TRANSCRIPCIÓN · 2009-10-23 · Martes, 01 de Setiembre de 2009 Presentación de la Audiencia...
115
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA TRANSCRIPCIÓN Procedimiento Especial para la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de Distribución (VAD), Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Exposición y Sustento de los Criterios, Metodología y Modelos Económicos utilizados en el Análisis de los Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) y de la Prepublicación de las Tarifas de Distribución Eléctrica del Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Sectores Típicos 1, 2, 3 y Especial Audiencia Pública Descentralizada Lima - Piura Martes, 01 de Setiembre de 2009
Transcript of TRANSCRIPCIÓN · 2009-10-23 · Martes, 01 de Setiembre de 2009 Presentación de la Audiencia...
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
TRANSCRIPCIÓN
Procedimiento Especial para la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de
Distribución (VAD), Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013
Exposición y Sustento de los Criterios, Metodología y Modelos Económicos utilizados en el Análisis de los
Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) y de la Prepublicación de las Tarifas de
Distribución Eléctrica del Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013
Sectores Típicos 1, 2, 3 y Especial
Audiencia Pública Descentralizada Lima - Piura
Martes, 01 de Setiembre de 2009
i
Contenido
Presentación de la Audiencia ____________________________________________ 1 Moderador - Lima____________________________________________________ 1 Sr. Gonzalo Iwasaki __________________________________________________ 1
Apertura de la Audiencia _______________________________________________ 2 Ingeniero Alfredo Dammert Lira ________________________________________ 2 Presidente del Consejo Directivo del OSINERGMIN ________________________ 2 Moderador - Lima___________________________________________________ 10 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 10 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 11 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 11 Moderador - Lima___________________________________________________ 28 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 28
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 1 ______________________________ 28 Ingeniero Juan Carlos Liu ____________________________________________ 28 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sector 1 _______________________________ 28 Moderador - Lima___________________________________________________ 38 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 38
Preguntas y Respuestas de la Audiencia – Lima ____________________________ 39 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 39 Ingeniero Rafael Laca________________________________________________ 39 Representante de la empresa ELEMIX __________________________________ 39 Moderador - Lima___________________________________________________ 43 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 43 Respuesta Nº 01-A __________________________________________________ 43 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 43 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 43 Moderador - Lima___________________________________________________ 43 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 43 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 43 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 43 Respuesta Nº 01-B __________________________________________________ 47 Ingeniero Juan Carlos Liu ____________________________________________ 47 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sector 1 _______________________________ 47 Moderador - Lima___________________________________________________ 49 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 49 Pregunta Nº 02 _____________________________________________________ 50 Ingeniero Jorge Chávez Retamozo______________________________________ 50 Consultor _________________________________________________________ 50 Respuesta Nº 02 ____________________________________________________ 50 Ingeniero Juan Carlos Liu ____________________________________________ 50 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sector 1 _______________________________ 50
ii
Moderador - Lima___________________________________________________ 51 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 51 Pregunta Nº 03 _____________________________________________________ 51 Sr. Alberto Ferrand__________________________________________________ 51 Representante de la Defensoría del Pueblo _______________________________ 51 Moderador - Lima___________________________________________________ 51 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 51 Pregunta Nº 04 _____________________________________________________ 51 Ingeniero Cesar Aguilar ______________________________________________ 51 Consultor _________________________________________________________ 51 Moderador - Lima___________________________________________________ 52 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 52 Respuesta Nº 04-A __________________________________________________ 52 Ingeniero Juan Carlos Liu ____________________________________________ 52 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sector 1 _______________________________ 52 Respuesta Nº 04-B __________________________________________________ 53 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 53 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 53 Moderador - Lima___________________________________________________ 54 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 54
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 2 ______________________________ 54 Ingeniero Aldo Dávila _______________________________________________ 54 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial___________________ 54 Moderador - Lima___________________________________________________ 67 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 67
Preguntas y Respuestas de la Audiencia – Lima ____________________________ 68 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 68 Sr. Jorge Vargas ____________________________________________________ 68 Representante de la empresa HIDRANDINA _____________________________ 68 Moderador - Lima___________________________________________________ 69 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 69 Respuesta Nº 01 ____________________________________________________ 69 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 69 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 69 Moderador - Lima___________________________________________________ 72 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 72 Pregunta Nº 02 _____________________________________________________ 72 Ingeniero Rafael Laca________________________________________________ 72 Representante de la empresa ELEMIX __________________________________ 72 Moderador - Lima___________________________________________________ 74 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 74 Respuesta Nº 02-A __________________________________________________ 74 Ingeniero Aldo Dávila _______________________________________________ 74 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial___________________ 74 Respuesta Nº 02-B __________________________________________________ 75 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 75 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 75 Moderador - Lima___________________________________________________ 76 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 76
iii
Pregunta Nº 03 _____________________________________________________ 76 Sr. Audaz Egocheaga ________________________________________________ 76 Representante del Consejo de Usuarios de OSINERGMIN___________________ 76 Respuesta Nº 03 ____________________________________________________ 77 Ingeniero Aldo Dávila _______________________________________________ 77 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial___________________ 77 Moderador - Lima___________________________________________________ 77 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 77
Preguntas y Respuestas de la Audiencia – Piura ____________________________ 77 Moderador - Piura___________________________________________________ 78 Sr. Luis Salazar_____________________________________________________ 78 Moderador - Lima___________________________________________________ 78 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 78 Moderador - Piura___________________________________________________ 78 Sr. Luis Salazar_____________________________________________________ 78 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 78 Sr. Enrique García Guerra ____________________________________________ 78 Representante de la empresa ELECTRONOROESTE_______________________ 78 Moderador - Lima___________________________________________________ 79 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 79 Respuesta Nº 01-A __________________________________________________ 79 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 79 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 79 Respuesta Nº 01-B __________________________________________________ 79 Ingeniero Aldo Dávila _______________________________________________ 79 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial___________________ 79 Respuesta Nº 01-C __________________________________________________ 80 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 80 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 80 Moderador - Lima___________________________________________________ 80 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 80 Moderador - Piura___________________________________________________ 81 Sr. Luis Salazar_____________________________________________________ 81 Pregunta Nº 02 _____________________________________________________ 81 Sr. Elio Gonzáles ___________________________________________________ 81 Representante de la empresa ELECTRONOROESTE_______________________ 81 Moderador - Lima___________________________________________________ 81 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 81 Respuesta Nº 02 ____________________________________________________ 82 Ingeniero Aldo Dávila _______________________________________________ 82 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial___________________ 82 Moderador - Lima___________________________________________________ 83 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 83 Moderador - Piura___________________________________________________ 83 Sr. Luis Salazar_____________________________________________________ 83 Moderador - Lima___________________________________________________ 83 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 83
