Sustento de los Porcentajes para determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Sustento de los Porcentajes para determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento Lima, agosto de 2007

2 Resumen Ejecutivo Mediante Decreto Supremo Nº EM, publicado el 17 de mayo de 2007 se modificó, entre otros, el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, en el cual se establecen los lineamientos para fijar las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante SCT ). En el citado Artículo 139º se establece que, para las instalaciones de transmisión, excepto las del SST exclusivo de demanda no comprendidas en las concesiones otorgadas al Amparo del Texto Único Ordenado (en adelante TUO ) de las normas con rango de Ley aprobado mediante Decreto Supremo Nº PCM, que el Costo Medio Anual estará conformado por la anualidad de la inversión y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento, siendo dicho costo equivalente a un porcentaje del costo de inversión, cuyo valor deberá ser determinado y aprobado por OSINERGMIN. Asimismo, según lo establecido en la Primera Disposición Transitoria del Decreto Supremo N EM, las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT, que se fijen aplicando el mencionado Artículo 139º, se aplicarán a partir del 01 de mayo de En este sentido, a fin de cumplir con dicho plazo es necesario llevar a cabo un procedimiento de fijación de tarifas de los SCT y SST de larga duración que involucra las etapas previstas en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. Por lo que, antes del inicio de dicho procedimiento, resulta necesario considerar un tiempo prudente para que los concesionarios de instalaciones de transmisión eléctrica elaboren sus respectivas propuestas. En consecuencia, OSINERGMIN debe determinar y aprobar, lo antes posible, los porcentajes para calcular el costo anual estándar de operación y mantenimiento. Al respecto, considerando que las tarifas y compensaciones de instalaciones que entrarán en vigencia a partir del 01 de mayo de 2009, estarán conformadas en una mayor proporción por las tarifas correspondientes a los SST y que dichas tarifas corresponden a las que se fijaron en el Mantenimiento Página i

3 procedimiento de fijación de tarifas de SST del año 2005, se recomienda fijar los porcentajes para determinar el costo anual estándar de operación y mantenimiento, con base a los costos de inversión, operación mantenimiento determinados en la fijación de tarifas y compensaciones de SST del año Cabe señalar, que no se ha considerado en estos promedios a las instalaciones comprendidas en las concesiones otorgadas al Amparo del TUO de las normas con rango de Ley aprobado mediante Decreto Supremo Nº PCM, dado que sus respectivos contratos prevén tratamientos específicos diferentes al de las demás instalaciones. De acuerdo con lo mencionado, los resultados de porcentajes para determinar el costo anual estándar de operación y mantenimiento, son los que se muestran en el cuadro siguiente: Código Para instalaciones Porcentaje respecto de Ubicada s en: Nivel de Tensión** costo de inversión COMAT Igual o mayor que 138kV 3,00% COAT Costa Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,13% COMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 3,61% SIMAT Igual o mayor que 138kV 2,74% SIAT Sierra Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,48% SIMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 3,81% SEMAT Igual o mayor que 138kV 3,00% SEAT Selva Mayor que 30kV y menor que 138kV 4,00% SEMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,07% (*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores de Media Tensión, ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión. (**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario. Mantenimiento Página ii

4 INDICE 1. INTRODUCCIÓN OBJETIVOS MARCO LEGAL DETERMINACIÓN DE LOS PORCENTAJES RESPECTO DEL COSTO DE INVERSIÓN CRITERIO GENERAL CRITERIOS Información Base: Clasificación de elementos para determinar el porcentaje de COyM Desagregación por región geográfica y nivel de tensión ASPECTOS METODOLÓGICOS CÁLCULOS Y RESULTADOS DEROGACIÓN DE PROCEDIMIENTO RELACIONADO CONCLUSIONES Mantenimiento Página 3 de 16

