Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por LUZ DEL SUR S.A.A.

Transcripción

1 * GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Informe OSINERG-GART/GRGT N Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por LUZ DEL SUR S.A.A. Contra las Resoluciones: OSINERG N OS/CD OSINERG N OS/CD Lima, 19 de Septiembre de 2003

2 Resumen Ejecutivo Con fecha 08 de agosto de 2003 la empresa Luz del Sur S.A.A. (en adelante LUZ DEL SUR ) interpuso, recurso de reconsideración contra las resoluciones OSINERG Nº OS/CD y OSINERG Nº OS/CD (en adelante LAS RESOLUCIONES ), que fijó las tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. En su recurso Luz del Sur solicita: A. Contra el Artículo 1º de la Resolución OSINERG Nº OS/CD, en los rubros de: Determinación del Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ), Determinación del Costo Medio, Costo de Operación y Mantenimiento, Costos de Gestión y Cálculo del Ingreso Tarifario. B. Contra los valores que aparecen en la Resolución OSINERG N OS/CD correspondientes a LUZ DEL SUR. LUZ DEL SUR solicita al Consejo Directivo del OSINERG rectifique LAS RESOLUCIONES, en base a los fundamentos que expone respecto a los rubros siguientes: 1 Determinación del Sistema Económicamente Adaptado: 2 Determinación del Costo Medio de Inversión (CMI) 3 Costos de Operación y Mantenimiento 4 Costos de Gestión 5 Cálculo del Ingreso Tarifario El OSINERG ha realizado el análisis de cada uno de los fundamentos, que contienen los rubros del recurso. Se han revisado las simulaciones de flujos de carga, los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento verificando que estén en el orden de los valores vigentes en el mercado; así contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página ii

3 mismo, se han efectuado las verificaciones de las hojas de cálculo. En razón del análisis realizado se recomienda declarar fundado en parte el recurso interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra las resoluciones OSINERG Nº OS/CD y OSINERG Nº OS/CD, y realizar las modificaciones de los valores que corresponden a Luz del Sur en la Resolución OSINERG Nº OS/CD. El impacto de estas modificaciones, en la tarifa a usuario final, resulta en el orden de +0,34%. contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página iii

4 INDICE RESUMEN EJECUTIVO... II 1. INTRODUCCIÓN RECURSO DE RECONSIDERACIÓN DETERMINACIÓN DEL SEA SUBESTACIONES MAT/AT SUBESTACIONES AT/MT Líneas de Transmisión DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO DE INVERSIÓN (CMI) SUBESTACIONES MAT/AT SUBESTACIONES AT/MT Líneas de Transmisión COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Costo del dinero en el tiempo Recursos de Mantenimiento Actividades de Mantenimiento de Líneas de transmisión Actividades de Mantenimiento de Subestaciones Operación del SST COSTOS DE GESTIÓN Sustento del Petitorio Análisis del OSINERG CÁLCULO DEL INGRESO TARIFARIO Sustento del Petitorio Análisis del OSINERG DETERMINACIÓN DEL PEAJE SECUNDARIO CONCLUSIÓN Y RECOMENDACIÓN ANEXOS contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 1 de 1

5 1. Introducción De conformidad con lo dispuesto por el literal b) del Artículo 43 de la Ley de Concesiones Eléctricas 1 (en adelante LCE ), las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión deberán ser reguladas por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante OSINERG ). De acuerdo con lo estipulado por el Artículo 44 de la LCE 2, la referida regulación será efectuada, independientemente de sí las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. Mediante Resolución OSINERG N OS/CD se aprobó la norma denominada Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, dentro de la cual se encuentra el Anexo B Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. Este procedimiento establece los pasos a seguir en la regulación de los correspondientes cargos de la transmisión secundaria. Asimismo, ordena, 1 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) b) Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) 2 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...) contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 2 de 2

6 mediante la Segunda Disposición Transitoria 3, que la fecha de inicio para la regulación correspondiente al año 2003, debería ocurrir, antes del 01 de febrero. Efectivamente, el proceso de fijación de tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) se inició antes del 01 de febrero de 2003 con la presentación de los Estudios Técnico Económico con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. De acuerdo con el procedimiento aprobado, las referidas propuestas fueron consignadas en la página WEB de OSINERG hasta el día 14 de febrero de Como parte del proceso regulatorio se convocó a Audiencia Pública, la misma que se llevó a cabo el día viernes 07 de marzo de En esta audiencia los titulares de SST tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibieron los comentarios y observaciones de los asistentes y dieron una primera respuesta a las observaciones recibidas. Posteriormente, el 28 de marzo de 2003, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas a los estudios técnico económicos señalados anteriormente. Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión con fecha 22 de abril de Los informes con las propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignados en la página WEB del OSINERG hasta el día 25 de abril de Con fecha 02 de junio de 2003 el OSINERG publicó, con Resolución OSINERG Nº OS/CD, el Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y publicó en su pagina WEB la información que la sustenta. Se convocó a una segunda Audiencia Pública, llevada a cabo el día 24 de junio de 2003, en la cual el OSINERG expuso los criterios, metodología, modelos y resultados empleados y contenidos en el Proyecto de Resolución. También recibió los comentarios y observaciones de los asistentes a los cuales se dieron las primeras respuestas. Posteriormente los interesados presentaron sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución hasta el día 27 de junio de Después del análisis de las observaciones y sugerencias recibidas, con fecha 16 de julio de 2003, el OSINERG publicó las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD, OSINERG Nº OS/CD y OSINERG Nº /OS/CD que fijan las Tarifas y Compensaciones de los SST. 3 SEGUNDA DISPOSICIÓN TRANSITORIA : El procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión a que se refiere el Anexo B de la presente norma, comenzará en esta única oportunidad, antes del 1 de febrero de 2003, entendiéndose proporcionalmente prorrogados para dicha fijación, los demás plazos que aparecen en el citado Anexo. contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 3 de 3

