Determinación de los Porcentajes del Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Determinación de los Porcentajes del Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento período mayo 2015 abril 2021 Lima, febrero de 2015

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 cada seis (06) años. Así, mediante la Resolución N OS/CD se aprobaron los porcentajes para el período comprendido entre el 1 de mayo de 2009 y el 30 de abril de A fin de cumplir con lo dispuesto en la normativa vigente, es necesario que el regulador fije los nuevos porcentajes para determinar los costos de operación y mantenimiento, para el período mayo 2015 abril En ese sentido, en el presente informe se describe la metodología y los criterios empleados en la determinación de los porcentajes de los costos de operación y mantenimiento. Los resultados de los porcentajes para determinar el costo anual estándar de operación y mantenimiento, son los que se muestran en el cuadro siguiente: Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página i

3 Código Para instalaciones Porcentaje respecto de Ubicadas en: Nivel de Tensión** costo de inversión COMAT Igual o mayor que 138kV 2,76% COAT Costa Mayor que 30kV y menor que 138kV 2,87% COMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,33% SIMAT Igual o mayor que 138kV 2,33% SIAT Sierra Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,20% SIMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,93% SEMAT Igual o mayor que 138kV 2,65% SEAT Selva Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,45% SEMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,88% (*) 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. Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página ii

4 INDICE 1. INTRODUCCIÓN OBJETIVOS MARCO LEGAL DETERMINACIÓN DE LOS PORCENTAJES RESPECTO DEL COSTO DE INVERSIÓN CRITERIOS Generales Clasificación de elementos de transmisión para determinar el porcentaje de COyM Desagregación por región geográfica y nivel de tensión ASPECTOS METODOLÓGICOS CÁLCULOS Y RESULTADOS CONCLUSIONES CUADRO COMPARATIVO REFERENCIAS Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 1 de 15

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 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante RLCE ), 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 cada seis (06) años. Así, mediante la Resolución N OS/CD se aprobaron los porcentajes para el período comprendido entre el 1 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2015, con base en los costos de operación y mantenimiento aplicados en regulaciones anteriores. Posteriormente, mediante Decreto Supremo N EM, publicado en el diario oficial El Peruano el 22 de mayo de 2012, se modificó y complementó el Artículo 139 del RLCE, estableciendo entre otros aspectos, en lo referente a la remuneración de los SCT, que ésta se efectuará desde la fecha en que entre en operación comercial cada instalación prevista en el Plan de Inversiones aprobado por Osinergmin. Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 2 de 13

6 En ese sentido, cabe señalar que las instalaciones que entrarán en operación comercial a partir de mayo de 2015, podrían no ser adecuadamente remuneradas debido a que los actuales porcentajes del COyM no estarían vigentes. Por lo mencionado y a fin de cumplir con lo dispuesto en la normativa vigente, resulta necesario que Osinergmin fije los nuevos porcentajes para calcular el costo anual estándar de operación y mantenimiento, para el período mayo 2015 abril 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 instalaciones de transmisión. 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; Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Decreto Supremo N EM, Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas; Resolución Ministerial N MEM/DM, Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo con Electricidad; Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 3 de 13

7 Resolución Ministerial N MEM/DM, Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011); Decreto Supremo N EM, Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos y modificatorias; Decreto Supremo N VIVIENDA, Reglamento Nacional de Edificaciones; Resolución N OS/CD, Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión; y modificatorias Resolución N OS/CD y N OS/CD; y Resolución N OS/CD, Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión. Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 4 de 13

8 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 de instalaciones de transmisión Criterios Para la determinación de los porcentajes respecto del costo de inversión, se utilizaron los siguientes criterios: Generales Los costos de operación y mantenimiento fueron determinados mediante estudios realizados atendiendo a los criterios de eficiencia y costos de mercado, así como los siguientes aspectos principales: - Los costos 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 se determinaron considerando los recursos necesarios que se requieren para su ejecución. Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 5 de 13

