OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/GT N Cuadro No Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

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1 Cuadro No Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por EMPRESAS DISTRIBUIDORAS A partir de los costos de explotación señalados en las secciones anteriores, las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS han determinado los Costos Medios de sus sistemas propuestos. Para la determinación del Peaje Secundario Unitario (en adelante PSU ), las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS no han tomado en cuenta los ingresos tarifarios. El resultado del PSU es el que se muestra a continuación: Cuadro No Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 15 de abril de 2002, con el objeto que las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, al igual que el resto de los Titulares de Transmisión, exponga su propuesta de Tarifas y Compensaciones para la regulación tarifaria del año Regulación de 2002 Página 13 de 35

2 En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación, en la página WEB del OSINERG, de los estudios técnico-económico presentados por los Titulares de Transmisión con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los estudios mencionados y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con los estudios tarifarios, durante la realización de la audiencia pública. De esta forma, se logra la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General. 3.3 Observaciones de OSINERG a las Propuestas de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Con fecha 29 de abril de 2002, el OSINERG, a través del Informe GART/RGT N , comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por EMPRESAS DISTRIBUIDORAS. En este mismo informe se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública. El referido documento ha sido consignado en la página WEB de OSINERG con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta de los Titulares de Transmisión, tuvieran acceso al documento mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas de la audiencia pública. Las principales observaciones planteadas por el OSINERG se resumen a continuación. Con relación a la determinación del SEA, se han formulado las siguientes observaciones: (d) En la configuración del SEA se han utilizado tensiones de diseño preestablecidas, las cuales no han sido sustentadas (e) Se han utilizado exigentes niveles de caída de tensión (menores al 2%), los que ocasionan un sobredimensionamiento de las líneas y por lo tanto un incremento sustancial en los costos de los mismos. (f) No se ha optimizado la configuración de las líneas de transmisión y subestaciones eléctricas. (g) No se ha considerado la capacidad técnico-económica de una línea 60kV, la cual está en el orden de 40MW en zonas urbanas (distancias < 10km), y de 15MW para zonas rurales y distancias largas (< 100km), las cuales pueden reemplazar a las líneas en 138kV planteadas en los sistemas eléctricos de ELECTRONORTE MEDIO. Regulación de 2002 Página 14 de 35

3 (h) No se ha considerado la experiencia que se tiene en el Perú en la utilización de líneas normalizadas en tensiones de 22,9 y 13,2kV, que vienen siendo utilizadas en los últimos 20 años; que tienen capacidades de hasta 5MW y radio de acción de 70km. Con lo cual se puede plantear el reemplazo de algunas líneas y subestaciones en 60 y 33kV propuestos. (i) No se ha aplicado el criterio de equipamiento por etapas de líneas, subestaciones, banco de condensadores y reguladores de tensión de líneas. Se considera una configuración del sistema de transmisión para todo el período de análisis correspondiente al último año de expansión, sin considerar la inversión en el año que corresponde su puesta en operación y que tiene correspondencia con el crecimiento de la demanda. Como consecuencia de lo señalado anteriormente, se observa que la configuración de los sistemas eléctricos, que incluyen líneas y subestaciones, no guardan relación con la demanda considerada. Con relación al equipamiento de las líneas de transmisión y subestaciones, así como el Costos Medio, se formularon las siguientes observaciones: (a) En el modelo de determinación de la sección óptima de conductores no se ha empleado costos eficientes de los suministros (b) No se ha justificado la selección de los materiales que se emplean en las estructuras (c) No se indican las normas de seguridad que se han utilizado para el diseño de las estructuras (d) Se utilizan factores de seguridad que conllevan a un sobredimensionamiento de las estructuras (e) No se han considerado equipamientos electromecánicos acordes con la demanda y localización de la demanda (f) Sub-utilización de las celdas y sobredimensionamiento del número de celdas en las subestaciones (g) Los costos unitarios de los equipos electromecánicos y materiales eléctricos son elevados en relación a los costos del mercado. (h) Los costos indirectos son elevados en comparación con los costos de mercado Específicamente, con relación al COyM, se formularon las siguientes observaciones: (a) En general, la información presentada es incompleta. Gran parte de los estudios no cuentan con la información de respaldo que permita su verificación. (b) No se ha presentado la información de los procesos de mantenimiento, ni los intervalos de ejecución y rendimientos de las actividades que lo componen. Regulación de 2002 Página 15 de 35