7 De acuerdo al cronograma del proceso, los interesados interpusieron sus recursos de reconsideración, contra las resoluciones citadas anteriormente, hasta el día 08 de agosto de 2003, los que fueron publicados en la página WEB del OSINERG hasta el 13 de agosto de Con fecha 08 de agosto de 2003, LUZ DEL SUR interpuso su recurso de reconsideración contra LAS RESOLUCIONES. Así mismo, con fechas 15 de agosto y 03 de septiembre, presentó los escritos Nº 2 y Nº 3 de su recurso precisando su petitorio y sus fundamentos de derecho, respectivamente. El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una tercera Audiencia Pública para que los interesados, que presentaron recursos de reconsideración contra las resoluciones mencionadas anteriormente, pudieran exponer el sustento de sus respectivos recursos, la misma que se realizó el 20 de agosto de El presente informe presenta el análisis del citado recurso interpuesto por LUZ DEL SUR. Para su preparación se ha tomado como base la normatividad vigente establecida en la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N PCM; en el Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N EM, en lo dispuesto por el Decreto Supremo Nº EM, en lo dispuesto en la Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General y en lo dispuesto en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; En lo que sigue del presente informe, se resumen los requerimientos y argumentos presentados por la recurrente, se presenta el análisis técnico efectuado por el OSINERG y se establecen las conclusiones y recomendaciones al respecto. contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 4 de 4

8 2. Recurso de Reconsideración LUZ DEL SUR presenta su recurso de reconsideración contra LAS RESOLUCIONES en los siguientes puntos: A. Contra el Artículo 1º de la Resolución OSINERG Nº OS/CD, en los rubros de: determinación del Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ), determinación del Costo Medio, costo de operación y mantenimiento, costos de gestión y cálculo del ingreso tarifario. B. Contra los valores que aparecen en la Resolución OSINERG N OS/CD correspondientes a LUZ DEL SUR. LUZ DEL SUR solicita al Consejo Directivo del OSINERG rectifique LAS RESOLUCIONES, sobre la base de los fundamentos que expone respecto a los rubros siguientes: 1. Determinación del SEA. 2. Determinación del Costo Medio. 3. Costos de operación y mantenimiento. 4. Costos de gestión. 5. Cálculo del ingreso tarifario. Que, LUZ DEL SUR acompaña, como prueba instrumental, los siguientes documentos: Dimensiones y pesos de transformadores 220/60/10kV de 120 y 180 MVA. Costo estimado de habilitación de terreno para una subestación de transmisión MAT/AT. Copias de facturas de adquisición y órdenes de compra de equipos. contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 5 de 5

9 Memoria descriptiva, valorización y plano de malla de tierra profunda de la subestación (en adelante Subestación ) Los Ingenieros. Cotización de la empresa RAMSA para almacenamiento de equipos eléctricos. Revista COSTOS, página 09. Catálogo de relé de protección. Self-Supervision and routine testing of REF 54 feeder terminal. Periodo de mantenimiento de conmutadores bajo carga transformadores. Resumen de maniobras con intervención necesaria del personal en subestaciones Santa Rosa Nueva, Huachipa y Chorrillos. Póliza de seguros patrimoniales Determinación del SEA SUBESTACIONES MAT/AT Sustento del Petitorio a. Uso de Transformadores trifásicos en lugar de bancos monofásicos: LUZ DEL SUR solicita que se consideren bancos de transformadores monofásicos para las subestaciones MAT/AT, en lugar de transformadores trifásicos. LUZ DEL SUR manifiesta que debido a su peso y principalmente a sus dimensiones es prácticamente imposible el transporte de los transformadores trifásicos de 120 y 180MVA 220/60kV. Adjunta copia de un correo electrónico, en el que se muestra que la altura total de transporte de los transformadores trifásicos sería de 7,2 m, debido a lo que, los principales obstáculos para su transporte, serían las distancias verticales de seguridad a las redes de telecomunicaciones, redes eléctricas de baja tensión, media tensión y alta tensión. Asimismo, manifiesta que la actual señal tarifaria está orientada a reconocer sólo inversiones en redes aéreas de distribución, por lo que no se podría evitar estas limitaciones empleando líneas subterráneas. La recurrente considera que otro obstáculo para su transporte son los puentes peatonales y vehiculares que existen y que se instalarán a futuro, con alturas libres que varían de 4,15 y 5,2 m, lo cual imposibilitaría la utilización de las posibles rutas de transporte (Vía de Evitamiento y Panamericana Sur). contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 6 de 6

10 Además de ello, se tendría la problemática del transporte en la ciudad de Lima, debido a la construcción de corredores viales profundizados y del tren eléctrico. Por otro lado, LUZ DEL SUR manifiesta que las maniobras de desensamble y ensamble del transformador, ocasionaría que no se cumpla con el requisito de la pronta disponibilidad, en el lugar que se requiera, del transformador de reserva. Finalmente, LUZ DEL SUR manifiesta que en la fijación tarifaria correspondiente al año 2002, para la empresa Edelnor S.A.A. (Edelnor), el OSINERG consideró bancos monofásicos y que en la Resolución OSINERG Nº OS/CD sólo se ha aplicado los correspondientes factores de actualización lo cual constituye un acto discriminatorio. b. Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el tiempo: LUZ DEL SUR solicita que se replantee la forma de equipamiento de los transformadores de las subestaciones MAT/AT, partiendo de un parque óptimo en el año inicial, para luego rotar dicho parque entre las subestaciones, añadiendo en el tiempo las unidades mínimas necesarias para cubrir la demanda, de manera que al año final del horizonte no queden trasformadores sobrantes. Manifiesta que es fundamental que se aplique un proceso secuencial de planeamiento eléctrico para que la compensación final sea un valor promedio ponderado calculado a partir de los 15 valores anuales del horizonte. LUZ DEL SUR manifiesta que ese punto fue incluido en las observaciones y comentarios que presentó al proyecto de resolución y que es obligación del OSINERG corregir los errores y criterios equivocados. c. Diseño de la futura subestación Los Industriales: LUZ DEL SUR solicita que al costo del terreno considerado por el OSINERG, para la subestación Los Industriales, se añada el costo de las construcciones y su demolición estimado en miles de dólares, en razón de que en el lugar elegido para dicha subestación no existen terrenos libres de la dimensión requerida para una subestación tipo convencional. Además, LUZ DEL SUR manifiesta que si el OSINERG ubica la subestación en un punto que no sea el inicialmente planeado, debería incrementar la longitud de las líneas MAT y AT para conectar a las barras de dicha subestación, o en su defecto considerar la solución GIS que propuso inicialmente LUZ DEL SUR Análisis del OSINERG a. Uso de transformadores trifásicos en lugar de bancos monofásicos: LUZ DEL SUR solicita que se considere bancos de transformadores monofásicos para las SETs MAT/AT, en lugar de Transformadores contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 7 de 7