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 3 ______________________________ 83 Ingeniero Aldo Dávila _______________________________________________ 83
iv
Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial___________________ 83 Moderador - Lima___________________________________________________ 88 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 88
Preguntas y Respuestas de la Audiencia - Lima_____________________________ 88 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 88 Ingeniero Cesar Aguilar ______________________________________________ 88 Consultor _________________________________________________________ 88 Moderador - Lima___________________________________________________ 90 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 90 Respuesta Nº 01 ____________________________________________________ 90 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 90 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 90 Moderador - Lima___________________________________________________ 91 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 91 Pregunta Nº 02 _____________________________________________________ 91 Ingeniero Rafael Laca________________________________________________ 91 Representante de la empresa ELEMIX __________________________________ 91 Moderador - Lima___________________________________________________ 92 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 92 Respuesta Nº 02-A __________________________________________________ 93 Dra. Jacqueline Amez Diaz ___________________________________________ 93 Asesora Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria _______________ 93 Respuesta Nº 02-B __________________________________________________ 94 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 94 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 94 Moderador - Lima___________________________________________________ 95 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 95
Exposición de la Audiencia – Sector Especial ______________________________ 95 Ingeniero Aldo Dávila _______________________________________________ 95 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial___________________ 95 Moderador - Lima___________________________________________________ 99 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 99
Preguntas y Respuestas de la Audiencia – Lima ____________________________ 99 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 99 Sr. Pavel Miranda ___________________________________________________ 99 Representante de la empresa COELVISAC _______________________________ 99 Moderador - Lima__________________________________________________ 101 Sr. Gonzalo Iwasaki ________________________________________________ 101 Respuesta Nº 01 ___________________________________________________ 102 Ingeniero Aldo Dávila ______________________________________________ 102 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial__________________ 102 Moderador - Lima__________________________________________________ 103 Sr. Gonzalo Iwasaki ________________________________________________ 103 Pregunta Nº 02 ____________________________________________________ 103 Ingeniero Rafael Laca_______________________________________________ 103 Representante de la empresa ELEMIX _________________________________ 103 Moderador - Lima__________________________________________________ 105 Sr. Gonzalo Iwasaki ________________________________________________ 105 Respuesta Nº 02 ___________________________________________________ 105
v
Dra. Jacqueline Amez Diaz __________________________________________ 105 Asesora Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria ______________ 105 Moderador - Lima__________________________________________________ 106 Sr. Gonzalo Iwasaki ________________________________________________ 106 Pregunta Nº 03 ____________________________________________________ 106 Sr. Raúl Vilcahuamán_______________________________________________ 106 Representante de la empresa Iansa _____________________________________ 106 Respuesta Nº 03 ___________________________________________________ 107 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo ____________________________________ 107 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART _________________ 107 Moderador - Lima__________________________________________________ 107 Sr. Gonzalo Iwasaki ________________________________________________ 107 Pregunta Nº 04 ____________________________________________________ 107 Sr. Jaime Chalco___________________________________________________ 107 Representante de la empresa COELVISAC ______________________________ 107 Moderador - Lima__________________________________________________ 108 Sr. Gonzalo Iwasaki ________________________________________________ 108 Respuesta Nº 4 ____________________________________________________ 109 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo ____________________________________ 109 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART _________________ 109
Finalización de la Audiencia __________________________________________ 109 Moderador - Lima__________________________________________________ 109 Sr. Gonzalo Iwasaki ________________________________________________ 109
1/109
AUDIENCIA PÚBLICA DESCENTRALIZADA
Procedimiento Especial para la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de Distribución (VAD),
Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013
Lima - Piura Martes, 01 de Setiembre de 2009
Presentación de la Audiencia
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Buenos días señoras y señores, estamos en la hora prevista para comenzar
nuestra audiencia pública, como verán procuramos siempre ser puntuales,
observando y respetando el tiempo de cada uno de ustedes, de nosotros
también, ordenar esta audiencia. El saludo para la audiencia de Piura, hoy
tenemos una audiencia pública descentralizada, a través de la video
conferencia vamos a estar enlazados. La audiencia de Piura se ha reunido en
el auditorio del Colegio de Ingenieros del Perú, en la sede departamental de la
urbanización El Chipe para seguir de cerca y participar en esta audiencia. En el
caso de Lima, estamos en el auditorio de SENCICO, donde vamos dentro de lo
que es el procedimiento especial para la fijación de las tarifas de distribución
eléctrica, en lo que es el valor agregado de distribución, el VAD, que
comprende el periodo de Noviembre 2009 a Octubre del año 2013.
En esta audiencia vamos a escuchar el sustento de los criterios, de la
metodología, los modelos económicos que ha utilizado el OSINERGMIN en el
análisis de los estudios de costos del VAD, del valor agregado de distribución,
que fueron vistos en su oportunidad y la pre-publicación de las tarifas de
distribución eléctrica del periodo Noviembre del 2009 – Octubre del 2013, una
exposición que va a tocar cada uno de los sectores comprendidos en el VAD.
La audiencia de hoy es con Piura, mañana vamos a tener otra audiencia
pública enlazados con el Cusco, dentro de este procedimiento especial que va
2/109
a ser también explicado por el presidente del directorio de OSINERGMIN y a su
vez también por la Gerencia de la División de Distribución Eléctrica, de tal
manera que podamos nosotros tener en esta audiencia con los asistentes en
Piura y en Lima una visión bastante completa de todo lo que es este
procedimiento.
Han recibido ustedes al ingresar una hoja con una serie de información, con
directivas, una encuesta también que le pedimos por favor llenar en su
momento, tanto en Lima como en Piura, va a ser importante que esta encuesta
de opinión ustedes la entreguen en cualquier momento, puede ser durante la
mitad de la audiencia o hacia el final, con sus opiniones los temas de los cuales
estamos consultando, su opinión que para nosotros va a ser muy importante
para ir cada vez tomándolos en cuenta en nuestras audiencias.
Lo saltante, hay tiempos establecidos para cada exposición, hemos estimado
en 45 minutos el periodo que comprende la exposición y la intervención del
público; estimamos que son tiempos razonables para poder seguir con atención
cada una de las exposiciones y poder intervenir, bien con preguntas, con
comentarios, con precisiones que puedan solicitarse a los expositores. Las
intervenciones se van a producir inmediatamente después de terminada cada
una de las exposiciones. Si bien tenemos acá estimado un tiempo de 3 minutos
aproximadamente por cada intervención, el tiempo es relativo, flexible en la
medida que sea importante y agotar de alguna manera el tema, pero
esperamos cumplir con el calendario, el cronograma que se ha establecido
para nuestra audiencia pública.
