“SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR ...³… · Octubre 2013 Lima - Perú “SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)” Sistema

Octubre 2013

Lima - Perú

“SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE

DISTRIBUCIÓN (VAD)”

Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural

Sector Típico 6

CONTENIDO:SEXTO INFORME

INFORME DE ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN

Sector Típico 6 Informe de Análisis de las Opiniones y Sugerencias

PRICONSA 1 OSINERGMIN

INFORME DEL ANÁLISIS DE LAS OPINIONES

Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN

SECTOR TÍPICO 6

Contenido 1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................................ 2

2. ANTECEDENTES ........................................................................................................................................................... 2

3. OBSERVACIONES EMPRESAS: ELECTRO SUR ESTE y DISTRILUZ ....................................................................... 3 3.1 OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS AL VALOR NUEVO DE REEMPLAZO .......................................... 3 3.1.1 Observación Nº 1: ............................................................................................................................................................. 3 3.1.2 Observación N° 2 .............................................................................................................................................................. 6 3.1.3 Observación N° 3 – DISTRILUZ .................................................................................................................................. 8 3.1.4 Observación N° 4 – DISTRILUZ ................................................................................................................................ 10 3.1.5 Observación N° 5: Costos unitarios de los tableros de distribución– DISTRILUZ .................................. 13 3.1.6 Observación N° 6– DISTRILUZ .................................................................................................................................. 14 3.1.7 Observación N° 7: Inversión No Electrica ............................................................................................................... 15 3.2 OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS A LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO .... 17 3.2.1 Observación N° 8: Costos de Operación y Mantenimiento ............................................................................... 17 3.2.2 Observación N° 9: Frecuencia de actividades ...................................................................................................... 22 3.2.3 Observación N° 9: Reconocimiento por Hurto de Conductores: ..................................................................... 24 3.2.4 Observación N° 10: Organización ............................................................................................................................. 25 3.2.5 Observación Nº 11: Remuneraciones ...................................................................................................................... 26 3.2.6 Observación N° 12: Reconocimiento de las Utilidades: ..................................................................................... 27 3.2.7 Observación N° 13: Pérdidas Técnicas ................................................................................................................... 34 3.2.8 Observación N° 14: Pérdidas No Técnicas (PNT) ............................................................................................... 36 3.2.9 Observación N° 14: Factor de Economía de Escala (FEE) .............................................................................. 39

4. OBSERVACIONES EMPRESAS: ELECTRO DUNAS ................................................................................................. 40 4.1.1 Observación Nº 1: Equipos de Protección y Seccionamiento .......................................................................... 40 4.1.2 Observación Nº 1: COyM - Costos Indirectos ....................................................................................................... 40 4.1.3 Observación Nº 2: COyM – Costos de Operación y Mantenimiento .............................................................. 41 4.1.4 Observación Nº 3: COyM-Gestión Comercial ........................................................................................................ 42 4.1.5 Observación Nº 4: VNR – Inversiones No Eléctricas .......................................................................................... 42



INFORME DEL ANÁLISIS DE LAS OPINIONES

Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN

SECTOR TÍPICO 6

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) 6 Huancavelica Rural, 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 Cenergía–en adelante El Consultor VAD mediante Carta Nº 00435/Dir/Tec del 04.12.2012.

El “Informe de Avance N° 1” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta Nº 0047/Dir/Tec del 18.12.2012

Osinergmin, mediante Oficio Nº 0014-2013-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 00028/Dir/Tec del 16.01.2013

El “Informe de Avance N° 2” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta N°00070/Dir/Tec del 06.02.2013

Osinergmin, mediante Oficio Nº 0120-2013-GART del 13.02.2013 presentó las observaciones al “Segundo Informe Parcial”

El “Informe de Avance N° 3” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta N° 00094/Dir/Tec del 19.02.2013

El “Tercer Informe Parcial” y “Levantamiento de Observaciones al Segundo Informe Parcial” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta Nº 00110/Dir/Tec del 08.03.2013

El “Informe de Avance N° 4” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta N° 00128/Dir/Tec del 19.03.2013

Osinergmin, mediante Oficio Nº 0241-2013-GART del 27.03.2013 presentó las observaciones al “Tercer Informe Parcial”

El “Informe Final” y “Levantamiento de Observaciones al Tercer Informe Parcial” fue presentado Carta Nº 00147/Dir/Tec del 09.04.2013

Osinergmin, publicó en su página web y 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 Nº 00242/Dir/Tec 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::

En el Sistema Eléctrico Huancavelica Rural, producto de la optimización no se han respetado los sistemas SER que se encuentran conectados a la red MT, que para atender a los clientes y a las redes de los Sistemas Eléctricos Rurales, se cuentan con 819 km de red de MT, sin embargo en la resolución de pre publicación del VAD, solo se consideran 676 km habiendo reducido 143 km. a).- Referencia: En el cuadro N° 1 del informe del supervisor del VAD del ST 6, se establece un VNR de 11,629,218 US$ en las cuales se considera 676.7 km de red de MT lo cual es el resultado de la optimización de las redes de MT realizado por el supervisor. Esta cantidad es menor en 143 km a lo que existe actualmente en dicho Sistema Eléctrico.

Sin embargo el total de instalaciones de MT existentes en el sistema eléctrico debidamente registradas son las indicadas en el siguiente cuadro:



Cuadro N° 2

INSTALACIONES PROPIAS 2013

ALIM SED KM MT KM BT LUMINARIA

A4111 167 221.94 239.48 1285

A4113 127 174.08 141.03 815

A4122 3 12.91 1.25 5

A4123 4 15.07 4.80 28

A4124 224 285.27 298.58 2335

A4125 33 33.80 37.01 49

A4126 46 76.63 66.32 114

A4131 12 0.21 0.00 129

TOTAL 616 819.91 788.46 4760

b).- Sustento: El sistema eléctrico modelo Huancavelica Rural está conformado por redes eléctricas pertenecientes al Sector Típico 06 y aguas abajo sistemas eléctricos rurales (SER), los SER toman puntos de alimentación de estructuras pertenecientes al ST 06. De acuerdo a los resultados de optimización del Consultor VAD y el Supervisor VAD, existen diferencias significativas en los metrados de las redes MT, SED y BT, las cuales a continuación se explican en el Cuadro N° 3.

Cuadro N° 3

Consultor VAD

Supervisor VAD

% Dif. Comentario

MT

km Redes MT 792,768 676,72 -15% Debido a la agrupación de SED´s, se ha reducido tramos de MT

Eq. P&S 90 225 150%

SED

Monoposte 552 355 -36% Reducción de SED´s por agrupación.

Biposte 8 0 -100%

BT

km SP 667,87 732,9 10% Debido a la agrupación de SED´s, se ha incrementado tramos de BT.

km AP (sobre SP)

409,89 146,58 -64% La reducción sustancial se debe a la ausencia del hilo piloto en las SED´s rurales.

Puntos Ilum. 5514 6800 23%

Eq. Control AP 560 356 -36%

Del análisis efectuado, consideramos adecuada la optimización de SED´s realizada por el Supervisor. Sin embargo se ha verificado que en muchos casos, dicha optimización ha significado recortes de tramos de MT que cuyas estructuras son puntos de alimentación de los SER. De acuerdo a la concepción de las empresas modelo por sector típico, se debe tener en cuenta este aspecto, ya que, no habría un reconocimiento tarifario ajustado a la realidad de los sistemas eléctricos.