11 Trifásicos, para lo cual adjunta como sustento un correo electrónico enviado por personal de la empresa ABB Perú, manifestando que las dimensiones para transporte son: Cuadro Nº 1 Dimensiones de Transformadores Proporcionados por LUZ DEL SUR Dimensiones (lxaxh) (m) 120 7,2x2,8x4,8 105, ,4x3,6x6,2 136,5 Potencia (MVA) Peso (Toneladas) Al respecto las dimensiones de los transformadores de alta tensión y de gran potencia, no están estandarizadas, y que para su construcción los fabricantes toman en cuenta los requerimientos y restricciones que los clientes indican. Efectivamente, como se aprecia en planos 2500P24512 y 3596P24431 del transformador 100 MVA 220/13,2kV de marca COEMSA-ANSALDO y el plano 2T del transformador 215MVA,220/16kV marca SIEMENS, las dimensiones máximas para su transporte son menores que las mencionadas por LUZ DEL SUR: Cuadro Nº 2 Muestra de Dimensiones de Transformadores en el Mercado Dimensiones (lxaxh) (m) 100 6,000x3,150x4, ,520x3,440x5, Potencia (MVA) Peso (Toneladas) En el mercado se pueden obtener diversas dimensiones, prueba de ello es el transformador fabricado por la empresa Hyundai Heavy Industries CO. Ltd. Para British Columbia Hydro en Canadá trifásico de 515/242/25,2kV 304/340/500MVA, dimensiones Largo 12,8m, ancho 3,6 m y altura 4,5 m, como se muestra en su página web /product3-1.html; En consecuencia, las dimensiones de los transformadores trifásicos, no son impedimento para su transporte, siendo este un problema logístico que se puede evitar desde las especificaciones para su construcción. La implementación secuencial de los transformadores propuesta por el OSINERG no requiere realizar rotaciones de transformadores, asimismo la probabilidad de que un transformador falle es bastante baja, y ante la eventualidad que así suceda, su reemplazo, ya sea un banco monofásico o transformador trifásico, requiere siempre de las actividades de desmontaje y montaje correspondientes, tiempo durante el cual se efectúa en paralelo el traslado del transformador de reserva, para lo cual se tiene preparada de antemano la ruta de transporte con el tiempo suficiente. Con relación a lo manifestado por LUZ DEL SUR respecto a que se le estaría discriminando con relación a lo regulado en el año 2002 para contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 8 de 8

12 Edelnor, donde se consideró el uso de transformadores monofásicos, debe señalarse, que cada regulación se efectúa con la información que la empresa titular alcanza, así como, con los datos que el OSINERG obtenga y con el análisis técnico económico que de estos se realice. Asimismo, cada sistema secundario tiene sus particularidades, por lo que el OSINERG estudia el empleo de transformadores monofásicos tanto en el sistema Lima Sur como en el sistema Lima Norte. En este sentido la valorización de transformadores monofásicos en Edelnor no obliga a que el OSINERG tenga que utilizar esta tecnología en el resto de las empresas; ya que, dicha alternativa depende de las particularidades analizadas en cada caso o sistema eléctrico; Por lo tanto, es factible técnica y económicamente el uso de transformadores trifásicos. b. Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el tiempo: El plan de equipamiento del SEA de LUZ DEL SUR considera la instalación progresiva de transformadores en función de la demanda y su cambio por otros de mayor tamaño, cuando la demanda lo requiera. Este procedimiento es similar al efectuado por LUZ DEL SUR en su Estudio de Propuesta Tarifaria inicial. En este proceso es posible que algunos transformadores retirados puedan ser reutilizados en otras subestaciones, de tal manera que en el sentido ideal, al final del periodo no exista ningún transformador sobrante. En consecuencia, se ha realizado un nuevo equipamiento de los transformadores MAT/AT, con la finalidad de reducir a cero los transformadores sobrantes al año final del horizonte. c. Diseño de la futura subestación Los Industriales: Se realizó una nueva visita de la zona donde se ubicaría la subestación Los Industriales y se verificó que existe un terreno ubicado en la Avenida La Molina, antiguamente empleado por una ladrillera, a 300 m de la intersección con La Avenida Separadora, cuyas dimensiones satisfacen lo requerido para este tipo de subestación y cuya densidad de área construida es aproximadamente de 10%; por lo tanto, el costo de habilitación de terreno asciende a US$ , como se detalla a continuación: Área del Terreno: m2 (área de ladrillera) Factor de Ocupación del Terreno: 10 % Numero de pisos: 2 Área Construida: x 0.1 x 2 = m2 Costo por m2 de construcción: US$ 130 ( * ) Porcentaje de depreciación: 20 % Costo por m2 depreciado: 0.8 x 130 = US$ 104 Costo estimado de las edificaciones: x 104 = US$ Costo por m2 de demolición y Eliminación de desmonte: US$ 35 Costo total de la demolición y contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 9 de 9