Al final se va a ofrecer un acta de la audiencia que podrá ser firmada por los
quienes así lo deseen, en el caso de Piura se va a anexar la lista de los
asistentes al auditorio del Consejo Departamental del Colegio de Ingenieros del
Perú en Piura.
Los dejo con el señor Presidente del Consejo Directivo del OSINERGMIN, el
Doctor Alfredo Dammert Lira para la apertura de nuestra audiencia pública.
Apertura de la Audiencia
Ingeniero Alfredo Dammert Lira Presidente del Consejo Directivo del OSINERGMIN
3/109
Muy buenos días, vamos a comenzar entonces esta audiencia pública para ver
el análisis de la pre-publicación de las tarifas de distribución eléctrica. Voy a
tratar en esta presentación de explicar un poco cuál es el contexto de las tarifas
de distribución eléctrica qué significa, y en forma muy breve cómo se
determinan estas tarifas. Adelante.
Bueno, a lo que llamamos el VAD, valor agregado de distribución, no es otro
que el precio de la distribución eléctrica, más adelante vamos a ver qué rol
juega la distribución eléctrica dentro del total de la tarifa que paga el
consumidor final.
Las tarifas de distribución eléctrica que vamos a tratar el día de hoy, rigen por 4
años a partir de Noviembre del 2009; lo que hay que tener en cuenta y que
muchas veces digamos, quizás, es tan complejo el tema que quizá no podamos
explicar todo, es que la tarifa, cuando fijamos la tarifa en realidad lo que
estamos haciendo es calculando los precios para la nueva estructura. En este
caso de distribución eléctrica. Lo que sucede es que con el transcurso de los
años hay nuevas instalaciones, hay nuevas proyecciones, digamos los costos
en general, los materiales y equipos van cambiando, entonces toda esta nueva
estructura es la que se toma en cuenta para fijar las tarifas. Pero eso no quiere
decir que las tarifas no vayan variando mes a mes. Lo que quiere decir es que
se fija las tarifas para la nueva estructura, luego a partir de Noviembre, los
meses que sigue durante 4 años hay ajustes ya digamos con el modelo que se
estableció, pero hay ajuste para todos los años que sigue que tiene que ver
pues con el costo de materiales, tiene que ver con el tipo de cambio, con el
índice de precios, etc. Entonces, esta tarifa se fija, pero no se fija un número,
se fija un número más una serie de índices y estos índices se utilizan para ir
ajustando las tarifas a lo largo del tiempo.
Un ejemplo, es cuando en años anteriores subió por ejemplo el precio del
cobre, las tarifas de los últimos 4 años se ajustaron, primero hacia arriba
porque el precio del cobre subió mucho y por lo tanto para nuevas inversiones,
para adquirir pues los conductores eran mucho más caros, y luego cuando
comenzó a bajar han habido ajustes hacia abajo también. Entonces, ese es el
tema de estos ajustes posteriores a la fijación de tarifas. Sigamos.
Bueno, aquí tenemos el tema de las audiencias públicas, yo considero, yo creo
que todos sabemos que las audiencias públicas lo que permiten es que, si bien
4/109
el regulador fija las tarifas, es que haya pues un análisis por parte del público, y
el público en realidad se trata de todo los que tienen algún interés en las tarifas.
El público son los consumidores, el público son representantes de gremios e
instituciones y también las mismas empresas. Este es un lugar en el cual todos
pueden hacer su análisis y presentar pues propuestas, objeciones,
sugerencias, etc. respecto a las tarifas, o también pueden pedir aclaraciones.
Entonces de eso de lo que se trata en estas audiencias públicas, y en este
caso tenemos pues el día de hoy audiencias públicas para Lima y Piura, y el 2
de Setiembre vamos a tener para Lima y Cusco.
Vamos a ver el marco legal. Sigamos. Un tema que es importante que la
mayoría lo conoce pero no necesariamente todos, es que las tarifas que fija el
regulador, o sea OSINERGMIN, no son tarifas que nosotros decimos, bueno
vamos a calcular qué precios son convenientes para la distribución eléctrica.
No, no es así. Hay una ley, la Ley de Concesiones Eléctricas y hay un
Reglamento, estos establecen la forma en que debemos fijar las tarifas, o sea
hay un modelo, hay criterios que se deben utilizar, hay todo un proceso que se
debe utilizar y eso es lo que nosotros aplicamos, o sea, de lo que se encarga
OSINERGMIN y también hay bueno propuestas de las empresas y propuestas
de los interesados, cuando las tengan, en las cuales tenemos que hacer
proyecciones de consumo, tenemos que hacer análisis de los costos, o sea lo
que nos corresponde en hacer los cálculos basados en proyecciones y análisis
de costos y una serie de estimados pero el marco conceptual está dado por la
ley y su reglamento.
Por otro lado, también está la Ley de Transparencia, y esta Ley de
Transparencia es la que indica el proceso para la fijación de tarifas el cual
incluye pre-publicaciones, audiencias, la toma de las sugerencias, publicación
final pero que después hay recurso de reconsideración, etc. Entonces, esto es
todo un proceso en el cual hay que tener en cuenta los factores objetivos que
aportan las diferentes partes interesadas en la fijación de tarifas.
Una vez terminados todos estos procedimientos, entonces ya se fijan las tarifas
que rigen pues para los siguientes 4 años. Sigamos, una más.
