluya los siguientes:

Costos asociados a la atención presencial en las oficinas del SEM

Costos asociados al Call Center para la atención de reclamos

Cargo Fijo, los costos de la hoja de trabajo no incluyan los costos de los materiales (papel, formularios e insumos de impresión) ni tampoco los correspondientes a los equipos para el procesamiento de lecturas, facturación y cobranzas.

Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No 2. Explicación: Se explicó en el informe comparativo archivo (4. ANALISIS COMPARATIVO

SER FINAL.pdf) los criterios considerados para la Optimización de los Costos de Gestión Comercial y además el desarrollo de los cálculos están detalladas en las hojas de cálculo del COyM. Dichos archivos estos archivos están publicado en la página web del Osinergmin.

44..11..44 OObbsseerrvvaacciióónn NNºº 44:: VVNNRR –– IInnvveerrssiioonneess NNoo EEllééccttrriiccaass

La Inversiones No Eléctricas corresponden a las existentes en el SEM y la SEDE Central de Electro Sur Este. El Informe no ha incluido los conceptos siguientes: A nivel de la Estructura Central - Equipos de Cómputo de la Sede Central. - Sistemas de Comunicaciones.



- Software Corporativo. - Vehículos - Mobiliario A nivel de la Estructura Central - Asignación de la INE de la Desde Central - Equipos de Cómputo - Mobiliario - Equipos - Vehículos Análisis del Supervisor: 1. Cambios: Si, el nuevo VNR NE es 50.564 miles US$ 2. Explicación: En lo que concierne a los criterios de dimensionamiento y valorización de

las instalaciones no eléctricas el Supervisor VAD validó los criterios y la valorización efectuada por el Consultor VAD tal como se indica en el numeral 4.6 del informe Análisis Comparativo SER publicado en la página web de OSINERGMIN, resultando un monto adicional de cinco mil trecientos noventa y seis dólares americanos (5 396 US$); el detalle del cálculo se presenta en el archivo VNR NE F.xls.

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“SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL ......Octubre 2013 Lima - Perú “SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)” Sistema Eléctrico