Por ejemplo en el caso del Sector Típico SER (SER Sullana IV Etapa), que parte de ST 04 (Poechos), en el estudio VAD se ha considerado equipos de protección a partir del sistema eléctrico aguas arriba (ST04), los mismos que, aun involucrando la protección del SER no han sido metrados en este ST, sino que, se considera que, en el modelamiento de sectores típicos aguas arriba (ST 4, 5 y 6) se consideren las necesidades para alimentar eficientemente el SER y otros sistemas eléctricos. A continuación se detalla los metrados de tramos de red MT, donde se ha detectado que se han recortado producto de la optimización de SED´s.

Cuadro N° 4

Metrado de Redes MT del ST 06, Necesarios para el SER

Cod SED Etiqueta de

Campo Puntos Autored

MD MT

Reducido km

Comentario

SED 27 E403956 31 5,21 1,47

Esta agrupación representa un radio de 1400 m de RS

SED 27 E402161 33 2,29

SED 33 E402106 20 1,52

0,50 Esta agrupación representa un radio mayor a 1000 m de

RS

SED 33 E402162 16 0,90

SED 33 E402163 24 1,20

SED 33 E402164 38 2,55

SED 33 E402165 16 0,97

SED 2 E402940 30 0,55 0,11

SED 2 E402941 5 0,55

SED 13 E402949 16 0,55

0,30 SED 13 E402950 7 0,55

SED 13 E402951 11 0,55

SED 23 E402957 8 0,55

1,28 SED 23 E402958 15 0,55

SED 23 E402959 10 0,55

SED 23 E402934 24 0,55

SED 15 E402120 47 3,47

1,73 SED 15 E402121 46 2,88

SED 15 E403614 35 3,68

SED 57 E432462 21 0,75

0,99 SED 57 E402965 19 0,55

SED 57 E402966 39 0,55

SED 57 E402967 8 0,55

SED 39 E402105 25 2,37 0,98

SED 39 E403318 47 1,99

SED 105 E402341 6 0,60

1,31

SED 105 E402342 29 2,57

SED 105 E402343 18 1,53

SED 105 PAMPAHUASI 83 9,57

SED 105 E402346 55 6,41

TOTAL (km) 8,66

c).- Petición:



En tal sentido sugerimos que el supervisor revise la optimización de tal manera que se atienda a todos los clientes y a las redes de los SER que se prolongan de las redes del sistema eléctrico modelo. Para efectos de una mejor evaluación de las redes de MT se adjunta el archivo de base de datos en GIS MAP INFO y un mapa donde se distinguen los SER y las redes propias el cual se adjunta en archivo magnético. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: Si, se agregan 8.66 km a la red MT 2. Explicación: El Supervisor validó que los 8,66 km de red MT son necesarios para

atender al SER, por lo tato serán considerados en el nuevo cálculo del VNR. Se acepta la observación.

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

El supervisor considera equipos de protección y seccionamiento básicos sin considerar los las tasas de falla totales ni los costos de operación y mantenimiento que representan la atención de reposicion de estos equipos. a).- Referencia:

El supervisor VAD del sector típico 6, consideró instalar 116 equipos de protección, como se muestra en el siguiente cuadro:

Donde el 94% de los equipos considerados corresponden al tipo Cut Out (SFR y Cut Out); considerando que, el Sistema eléctrico modelo adaptado posee 676,72 km de redes MT, distribuidos en cuatro centros de trasformación AT/MT, con distancias de 30 km de las troncales en promedio, y que la atención del SEM se brinda desde las instalaciones de la UN Huancavelica (en la ciudad Huancavelica), con un radio de acción de 80 km.

b).- Sustento:

Primero: Considerando que, no es posible coordinar varios Cut Outs con un sólo reconectador en la celda MT de la SET AT/MT, significa que muchas de las fallas transitorias accionará los equipos tipo Cut Out, permitiendo que las fallas las transitorias se conviertan en fallas permanentes, y consecuentemente se deteriore la calidad de suministro. Tomando en consideración que, más del 90% de las fallas en redes eléctricas de distribución son fallas momentáneas, que desaparecen por sí mismas sin necesidad de ninguna intervención ó maniobra. Ejemplos típicos son ramas de árbol que tocan el tendido, pájaros que causan un cortocircuito, corrientes debidas a la descarga de impulsos atmosféricos, o el contorneo de aisladores por sobretensiones que se propagan por la red. Ninguno de estos eventos requiere la interrupción permanente del suministro eléctrico. Sin embargo ante estos eventos, la actuación de protecciones como los fusibles, abre permanentemente el circuito, produciendo un elevado costo de interrupción compuesto por:

Costo de mano de obra (personas para localizar y reemplazar el elemento actuado).

Costo de reemplazo del elemento (fusible, en el caso del SFR 3 fusibles por fase).

Costo de la energía no vendida durante la interrupción.

Costos de no calidad y de compensaciones a los clientes.

Costo de imagen.



Costos no considerados por el supervisor VAD como parte del COyM. Por lo tanto se debe considerar equipos que permitan realizar una adecuada coordinación de las protecciones, como reclosers en puntos intermedios de las troncales, seccionalizadores en las derivaciones mayores a 5 km de red MT. De lo contrario, se debería reconocer en el COyM, los costos de reposición del servicio considerando: 1) incrementar la frecuencia (que incluyan fallas transitorias), y 2) considerar los recursos y tiempos para localizar y reemplazar el elemento actuado. Tomado en consideración, que no se ha incluido en el SEM equipos como recloser o seccionalizadores en puntos intermedios de la red, y que, el centro de operación se encuentra en la ciudad de Huancavelica; por cada interrupción se debe considerar en promedio 5 horas para reponer el servicio. Asimismo, de no incluir, equipos como recloser´s y seccionalizadores en tramos intermedios de la red; se debe sincerar los indicadores SAIFI y SAIDI considerando una mayor frecuencia y duración de las interrupciones, de acuerdo a lo descrito en el párrafo anterior. Segundo: El supervisor VAD, ha considerado en la determinación del COyM (actividades de mantenimiento correctivo), que al año en el SEM tendrá 102 fallas en las redes de MT, que significa 1falla/6 km.MT-Año; estas corresponden a fallas francas y han sido clasificadas de la siguiente manera:

Descripción de la tarea Codigo Criterio

Retiro de elementos extraños de la red (MT) MT-C2 30%

Empalme y Cambio de conductor MT x vientos MT-C3 5,0%

Cambio de aislador tipo pin (incluye elementos de sujección) MT-C4 30,0%

Cambio de aislador de suspensión (incluye elementos de sujección) MT-C5 5,0%

Cambio de pararrayos x sobretensiones (incluye LP y RP) MT-C6 10,0%

Cambio de seccionador fusible x sobrecorrientes (inlcuye LP y RP) MT-C7 10,0%

Cambio de crucetas MT-C8 5,0%

Cambio de poste de MT x falla y VU MT-C9 5,0%

En las actividades de mantenimiento correctivo, para las fallas francas, no se incluyó las actividades de búsqueda y reposición del elemento actuado (Cut Out), que debe incluir los recursos necesarios (personal, camioneta, materiales (fusibles), etc.) y el tiempo necesario (en promedio 5 horas/falla). Asimismo se debe recalcular el SAIFI y SAIDI, ya que, el supervisor VAD en dicho cálculo no ha considerado la tasa de falla de 1falla/6 km.MT-Año, que hace un total de 102 fallas/año en redes MT en el SEM; sino que ha considerado en general 3,75 fallas/año-alimentador, como se muestra en el siguiente cuadro:

Ui

[horas/año]

A4124 3,75 5,00

A4111 3,75 5,00

A4113 3,75 5,00

A4126 3,75 5,00

A4131 3,75 5,00

A4125 3,75 5,00

A4123 3,75 5,00

A4122 3,75 5,00

Total = 30 40

Tasa de falla λiALIMENTADOR



Lo que demuestra la necesidad de incrementar equipos de protección más eficientes como recloser´s y seccionalizadores; que si bien comparativamente su costo inversión es mucho más elevado que los Cut Outs, los costos de explotación asociados son mucho más eficientes (costos de reposición del servicio, energía no suministrada (lucro cesante), costos de multas y compensaciones y costos de imagen).

c).- Petición:

Con el análisis efectuado, se evidencia la necesidad de incrementar equipos de protección más eficientes como Recloser´s en puntos intermedios de las troncales y seccionalizadores en derivaciones mayores a 5 km y en los tramos más extremos de las troncales, considerando que estos pueden ser de 1, 2 ó 3 conteos que permite una mejor coordinación de las protecciones; sugerimos al OSINERGMIN GART acoger nuestra propuesta en relación a este tema.