13 Eliminación de desmonte: x 35 = US$ Costo construcción existente y demolición de la misma, total US$ ( * ) Costo estimado de acuerdo al tipo de estructuras, acabados, instalaciones y calidad de las edificaciones encontradas en esta zona, usando el cuadro de Valor Estimado del m2 de la Construcción en Lima de la Reviste ½ de Construcción ( al 31 de Julio 2003 ). Sin embargo, se constató que este terreno está adjudicado a un proyecto de plan habitacional, lo cual imposibilita su utilización para la construcción de la subestación tipo 1. Por otro lado, los costos de equipamiento tipo GIS encapsulado en SF6, vigentes en el mercado, están en el siguiente orden: Cuadro Nº 3 Costos de celdas GIS en el mercado CELDAS EN 220 kv US$ De Transformación De Acoplamiento De Línea CELDAS EN 60 kv De Transformación De Acoplamiento De Línea Se ha valorizado una subestación tipo GIS con los costos de mercado, considerando las respectivas obras civiles para este tipo de subestación y los costos de habilitación de terreno correspondiente, obteniéndose un valor de US$ , el cual está en el orden de una subestación tipo 1 (convencional). Por lo tanto, ante las restricciones de disponibilidad de terreno, para la construcción de la subestación Los Industriales del Tipo 1 (Convencional), la alternativa de una subestación tipo 0 (GIS), es factible SUBESTACIONES AT/MT Sustento del Petitorio a. Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el tiempo LUZ DEL SUR solicita que se replantee la forma de equipamiento de los transformadores de las subestaciones AT/MT, partiendo de un parque óptimo en el año inicial, para luego rotar dicho parque entre las Subestaciones, añadiendo en el tiempo las unidades mínimas necesarias para cubrir la demanda, de manera que al año final del horizonte no queden trasformadores sobrantes. LUZ DEL SUR manifiesta que es fundamental que se aplique un proceso secuencial de planeamiento eléctrico para que la compensación final sea un valor contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 10 de 10

14 promedio ponderado calculado a partir de los 15 valores anuales del horizonte. LUZ DEL SUR manifiesta que ese punto fue incluido en las observaciones y comentarios que presentó LUZ DEL SUR al Proyecto de Resolución y que es obligación del OSINERG corregir los errores. b. Celdas MT en Subestaciones tipo 5 (San Bartolo, Bujama, Surco y San Mateo) LUZ DEL SUR solicita que, en las subestaciones tipo 5 (fuera del área urbana), se modifique la carga por alimentador, de 4 a 1,5 MVA, debido a las grandes longitudes de redes. LUZ DEL SUR manifiesta que ha planteado considerar una carga de 4 MVA por alimentador para subestaciones ubicadas en la zona urbana. Sin embargo en las subestaciones tipo 5, ubicadas fuera del área urbana, caracterizada por una baja densidad de carga y de redes largas, la carga por alimentador debería ser máximo 1,5 MVA para poder cumplir con los niveles de tensión exigidos por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (en adelante NTCSE ) en la red de distribución. Asimismo, indica que otras soluciones, como el empleo de compensación capacitiva o el empleo de reelevadores de tensión, serían muy forzadas y consecuentemente costosas y que deberían desestimarse debido a que las soluciones para la transmisión no debe significar mayores costos para la distribución, toda vez que no está considerado en el Valor Agregado de Distribución (en adelante VAD ) Análisis del OSINERG a. Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el tiempo Respecto a este punto, se repiten las consideraciones señaladas en el literal b del numeral del presente informe, concluyendo que corresponde modificar el proceso de secuenciamiento utilizado por el OSINERG. b. Celdas MT en SETs tipo 5 (San Bartolo, Bujama, Surco y San Mateo) LUZ DEL SUR no ha alcanzado el sustento solicitado de los datos empleados en su cálculo de caída de tensión, tales como distancias y cargas distribuidas a lo largo de 5 puntos de los alimentadores, ni tampoco ha realizado el análisis técnico económico de otras alternativas de solución. El OSINERG ha realizado un cálculo similar al presentado por LUZ DEL SUR, cuyos resultados indican que, considerando un conductor de AAAC 120 mm2 a lo largo de todo el alimentador, se puede llegar a una carga de hasta 3,0 MVA/alimentador, sin problemas de caída de tensión contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 11 de 11

15 Por otro lado, de acuerdo a la demanda para las subestaciones tipo 5 y la cantidad de celdas de 10 kv empleada, la carga máxima por cada celda no pasa de 3,5 MVA. Asimismo, en el caso de subestaciones periféricas, el hecho de considerar una celda por cada alimentador es antieconómico, dado que resultaría que las subestaciones tipo periferia Bujama o San Bartolo tengan 6 celdas para una potencia de 9 MVA. Ante esto, es práctica común que una celda sirva hasta dos alimentadores, los mismos que pueden seccionarse en las primeras estructuras por medio de seccionalizadores o seccionadores cut-out para lograr mayor operatividad Líneas de Transmisión Sustento del Petitorio a. Nuevas líneas de 60 kv requeridas LUZ DEL SUR solicita se incorporen 3 nuevas líneas: Línea Chorrillos Barranco, a partir del año 2012, debido a sobrecarga del enlace San Juan Balnearios 220kV en condiciones de contingencia. Línea San Bartolo Chilca, a partir del año 2014, debido a problemas de sobrecarga del enlace San Bartolo Chilca y baja tensión en la barra Lurín, ante una contingencia en el enlace Pachacámac Lurín. Línea Santa Rosa Limatambo, a partir del año 2016, por problemas de sobrecarga del enlace San Juan Balnearios 220 kv en caso de contingencia. LUZ DEL SUR sustenta su solicitud manifestando, que el modelo empleado por el OSINERG ha considerado únicamente el sistema de LUZ DEL SUR y ha asumido las tensiones en las barras de generación; manifiesta que se debe considerar un modelo que abarque un sistema mayor que contenga, al menos, las barras más importantes del Sistema Eléctrico Nacional y la carga de Edelnor. Asimismo, considera que en el modelo empleado por el OSINERG no se han considerado las pérdidas de los transformadores AT/MT para los años 2004 a 2017, lo que ha originado que no se detecten sobrecargas en la línea San Bartolo - Chilca 60 kv. LUZ DEL SUR adjunta archivos del modelo de la red para el año 2017, que incluye los transformadores AT/MT. b. Modificaciones en los calibres de algunas líneas de 60 kv LUZ DEL SUR solicita que se modifiquen los calibres de las líneas subterráneas: contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 12 de 12