9 - Los costos de gestión personal como no personal, corresponden a estructuras organizacionales de empresas eficientes (tipo y tamaño). - Los costos de seguridad corresponden a los costos incurridos para garantizar la seguridad de las instalaciones de transmisión. - Los costos de seguros se determinaron en función a las primas a pagar por los montos asegurables, determinados en función a estudios de escenarios de pérdidas que sustenten los costos de dichas primas. Los costos de inversión de las instalaciones de transmisión se determinan mediante la metodología utilizada en el último proceso de fijación de peajes y compensaciones de los SST y SCT, que toma como base los módulos estándares de inversión vigente, según las características técnicas de la instalación y las condiciones geográficas y climáticas de su ubicación. Asimismo, cabe destacar, que los costos que se han empleado para el COyM corresponden a los procesos regulatorios realizados 1, a la información proporcionada por empresas concesionarias y al estudio realizado por un consultor especializado por encargo de Osinergmin Clasificación de elementos de transmisión para determinar el porcentaje de COyM Para lograr una adecuada determinación de los porcentajes de COyM, se ha considerado todos los elementos existentes tales como líneas de transmisión, transformadores, celdas y compensadores reactivos pertenecientes a los SST y SCT. Para tal efecto, se consideró como base a todos los elementos involucrados en el proceso de Liquidación Anual de Ingresos correspondiente al año Además, se complementa dicha relación con los elementos de los Sistemas Secundarios de Transmisión asignados a la Generación (SSTG) y los Sistemas Secundarios de Transmisión asignados a la Generación y Demanda (SSTGD). De otro lado, para determinar los costos de inversión de las subestaciones de forma adecuada, de ser el caso, se incluyó algunos elementos que pertenecen al Sistema Principal de Transmisión (SPT) y/o Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) 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 determinar los 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 definido nueve porcentajes para determinar el costo estándar de operación y 1 Fijación de Tarifas en Barra período mayo 2014 abril 2015 Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 6 de 13

10 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 determinan los costos de inversión por cada elemento, nivel de tensión y ubicación geográfica. Para tal efecto, se considera que los elementos de las subestaciones (celdas, transformador y compensador reactivo), contienen una alícuota correspondiente a los costos de centro de control y telecomunicaciones proporcional a sus costos de inversión. Donde: CI i C CCT i i 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. Para la determinación de los costos de inversión se consideró los módulos estándares establecidos en la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión aprobada y actualizada anualmente por Osinergmin. 2. Se determina 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 de: 1) costo de mantenimiento del elemento; 2) el costo de operación; 3) Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 7 de 13

11 el costo de gestión; 4) el costo de seguros; y, 5) el costo de seguridad. COyM i n CM i CM CCi COSEi COCCi CGEi CS Ei CS EGi i 1 Donde: COyMi CM i : CM CCi : CO SEi : CO CCi : CG Ei : CS Ei : CS EGi : COyM del elemento i Costo de mantenimiento propio del elemento. Costo de mantenimiento de centro de control y telecomunicaciones. Costo de operación de subestaciones. Costo de operación de centro de control Costo de gestión. Costo de seguros. Costo de seguridad. b. El costo de mantenimiento propio del elemento y el costo de mantenimiento de servicios comunes en proporción al costo de inversión del elemento de la subestación. c. El costo de mantenimiento de centro de control y telecomunicaciones, en forma proporcional al costo de inversión del elemento de las subestaciones por cada empresa. d. El costo de operación de subestación (atendida o no atendida) se prorratea entre los elementos de dicha subestación en proporción al costo de inversión de estos elementos. e. El costo de operación de centro de control se prorratea entre los elementos de la subestación por cada empresa en proporción a su costo de inversión. f. El costo de gestión se prorratea entre todos los elementos de la empresa, en forma proporcional a su costo de inversión. g. El costo de seguros resulta de multiplicar la tasa (prima) por el costo de inversión del elemento. h. El costo de seguridad se prorratea entre todos los elementos de la subestación en forma proporcional a su costo de inversión. 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. Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 8 de 13