4 (c) Las actividades de mantenimiento no responden a criterios de eficiencia. (d) No se ha justificado el personal y las camionetas para la operación y actividades de mantenimiento (e) No se ha presentado el análisis de costos unitarios de las actividades consideradas en el mantenimiento. (f) No se ha presentado la justificación del personal de operaciones en cada subestación. (g) En los costos de gestión, no se presenta el sustento del organigrama del personal propuesto, tampoco presenta las funciones de cada uno de ellos. (h) Tampoco presentan el sustento de los costos asociados a la vigilancia y custodia de las instalaciones. 3.4 Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 06 de mayo de 2002, en la cual el OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis de los estudios técnico económicos presentado por los Titulares de Transmisión para la regulación tarifaria, así como el contenido de las observaciones a las propuestas tarifarias presentados pro los propietarios de las instalaciones de transmisión secundaria. Los criterios, modelos y metodología señalados en el párrafo anterior son, por extensión, los mismos que se utilizaron en la determinación de las Tarifas y Compensaciones por el uso de los SST. 3.5 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS El 13 de mayo de 2002, las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS remitieron su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG y presentaron un informe con los resultados modificados de su estudio en adelante PROPUESTA FINAL ). Con relación a la determinación del SEA, las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS han adecuado el cálculo según las observaciones de OSINERG, con la adición de los transformadores intermedios necesarios para configurar las redes a los niveles de tensión que, a criterio de OSINERG, constituyen las tensiones adaptadas. El Costo Medio de inversión de las cuatro empresas ha sido recalculado considerando que los costos unitarios directos han sido obtenidos de últimas cotizaciones, sobre la base de compras individuales y no en bloque como lo hace el Ministerio de Energía y Minas. Regulación de 2002 Página 16 de 35

5 Respecto al COyM las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS han efectuado lo siguiente: (a) Los datos han sido revisados y consistenciados a fin de mantener la coherencia de los cálculos. (b) Presentan información que sustentan sus propuestas sobre las actividades, rendimientos e intervalos de intervención de los mantenimientos. (c) Presentan costos unitarios de las actividades de mantenimiento de acuerdo al SEA corregido. (d) Corrigen los costos de gestión, sin embargo no muestran el organigrama ni las funciones que desempeña el personal. En los siguientes cuadros se resume la propuesta de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS después de la absolución de las observaciones. El Cuadro 3.5 presenta los costos de inversión propuestos, el Cuadro 3.6 presenta los costos de operación y mantenimiento. Finalmente el Cuadro 3.7 presenta los Peajes Unitarios Secundarios propuestos. Cuadro No. 3.5 Regulación de 2002 Página 17 de 35

6 Cuadro No. 3.6 Cuadro No Análisis de OSINERG El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por EMPRESAS DISTRIBUIDORAS tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su estudios técnico económicos para la fijación de las Tarifas y Compensaciones para los SST. A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado esta sección que contiene el resultado de los estudios realizados. En este sentido, en el caso de las observaciones a los estudios técnicoeconómicos de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismos Regulador establecer los valores finales y fijar las Tarifas y Compensaciones dentro de los márgenes que se señalan en la Ley. Regulación de 2002 Página 18 de 35

7 3.6.1 Determinación del SEA del SST de EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Se amplió el horizonte de análisis desde 2002 al La propuesta de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS consideraban un horizonte de 10 años. Sin embargo, las configuraciones y niveles de tensión adoptados por OSINERG son similares a los propuestos por las EMPRESAS SISTRIBUIDORAS, salvo algunos casos, como por ejemplo, el abastecimiento a la demanda de la localidad de Máncora Evaluación de los Costos de Inversión Se utilizaron tensiones de 60 y 22,9kV para el diseño de los SEA, en reemplazo de las tensiones de 138 y 60kV existentes, los cuales fueron posteriormente acogidos por las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, por lo que las configuraciones y niveles de tensión de los SST replanteados por las cuatro empresas de distribución son, en su gran mayoría, coincidentes con los de OSINERG y debido a ello han replanteado el equipamiento eléctrico tomando en consideración las observaciones efectuadas por OSINERG. Se optimizó el diseño de las líneas de transmisión, utilizando factores de seguridad acorde con las normas ANSI. Adicionalmente, se ha considerado lo siguiente: (a) En algunos casos se justifica el uso de postes de concreto y madera. (b) Las líneas en 60kV Chiclayo Oeste Chiclayo Norte y Huayucachi Salesianos Parque Industrial, pueden ser configuradas con una disposición de simple terna. (c) En las zonas rurales, se justifica el uso de Recloser en lugar de celdas convencionales. (d) OSINERG considera subestaciones no-atendidas para las zonas suburbanas y rurales <= a 10MVA, lo cual implica la eliminación y/o reducción de la edificación, banco de baterías, rectificador, tableros tipo interior, canaletas, etc., aspectos estos, que no están detallados por las empresas. (e) En las subestaciones con potencia menores a 1MVA, OSINERG considera transformadores monofásicos y subestaciones no atendidas, con una reducción de equipamiento y costos. El Cuadro 3.8 presenta el resumen del CMI revisado para el SST de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS. Regulación de 2002 Página 19 de 35