16 Línea San Isidro Limatambo de 400 a 500 mm 2, por problemas de sobrecarga en caso de contingencia del enlace Neyra San Isidro. Línea Neyra San Isidro de 400 a 500 mm 2, por problemas de sobrecarga en caso de contingencia del enlace San Isidro Limatambo. LUZ DEL SUR manifiesta que la metodología N-1, empleada por el OSINERG en forma relativa para las líneas subterráneas, en base a la ocurrencia de las interrupciones fortuitas, sólo toma en cuenta una parte de la consecuencia de la falla, la cual es la frecuencia, dejando de lado el otro aspecto que es la duración de la interrupción. LUZ DEL SUR señala que para el caso de los cables subterráneos la duración de la falla es mucho mayor que en líneas aéreas, debido a los trabajos de ubicación de falla, rotura de pistas y veredas, excavación y reparación de cable Análisis del OSINERG a. Nuevas líneas de 60 kv requeridas En la etapa de Análisis de las Observaciones y Sugerencias de LUZ DEL SUR al proyecto de resolución, se presentaron las simulaciones de flujos de carga para el año 2017, con la representación de la totalidad del SEA de Edelnor y las barras principales del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante SEIN ), corrigiéndose además las tensiones de las barras San Juan, Santa Rosa e Independencia, de lo cual se concluyó que éstas modificaciones no alteran el plan de equipamiento del SEA propuesto. Por otro lado, con la finalidad de confirmar el SEA obtenido, se han realizado nuevas simulaciones de flujos de potencia para el año 2017 con un modelo más amplio, que representa la totalidad del SEA de Edelnor y las principales barras del SEIN, incluyendo el Sistema Mantaro Lima. Los resultados de estas nuevas simulaciones, mostrados en el Cuadro Nº 4, demuestran que no se exceden los valores máximos, ni en condiciones normales ni en contingencia, en las referidas líneas y, por lo tanto, los resultados no varían el SEA obtenido inicialmente. Cuadro Nº 4 Resultados de Simulaciones de Flujo de Carga Línea Flujo Máx. Cond. Norm. Flujo Máx (3). Cond.Emerg Capacidad Nominal Línea San Juan Balnearios (1) 212 MVA 359 MVA 320 MVA Línea Chilca San Bartolo (2) 34 MVA 44 MVA 38 MVA (1) Pérdida de 1 terna de la LT San Juan - Balnearios (2) Pérdida de LT Pachacámac Lurín contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 13 de 13

17 (3) La condición de operación en contingencias de líneas y transformadores es que soporten el 20% de sobrecarga, respecto a su capacidad nominal. Además, el modelo empleado por LUZ DEL SUR, mostrado en su archivo de flujo de potencia correspondiente al año 2017, tiene las siguientes inconsistencias: No incluye las líneas de 220 kv que evacuan la potencia y energía de la CH Mantaro; debido a esta simplificación, asume una excesiva potencia de entrada en la barra Independencia 220kV. Representa una generación en la CT Ventanilla, menor que la que producirá con la generación a gas. Por otro lado, se ha considerado una potencia generada en la C.H. Huinco menor que el promedio producido por la misma. Estas inconsistencias del modelo propuesto por LUZ DEL SUR, originan que los flujos de potencia se distorsionen. Con respecto al efecto de las pérdidas de los transformadores AT/MT, debe señalarse que dichas pérdidas representan, en promedio, menos del 0,5% de la carga total y, por lo tanto, no tienen efecto sobre la potencia máxima de líneas y subestaciones, dado que éstas operan con un factor de utilización menor a 1,0. En consecuencia no se precisa de añadir las líneas señaladas por LUZ DEL SUR. b. Modificaciones en los calibres de algunas líneas de 60 kv El criterio más conveniente para el planeamiento de un sistema de transmisión es el llamado criterio determinístico (N-1). Adicionalmente, se tiene el criterio probabilístico, cuya evaluación, aunque no asegura un grado absoluto de confiabilidad, puede proveer una mejor medida de las diferencias relativas entre diferentes opciones. Sin embargo, el uso de este criterio en el planeamiento de la transmisión ha sido limitado, siendo más utilizado y difundido el uso del criterio determinístico complementado con una evaluación probabilística. Dentro de este contexto, si se llega a la situación de decidir la necesidad de una inversión de apreciable magnitud en los años 2012, 2014 y 2016, es decir prácticamente al final del periodo del estudio, es perfectamente válido y necesario considerar, además del criterio determinístico del N-1, la probabilidad de que el hecho que estaría determinando la necesidad de dicha inversión, realmente ocurra, y los efectos que esto podría tener. Por lo expuesto, se solicitó a LUZ DEL SUR información sobre sus estadísticas de fallas en cables subterráneos, las mismas que no alcanzó. Al no haber analizado LUZ DEL SUR lo solicitado, el OSINERG mantiene su criterio, en el sentido de que la poca probabilidad de que ocurra una falla en cables subterráneos de 60 kv hacia el final del periodo de estudio, no justifica una inversión, máxime de que la misma, según lo manifestado por LUZ DEL SUR, tendría que efectuarse desde la instalación del circuito en cuestión. Además, debe indicarse que las contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 14 de 14