Análisis del Supervisor: 1. Cambios: Si, Se incrementan pararrayos 2. Explicación: El Supervisor VAD determinó los equipos de protección en base a ciertos

criterios para la determinación, selección y ubicación de los equipos de protección requeridos para el SEM, indicados en el numeral 4.5.1.5 del análisis comparativo de ST6 publicados en la página web de OSINERGMIN. Respecto al tema de la protección por sobretensiones de origen atmosférico se está incluyendo pararrayos y puestas a tierra a lo largo de las líneas cada 5 km cuando la línea sobrepase la altura de 4000 msnm.

33..11..33 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 33 –– DDIISSTTRRIILLUUZZ

Se ha considerado un factor de utilización de 1 para los transformadores de las áreas rurales lo que supone que deben operar al 100% de su capacidad permanentemente durante las horas punta y con sobrecarga cuando crezca la demanda. a).- Referencia: En el informe final de evaluación del VAD del sector típico 4, el supervisor refiere “El Consultor VAD presenta el cálculo de la capacidad de los transformadores considerando los clientes a diciembre de 2012 y consumos proyectados con un factor de utilización de 0.75. Según los TdR las instalaciones se definen con las holguras necesarias para cuatro años. El Supervisor VAD ha procedido al ajuste del cálculo sin el factor de utilización.” b).- Sustento: Con el procedimiento propuesto por el Supervisor de no considera el factor de utilización dejando de tener en cuenta la holgura que deben tener las instalaciones como lo determina los TdR, con lo cual los transformadores estarían trabajando con sobrecarga la misma que no es conveniente por las siguientes razones: • Los transformadores tienen un régimen de operación óptima al 75 % de su capacidad

como se puede observar en el siguiente diagrama. • Asimismo se producen mayores pérdidas tanto en el cobre como en el hierro al operar

encima del 75% de su potencia y se reduce cuando los factores de carga son menores.

Figura 1. a) Curva de potencia efectiva en relación a las pérdidas en hierro y cobre, b) Curva de rendimiento respecto a la potencia de operación.



• La sobrecarga de un transformador reduce la vida útil de los transformadores. Los transformadores se ven afectados por las siguientes razones: • En primer lugar a la perdida de rigidez dieléctrica del aceite que sirve para refrigerar al

transformador. • En segundo lugar el aislamiento de los devanados sufre un envejecimiento prematuro

y reduce su resistencia mecánica y eléctrica. En tal sentido ante eventos de fallas en los sistemas eléctricos, se produce la falla prematura del transformador como se aprecia en el grafico siguiente:

Figura 2. a) Curva De esfuerzos con respecto al tiempo

Referencias: IEC 76-2 Power transformers Part 2: Temperature rise 1993-04. IEEE STD C57.92 – 1981 Guide for loading Mineral oil-immersed power transformers up to and including 100 MVA with 55°C or 65°C average winding rise c).- Petición: En tal sentido se sugiere que para el dimensionamiento de los transformadores se utilice un factor de utilización de 0.85 y recalcular el VNR de SEDs. Análisis del Supervisor: 3. Cambios: No 4. Explicación: Diseñar un transformador con FU de 0.85 significa que el transformador

estará cargado al 85% durante su máxima demanda, sin embargo el factor de carga del SEM es bajo lo que implicaría que el transformador esté cargado por debajo del 30% de su potencia nominal durante el resto del día lo que generaría mayores pérdidas al



sistema, por tal motivo el Supervisor VAD no consideró el factor de utilización en el diseño de SED´s.

33..11..44 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 44 –– DDIISSTTRRIILLUUZZ

Se ha obviado las líneas de neutro en las instalaciones de Media Tensión (MT). a).- Referencia: En el cuadro del VNR del ST 6 SEM Huancavelica Rural, el supervisor ha considerado un total de 676.7 km de Red Aérea de MT obviando las líneas de neutro.

Cuadro n° 5 VNR considerado por el supervisor del VAD

Sin embargo en el VNR al 30 de junio 2012 presentado por Electrocentro S.A. para el sistema eléctrico Huancavelica Rural se consignan 795.2 km de Red de MT y 308.8 km de red aérea neutro.

Cuadro N° 6 Formato C1 del VNR del SEM Huancavelica Rural

b).- Sustento:

El supervisor VAD consideró instalar puestas a tierra – PT en postes de LP y RP en las SED, donde se instalen equipos de protección, pararrayos y equipos de maniobra. De acuerdo a la normativa vigente, Norma DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, se definen los criterios para el dimensionamiento de las puestas a tierra en líneas de media tensión, incluyendo las de electrificación rural son los siguientes:



a) Seguridad de las personas b) Operación del sistema c) Descargas atmosféricas d) Facilidad para el recorrido a tierra de las corrientes de fuga. A continuación se analiza de cada uno de los criterios mencionados a fin de determinar cuáles deben ser los aplicables a las líneas y redes primarias de electrificación rural. (Como es el caso del ST 06) Seguridad de las personas Este es el criterio más exigente, puesto que toma en cuenta las tensiones de toque, paso y de transferencia; en consecuencia no sólo es necesario obtener un bajo valor de la resistencia de puesta a tierra, sino también una adecuada configuración de ésta para reducir el gradiente de potencial. Este criterio sólo se aplica a las subestaciones de distribución. En las líneas primarias, sobre todo en las de electrificación rural, debido a su recorrido por zonas con escaso tránsito de personas, no se toma en cuenta este criterio. Operación del sistema En Sistemas sin neutro corrido y con retorno total por tierra, en este tipo de sistemas, las únicas puestas a tierra importantes, desde el punto de vista de la operación, son las que corresponden al neutro del transformador de potencia y a la subestación de distribución; la subestación de potencia presenta por lo general, resistencias menores a los 3 ohmios, por lo que realmente importa es la resistencia de puesta a tierra de la subestación de distribución. Descargas atmosféricas De manera general, las líneas primarias ubicadas en la sierra y selva (como es el caso del sistema eléctrico modelo), debido a los recorridos por zonas naturalmente apantallados por cerros o árboles están más expuestas a sobretensiones por descargas indirectas, que por descargas directas; en tal sentido, en líneas de electrificación rural, sólo se toma en cuenta las sobretensiones indirectas o inducidas. Las normas norteamericanas y sudafricanas que han servido de base para la normalización de la Coordinación de Aislamiento en líneas de media tensión, establecen que las sobretensiones inducidas, por lo general, no superan el valor de 300 kV. Por lo tanto, para conseguir este valor, se aprovecha la característica de aislante al impulso de la madera, mediante el uso de una parte del poste y la cruceta de madera, que sumado al aislamiento principal (de porcelana o polimérico) pueda obtenerse una tensión disruptiva (CFO) entre 250 y 300 kV (como fue diseñado el sistema eléctrico modelo adaptado). En sistemas sin neutro corrido, el dimensionamiento de la puesta a tierra debe basarse en el Código Nacional de Electricidad Suministro, en el NESC y en normas sudafricanas, estas últimas están previstas para sistemas convencionales de media tensión (no necesariamente de electrificación rural) y para zonas con intensas descargas atmosféricas como es el caso del Sistema Eléctrico Modelo. En vista que las líneas que se proyectan en la Electrificación Rural se ubican en zonas con niveles isoceráunicos menores de 40, se aplica el criterio de poner a tierra cada 3 estructuras. Los tramos de línea sin puesta a tierra presentan un nivel de aislamiento muy grande, sobre todo en sistemas monofásicos con retorno total por tierra, permitiendo que las sobretensiones de elevado valor viajen por los conductores y lleguen a las subestaciones de distribución; por lo tanto, las 2 estructuras más próximas a la subestación de distribución deberán necesariamente estar provistas de puestas a tierra para que la corriente de descarga a través de los pararrayos no sea muy elevada. Por lo expuesto, y tomando en consideración que el Sistema Eléctrico Modelo (Huancavelica Rural), se encuentra en zonas con altos niveles ceráunicos, muchas zonas con más de 40 tormentas al año, a fin de garantizar la vida útil de los equipos, es necesario incrementar las puestas a tierra en las líneas y redes primarias, de acuerdo a la recomendación de la norma DGE, como mínimo se deben considerar una puesta a tierra cada 03 estructuras y en las 02 estructuras más próximas a la SED. Asimismo el terreno tiene alta resistencia como se puede ver en las mediciones del Cuadro N° 5.