5 1. Introducción Mediante Decreto Supremo Nº EM (en adelante DS-027 ), publicado el 17 de mayo de 2007 se modificó, entre otros, el Artículo 139º (en adelante Artículo 139) del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, en el cual se establecen los lineamientos para fijar las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) y los Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante SCT ). Asimismo, en el Artículo 139 se establece que para las instalaciones de transmisión, excepto las del SST exclusivo de demanda no comprendidas en las concesiones otorgadas al Amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley aprobado mediante Decreto Supremo Nº PCM, que el Costo Medio Anual estará conformado por la anualidad de la inversión y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento, siendo dicho costo equivalente a un porcentaje del costo de inversión, cuyo valor deberá ser determinado y aprobado por OSINERGMIN. Por otro lado, de acuerdo a la Primera Disposición Transitoria del DS-027, las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT, que se fijen de conformidad con el Artículo 139, se aplicarán a partir del 01 de mayo de A fin de poder cumplir con el plazo a que se refiere el párrafo precedente, es necesario llevar a cabo un procedimiento de fijación de tarifas de los SCT y SST de larga duración que involucra las etapas previstas en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. En este sentido, antes del inicio de dicho procedimiento, resulta necesario considerar un tiempo prudente para que los concesionarios de instalaciones de transmisión elaboren sus respectivas propuestas. Mantenimiento Página 4 de 16

6 Por lo indicado, resulta necesario que OSINERGMIN determine y apruebe, lo antes posible, los porcentajes para calcular el costo anual estándar de operación y mantenimiento Objetivos Los objetivos centrales del presente informe son: Presentar la metodología seguida para la determinación de los porcentajes a ser empleados para calcular el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento (en adelante COyM ) de los SST y SCT. Presentar los valores resultantes de los porcentajes para calcular el COyM Marco Legal Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación; Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas; Decreto Supremo N EM, Reglamento de la Ley de Concesiones; Decreto Supremo N EM, Reglamento de Transmisión de la Ley N 28832; Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N PCM; y Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas. Mantenimiento Página 5 de 16

7 2. Determinación de los porcentajes respecto del Costo de Inversión En el presente capítulo se detalla la metodología y su aplicación para la determinación de los porcentajes respecto del costo de inversión para determinar el COyM Criterio General El Costo Medio Anual de los SST y SCT que se utilizará para calcular los Peajes y Compensaciones que entrarán en vigencia a partir del 01 de mayo de , estará conformado en una mayor proporción por el Costo Medio Anual (en adelante CMA ) de los SST, los mismos que se determinarán con base a las tarifas de los SST, vigentes al 31 de marzo de Cabe señalar que estas tarifas corresponderán a la actualización de las que se fijaron en el procedimiento de fijación de tarifas de SST del año 2005, luego de seguir su debido proceso regulatorio. 1 D.S : SEGUNDA DISPOSICIÓN TRANSITORIA; Las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT que se fijen aplicando el Art. 139º del Reglamento de la LCE, conforme ha sido modificado por el presente Decreto Supremo, se aplicarán a partir del 1 de mayo de D.S : PRIMERA DISPOSICIÓN TRANSITORIA; El peaje y el ingreso tarifario a que se refiere el numeral I) del literal b) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE conforme ha sido modificado por el Art. 2º del presente Decreto Supremo, serán los que se encuentren vigentes al 31 de marzo de Mantenimiento Página 6 de 16

8 Se debe señalar que, a lo largo de los procesos regulatorios de transmisión, llevados a cabo durante los años 2002 a 2005, se observa que el porcentaje del COyM respecto de los costos de inversión se ha mantenido estable alrededor de un rango entre 2% y 5%. Asimismo, hasta el año 2005 se fijaron las tarifas de 17 empresas titulares de SST 3, por lo que, los valores de porcentajes de COyM contenidos en esta regulación constituyen una muestra representativa de los SST. Por lo señalado, se recomienda establecer los porcentajes para determinar el costo estándar de operación y mantenimiento, con base a la información de COYM y costos de inversión determinados en la fijación de tarifas y compensaciones de SST del año Cabe señalar que en para este fin, no se ha considerado a las instalaciones comprendidas en las concesiones otorgadas al Amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley aprobado mediante Decreto Supremo Nº PCM, dado que sus respectivos contratos prevén tratamientos específicos diferentes al de las demás instalaciones a las cuales se aplicarán porcentajes para determinar su COYM Criterios Para la determinación de los porcentajes respecto del costo de inversión, se utilizaron los siguientes criterios: Información Base: Corresponde a la información técnica de instalaciones, inversiones y costos de operación y mantenimiento que dispone OSINERGMIN, respecto de las instalaciones de transmisión que cuentan con regulación específica vigente, el cual fuera determinado en el proceso regulatorio del año 2005, estas instalaciones corresponden a las empresas que se muestran en el Cuadro Los referidos costos fueron determinados mediante estudios específicos realizados atendiendo a los criterios de eficiencia y costos de mercado, así como los siguientes aspectos principales: - Reflejan el impacto de la ubicación geográfica y de los diferentes niveles de tensión de las instalaciones de transmisión. - Los costos de mantenimiento se determinaron con la metodología ABC. - Los costos de operación y seguridad se determinaron mediante la combinación de recursos que permita minimizar los costos. - Los costos de gestión personal como no personal, corresponden a estructuras organizacionales de empresas eficientes. 7 3 No se incluye a las empresas cuya concesión se ha otorgado al amparo del Decreto 8Supremo Nº PCM. Mantenimiento Página 7 de 16