18 líneas observadas no presentan problemas de sobrecarga en el año 2007 sino hasta el año Que, sin desmerito de lo expuesto, se ha efectuado un análisis comparativo entre la mayor inversión que se necesitaría para elevar la sección de los cables, versus el costo de las probables interrupciones que se producirían, si no se hiciera tal inversión. Los datos utilizados para dicho análisis son: Costo de cable subterráneo de 60 kv, 400 mm2: Costo de cable subterráneo de 60 kv, 500 mm2: Frecuencia de fallas (1): Tiempo de reparación (1): Longitud de los enlaces comprometidos: LT 60 kv Limatambo San Isidro: LT 60 kv Neyra San Isidro: Tiempo (en hora de punta) que se tendría que rechazar carga para evitar sobrecarga de enlace en caso de falla de uno de ellos: Costo de compensación por energía no suministrada (ENS) (2): US$ ,06/km US$ ,06/km 0,75/100 km/año 72 horas 3,01 km 3,96 km 1 hora/día US$ 0,35/kWh (1) Estadísticas de fallas, tomadas de información obtenida en empresas similares, tanto nacionales como extranjeras: (2) El costo de la ENS corresponde a la aplicación de la tercera etapa de la compensación unitaria por incumplimiento en la calidad de suministro, indicada en la Modificación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos en el D.S. Nº EM del Cuadro Nº 5 Determinación de La Energía No Servida AÑO POTENCIA KW HORAS AÑO DE INTERR. PROBABLE. ENERGIA KWh ENS US$ , , , , , , , , , , ,9 0, ,07 158, ,3 0, ,15 349, ,7 0, ,22 540, ,7 0, ,03 515, ,7 0, ,84 489,95 VAN $453,95 contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 15 de 15

19 El valor actual del costo anual de las posibles interrupciones, ascendería a US$ 454 que es menor al mayor costo por elevar el calibre del cable a 500 mm 2, ascendente a US$ ,00, por lo que no se justifica el cambio de sección indicado Determinación del Costo Medio de Inversión (CMI) SUBESTACIONES MAT/AT Sustento del Petitorio a. Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT LUZ DEL SUR solicita que, debido al ingreso de los nuevos enlaces señalados en el numeral literal a, se modifiquen las cantidades de celdas de salida para líneas AT, como sigue: Subestación Santa Rosa, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace Santa Rosa Limatambo. Subestación Chilca, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace Chilca - San Bartolo. b. Costo de almacenamiento LUZ DEL SUR solicita que se considere, por almacenamiento, un porcentaje igual al 0,76% del costo de los suministros. Sustenta su solicitud, manifestando que, con el fin de reducir precios de compra, agrupa los pedidos en un solo paquete, y que la ejecución de las obras es distribuida uniformemente a lo largo del año, lo que le origina la necesaria existencia de un almacén. También manifiesta, que debido a que los productos son procedentes de diferentes proveedores en diferentes países, con diferentes tiempos de transporte, se hace difícil coordinar la llegada de todos lo equipos directamente a las obras en el momento requerido. Asimismo, indica que el OSINERG esta proponiendo se utilice un enfoque Just in time, sin considerar un conjunto de condiciones, como son, existencia de contratos de largo plazo, proveedores que cuenten con stock de equipos y proveedores que sean preferentemente locales, lo que no se cumplen en nuestro medio. Finalmente, manifiesta que en la regulación del año 2002, en los costos de la empresa Edelnor, se consideró un porcentaje por almacenamiento distinto de cero, lo cual constituye un trato discriminatorio por parte del OSINERG. contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 16 de 16

20 Análisis del OSINERG a. Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT De acuerdo a las simulaciones de flujo de potencia que se han realizado, en el Numeral literal a, se comprobó que no es necesario la incorporación de nuevas líneas y por consiguiente no se requieren las celdas propuestas. b. Costo de almacenamiento En el proceso moderno de construcción de subestaciones, no es necesario contar con almacenes intermedios para los equipos a instalar en las subestaciones. A continuación se resume el proceso típico de construcción de subestaciones de gran potencia y tensión: El planeamiento para la construcción y equipamiento de subestaciones de 220 y 60 kv debe realizarse con una previsión mínima de 3 años. Una vez confirmada la ubicación de la subestación, la potencia y sus niveles de tensión, la empresa comienza a diseñar las obras civiles y electromecánicas para tener un presupuesto muy aproximado del costo real de la subestación. Teniendo conocimiento de la calidad, características técnicas y cantidad del equipo se convoca a un concurso para su fabricación, paralelamente se debe realizar los trámites de compra del terreno para la futura subestación. El proceso de fabricación del equipamiento electromecánico incluyendo el transformador de potencia es entre 5 a 10 meses (equipos de 220 kv y transformador 180 MVA). El fabricante alcanza un cronograma de fabricación y pruebas a la empresa para que se realicen las previsiones del caso para su montaje. Mientras se realiza el proceso de fabricación de equipos se efectúa la construcción de las obras civiles. Los equipos empiezan a llegar a partir del quinto mes (del cronograma de obra) para esto las bases que soportarán los equipos ya están construidos, de tal modo que los equipos que vayan llegando se van montando. Al séptimo mes del cronograma de obra, el patio de llaves está expedito para el montaje del resto de equipos de patio de llaves y edificio de control. Una vez finalizada la construcción del transformador de potencia, se transporta directamente a la subestación para su montaje, cableado y puesta en servicio. Lo mismo se realiza con el equipo restante. contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 17 de 17