c).- Petición: Con el análisis efectuado, se evidencia la necesidad de incrementar las puestas a tierra a las cantidades consideradas por el Supervisor VAD; por lo que en promedio se debe considerar 03 puestas a tierra por kilómetro de Líneas Primarias y 06 puestas a tierra por kilómetro de Redes Primarias, sugerimos al OSINERGMIN GART acoger nuestra propuesta en relación a este tema

Cuadro N° 5



Análisis del Supervisor: 1. Cambios: No 2. Explicación: El CNES estipula la necesidad de puestas a tierra en las partes metálicas

expuestas y cuando los equipos de operación sean accesibles (alturas menores a 2.2 m). Es necesario considerar el armado de construcción típico de puesta a tierra en los lugares donde se defina la ubicación de los equipos de seccionamiento, y en las estructuras de cambio de dirección y fin de línea de las líneas y redes primarias, es decir, las únicas estructuras en las líneas primarias que no llevan puestas a tierra son las que corresponden a los armados de construcción típicos de alineamiento. Para el tema de las protecciones por sobretensiones de origen atmosférico se está incluyendo pararrayos y puestas a tierra a lo largo de las líneas cada 5 km cuando la línea sobrepase la altura de 4000 msnm (ver obs. 2 distriluz).

33..11..55 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 55:: CCoossttooss uunniittaarriiooss ddee llooss ttaabblleerrooss ddee ddiissttrriibbuucciióónn–– DDIISSTTRRIILLUUZZ

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: 3. Cambios: No 4. Explicación: El VNR presentado por El Consultor VAD no fue aprobado. Las

características de equipamiento fueron definidas por El Supervisor VAD.

33..11..66 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 66–– DDIISSTTRRIILLUUZZ

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: Los tableros definidos incluyen los totalizadores (ver hojas de cálculo VNR

ST6.xls).

33..11..77 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 77:: IInnvveerrssiióónn NNoo EElleeccttrriiccaa

Del análisis horizontal realizado en relación a la Inversión No Eléctrica respecto al VNR, se observa el no reconocimiento de bienes de acuerdo a lo indicado en los términos de referencia así como el uso de los módulos para inversiones no eléctricas que forma parte de la guía del VNR; se ha revisado el detalle de los componentes que conforman la inversión No eléctrica en el cual las asignaciones a través de los drivers no son coherentes en cuanto el valor que resulta ya que no guarda relación con el bien a ser invertido, por ejemplo una camioneta difícilmente podría cubrirse con un costo de $ 10 000.00, por lo cual debe guardar un criterio de asignación propuesto coherente con lo que se definiría como valor final. En los términos de referencia indica lo siguiente:

A continuación se muestra la relación de los VNRs No Eléctricos respecto al VNR Eléctrico pre publicado en la página web:

Cuadro N° 1: Relación del VNR No Eléctrico respecto al VNR Eléctrico de la pre publicación del VAD

VNR ST1 ST2 ST3 ST4 ST5 ST6 SER

VNR ELECTRICO 1,257.716 126.059 13.528 15.605 6.453 11.350 1.279

VNR NO ELECTRICO 46.416 7.520 0.900 0.200 0.489 0.279 0.045

Participac. de INE 3.7% 6.0% 6.7% 1.3% 7.6% 2.5% 3.5%

Fuente: Dato de la pre publicación en la página web OSINERGMIN



Gráfica N° 1: Relación del VNR No Eléctrico respecto al VNR Eléctrico (pre publicación)

En la gráfica anterior se aprecia como resultan las asignaciones, con valores muy dispersos. A continuación se indica los valores que resultarían de aplicar los drivers apropiadamente, así como los módulos de la Guía del VNR aprobado por OSINERGMIN, para el sector típico 6: Cuadro N° 2: Reasignación de los valores para los componentes del VNR No Eléctrico propuesto

por DISTRILUZ

Sector Típico 6

Descripción pre

publicación GART

Propuesta DISTRILUZ

Terrenos 15,111 147,040

Edificios 47,010 348,950

Vehículos 10,001 275,000

Software 0 294,815

Equipamiento 206,899 277,665

INE´s 279,021 1,343,470

De la nueva asignación planteada resultaría como se indica:

Cuadro N° 3: Propuesta DISTRILUZ de la Inversión No Eléctrica respecto al VNR Eléctrico

VNR ST1 ST2 ST3 ST4 ST5 ST6 SER

VNR ELECTRICO 1,257.716 126.059 13.528 15.605 6.453 11.350 1.279

VNR NO ELECTRICO 46.416 7.520 1.297 1.280 0.617 1.343 0.045

Participac. de INE 3.7% 6.0% 9.6% 8.2% 9.6% 11.8% 3.5% Cabe indicar que las instalaciones no eléctricas constituyen instalaciones complementarias para cumplir con la atención del servicio en concordancia con la magnitud de instalaciones eléctricas por lo que se sugiere dimensionar estas instalaciones en los sectores típicos 3, 4, 5 y 6 teniendo como referencia la asignación de instalaciones no eléctricas indicadas en los módulos establecidos por el OSINERGMIN para la adaptación del VNR de las empresas de distribución, a



su vez para el caso de los costos correspondiente a software sugerimos considerar los inductores de clientes de la Empresa Concesionaria.

Por lo anterior, se sugiere considerar los valores planteados para el sector típico 6 en relación a las inversiones No eléctricas como se muestra en el cuadro N° 2 Análisis del Supervisor: 1. Cambios: Si, el nuevo VNR NE es 602.2 miles US$ 2. Explicación: Se ha revisado nuevamente la inversión no eléctrica actualizando los

precios y cantidad de los vehículos resultando un monto adicional de trescientos veinte tres mil ciento sesenta y seis dólares americanos (323 166 US$); el detalle del cálculo se presenta en el archivo VNR NE.xls. Se procede a la actualización del VNR, del COyM y demás resultados.