9 Así mismo, cabe destacar, que los costos que se han empleado son el resultado de los correspondientes procesos regulatorios que comprendieron las etapas de presentación de propuestas de los titulares de transmisión, la prepublicación y la publicación de tarifas y compensaciones por parte de OSINERGMIN, y las resoluciones respecto de los recursos de reconsideración; así como las correspondientes audiencias públicas Clasificación de elementos para determinar el porcentaje de COyM Para una clasificación adecuada de los costos de inversión y COyM, se ha desagregado la valorización correspondiente en cuatro tipos de elementos eléctricos: línea de transmisión, transformador, celda y compensador Reactivo Desagregación por región geográfica y nivel de tensión En vista que en el sistema de transmisión peruano existen diferencias tanto en las actividades de operación y mantenimiento como en sus correspondientes costos según los niveles de tensión y ubicación geográfica, resulta necesario agrupar la data costos de inversión y COyM de las instalaciones de transmisión, por nivel de tensión y ubicación geográfica. Consecuentemente, sobre la base de la clasificación señalada, se han determinado nueve porcentajes para determinar el costo estándar de operación y mantenimiento, correspondientes a la combinación de las regiones geográficas y niveles de tensión: Cuadro Nº Item Región Nivel de Tensión** 1 COSTA Igual o mayor que 138kV (MAT) 2 COSTA Mayor que 30kV y menor que 138kV (AT) 3 COSTA Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (MT)* 4 SIERRA Igual o mayor que 138kV (MAT) 5 SIERRA Mayor que 30kV y menor que 138kV (AT) 6 SIERRA Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (MT)* 7 SELVA Igual o mayor que 138kV (MAT) 8 SELVA Mayor que 30kV y menor que 138kV (AT) 9 SELVA Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (MT)* (*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores de Media Tensión, ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión. (**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario Aspectos Metodológicos La metodología a seguir, considerando los criterios señalados en el presente capítulo, contiene los siguientes aspectos: 1. Se desagregan los costos de inversión por cada elemento, nivel de tensión y ubicación geográfica. Este proceso implica adicionar, a los elementos de las subestaciones (celdas, transformador y compensador reactivo), una alícuota correspondiente a los costos de centro de control y telecomunicaciones proporcional a sus costos de inversión. Mantenimiento Página 8 de 16

10 CI = + i ( C CCT ) i i Donde: CI i : Ci: CCT: Costo de inversión del elemento i Costos de inversión propio del elemento i Sólo para el caso de elementos de subestación, es la alícuota del centro de control y telecomunicaciones. 2. Se desagrega el COyM correspondiente a cada elemento identificado en el numeral anterior. Para ello, se utiliza los siguientes criterios: a. El COyM de cada elemento está conformado por la suma del costo de mantenimiento propio del elemento y una alícuota de: 1) el costo de operación de las subestaciones; 2) el costo de operación y mantenimiento del centro de control; 3) el costo de mantenimiento de telecomunicaciones; 4) el costo de gestión; 5) el costo de seguridad; y, 6) el costo de seguros. COyM i = n ( CM Pi + COSEi + COCCi + CM Ti + GTi + SGi ) i= 1 Donde: COyMi CM Pi : CO SEi : CO CCi : COYM del elemento i Costo de mantenimiento propio del elemento Alícuota del costo de operación de subestaciones Alícuota del costo de operación y mantenimiento del centro de control CM Ti : Alícuota de costo de mantenimiento del telecomunicaciones. G T : S G : Alícuota del costo de gestión. Alícuota de costo de seguros y seguridad. b. El costo de mantenimiento propio del elemento corresponde al determinado en la fijación tarifaria. c. El costo de operación y seguridad de cada subestación se prorratea entre los elementos de dicha subestación en proporción al costo de inversión de estos elementos. d. El costo de operación y mantenimiento de centro de control y de telecomunicaciones se prorratea entre los transformadores, celdas y compensadores reactivos en proporción a su costo de inversión. e. El costo de gestión y seguros se prorratea entre todos los elementos en forma proporcional a su costo de inversión. Mantenimiento Página 9 de 16