21 A medida que se colocan los equipos en el patio de llaves se realizan los cableados y conexiones, posteriormente las pruebas. El proceso resumido anteriormente es una práctica usual de ingeniería de construcción y montaje, por lo tanto no se requiere de almacenes intermedios para el montaje de los equipos. Con respecto a lo manifestado por LUZ DEL SUR referente a que se le estaría dando un trato discriminatorio con relación a lo regulado en el año 2002 para Edelnor, se indica, en principio, que cada regulación se realiza con la información que la empresa titular alcanza, con los datos que el OSINERG obtenga y con el análisis técnico económico que de estos se realice. Asimismo, cada sistema secundario tiene sus particularidades, por lo que el OSINERG revisa no solo el rubro de almacenamiento en el sistema Lima Sur sino también en el de Lima Norte SUBESTACIONES AT/MT Sustento del Petitorio a. Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT LUZ DEL SUR solicita que, debido al ingreso de los nuevos enlaces señalados en el numeral literal a, se modifique las cantidades de celdas de salida para líneas AT, como sigue: Barranco, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace Barranco Chorrillos. Chorrillos, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace Barranco Chorrillos. Limatambo, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace Santa Rosa Limatambo. San Bartolo, una celda, debido al ingreso del nuevo enlace Chilca - San Bartolo. b. Costos de equipos relevantes LUZ DEL SUR solicita que se consideren sus costos unitarios de equipos principales, manifestando que sus costos propuestos provienen de facturas y de ofertas de proveedores, los cuales tienen mayor validez que cualquier cotización referencial. Por otro lado, manifiesta que los costos tomados por el OSINERG, no necesariamente cumplen con las especificaciones técnicas aplicables a su sistema eléctrico y su realidad geográfica. Finalmente, indica que los costos de LUZ DEL SUR corresponden a equipos específicos respaldados por facturas ú ordenes de compra; y que por el contrario los costos tomados por el OSINERG provienen de contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 18 de 18

22 cotizaciones y/o de interpolaciones o extrapolaciones de equipos de diferentes valores nominales. c. Costos de obras civiles tipo 4 LUZ DEL SUR solicita que se considere el costo de obras civiles igual a US$ y considera que el OSINERG ha cometido dos tipos de errores: Simplificación en algunas partidas como la Red de Tierra Profunda. Omisiones en el metrado de distintos rubros. LUZ DEL SUR manifiesta que sus costos propuestos están sustentados mediante análisis de precios, y adjuntan la valorización de obras civiles y planos de la red de tierra, sala de control y portón de ingreso. d. Costos de almacenamiento LUZ DEL SUR solicita que se considere, por almacenamiento, un porcentaje igual al 0,76% del costo de los suministros. Sustenta su solicitud con los mismos argumentos empleados para las subestaciones MAT/AT. Además, LUZ DEL SUR sustenta el porcentaje propuesto basado en una cotización proporcionada por la empresa RAMSA Análisis del OSINERG a. Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT De acuerdo a las simulaciones de flujo de potencia que se han realizado, en el Numeral literal a, se comprobó que no es necesario la incorporación de nuevas líneas y por consiguiente no se requieren las celdas propuestas. b. Costos de equipos relevantes De acuerdo a la evaluación de los precios presentados por LUZ DEL SUR y teniendo en consideración que las celdas metalclad deben ser a prueba de arco interno, es correcto modificar el costo de las celdas metalclad de 22,9 y 10 kv, como se muestra en el Cuadro Nº 6. Asimismo, los costos en el mercado para las características específicas de los transformadores 60/10kV, 25 MVA y 40 MVA y 60/22,9/10 kv, 25/25/25 MVA y 40/40/40 MVA, son ligeramente superiores a los considerados por el OSINERG, por lo que es correcto realizar un reajuste de acuerdo a precios de mercado, como se muestra en el Cuadro Nº 6. Con respecto a los demás equipos observados por LUZ DEL SUR, se señala que los equipos considerados por el OSINERG sí cumplen con las exigencias requeridas para la zona geográfica del SST de LUZ DEL contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 19 de 19

23 SUR, y los costos empleados, corresponden a los del mercado, por lo que no corresponde hacer ningún reajuste. Cuadro Nº 6 Costos de Equipos de Subestaciones Modificados Descripción Equipos 10 kv Celda Metal-Clad 10 kv equipada transformador COSTO ANTERIOR (US $) COSTO ACTUALIZADO (US $) Celda Metal-Clad 10 kv equipada alimentador Celda Metal-Clad 10 kv equipada acoplamiento Celda Metal-Clad 10 kv equipada - Medición Tensión ,9 kv Celda Metal-Clad 22,9 kv equipada transformador Celda Metal-Clad 22,9 kv equipada alimentador Celda Metal-Clad 22,9 kv equipada acoplamiento Celda Metal-Clad 22,9 kv equipada - Medición Tensión /10 kv Transformador de potencia 25 MVA Transformador de potencia 40 MVA /22,9/10 kv Transformador de potencia 25/25/25 MVA Transformador de potencia 40/40/40 MVA * Los precios no incluyen IGV. c. Costos de obras civiles tipo 4 Respecto a la partida de red de tierra profunda, LUZ DEL SUR ha tomado como referencia estándar, un diseño especial cuyas dimensiones y metrados son mucho mayores que los comprendidos por los diseños típicos para este tipo de subestaciones. - Profundidad de zanja para la malla : 2,40 m. - Ancho de la zanja para la malla : 0,80 m. Al respecto manifestamos que este diseño particular de malla no debe de utilizarse como general para todas las subestaciones, aquí radica la gran diferencia de costos. La profundidad de malla utilizada como norma general en el diseño de subestaciones es (Normas IEC y ANSI, salvo diseños especiales): contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 20 de 20