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

MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

33..22..11 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 88:: CCoossttooss ddee OOppeerraacciióónn yy MMaanntteenniimmiieennttoo

La Supervisión no ha considerado la bonificación del 13% aprobado por Resolución Ministerial Nº 233, del Ministerio de Trabajo lo que constituye un costo que asume las empresas con su personal. a).- Referencia: En los costos de mano de obra se sugiere considerar la inclusión del 13% por especialización, el cual está establecido en la Inciso “C”, parte n° 01, del capítulo n° II, de la Resolución Ministerial Nº 233 de fecha 26 de septiembre de 2012). Se detalla en el ANEXO N° 1. b).- Sustento: Resolución Ministerial Nº 233 de fecha 26 de septiembre de 2012. Debe ser incluida considerando el cumplimiento de la normatividad vigente, como lo sugiere en el Item 6.1.8 de los términos de referencia de los estudios VAD.

El OSINERGMIN ha reconocido los precios de mano de obra de la Cámara Peruana de la Construcción - CAPECO como referencia para efectos de calcular los precios de las actividades prestadas por terceros; no obstante ello no ha considerado en ningún sector típico la inclusión como parte de dichos precios referenciales, de las bonificaciones aprobadas en el Convenio Colectivo recientemente suscrito por CAPECO. En efecto, con fecha 28 de setiembre de 2012, se publicó en el Diario Oficial “El Peruano” el Acta Final de la Negociación Colectiva en Construcción Civil 2012-2013 suscrita entre la CAPECO y la Federación de Trabajadores de Construcción Civil del Perú – FTCCP (en adelante, el Acta), en la cual se aprueban los acuerdos a los que arribaron ambas partes, y fueron los siguientes: 1. Incremento del Jornal Básico

Concepto por el cual los trabajadores en construcción civil del ámbito nacional, recibirán un aumento general sobre su Jornal Básico diario, según las siguientes categorías: • Operario: S/.3.10 Nuevos soles • Oficial: S/.2.10 Nuevos Soles



• Peón: S/.1.90 Nuevos Soles 2. Bonificación por Alta Especialización – BAE

A ser otorgada a los trabajadores de construcción civil que estén debidamente certificados por el empleador o institución educativa para realizar trabajos especializados. La bonificación por especialización entregada a los trabajadores electromecánicos del 5% a que alude la Cláusula Segunda del Convenio Colectivo

2011‐2012 formará parte de la BAE. La BAE se pagará por día laborado y no forma

parte de la base de cálculo para el pago de otros beneficios sociales, indemnización por tiempo de servicios ni vacaciones.

El pago de la BAE se hace bajo tres escalas:

2.1. Operario ‐ Operador de Equipo Mediano:

Es aquel trabajador calificado que tiene la capacidad para operar equipos de menor capacidad y tamaño, con productividad, que efectúa trabajos en todas las Áreas de Construcción Civil; específicamente en el movimiento de tierras, con conocimientos básicos para el cuidado y mantenimiento del equipo a su cargo, siguiendo normas de seguridad, conservación del medio ambiente y calidad establecida. Dichos trabajadores percibirán por concepto de BAE el equivalen al 6% de su jornal básico.

2.2. Operario - Operador de Equipo Pesado:

Es aquel trabajador calificado que tiene la capacidad para operar equipos de mayor capacidad y tamaño, con productividad, que efectúa trabajos de todas las Áreas de Construcción Civil, específicamente en el movimiento de tierras, con los conocimientos básicos para el cuidado y mantenimiento del equipo a su cargo, siguiendo normas de seguridad, conservación del medio ambiente y calidad establecida. Dichos trabajadores percibirán el equivalente al 8% de su jornal básico.

2.3. Operario Electromecánico:

Es aquel trabajador calificado en una especialidad del ramo, que organiza, selecciona y ejecuta los diferentes trabajos de instalaciones eléctricas y mecánicas para industrias, centros mineros, etc.; realizando dispositivos mecánicos accionados por la corriente eléctrica, conexión de accesorios, tableros, motores, bombas, reductores, compresoras, etc.; observando para ello las condiciones de seguridad, especificaciones técnicas y normas respectivas. Dichos trabajadores percibirán el equivalente al 13% de su jornal básico. Este porcentaje está constituido por el 5% de la bonificación por especialización (convenio

2011‐2012) al que se adiciona el 8% concedido al amparo del convenio bajo

comentario. 3. Bonificación por Altitud (BAi)

Se eleva de S/. 0.50 a S/. 1.00 la bonificación por altitud. El beneficio se otorga a aquellos trabajadores que presten servicios en lugares ubicados a partir de los 3,000.00 metros sobre el nivel del mar, sin tener en cuenta el lugar de procedencia del trabajador. Esta bonificación se paga por día laborado.

4. Bonificación por Altura (BAu)

Se eleva de 5% a 7% sobre el jornal básico la bonificación por derecho de altura

establecida en la R.M. Nº 480 del 20.03.1964, R.M. Nº 918 del 06.08.1965, R.M. Nº

983 del 14.10.66, R.M. Nº 072 del 04.02.1967, R.S.D Nº 604‐75‐91‐1000 del 8 de

abril de 1975 y R.M. Nº 187‐2010‐TR que aprobó el Convenio Colectivo 2010.



Esta bonificación se paga a aquellos trabajadores sujetos a riesgo de caída libre y no forma parte dela base de cálculo para efectos del pago de la indemnización por tiempo de servicios, vacaciones ni gratificaciones.

5. Bonificación por Riesgo de Trabajo bajo la Cota Cero (BRt):

Se eleva esta bonificación de S/.1.00 a S/.1.50 diario, en las obras de edificación, la bonificación por riesgo de trabajo bajo la cota cero, para los trabajadores de construcción civil que laboren en un nivel inferior al segundo sótano o cinco metro bajo la cota cero. El pago de esta bonificación debe efectuarse hasta la culminación de las obras de estructura al nivel indicado.

En la misma Acta se estableció que todos los acuerdos adoptados tienen carácter permanente, a excepción del acuerdo de incremento del jornal básico. Al respecto, debemos señalar que de acuerdo al artículo 41 del Texto Único Ordenado del Decreto Ley Nº 25593, Ley de Relaciones Colectivas de Trabajo, aprobado por el Decreto Supremo Nº 010-2003-TR (en adelante, LRCT) la convención colectiva de trabajo o también denominado Convenio Colectivo de Trabajo es el acuerdo destinado a regular las remuneraciones, las condiciones de trabajo, productividad y demás concernientes a las relaciones entre trabajadores y empleadores, celebrado de una parte, por una o varias organizaciones sindicales de trabajadores y, de la otra por un empleador, un grupo de empleadores o varias organizaciones de empleadores. Por su parte, el artículo 28 de la Constitución de 1993 establece que la convención colectiva tiene fuerza vinculante en el ámbito de lo concertado. Esta expresión es desarrollada por el artículo 42 de la LRCT, en el cual señala que el convenio colectivo tiene fuerza vinculante para las partes que lo adoptaron, es decir, obliga a éstas, a las personas en cuyo nombre se celebró y a quienes les sea aplicable, así como a los trabajadores que se incorporen con posterioridad a las empresas comprendidas en dicho Convenio, con excepción de quienes ocupan puestos de dirección o desempeñan cargos de confianza. Así pues, en virtud de la fuerza vinculante de las convenciones colectivas las partes pueden pactar en dichas convenciones el alcance, las limitaciones o exclusiones que autónomamente acuerden. Sin embargo, la fuerza vinculante de los Convenios Colectivos no se agota en la simple obligatoriedad de las disposiciones pactadas en el mismo, sino que inclusive puede significar el reconocimiento del mismo como una norma jurídica. Estas cláusulas se caracterizan por establecer beneficios y obligaciones individuales para los trabajadores, por ejemplo: el aumento de remuneraciones de todos los trabajadores de la empresa. A partir de ello, podemos verificar que este tipo de cláusulas comparten las características de las normas jurídicas, es decir son generales y abstractas, pues se aplican a todos los trabajadores pertenecientes a una determinada colectividad (empresa, rama de actividad, etc.) Asimismo, autorizada doctrina afirma que la fuerza vinculante de naturaleza normativa de los Convenios Colectivos se desprende y confirma con la lectura del artículo 43 de la LRCT, de acuerdo con el cual son características del Convenio Colectivo: (i) modificar automáticamente las relaciones individuales de trabajo sin necesidad de que éstas se acojan a aquél, y (ii) constituir derechos necesarios que deben ser incorporados en los contratos de trabajo, los cuales quedan impedidos de establecer beneficios menores a los pactados en el Convenio Colectivo. Respecto a la aplicación subjetiva del Convenio Colectivo el artículo 44 de la LRCT establece que las partes son libres para pactar el ámbito de la negociación colectiva, los cuales podrán ser:



•De la empresa, cuando comprenda a todos los trabajadores de una empresa, o a los de una categoría, sección o establecimiento determinado de aquella. Es decir, el convenio colectivo se aplica a todos los trabajadores que pertenecen a una misma empresa sin importar las labores que desarrollan. •De una rama de actividad, cuando comprenda a todos los trabajadores de una misma actividad económica, o una parte determinada de ella. Por ejemplo: el producto de la negociación colectiva entre la organización de sindical de profesores de centros educativos del Perú será aplicado a todos estos trabajadores en razón a las labores que desarrollan. •De un gremio, cuando se aplique a todos los trabajadores que desempeñen una misma profesión, oficio o especialidad en distintas empresas. Por ejemplo: el sindicato de artistas que prestan servicios en distintos centros de trabajo.

Respecto al producto de una negociación colectiva por rama de actividad o gremio, el artículo 46 de la LRCT y el artículo 35 del Reglamento de la LRCT establecen que dicho Convenio Colectivo tendrá efectos generales para todos los trabajadores del ámbito siempre y cuando se cumplan los siguientes requisitos:

i. La organización sindical u organizaciones sindicales representen a la mayoría absoluta de las empresas y trabajadores de la actividad o gremio respectivo, en el ámbito local, regional o nacional. De producirse alguna discrepancia respecto a la determinación de dichas mayorías, la Sub-Dirección de Negociaciones Colectivas del Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo resolverá la misma.

ii. Convocar, directa o indirectamente, a todas las empresas respectivas. De no cumplir con los requisitos antes indicados, el producto de la negociación colectiva tiene una eficacia limitada a los trabajadores afiliados a la organización u organizaciones sindicales correspondientes. De acuerdo a lo antes señalado, en virtud de la fuerza vinculante del Convenio Colectivo contenido en el Acta y considerando que el OSINERGMIN usa los precios CAPECO como referencia para establecer los precios de las actividades prestadas por terceros en la distribución de electricidad, ya sea en inversiones o en operación y mantenimiento; también deberán considerarse los costos adicionales que generan las bonificaciones CAPECO contenidas en el Acta (siempre que ello corresponda con la naturaleza y ámbito material de cada bonificación a ser aplicada a las actividades de distribución de electricidad). Ello en la medida que, las empresas tercerizadoras de las actividades propias de la distribución de electricidad se encuentran obligadas a incluir las bonificaciones CAPECO en su estructura de costos, y estos costos serán finalmente trasladados a las empresas concesionarias de distribución que contratan sus servicios de tercerización; siendo entonces necesario que el OSINERGMIN considere los costos adicionales generados por las bonificaciones CAPECO, en los costos a ser reconocidos en el VAD. Al respecto, debemos recordar que el modelo regulatorio adoptado por la legislación peruana para la determinación de las tarifas de distribución (específicamente del VAD) es el conocido por “regulación por comparación”, mecanismo por el que la tarifa (o en este caso un componente de la misma) es fijada según un modelo de empresa eficiente que funciona como una vara de medición (“yardstick”) del desempeño real de las empresas reguladas. De acuerdo a ello, los objetivos primordiales de este modelo son: (i) que la tarifa reconozca a la empresa regulada aquellos costos de inversión, operación y mantenimiento necesarios para que el servicio brindado cumpla con aquellos estándares considerados como adecuados por el organismo regulador; y, (ii) que la empresa regulada tenga incentivos para reducir los referidos costos hasta llegar a un nivel de máxima eficiencia para, de esa manera, obtener mayores beneficios a través de la tarifa cobrada a los usuarios regulados en su respectiva área de concesión.



En consecuencia, la incorporación de los costos adicionales que generan las bonificaciones CAPECO en los costos de operación a ser reconocidos por el VAD, contribuye con el cumplimiento de los objetivos antes señalados para la regulación tarifaria de la actividad de distribución. Ahora bien, en la medida que las categorías CAPECO no se corresponden necesariamente con las categorías de actividades prestadas por terceros en la distribución de electricidad, es necesario realizar una equivalencia entre las mencionadas categorías, las mismas que se muestran a continuación:

CAPECO1 Distribución Eléctrica Operario Operario Oficial Oficial Peón Peón - Capataz - Supervisor

Asimismo, debemos considerar que en el Informe Definitivo del Estudio de Costos del ST 3, los Consultores han realizado una equivalencia entre el Operario y el Capataz, de tal manera que el segundo gana 10% más que el primero, conforme se muestra a continuación:

Incremento Porcentual2

Capataz 7.33

Operario 6.66

10.06%

Por tanto, en aplicación del principio de predictibilidad contenido en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, y que debe regir la actuación del OSINERGMIN, el regulador no debe variar los criterios empleados para la fijación tarifaria sin justificación alguna, de tal manera que provea al mercado de una señal de precios y de seguridad a las inversiones y no aumente el riesgo asociado a las decisiones sobre inversiones futuras. Según dicha equivalencia, OSINERGMIN deberá aplicar las Bonificaciones establecidas en el Acta, a los equivalentes de los Operarios CAPECO en la industria eléctrica, siempre que realicen las actividades que califican para la bonificación en cuestión. De esta manera, la bonificación BAE aplicable para el operario electromecánico y que es del 13%, deberá aplicarse al Operario y al Capataz pues se entiende que ambos realizan las actividades del operario electromecánico descrito en el Acta de CAPECO. Esto quiere decir que tanto el Operario como el Capataz son trabajadores calificados en una especialidad del ramo, que organizan, seleccionan y ejecutan los diferentes trabajos de instalaciones eléctricas y mecánicas para industrias, centros mineros, etc.; realizando dispositivos mecánicos accionados por la corriente eléctrica, conexión de accesorios, tableros, motores, bombas, reductores, compresoras, etc.; observando para ello las condiciones de seguridad, especificaciones técnicas y normas respectivas.

1 Las definiciones que se emplean en Construcción Civil son las siguientes:

Operario: albañiles, carpinteros, fierreros, pintores, electricistas, carpinteros, choferes mecánicos y demás trabajadores calificados en una especialidad en el ramo.

Oficiales o ayudantes: trabajadores que desempeñan las mismas ocupaciones pero que laboran como auxiliar del operario. No ha alcanzado plena calificación en la especialidad.