11 3. Se obtiene la sumatoria de los costos de inversión por ubicación geográfica y nivel de tensión. 4. Se obtiene la sumatoria de los costos de operación y mantenimiento por ubicación geográfica y nivel de tensión. 5. Se determina el porcentaje del COyM respecto de la inversión para una determinada región geográfica y nivel de tensión, como el resultado del cociente que resulta de dividir la sumatoria de los COyM entre la sumatoria de los costos de inversión de todos los elementos eléctricos de esta región geográfica y nivel de tensión, mediante la siguiente expresión % COyM r, n n i= 1 = n COyM i= 1 CI i, r, n i, r, n *100% Donde: %COYM Porcentaje para determinar el COYM r : Costa, Sierra, Selva n : MAT, AT, MT 2.4. Cálculos y Resultados Los cálculos realizados siguiendo los criterios y metodología descritos en los numerales anteriores, se muestran a continuación: 1. Los costos de inversión y COYM correspondientes a la fijación tarifaria del año 2005 y que se han incluido en el presente análisis son los que se muestran en el siguiente cuadro conjuntamente con las fuentes consultadas respectivas: Cuadro Nº Empresa COyM Miles US $ Inversión Miles US $ Resolución OSINERG CAHUA 89, , CEMENTO ANDINO 32,9 700, EDECAÑETE 94, , Informe Técnico GART/DGT A A-2004 Mantenimiento Página 10 de 16

12 Empresa COyM Miles US $ Inversión Miles US $ Resolución OSINERG EDEGEL 1 324, , EDELNOR 3 250, , EGASA 35, , EGENOR 55, , ELECTROANDES 926, ,6 (a) ELECTROCENTRO 735, , ELECTRONORTE 294, , ENERSUR 418, , Informe Técnico GART/DGT A A A A A Mantenimiento Página 11 de 16

13 Empresa COyM Miles US $ Inversión Miles US $ Resolución OSINERG ENOSA 460, , ETESELVA 878, , HIDRANDINA 830, , LUZ DEL SUR 3 865, , SEAL 459, , ELECTROSURMEDI O 452, , Total (Miles US $) , ,0 (a) Incluye los costos de transmisión AT de Huanchor. Informe Técnico GART/DGT A A A A-2003 Mantenimiento Página 12 de 16