24 - Profundidad de zanja para la malla : 0,80 m. - Ancho de la zanja para la malla : 0,50 m. Respecto a las omisiones en el metrado, mencionadas por LUZ DEL SUR, se indica que las partidas, acondicionamiento de terreno, sótano de edificio y vías de rozamiento, no constituyen costos eficientes: - Acondicionamiento del terreno Si es que esta partida es considerada como todo el movimiento de tierras (corte y relleno) necesario para que el terreno alcance el nivel necesario y/o trabajos de demolición y eliminación, el OSINERG considera por criterio técnico que se debe escoger un terreno adecuado en tamaño, niveles y sin construcciones existentes, que estos trabajos serían mínimos ya que el terreno tendría el nivel necesario y no tendría construcciones existentes. Por otro lado, el monto que LUZ DEL SUR coloca en el presupuesto no tiene ningún sustento de metrados, por lo que el costo adicional solicitado por esta partida no procede. - Sótano de Edificio de Control Este tipo de subestación no requiere de sótano, y los cables de control y fuerza se colocan dentro de las zanjas que ingresan desde el patio de llaves a la casa de control. - Vía de Rodamiento del Transformador El OSINERG considera que para efectos de traslado del transformador, el camión cama baja, ingresa al patio de llaves se estaciona al costado de las bases y con ayuda de gatas se carga o descarga, por lo contrario, la vía de rodamiento dificulta en parte el acceso del camión al patio de llaves de la subestación Con relación a la partida pistas, propuesta por LUZ DEL SUR, se señala que ésta sí fue considerada por el OSINERG dentro del rubro Acceso. Y con relación al resto de partidas solicitadas por LUZ DEL SUR, se indica que sí han sido consideradas por el OSINERG dentro del rubro otros como se detalla a continuación: Portones de Ingreso US$ 1 300,00 Bases para Tiro del Transformador US$ 800,00 Buzón de Cables US$ 1 800,00 Tuberías para enductado de Cables US$ 3 200,00 Accesorios de la red de tierra US$ 1 623,61 Suministro menor US$ 1 000,00 TOTAL Otros US$ 9 723,61 contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 21 de 21

25 d. Costos de almacenamiento Al respecto, el OSINERG repite los mismos argumentos empleados en el Numeral literal b, del presente informe, concluyendo que no se requiere de almacenes intermedios para el montaje de los equipos de las subestaciones Líneas de Transmisión Sustento del Petitorio LUZ DEL SUR solicita que se adicione, al costo de inversión total de líneas de AT, el costo de inversión de la línea San Juan Villa El Salvador 60kV, simple terna desde el año 2004, la misma que esta considerada en el SEA y que ha sido omitida en el cálculo del costo de inversión Análisis del OSINERG Por omisión involuntaria, se dejo de valorizar la línea que LUZ DEL SUR señala, por lo que, se ha corregido el costo de inversión de líneas de transmisión, incluyendo la misma Costos de Operación y Mantenimiento Costo del dinero en el tiempo Sustento del Petitorio LUZ DEL SUR solicita que el costo del dinero en el tiempo se aplique a todos los rubros o a ninguno. Manifiesta que no es coherente la aplicación del costo del dinero a una parte de los costos dejando de aplicarlos a otros, que también ocurren en distintos meses dentro del período devaluado. Señala que el costo del dinero en el tiempo no se ha aplicado al fijar los costos de operación y mantenimiento de otras empresas como ETESELVA o como Edelnor en la regulación del año Análisis del OSINERG Efectivamente, los costos de los rubros de operación, gestión, seguridad y otros no se incurren al fin de cada año, sino que se sufragan mensualmente o en distintos meses del periodo, y otros como el de seguros, se paga por lo general al comienzo del periodo. En consecuencia se debe considerar el costo del dinero en el tiempo para todos los rubros. Para ejecutar esto se ha tenido en cuenta que los costos de operación y gestión se sufragan cada mes, y que el pago por concepto de seguros se efectúa al inicio del año. contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 22 de 22

26 El resumen de corrección por costo del dinero en el tiempo es el siguiente: Cuadro Nº 6 Corrección de O&M Debido al Costo del Dinero en el Tiempo RUBRO COSTO ANTERIOR (US$) COSTO ACTUAL (US$) Operación , ,63 Gestión Personal , ,00 Gestión No personal , ,00 Seguros , ,93 Vigilancia y Seguridad , ,00 Otros Costos No Personales , ,00 Total , ,66 Los rubros mantenimiento, subestaciones, estación maestra y telecomunicaciones, ya fueron afectados por el costo del dinero en el tiempo. El reajuste se debe, además, por el hecho de que se ha actualizado la tasa para el cálculo de la prima de seguros Recursos de Mantenimiento Sustento del Petitorio LUZ DEL SUR solicita que se consideren sus costos propuestos para mano de obra de operario, oficial y peón, los mismos que incluyen gastos generales y utilidades del contratista ascendentes a 25%. LUZ DEL SUR manifiesta que los costos empleados por el OSINERG, tomados como referencia de la revista COSTOS y CAPECO, no consideran los costos indirectos en que incurren las empresas contratistas de mantenimiento. Asimismo, indica que LUZ DEL SUR paga a la empresa contratista por el costo total y no sólo por el costo directo. LUZ DEL SUR precisa que en el rubro otros costos indirectos de transmisión no se incluyen los gastos generales o costos indirectos de las contratistas, y señala que se refieren a los costos propios de la empresa LUZ DEL SUR y no a los de sus contratistas Análisis del OSINERG Habida cuenta que los costos indirectos de los contratistas que ejecutan los trabajos de mantenimiento no han sido considerados, es razonable considerarlo en este rubro. Que, por lo tanto se debe agregar los costos indirectos del contratista de gastos generales y utilidades. Sin embargo, para mantener la coherencia en el estudio, se empleará el mismo porcentaje aplicado para los contratistas en los costos de inversión, igual a 15%. contra las Resoluciones OSINERG Nº OS/CD y Nº OS/CD Página 23 de 23