Bueno, nuevamente cuando el consumidor eléctrico tiene una factura, esa
factura tiene como tema principal los kW-h que ha consumido y tiene un precio,
o sea una tarifa eléctrica. Esa tarifa eléctrica que puede ser pues 30 centavos
5/109
de sol por kW-h, 33 centavos de sol, 29 centavos de sol o el valor que le
corresponda. Eso en realidad es la sumatoria de 3 tarifas: uno es la tarifa de
generación que ahora como saben ustedes la mayor, el precio de generación
se determina a través de licitaciones que hacen las distribuidoras convocando a
las generadoras. Las generadoras presentan su propuesta, las distribuidoras
toman las propuestas más convenientes desde el punto de vista de precios y
en esas licitaciones, o sea, en esa competencia que tiene un precio tope para
evitar pues cualquier problema de cartelización, de ahí sale la tarifa de
generación. Esta tarifa de generación se va modificando conforme las
diferentes licitaciones. Entonces esa es la parte del precio de generación que a
groso modo donde les digo … en forma de ilustración, es más o menos un
poquito más de la mitad de ese precio que sale en la factura. A ese hay que
agregarle otra tarifa que se fija en otro procedimiento que es la tarifa de
transmisión. La tarifa de transmisión es lo que cuesta que la electricidad que se
genera en la generación pase pues a través de esta gran línea que es la línea
de transmisión, y que con esta línea de transmisión se llega a los diferentes
centros de distribución. Entonces tenemos la tarifa de transmisión eléctrica, que
esa se fija en otro proceso y que representa pues entre un 10 y 15% de lo que
uno recibe en su factura eléctrica. Y finalmente la que estamos viendo el día de
hoy es ya la tarifa de distribución, o sea lo que cuesta que pasar la electricidad
en estas redes ya que llegan a los hogares que son las redes que hay en cada
ciudad y esa es una tarifa separada y se llama Valor Agregado de Distribución,
¿Por qué valor agregado?, porque es lo que se le agrega a la generación y a la
transmisión para poder llegar al consumidor final. Este Valor Agregado de
Distribución en términos muy generales incluye por un lado estas redes ya que
están adentro de las ciudades, que tienen su costo: el costo de la inversión de
las redes, el costo de la administración de las redes y después hay también el
costo de la facturación y la cobranza. Todo eso está en el Valor Agregado de
Distribución, que digamos, más o menos es un 35% de la tarifa. Sigamos.
Aquí como había mencionado, tenemos generación y transmisión que no es
parte del proceso de hoy, solamente es la parte que está en esta figura abajo,
que es la tarifa de distribución que está compuesta por media tensión y por
baja tensión. Muchos saben que la electricidad para transportarla por grandes
distancias a través de las líneas de transmisión, con objeto de que sea más
6/109
eficiente de transportarla, o sea menos costoso tiene que pasar a un voltaje
muy alto. Este voltaje muy alto hace que hayan menos pérdidas y que sea más
eficiente en transportar la electricidad, pero antes de que llegue al usuario final
hay que bajar el voltaje desde cantidades de miles de voltios hay que bajarla a
220 voltios y esto se hace nuevamente resumiendo en 2 partes: primero se
baja el voltaje hacia la media tensión, que eso ya es adentro de las redes de
distribución y de ahí ya para llegar, las subestaciones para llegar a los
domicilios y comercios, hay una nueva bajada con transformadores hacia la
baja tensión para los 220 voltios que conocemos. Todos estos equipos y
además estas redes son las que conforman pues los costos del Valor Agregado
de Distribución junto con el tema como les había mencionado de la facturación
y la cobranza. Sigamos.
Estos son los componentes, los componentes hay costos asociados al usuario
que tienen que ver pues con justamente la facturación y cobranza, las pérdidas
estándar que normalmente siempre la electricidad tiene algo de pérdidas, o sea
no es que la conducción sea cien por ciento herméticas, siempre hay una
pérdida y finalmente ya la parte en sí de las redes que tiene pues un costo de
invertir en las redes y el costo de operación y de mantenimiento. Todo eso está
incluido en la tarifa. Vamos a seguir.
Y bueno, hay también una tarifa eléctrica rural. La tarifa eléctrica rural tiene
pues sus propias características, pero en términos funcionales es lo mismo
solamente que, digamos, en realidad hay aspectos del sector rural donde hay
esquemas para financiar las inversiones rurales, lo cual hace que uno tenga
que tener en cuenta todo esto para la determinación de la tarifa.
Vamos al tema crucial que es el siguiente. Aquí es cómo se determina la tarifa
de distribución eléctrica. Yo creo que vamos a avanzar y después retroceder
para llegar a esto. Una más, no retrocede, la anterior, ahí.
Bueno, ¿Cómo es el modelo de distribución eléctrica en el caso peruano? En
diferentes países hay diferentes modelos para fijación de tarifas de distribución.
En algunos países lo que se hace es, se toman los estados financieros. Esos
estados financieros se les hace un análisis, se ajustan valores, se asegura qué
costos corresponden y qué costos no, y en función a eso, en esos otros países
se fija una tarifa, una tarifa de distribución. El tema para eso, es que hay que
asegurarse de tener información muy segura, hay que hacer mucho análisis
7/109
para llegar a tener, digamos, a poder llegar a los verdaderos costos y de ahí
ver cual es la tarifa justa que para que el consumidor tenga pues una tarifa
eficiente y por otro lado para que los inversionistas tengan una rentabilidad
apropiada, porque lógicamente si no hay rentabilidad apropiada no hay
inversión, o sea ahí hay que llegar pues a un equilibrio, el costo más eficiente
pero que hayan nuevas inversiones porque sino el país se queda sin inversión.
En otros países como el Perú se utiliza otro modelo, se utiliza lo que se llaman
las empresas modelo, pero además de las empresas modelo ustedes
comprenderán que el costo de distribuir electricidad, por ejemplo, en una
ciudad como Lima donde hay edificios, donde con pocas redes se llega a
muchos usuarios, los costos son diferentes que en un área o digamos en una
ciudad, o en un área rural donde se necesitan grandes longitudes de red para
llegar a un menor número de usuarios y que por lo menos en muchas zonas no
consumen tanto. Entonces, el costo de distribución en un área digamos muy
densa, va a tender a ser menor que en un área pues muy extensa donde hayan
pocos consumidores, se necesite mucho conductor para llegar a pocos
consumidores que encima consumen poco. Entonces, es por eso que este
modelo que se utiliza empleando una empresa, empleando empresas modelo
que son empresas típicas, se hace para diferentes sectores. Entonces por
ejemplo, tenemos un sector urbano de alta densidad, alta concentración de
gente en un área y alto consumo. Y el ejemplo, y el caso típico aquí es Lima.
Después tenemos unas medianas, el caso típico es Piura. Tenemos yendo
hacia el otro extremo, tenemos las áreas rurales donde el área rural, el tema
que tiene como les había mencionado es bajo consumo o poca gente sobre un
sector muy extendido, entonces grandes extensiones de líneas cuya inversión
cuesta para, digamos, un consumo relativamente bajo. Lo que se hace
entonces es para cada uno de estos sectores, se escoge un pedazo de ese
sector, por ejemplo el caso de Lima, Lima Norte. En el caso de los sectores 2
se escoge Piura, en el caso del sector rural a Combapata y a ese pedazo del
sector se le hace un análisis sobre cuánto cuesta esa red. Se analizan todos
los costos, se analiza cómo debería ser la red óptima, etc. y de ahí se saca el
costo de esa red. Ahora sí podemos retroceder.