14 2. Con base a los criterios y metodología descritos en los numerales 2.1, 2.2 y 0 se desagregaron dichos costos, conformándose la base de datos 4 para la determinación de los porcentajes COyM, la cual tiene el esquema general que se muestra a continuación: Cuadro Nº Empresa Ubicación Tensión Instalación Inversión de COyM de MAT Elemento1,..,i Elemento1,..,i Elemento1,..,i Costa AT Elemento1,..,j Elemento1,..,j Elemento1,..,j MT Elemento1,..,k Elemento1,..,k Elemento1,..,k MAT Elemento1,..,m Elemento1,..,m Elemento1,..,m Empresa 1 Sierra AT Elemento1,..,p Elemento1,..,p Elemento1,..,p MT Elemento1,..,q Elemento1,..,q Elemento1,..,q MAT Elemento1,..,r Elemento1,..,r Elemento1,..,r Selva AT Elemento1,..,s Elemento1,..,s Elemento1,..,s MT Elemento1,..,t Elemento1,..,t Elemento1,..,t MAT Elemento1,..,i Elemento1,..,i Elemento1,..,i Costa AT Elemento1,..,j Elemento1,..,j Elemento1,..,j MT Elemento1,..,k Elemento1,..,k Elemento1,..,k MAT Elemento1,..,m Elemento1,..,m Elemento1,..,m Empresa n Sierra AT Elemento1,..,p Elemento1,..,p Elemento1,..,p MT Elemento1,..,q Elemento1,..,q Elemento1,..,q MAT Elemento1,..,r Elemento1,..,r Elemento1,..,r Selva AT Elemento1,..,s Elemento1,..,s Elemento1,..,s MT Elemento1,..,t Elemento1,..,t Elemento1,..,t Donde: Elemento 1,..i; corresponde a las instalaciones de transmisión tales como, líneas, subestaciones, celdas y compensación reactiva. MAT AT MT : Nivel de tensión igual o mayor que 138 kv. : Nivel de tensión mayor que 30 kv y menor que 138 kv. : Nivel de tensión correspondiente a las celdas de alimentadores mayor que 1 kv y menor o igual que 30 kv. 3. Los resultados de los costos de inversión y de OyM, agrupados por ubicación geográfica y nivel de tensión, son los valores que se muestran en el siguiente cuadro: Región Tensión Cuadro Nº Suma de COyM (Miles de US $) Suma de Inversión (Miles de US $) MAT 2 905, ,3 Costa AT 6 373, ,0 MT 1 345, ,4 Sierra MAT 1 292, ,0 4 Contenida en el archivo PorcentajesCOYM.xls anexo del presente informe. Mantenimiento Página 13 de 16

15 Región Tensión Suma de Suma de COyM Inversión (Miles de US $) (Miles de US $) AT 1 478, ,3 MT 425, ,3 MAT 311, ,5 Selva AT 37,3 932,1 MT 34,6 851,0 Total general (Miles de US $) , ,0 4. Finalmente, los porcentajes de COyM obtenidos como resultado de la metodología descrita en el numeral 2.3 del presente informe, son los que se muestran en el cuadro siguiente: Cuadro Nº Código Ubicadas en: Para instalaciones Nivel de Tensión** Porcentaje respecto de costo de inversión COMAT Igual o mayor que 138kV 3,00% COAT Costa Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,13% COMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 3,61% SIMAT Igual o mayor que 138kV 2,74% SIAT Sierra Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,48% SIMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 3,81% SEMAT Igual o mayor que 138kV 3,00% SEAT Selva Mayor que 30kV y menor que 138kV 4,00% SEMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,07% (*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores de Media Tensión, ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión. (**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario. Mantenimiento Página 14 de 16

16 3. Derogación de Procedimiento Relacionado Mediante Resolución OSINERG Nº OS/CD, se publicó la Norma Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión, cuyo objetivo era establecer el procedimiento para la determinación de los costos de operación y mantenimiento para su aplicación en la regulación de los SST. Dado que según lo dispuesto en el DS-027, el costo de operación y mantenimiento para la remuneración de los SCT y SST se determinará con base a un porcentaje respecto de la inversión; la norma aprobada mediante Resolución OSINERG Nº OS/CD, ya no es válida y contradice lo dispuesto en el mencionado Decreto Supremo, además que su alcance está limitado únicamente a los SST y no a los SCT. Por lo anterior, una vez que se apruebe los porcentajes para determinar el COyM corresponde derogar la norma Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión. Mantenimiento Página 15 de 16

17 4. Conclusiones 1. Los porcentajes para calcular el COyM de los SST y SCT deben ser con base a los porcentajes de costos de operación y mantenimiento determinados en la fijación de tarifas de los SST de los años 2005 y Los referidos porcentajes deben ser dterminados por región geográfica y nivel de tensión. 3. Los resultados de porcentajes son los siguientes: Código Para instalaciones Porcentaje respecto de Ubicadas en: Nivel de Tensión costo de inversión COMAT Igual o mayor que 138kV 3,00% COAT Costa Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,13% COMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 3,61% SIMAT Igual o mayor que 138kV 2,74% SIAT Sierra Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,48% SIMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 3,81% SEMAT Igual o mayor que 138kV 3,00% SEAT Selva Mayor que 30kV y menor que 138kV 4,00% SEMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,07% (*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores de Media Tensión, ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión. (**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario. 4. Una vez que se aprueben los porcentajes para determinar el COyM corresponde derogar la norma Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión aprobada mediante la Resolución OSINERG Nº OS/CD. Mantenimiento Página 16 de 16