12 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 Mayor detalle de la metodología mencionada se expone en el documento de la referencia [1], el cual ha sido publicado en la página Web de Osinergmin Cálculos y Resultados Los cálculos realizados siguiendo los criterios y metodología descritos en los numerales anteriores, se muestran a continuación: 1. 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 , ,91 Costa AT , ,14 MT 4 054, ,33 MAT , ,82 Sierra AT , ,42 MT 2 339, ,59 MAT 2 489, ,53 Selva AT 1 799, ,48 MT 488, ,99 Total general (Miles de US $) , ,21 Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 9 de 13

13 2. Finalmente, los porcentajes de COyM obtenidos 2 como resultado de la metodología descrita en el numeral 2.1 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 2,76% COAT Costa Mayor que 30kV y menor que 138kV 2,87% COMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,33% SIMAT Igual o mayor que 138kV 2,33% SIAT Sierra Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,20% SIMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,93% SEMAT Igual o mayor que 138kV 2,65% SEAT Selva Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,45% SEMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,88% (*) 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. Los resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web de Osinergmin. 2 Cabe señalar que el porcentaje global obtenido es de 2,86%, dicho valor resulta mayor a lo reconocido en Chile (2,10%) y ligeramente menor al promedio obtenido (3,04%) de las licitaciones de líneas de transmisión en 220 kv efectuadas por PROINVERSIÓN. Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 10 de 13

14 3. Conclusiones 1. La metodología seguida para determinar los valores de los porcentajes del COyM está basada en criterios de eficiencia y costos de mercado. 2. Los referidos porcentajes son determinados por región geográfica y nivel de tensión. 3. Los resultados de porcentajes son los siguientes: Código Para instalaciones Porcentaje respecto de Ubicadas Nivel de Tensión costo de en: inversión COMAT Igual o mayor que 138kV 2,76% COAT Costa Mayor que 30kV y menor que 138kV 2,87% COMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,33% SIMAT Igual o mayor que 138kV 2,33% SIAT Sierra Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,20% SIMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,93% SEMAT Igual o mayor que 138kV 2,65% SEAT Selva Mayor que 30kV y menor que 138kV 3,45% SEMT Mayor que 1kV y menor o igual que 30kV (*) 4,88% (*) 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. Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 11 de 13

15 4. Cuadro Comparativo COMPARACIÓN DE PORCENTAJES DE COyM Código Propuesta (A) Vigente (B) A/B -1 COMAT 2,76 % 3,41 % -19% COAT 2,87 % 3,32 % -14% COMT 4,33 % 3,71 % 17% SIMAT 2,33 % 2,95 % -21% SIAT 3,20 % 3,19 % 0% SIMT 4,93 % 4,48 % 10% SEMAT 2,65 % 3,26 % -19% SEAT 3,45 % 3,23 % 7% SEMT 4,88 % 4,69 % 4% Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 12 de 13

16 5. Referencias [1] Informe Final Determinación de los Porcentajes del COyM de los Sistemas de Transmisión período mayo 2015 abril 2021, elaborado por el Consorcio V&M y Consultores Asociados SAC Global Energy & Climate Consultans SAC, por encargo de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin. [2] Diversos archivos de cálculo desarrollados en el estudio Determinación de los Porcentajes del COyM de los Sistemas de Transmisión período mayo 2015 abril 2021, que sustentan los porcentajes del COyM. Cabe señalar que estos documentos se encuentran publicados en la página Web de Osinergmin: www2.osinerg.gob.pe en la ruta Procedimientos Regulatorios, Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT, Aprobación de los Porcentajes de los Costos de Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril [jmendoza] /lchb Operación y Mantenimiento, período mayo 2015 abril 2021 Página 13 de 13