Entonces, aquí dice selección de concesiones, elaboración de términos de
referencia, etc., esto tiene que ver con escoger esa empresa modelo para cada
8/109
sector y a esa empresa modelo hacerle el estudio de cuánto cuesta la
distribución. Y posteriormente con esa empresa modelo se toman ya todas las
líneas de ese sector y se aplican los costos unitarios de esa empresa modelo,
se aplican para todas las áreas del mismo sector; eso es básicamente lo que
se hace. Una vez que se tiene ya el costo para cada sector, como ustedes
comprenderán muchas de las distribuidoras incluyen más de un sector,
entonces hay que hacer un promedio ponderado para cada una de esas
distribuidoras y se determina una tarifa. Por ejemplo, no tengo aquí los datos,
pero supongamos que en el caso de Cusco hay un sector 2 y un sector 3, parte
de la red corresponde al sector 2 más densa, parte del sector 3 menos densa,
para cada una de ellas se ha determinado un costo unitario a través de una
empresa modelo, supongamos que es 50%-2, 50%-3, como un ejemplo
solamente porque no tengo aquí los datos, entonces sáquese promedio del
costo de la tipo 2, del costo de la tipo 3 y sale la tarifa para Cusco en este
ejemplo imaginario que les estoy dando. Entonces, de esa forma tenemos la
tarifa para una distribuidora; y así se hace para cada una de las distribuidoras.
Luego, el siguiente tema que hay es que, como estos son empresas modelo y
las empresas modelo pueden no exactamente reflejar la situación del total, lo
que se hace es a cada una de las distribuidoras, una vez que se les ha
asignado estos costos determinados a través de las tarifas y también esto es
por ley, se hace un análisis de que la rentabilidad de esa distribuidora esté
entre el 8 y el 16% dada la tarifa que se le ha asignado en toda esta
metodología. Si es que la rentabilidad es menos del 8%, la tarifa se eleva hasta
que la rentabilidad sea 8%. Si es que la rentabilidad es más del 16%, la tarifa
se reduce hasta que llegue a 16%. O sea que, lo que se hace desde el primer
lugar, se fijan costos y se determina una tarifa, pero si esta tarifa está fuera de
este rango de 8 a 16, hay que calibrarla para evitar pues un exceso de
ganancia o también que la empresa, digamos, tenga problemas financieros. Y
lo que se considera es que el ideal es que la rentabilidad sea del 12%.
Ahora vamos a ver, vamos a seguir con el procedimiento. Avancemos unos
cuantos, ya. Esto ya lo habíamos dicho que la tarifa va de Noviembre del 2009
a Octubre del 2013, este procedimiento explica pues en detalle quien es
responsable de la tarifa, cada paso, la propuesta de las empresas, el análisis
del regulador, la participación del público y otros interesados en las audiencias,
9/109
¿Vamos a seguir?, y en detalle está acá, o sea, es una cosa digamos bastante
complicada puesto que el sector eléctrico desgraciadamente es bastante
complicado como ustedes saben.
Tenemos que, hubo pues primero los empresas hicieron los estudios, el
OSINERGMIN hizo un análisis a los estudios también haciendo su propio
estudio, a las empresas se les pidió que absolvieran ciertas observaciones
cuando en el análisis de OSINERGMIN encontró que los estudios presentados
por las empresas no tenían claridad en algunos temas, entonces se les pidió
que, digamos, profundizaran en sus presentaciones. Una vez que se tuvo eso,
el OSINERGMIN hizo un análisis adicional e hizo la pre-publicación de tarifas
de distribución. La pre-publicación como ven ahí fue el 24 de Agosto, hoy y
mañana tenemos estas audiencias en Lima, en el Cusco y como habíamos
mencionado también en este caso en Piura. Lima y Piura para hoy, y Lima y
Cusco para mañana. Hasta el 16 de Setiembre, recibiremos las opiniones y
sugerencias de todos los interesados y lógicamente aquí ¿Qué es lo que se
pide? No se pide que digan la tarifa está muy alta o muy baja sino que se diga,
nos parece que esta proyección o que este cálculo digamos son optimistas o
son pesimistas, deberían profundizar más o que tales costos no son adecuados
porque nosotros aquí hemos analizado que de tales publicaciones, de tales
estudios, de tales facturas que hay estos otros costos o alguien que conozca el
sector eléctrico podrá decir bueno pero aquí digamos no se han considerado
tales o cuales cosas para dar mayor seguridad al sistema o alguien dirá estos
otros equipos digamos son excesivos, o sea pueden haber diferentes opiniones
que lógicamente las opiniones tienen que ser opiniones sustentadas porque de
lo contrario ¿qué se puede hacer con ellas?; estamos, es un análisis, yo creo
que ahí es donde quizás hay un problema, pero es un problema propio de la
industria y ahí el tema que tenemos es para fijar las tarifas se necesita, se
necesitan ciertos conocimientos, entonces, porque no se puede poner cualquier
tarifa o sea hay un procedimiento y un cálculo. Entonces, los análisis tienen
que ser análisis sustentados y los diferentes sectores interesados, incluyendo
el público, deben pues o utilizar sus propios conocimientos si son del sector o
tienen conocimientos del sector o en el caso de asociaciones pueden pues
tomar algún experto que los ayuden a hacer los análisis. En realidad hay que
ser sinceros, este es un tema muy técnico y se necesita que la participación de
10/109
todos, pero ahí yo creo que es donde tenemos que profundizar más y tender a
apoyar más a la población para que puedan hacer análisis sustentados. Yo
creo que en ese tema sí nos corresponde digamos dar más charla, dar
entrenamiento, quizás dar cursos a los interesados para que cada vez hayan
más personas que puedan opinar sobre este tema que desgraciadamente es
un tema muy complicado, entran matemáticas, entran conocimientos del sector
eléctrico porque indudablemente que para que haya estabilidad en el sistema
eléctrico se necesitan ciertas inversiones y para poder saber ¿Qué se necesita
y qué no se necesita?, se necesita conocer del sector. Entonces, yo creo que
en OSINERGMIN nos corresponde profundizar un poco más en este tema para
dar un poco más de difusión y hacer conocer más al público sobre cómo
funcionan estos sectores, pero es un tema complicado, eso lo reconocemos.