Peones: trabajadores no calificados ocupados en las diversas tareas de obra. 2 Cuadro 5-17 del Informe Final del Estudio de Costos del ST 3



Capataz (2) Operario Oficial Peón

Costo CAPECO (S/./HH) (1) 17,80 16,18 13,88 12,52

Incidencia especialización, altitud y altura (0,1%) 0,02 0,02 0,01 0,01

Incidencia herramientas e implementos de seguridad (5%) 0,89 0,81 0,69 0,63

Costo Total (S/./HH) 18,71 17,01 14,59 13,16

Costo Total (US$/HH) 7,33 6,67 5,72 5,16

Tipo de Cambio al último día hábil de Diciembre 2012 (28/12/2012): 2,551

(1) Boletín CAPECO Diciembre 2012.

(2) Costo igual al costo del Operario más 10%.

Costos Netos Recursos de Mano de Obra

Por su parte, la BAi será aplicable de acuerdo con los términos del Acta, en los Sectores Típicos 3, 4 y 6 cuando corresponda a la altitud requerida y, de igual manera la BAu cuando corresponda al trabajo de altura. Cabe señalar que atendiendo a lo dispuesto por el Acta para el caso de éstas bonificaciones (BAi y BAu), ambas deberán ser aplicadas tanto a los Operarios y Capataces, como al Oficial y al Peón, debido a que el Acta señala en forma genérica como sus beneficiarios a los trabajadores y, no sólo hace referencia a los operarios electromecánicos como en el caso de la BAE c).- Petición: En los costos de mano de obra se sugiere considerar la inclusión del 13% por especialización, el cual está establecido en la Resolución Ministerial Nº 233 de fecha 26 de septiembre de 2012. Se detalla en el ANEXO N° 1. Análisis del Supervisor: 1. Cambios:

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

33..22..22 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 99:: FFrreeccuueenncciiaa ddee aaccttiivviiddaaddeess

Sugerimos considerar las actividades que se indican en el siguiente cuadro dentro de las actividades del mantenimiento preventivo:

Descripción de la tarea frec./año Sustento

Inspección minuciosa de la red (incluye LP, RP)

2

En el numeral 8.2 “base de datos de las instalaciones de media tensión y deficiencias” del procedimiento OSINERGMIN n° 228-2009-OS/CD, establece que la concesionaria debe remitir la información de deficiencias actualizada, en forma semestral.

Poda de árboles (mantenim. de franja de servidumbre en MT)

2

La frecuencia mínima para evitar fallas por falta de mantenimiento de servidumbre es 02 veces por año, tal como se efectúa en la actualidad en dicho sistema eléctrico.

Reposición de lámparas de 50W y 70W x falla y vida útil

2/9

El factor de multiplicador debe ser 1, debido a que 1/2 significaría que cada lámpara debe ser reemplazada cada 9años, que es mayor a la vida útil de cada lámpara.

Actividades adicionales:

Descripción de la tarea frec./año Sustento

MEDICIONES CALIDAD DEL PRODUCTO

12

Actividades de obligación legal, establecida en la NTCSER y su base metodológica, se debe incluir dentro de los costos de operación y/o mantenimiento preventivo. La frecuencia mensual está en función de la normativa.

INSPECCION DE OPERATIVIDAD DE ALUMBRADO PUBLICO

4

La rigurosidad del procedimiento de AP n° 078-2007-OS/CD; que demanda la ejecución de inspecciones periódicas al 100% de las UAP cuya frecuencia mínima debe ser trimestral. La frecuencia a partir del 2014 será de 2%.



o Sugerimos considerar los rendimientos de las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, acordes a la realidad del sistema eléctrico modelo y son las que se consideran en el ANEXO Nº 2 “Rendimientos”.

Asimismo, el OSINERGMIN debe tener presente que en el ejercicio de sus funciones de

fijación 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 la cual 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.

De esta manera, conforme al 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. En tal sentido, en aplicación del principio de

autonomía contenido en el artículo 10 del referido Reglamento, si bien el OSINERGMIN 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 realizar las inspecciones y demás actividades señaladas

anteriormente y que resultan exigibles a los concesionarios de distribución e inclusive, son

fiscalizadas por parte del mismo organismo regulador en ejercicio de su función de

fiscalización.

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 las actividades antes señaladas. Análisis del Supervisor: Inspección minuciosa de la red (incluye LP, RP): 1. Cambios: No 2. Explicación: Se ha revisado procedimiento OSINERGMIN N° 228-2009-OS/CD el cual

en el numeral 8.2 indica que el concesionario debe mantener actualizada la "base de datos de las instalaciones de media tensión y deficiencias", y remitidas semestralmente a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN. Las cuadrillas, tiempos, frecuencias definidas en el COyM en la actividad permitirán a la empresa concesionaria cumplir con lo solicitado por OSINERGMIN.

Poda de árboles (mantenimiento de franja de servidumbre en MT): 1. Cambios: No 2. Explicación: La frecuencia determinada obedece a las características geográficas del

SEM Huancavelica Rural, asi como al recorrido de las líneas y redes primarias.

Reposición de lámparas de 50W y 70W x falla y vida útil: 1. Cambios: Si, la frecuencia cambia a 2/9 y el factor multiplicador cambia a 1 2. Explicación: Se ha ajustado el factor multiplicado con lo cual la actividad obedece al

periodo de vida útil de las lámparas. Se procede a la actualización del VNR, del COyM y demás resultados.

Mediciones Calidad del Producto:



1. Cambios: Se aclara que se modifica actividad para ajustarse con la norma 2. Explicación: Las actividades indicadas en la NTCSER están comprendidas en la

actividad "Medición de Tensión en Cola" (BT-P12), la cual ha sido ajustada incrementando la frecuencia a 12 veces al año para una muestra del 10%. Se procede a la actualización del VNR, del COyM y demás resultados.

La Inspección de Operatividad de Alumbrado Público: 1. Cambios: No 2. Explicación: Según RES 078/2007 "Procedimiento de Supervisión de la Operatividad

del Servicio de Alumbrado Público" las empresas con más de 5000 UAP reciben dos supervisiones anuales del OSINERG, de una muestras aleatoria. La concesionaria participa por medio de la designación de representantes. La actividad indicada está comprendida en la actividad "Inspección Minuciosa de la Red"(AP-P1).

Sugerencia considerar los rendimientos de las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, acordes a la realidad del sistema eléctrico modelo y son las que se consideran en el ANEXO N° 2 “Rendimientos”: 1. Cambios: No 2. Explicación: Los rendimientos definidos se han determinado tomando en consideración

la configuración eléctrica, geográfica y accesibilidad del SEM Huancavelica Rural. Se observa que el concesionario está solicitando incrementar los rendimientos en 50% sin mayor sustento.

33..22..33 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 99:: 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 estrategia 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..44 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 1100:: 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 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 observando que no muestra mayor cambio al presentado durante los estudios por Electrocentro y ajustado por El Consultor VAD.

33..22..55 OObbsseerrvvaacciióónn NNºº 1111:: 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



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

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.

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..66 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 1122:: 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..77 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 1133:: PPéérrddiiddaass TTééccnniiccaass

De lo mostrado en el cuadro y gráfico se observa un menor reconocimiento en los valores porcentuales de pérdidas técnicas en MT y BT, siendo la reducción más significativa en las perdidas BT.