8 Cuadro No. 3.8 Regulación de 2002 Página 20 de 35

9 3.6.3 Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento Con relación al COyM, se han efectuado los siguientes ajustes: (a) Se racionalizaron los costos de operación y mantenimiento de acuerdo a las instalaciones consideradas por OSINERG en el Costo Medio de Inversión. (b) De acuerdo con las características de las subestaciones (urbano rurales), se redujo la cantidad de personal asignado a la operación de subestaciones a una cuadrilla de ocho operadores provistos de dos camionetas. (c) En los costos de mantenimiento se racionalizó los costos sobre la base de un sistema económicamente adaptado; es decir, se consideraron actividades necesarias para efectuar el mantenimiento de nuevas instalaciones con costos a precios de mercado. La propuesta de las empresas corresponde a un inventario de sus costos de mantenimiento y no constituyen una señal de eficiencia. (d) Para determinar los costos eficientes de gestión se racionalizó el número del personal de la Gerencia General y Gerencia de Operaciones. Asimismo, se redujo los gastos en los organismos de gestión general y se ha ajustado el porcentaje de asignación a la transmisión de las unidades de negocios. (e) Con relación a los costos de seguridad, se ha estimado el costo por turno de la vigilancia sobre la base de costos de mercado. Se racionalizó la asignación de la vigilancia, contando con este servicio aquellas subestaciones ubicadas en zonas urbanas. Las subestaciones en zonas rurales no requieren vigilancia El Cuadro 3.9 presenta el resumen del COyM revisado para el SST de las EMPRESAS DISTRIBUIDORAS. Cuadro No. 3.9 Regulación de 2002 Página 21 de 35

10 Por otro lado, con la finalidad de verificar los valores obtenidos mediante la racionalización de costos, OSINERG ha utilizado el Modelo COyM, herramienta que permite determinar dichos costos a partir de una empresa modelo eficiente. Este modelo, entre otros, considera lo siguiente: El COyM calculado debe constituir una señal de eficiencia, por lo tanto considera instalaciones nuevas, valorizado con precios de mercado y corresponde al SEA. Los costos estándar se determinan de manera modular. Los módulos y sus costos unitarios se determinaron con la evaluación de la información de empresas típicas representativas. La ejecución directa del mantenimiento se realiza por terceros. La supervisión de mantenimiento, operación y la gestión se realiza con personal propio. El costo de mantenimiento se determina mediante el costeo basado sobre actividades (ABC). El costo de gestión se determina de la recopilación, análisis, y ajuste de los resultados históricos de empresas típicas representativas. Los costos de recursos corresponden a costos de mercado Los resultados que proporciona dicho Modelo a la red de transmisión de propiedad de EMPRESAS DISTRIBUIDORAS son los siguientes: Cuadro No Determinación del PSU Se ha utilizado un horizonte de 15 años ( ) para la determinación de los valores actualizados del Peaje Secundario y del consumo de energía eléctrica. Se ha utilizado la demanda de OSINERG correspondiente al año 2001, a partir cual se ha considerado un crecimiento de 3,5% (promedio de los próximos 5 años de la demanda utilizada en la determinación de las Tarifas en Barra) Así mismo, se ha utilizado un modelo estándar para determinar los porcentajes de ingresos tarifarios: 20,0% para la transmisión en MAT, 2,0% para la transformación MAT/AT, 10,0% para la transmisión en AT y 2,0% para la transformación AT/MT. En consecuencia los PSU resultantes, para la redes de las empresas distribuidoras son los siguientes: Regulación de 2002 Página 22 de 35

11 Cuadro No Regulación de 2002 Página 23 de 35

12 Tal como se muestra en el cuadro anterior, en el caso de ELECTROCENTRO se dispone de dos tarifas: una para el Sistema Eléctrico de Pasco, la misma que se aplicará conjuntamente con el PSU de ELECTROANDES, y la otra para el resto de los sistemas eléctricos donde opera ELECTROCENTRO. Así mismo, en dicha empresa se han incluido los PSU correspondientes a las instalaciones de ADINELSA y ELECTROPERÚ. En el caso de ELECTRONORTE, se han incluido los PSU correspondientes a las instalaciones de DEPOLTI y ADINELSA. En el caso de ELECTRONOROESTE, se han incluido los PSU correspondientes a las instalaciones de ADINELSA. En el caso de HIDRANDINA, en concordancia con el sistema económicamente adaptado, la determinación de los Precios en Barra en los sistemas eléctricos de Cajamarca y Namora deberá ser efectuada a partir de la barra de referencia Trujillo Norte 220kV. Por otro lado, los factores de pérdidas marginales de energía y potencia han sido obtenidos utilizando un promedio ponderado de los valores vigentes. En este sentido, los factores resultantes son los siguientes: Cuadro No Fórmula de Actualización Los PSU determinados en la sección anterior corresponden a valores calculados a la fecha, los mismos que se deberán actualizar antes de su aplicación Para la determinación de las correspondientes fórmulas de actualización se ha efectuado una revisión de la composición de los costos de inversión, operación y mantenimiento en sus componentes de moneda nacional y moneda extranjera. Las relaciones que deberán utilizarse son las siguientes: CM1 = CM0 * FACM FACM = a * FTC + b*fpm FTC = TC/TC0 FPM = IPM/IPM0 Regulación de 2002 Página 24 de 35