Bueno, entonces lo que tenemos es que después de estas audiencias y
después de las opiniones que tengamos que van a ser recibidas hasta el 16 de
Setiembre, tendremos luego que recabar todas estas opiniones, contrastarlas
con la pre-publicación que hemos hecho, tomar todas estas en cuenta,
reajustadas todo lo que sea necesario las tarifas que hemos puesto de acuerdo
a estas opiniones sustentadas y de ahí el 16 de Octubre, ya publicaremos las
tarifas que serán validas a partir del primero de Noviembre.
Bueno, espero que esta presentación, si bien relativamente rápida por lo
menos haya añadido algo a lo que es la fijación de tarifas de distribución. Ya
para ir a profundidad ahora veremos la explicación de los expertos de
OSINERGMIN respecto a ¿Cuáles fueron pues los factores y los cálculos que
nos llevaron a estas tarifas que estamos pre-publicando? Pero que
nuevamente están todavía en proceso porque ahora falta pues la participación
en esta audiencia y luego el análisis basado en todas las observaciones que
nos hagan. Les agradezco a todos por su interés, en participar y también como
ya se había mencionado, lo que quisiéramos es sus opiniones sobre qué mas
se puede hacer para darle mayor utilidad a estas audiencias, fuera del hecho
que yo sí considero que deberíamos dar algún tipo de cursos sobre tarifas en el
cual pudiera asistir, pudieran asistir todos los interesados. Muchas gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki
11/109
Muchas gracias doctor Dammert. Esta exposición como apertura de la
audiencia va a ser complementada con la exposición que tenemos a
continuación sobre el impacto de las tarifas de distribución eléctrica que va a
estar a cargo del Ingeniero Miguel Révolo Acevedo, Gerente de la División de
Distribución Eléctrica de OSINERGMIN.
¿Ingeniero Révolo? Va a estar acompañado además del equipo de consultores
y asesores de la división, lo van a acompañar también ya inmediatamente los
consultores y subencargados de la exposición de los sectores 1, 2, 3 y el sector
especial del VAD. Terminada la exposición del Ingeniero Révolo pasamos
inmediatamente con la exposición del estudio de costos del VAD del sector 1.
Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Muy bien, muy buenos días a la distinguida audiencia. Prosiguiendo
básicamente con esta audiencia pública descentralizada, en esta parte vamos
a dar a conocer los resultados y el impacto básicamente que tiene la pre-
publicación del proyecto de la resolución de fijación de las tarifas de
distribución eléctrica para el periodo 2009 – Octubre 2013. Esta es una
audiencia que como ya lo indicó el Ingeniero Dammert, Presidente de
OSINERGMIN, también está siendo básicamente transmitida digamos en la
ciudad de Piura, justamente la ciudad de Piura ha sido elegido como todos
sabemos como empresa modelo del sector típico 2.
Bien, por favor la siguiente lámina. Básicamente en esta parte de la exposición
vamos a tratar los siguientes puntos: vamos a dar a conocer la propuesta de
los consultores VAD y los supervisores, y el supervisor nuestro para hacer una
comparación básicamente de la propuesta a los estudios; vamos a dar a
conocer básicamente los resultados de las tarifas; también se dará a conocer
digamos la verificación de rentabilidad; daremos un tema importante en esta
regulación que es el VAD para la amazonía; y finalmente daremos a conocer el
impacto básicamente digamos de las tarifas a cliente final. Siguiente por favor.
Vamos a iniciar básicamente, señalando la propuesta de los consultores VAD y
supervisor VAD para los sectores típicos 1, 2, 3 y especial, aunque muy
brevemente nos referiremos también a los sectores 4, 5 y rural; dado de que
este es una audiencia que realmente termina el día de mañana. Entonces, se
12/109
ha básicamente adoptado hacerlo digamos en dos partes con la finalidad
básicamente digamos de disponer el tiempo necesario y digamos para la
exposición de estos temas.
Con relación al sector típico 1 para nosotros representa el sector indicado
básicamente lo que se llama el de urbano de alta densidad de carga. En la
siguiente lámina vamos a ver nosotros una comparación tanto digamos en
barras y en una tabla, un poco de los valores que presentaron digamos ya los
estudios finales a nivel del consultor VAD y del supervisor. Se puede ver que a
nivel del VAD de media tensión el consultor VAD no está, había solicitado
13.58 soles por kW-mes y el supervisor 12.16 soles por kW-mes. El VAD de
baja tensión es de 49 soles versus 44 soles kW-mes del supervisor VAD y en
esta oportunidad se está regulando también lo que se llama el VAD a nivel de
las subestaciones de distribución aplicable únicamente a los suministros
provisionales, digamos, conectados en bloque que básicamente son servidos
directamente en el lado de baja tensión de la subestación de distribución de
media/baja tensión.
A nivel de los cargos fijos, básicamente se tiene también los resultados, tanto
digamos para lo que es la simple medida, medición horaria, y lo que podemos
tener básicamente es que el supervisor VAD tiene una propuesta inferior a lo
presentado por el consultor VAD.
La siguiente lámina, lo que tenemos es un comparativo fundamentalmente de
los metrados, en básicamente rubros, yo diría relevantes y lo que se puede ver
fundamentalmente es que en la red aérea de media tensión, en el total de
kilómetros, el consultor VAD presenta básicamente 2% más de redes de media
tensión en el diseño efectuado por ellos respecto del diseño efectuado o
verificado por el supervisor VAD. En cuanto a las subestaciones de distribución
también se puede notar de que el consultor VAD solicita 5548 subestaciones
mientras el supervisor VAD con el modelo corrido por OSINERGMIN propone
5129 representando básicamente un 8% de unidades diríamos superiores a las
calculadas por OSINERGMIN. En cuanto a la red aérea de baja tensión
tenemos una diferencia importante, ya que el consultor VAD solicita 10971
kilómetros versus 9574 kilómetros calculados por el supervisor VAD y
representa esto básicamente una solicitud del 15% sobre el resultado obtenido
por el supervisor. Esto fundamentalmente se debe y eso yo lo habíamos
13/109
mencionado porque al parecer no se han descontado algunas vías que en la
actualidad digamos en la empresa modelo no cuenta con redes de baja
tensión. Entonces, de acuerdo digamos a los criterios que se adoptan y
buscando empresas eficientes, evidentemente se debían haber retirado.
Entonces, yo creo que esta es una diferencia que también digamos habría que
hacer notar porque es importante. En el caso, yo diría en general que tenemos
que a nivel de la baja tensión, en general diríamos que el consultor VAD ha
solicitado 15767 kilómetros de red de baja tensión versus los 14824 que ha
calculado el supervisor.