Cuadro N° 01 Comparativo de Pérdidas

Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia

Pérdidas Técnicas MT 2.40% 3.27% 2.40% 3.27% 2.64% 5.67% 2.91% 5.21%

Pérdidas No Técnicas MT 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

Pérdidas Totales MT 2.40% 3.27% 2.40% 3.27% 2.64% 5.67% 2.91% 5.21%

Pérdidas Técnicas BT 8.87% 9.18% 8.87% 9.18% 5.09% 3.70% 6.70% 4.34%

Pérdidas No Técnicas BT 2.85% 2.85% 2.56% 2.56% 2.56% 2.56% 2.56% 2.56%

Pérdidas Totales BT 11.72% 12.03% 11.43% 11.74% 7.65% 6.26% 9.26% 6.90%

Tipo PérdidaRegulación Vigente

Consultor VAD (Informe

Definitivo)Regulación 2009-2010 (Prepublicación)

Figura N° 01

Referencia y Sustento:

a. Tomando en cuenta la reducción significativa de los valores de pérdidas técnicas en MT y BT, en mayor grado para la baja tensión, se ha observado que la prepublicación no ha considerado para el cálculo de pérdidas técnicas del sistema modelo factores de desequilibrio en las redes MT y BT, para tal adjuntamos los valores considerados en el estudio del Sector Típico 1 a manera de referencia. (Anexos S1 – pág. 08)

Figura N° 02

2.40% 2.40% 2.64% 2.91%

11.72% 11.43%

7.65%9.26%

Original Vigente Definitivo Prepublic

Sector Típico 5Pérdidas de Energía (%)

MT BT

3.27% 3.27%

5.67% 5.21%

12.03% 11.74%

6.26% 6.90%

Original Vigente Definitivo Prepublic

Sector Típico 5Pérdidas de Potencia (%)

MT BT



b. De la verificación de pérdidas técnicas en BT. se observó que para el cálculo de pérdidas en medidores no ha considerado la distribución actual del parque por tipo de medidor, asumiendo como Electrónicos la totalidad. (Página 42 del Análisis Comparativo ST6.pdf)

El Supervisor en el informe de la pre publicación no consideró dentro del sistema optimizado las pérdidas en los medidores electromecánicos (monofásicos y trifásicos) y electrónicos (monofásicos y trifásicos), tomando en cuenta el parque actual de medidores; hay que considerar que en cuatro años los medidores electromecánicos no serán reemplazados de manera significativa considerando su vida útil de 30 años. Se adjunta cuadro con los valores de pérdidas por tipo de medidor a fin de ser considerados en el cálculo de pérdidas en los sistemas de medición, observándose que la energía perdida en medidores sube de 89.46 MWh (Pérdidas en medidores 0.98 % del Análisis Comparativo ST6.pdf) a 264.21 MWh. (2.89%).

Cuadro N° 02

Pérdidas

voltimétricas

Pérdida de

Potencia

Pérdida

anual

Energía

W kW kWh/año

Electromecánicos 11,997 1.5 18.0 120,886

Electrónicos 9,261 0.7 6.1 41,060

Electromecánicos 1,927 9.0 17.3 100,958

Electrónicos 150 1.5 0.2 1,310

23,335 42 264,214Totales

Tipo Medidor Tecnología Cantidad

Monofásicos

Trifásicos

El Supervisor VAD debe considerar en el

análisis la distribución actual de los tipos de

medidor (monofásico o trifásico,

electromecánico o electrónico a efectos de

sincerar el valor de las pérdidas técnicas de

energía en medidores.



Electromecánico Electrónico Electromecánico Electrónico Electromecánico Electrónico

Huancavelica Rural 13924 9411 11997 9261 1927 150

* A marzo 2013

Tipo Medidor Monofásico Trifásico

Nombre SEM

Petitorio:

Se sugiere considerar dentro del cálculo de pérdidas técnicas los factores de desequilibrio y consideraciones indicadas en el numeral 1.1. Es evidente que las mermas por pérdidas de energía no pueden disminuir significativamente ya que son inherentes al mismo proceso físico de la distribución de la energía y al giro del negocio. Por lo indicado y dado los sustentos mostrados, se solicita que las pérdidas técnicas reconocidas para la Baja Tensión mantengan al menos los valores de la regulación vigente. Asimismo, se debe considerar para el cálculo de las pérdidas en medidores la distribución actual de su parque, tal como se indica en el cuadro anterior

Análisis del Supervisor: 1. Cambios: Si

Explicación: Se ha revisado las pérdidas en los medidores y acometidas validando la inclusión del 100% de medidores electrónicos. En el caso de las pérdidas las redes de MT y BT las simulaciones efectuadas por El Consultor VAD consideran los sistemas trifásicos, bifásicos y monofásicos, sin embargo se está considerando el incremento de un 10% de pérdidas por desbalance en la operación del sistema respecto al modelo teórico. En el caso de las pérdidas en las subestaciones se ha procedido a la revisión e inclusión de los cables de comunicación. Se ha procedido a la revisión del cálculo de las pérdidas de potencia y energía del SEM, y la actualización de los resultados

33..22..88 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 1144:: 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 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

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00N

ov20

01-O

ct20

02

Nov

2002

-Oct

2003

Nov

2003

-Oct

2004

Nov

2004

-Oct

2005

Nov

2005

-Oct

2006

No

v20

06

-Oct

20

07

No

v20

07

-Oct

20

08

Nov

2008

-Oct

2009

Nov

2009

-Oct

2010

Nov

2010

-Oct

2011

Nov

2011

-Oct

2012

Nov

2012

-Oct

2013

% Pérdidas No técnicas Estándar (ST1)

% Pérdidas No técnicas Estándar (Resto de ST.)



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..99 OObbsseerrvvaacciióónn NN°° 1144:: 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, tiene 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:: EEqquuiippooss ddee PPrrootteecccciióónn yy SSeecccciioonnaammiieennttoo

Los equipos de protección y seccionamiento reconocidos son del tipo convencional y no permitirán superar las deficiencias de calidad de suministro se solicita que el Supervisor incluya los equipos siguientes:

Recloser Electrónico con puertos de comunicación para interface con Sistema Scada

Seccionalizadores con puertos de comunicación para interface con Sistema Scada

Pararrayos para proteger la red de MT

Los seccionadores cut-out solo deberían ser instalados en derivaciones pequeñas de red. Análisis del Supervisor: 1. Cambios: Se incrementan pararrayos 2. Explicación: El Supervisor VAD determinó los equipos de protección en base a ciertos

criterios para la determinación, selección y ubicación de los equipos de protección requeridos para el SEM, indicados en el numeral 4.5.1.5 del análisis comparativo de ST6 publicados en la página web de OSINERGMIN. Respecto al tema de la protección por sobretensiones de origen atmosférico se está incluyendo pararrayos y puestas a tierra a lo largo de las líneas cada 5 km cuando la línea sobrepase la altura de 4000 msnm.

44..11..22 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 (Huancavelica Rural) 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. Análisis Comparativo

ST6.pdf") el Supervisor VAD aclara que revisó y validó las etapas de (recopilación, validación y ajuste) desarrolladas por El Consultor VAD en cuanto a la organización empresarial de Electrocentro, correspondiente al SEM Huancavelica Rural y en cuanto a la conformación de la organización del SEM se hicieron los ajustes cuyos resultados están en las hojas de cálculo 7.0 COyM-ST6 - modelo.xlsb publicados en la página web del Osinergmin.

44..11..33 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 Huancavelica Rural. Los resultados se presentan de detalle en las hojas de cálculo publicadas en la página web del Osinergmin.



44..11..44 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 ("4. Análisis Comparativo ST6.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..55 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: Ver ítem 3.1.7 del presente documento 2. Explicación: Ver ítem 3.1.7 del presente documento.

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“SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR ...³… · Octubre 2013 Lima - Perú “SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)” Sistema