En cuanto a los costos estándar de inversión, también se tiene diferencias
importantes yo diría en algunos rubros que obviamente como lo señaló el
Ingeniero Dammert, seguirá digamos más adelante en detalle y básicamente
veremos digamos qué factores o cuáles factores estarían explicando
básicamente estas diferencias, obviamente este es un tema que se discutirá
digamos, para eso son las audiencias públicas, para eso, de eso se trata el
proceso en el sentido de que se irán evaluando cada uno digamos de los
aspectos. En cuanto a la red de media tensión lo que se puede observar es de
que a nivel de la red aérea hay una diferencia de precios del 14%, en la red
subterránea tenemos 7%, en los equipos de protección y seccionamiento
básicamente sí hay una diferencia importante. Esto fundamentalmente se debe
al tipo de sistema de distribución digamos adoptado por el consultor y que
difiere digamos del supervisor VAD, el caso entiendo del consultor VAD ha
decidido mantener digamos el sistema delta aislado, mientras que la
supervisión del VAD a considerado más bien digamos usar un neutro digamos
aterrado a través de una bobina zig-zag que evidentemente ha facilitado
digamos el uso de equipos de protección más eficientes. Entonces en el trade-
off diríamos de los sistemas y los equipos, evidentemente para los sistemas
aislados son mucho más costosos, entonces ahí se da la diferencia importante
en cuanto al equipamiento, en cuanto a los costos unitarios. En cuanto a las
subestaciones también vemos una diferencia y vemos que en general si bien
es cierto en las subestaciones de tipo monoposte, biposte y convencional
digamos son mayores, pero sin embargo, la compacta bóveda resulta siendo
mucho más económica que la calculada por OSINERGMIN. Esto
evidentemente debe tratarse digamos de criterios que se tendrán que
14/109
conversar pero ahí también hay una diferencia. En el caso de lo que es el
servicio particular en la red aérea, se propone digamos un costo poco menor de
18%, en el caso de la red subterránea básicamente la diferencia es del 3%,
digamos que en términos generales son temas que están básicamente
relacionados por los precios de los materiales, por la cantidad digamos de
armados que están proponiendo digamos los consultores y básicamente,
fundamentalmente en el sector 1 por el uso de armados especiales propuestos
digamos por el consultor para temas de restricciones básicamente en las vías
para el uso de red aérea. Entonces eso un poco va explicando las diferencias,
y esto como vuelvo a señalar será materia pues de que se tendrá que ir viendo
ya digamos en detalle cada uno de estos aspectos.
En cuanto ya al VNR, lo que se puede tener acá como resultado, es de que ya
sumados los factores, yo diría de metrados que salen del diseño, los costos
estándares y básicamente, digamos, los criterios en cuanto digamos al diseño
ah doc que se emplea digamos para la empresa modelo, se puede ver de que
a nivel de la media tensión la propuesta del consultor VAD es en 11,4% por
encima digamos del calculado por OSINERGMIN. En cuanto a las
subestaciones hay una diferencia mínima de 0,3%. En cuanto a la red aérea de
baja tensión básicamente una diferencia de 2,4%. En la red subterránea sí
presenta un desfase importante yo diría porque la diferencia es de 20,3%, pero
a nivel de baja tensión hay una diferencia de 14,3% por encima digamos del
calculado por OSINERGMIN.
Esto es en cuanto digamos a una parte de la ecuación, porque tenemos que el
VAD viene a ser básicamente el conjunto de inversiones y costos de OyM.
Ahora vamos a ver la segunda parte relacionado con el OyM, en este caso lo
que se tiene es de que a nivel de media tensión, yo diría que se encuentra la
diferencia más importante, porque el consultor VAD propone un costo anual de
15 millones de dólares, y el supervisor VAD aproximadamente 12 y medio
millones de dólares, una diferencia. En cuanto a la baja tensión, si bien es
cierto hay diferencias que van para arriba, para abajo, pero si sumamos la baja
tensión y el alumbrado público básicamente a la diferencia, es poquísima, casi
se diría casi un empate hay en esos precios. A nivel de cargos fijos, sí se
encuentra una diferencia del 4%.
15/109
A nivel de las pérdidas que es la siguiente lámina, aquí básicamente existen
digamos unas diferencias producto básicamente, entiendo yo, digamos de la
modelación que se tiene en cuanto digamos a los tamaños de las
subestaciones, a los factores de uso que tienen éstas y básicamente se debe a
eso fundamentalmente; entonces, las diferencias están allí. En esta
oportunidad las pérdidas no técnicas está reconociendo el 2% tanto para
energía y potencia; y en cuanto al número de horas de uso básicamente se ha
encontrado que las 426 horas propuestas por el consultor VAD, básicamente
son las mismas que básicamente en este caso OSINERGMIN había calculado
a través de un estudio propio, entonces está adoptando digamos como base el
estudio presentado por el consultor VAD, en esta parte diríamos del parámetro.
Entonces voy a resumir en breve las principales diferencias. La primera
mayores costos de inversión en media tensión por el uso de armados
especiales como ya lo había mencionado, y aquí básicamente hay un tema de
restricciones que posiblemente se tendrá que discutir. El segundo aspecto
viene dado como había mencionado por el uso del sistema que es delta aislado
o delta aterrado. En este caso lo que se encontró además es que el consultor
VAD había considerado los equipos de protección y mantenimiento, perdón,
protección y seccionamiento en media tensión básicamente para los clientes
conectados en media tensión. Entonces ese aspecto que evidentemente
pensamos de que las conexiones son de costo del usuario, y estos costos o
estos equipos básicamente para empalmar a los clientes de media tensión no
son un costo que se pueda distribuir digamos entre los demás clientes digamos
del sistema, entonces es un tema conceptual y sencillamente entiendo que por
eso es de que nosotros no lo hemos considerado. En cuanto digamos a los
mayores metrados de la red de baja tensión, exceden en un 10% los metrados
requeridos, como ya lo había mencionado se debe digamos a la asignación de
vías que en la actualidad digamos la empresa modelo estudiada no tiene redes
de baja tensión. Entonces, en este sentido el modelo tiene que encajar por así
decir en función digamos de las redes reales cuanto sumo digamos este nivel y
como son redes de baja tensión, se entiende que ese nivel básicamente casi
no hay optimización respecto de las redes existentes, en cuanto a longitud
quiero decir en vista de que son necesarias; claro la optimización en el caso de
Lima se reduce un poco y lo voy a explicar porque parte de las redes existentes
16/109
subterráneas al convertirse en aéreas ya no requieren instalarse básicamente
por ambos lados de la vereda; entonces digamos hay un factor de descuento
por esa disminución digamos de pasar de subterránea a aérea,
fundamentalmente esa sería la explicación que hace digamos la diferencia
importante en el kilometraje en baja tensión.
Después de esto, se tiene un incremento injustificado de los costos de
inversión de los postes de alumbrado público de la red subterránea por el uso
de postes de fierro en lugar de postes de concreto, es un tema también técnico
conceptual que entiendo que también se discutirá digamos en esta etapa del
proceso. También mayores costos de operación y mantenimiento, los cuales no
se justifican, sobre todo me refiero digamos a la media tensión como había
hecho hincapié digamos en el cuadro anterior que se había presentado.
Mayores costos de capital de trabajo producto de una metodología que no
reproduce el flujo de caja de una empresa distribuidora al inicio de su operación
para hallar el desfase entre ingresos y egresos. También lo que se tiene como
una diferencia es de que nosotros hemos aprobado un VNR no eléctrico mayor,
en el sentido de que el consultor VAD había incorporado más bien dentro de
los costos de OyM algunos activos necesarios digamos para el desarrollo de la
actividad digamos de distribución no como inversión más bien digamos como
costo pero en la figura básicamente de alquiler; en ese sentido nosotros
consideramos de que hay ciertas instalaciones que necesariamente digamos
son activos que deben permanecer ya que estos negocios son de largo plazo,
por lo tanto, digamos deberían mantener esa característica básicamente de
activo, entonces se hizo la corrección correspondiente. El otro tema es el
mayor porcentaje de pérdidas técnicas estándar por uso de factores de ajuste
basado en la empresa real.
Bueno, ahora voy a pasar al sector típico 2, que es el urbano de media
densidad, en este caso la empresa modelo ha sido el sistema eléctrico de Piura
de la empresa ELECTRONOROESTE.
Igualmente se ve digamos en los gráficos tanto en barras como las tablas, los
valores que se han alcanzado, como podemos ver de que el consultor VAD
está proponiendo un valor de VAD de media tensión inferior digamos al valor
calculado por el supervisor, pero sí está proponiendo un valor de VAD de baja
tensión mayor al calculado por el supervisor y básicamente aquí tiene un valor
17/109
de las subestaciones aplicadas a nivel de las subestaciones mucho mayor
digamos que la del supervisor VAD, pero este valor realmente tiene un error
material de cálculo corrigiéndolo realmente es mucho menor. En el caso de,
podríamos decir, de los costos del cliente, igualmente se puede ver de que hay
una disminución en cuanto a los precios propuestos por el consultor, el
supervisor digamos en este caso de OSINERGMIN.
A nivel de metrados vamos a ver un poco también las diferencias. Básicamente
vemos que el consultor VAD ha propuesto un 18% básicamente de kilómetros
de red de media tensión superiores al calculado por el supervisor. A nivel de las
subestaciones de distribución termina proponiendo una cantidad mayor
inclusive digamos que las subestaciones existentes, el cual básicamente en su
momento el OSINERGMIN ya había advertido de este tema de que, inclusive
en la audiencia pública que se tuvo, hubo intervenciones inclusive de los
interesados en general señalando de que a mayor densidad económicamente
no se justificaba poner un mayor número de subestaciones, sino al contrario
básicamente desde un punto de vista de eficiencia se termina teniendo
módulos más grandes de mayor capacidad y por tanto digamos de un menor
número de subestaciones; entonces esto el consultor no lo corrigió; entonces a
eso se debe básicamente ésta diferencia que es importante. A nivel de la red
de baja tensión, la red aérea básicamente el consultor VAD presenta un 9%
más de kilómetros de red y en la red subterránea un 7%.
A nivel de los costos de inversión, que es la siguiente lámina, es decir que es el
otro componente digamos por el cual se va sacando el componente digamos
de inversión; vamos a ver que a nivel de la red aérea fundamentalmente la
diferencia es mínima, pero sin embargo hay una diferencia a nivel de lo que
son los equipos de protección y seccionamiento. En el caso de las
subestaciones ellos proponen costos mucho mayores digamos que los
calculados por OSINERGMIN, pero sin embargo vemos en contraposición
resultados de propuestas en la red de baja tensión bastante menores.
Entonces allí básicamente no existe digamos un orden lógico digamos de cómo
se hallan armado estos costos, de forma que se tienen diferencias como quien
dice la media tensión tiene precios unitarios estándares superiores pero
digamos para la baja tensión han obtenido estudios de instalación estándares
inferiores.
18/109
En cuanto ya a los valores de nuevo reemplazo que es el producto de estos
dos componentes o dos factores, se tiene que a nivel de media tensión hay una
diferencia del 14%, a nivel de las subestaciones hay una diferencia del 11,3%,
en la baja tensión proponen una disminución del VNR inversión de casi 15%
para la red aérea y para la red subterránea un 24%. Ahora voy a pasar
fundamentalmente, pero en el total, la empresa o el cálculo digamos hecho por
el consultor resulta que solicita como un 9% básicamente de disminución; pero
cabe señalar que esos son números, pero revisando básicamente el informe se
puede encontrar algunas incoherencias dentro de los cálculos, entonces
también hay temas digamos de errores materiales digamos dentro del estudio.
En la siguiente lámina, lo que se tiene básicamente es una comparación de los
costos de OyM, en media tensión solicitan como costos anuales 17% por
debajo de lo calculado por OSINERGMIN, en la baja tensión si están
solicitando casi un 50% de incremento en este rubro, y también digamos en el
cargo fijo. En cuanto a lo que son las pérdidas, igualmente el consultor VAD
solicita en energía un menor porcentaje básicamente pérdidas, y … pero sí un
mayor número de horas de uso, que significa que hay una mayor utilización del
sistema y yo creo que esto se da porque realmente el balance también tiene un
problema digamos de cálculo, el valor realmente calculado por nosotros son de
362 horas y así también digamos las pérdidas que se señalan en el lado
superior digamos de éste número calculado por nosotros.
Las principales diferencias fundamentalmente en resumen son: modelamiento
inadecuado de las subestaciones de distribución como ya lo había remarcado,
resultando un uso módulo reducido e igual para todas las zonas de densidad
de carga, o sea terminaron con módulos bastante pequeños, entonces
evidentemente tener subestaciones pequeñas hace de que se tenga una mayor
cantidad de subestaciones cuando normalmente digamos en una ciudad, se
tiene módulos que van de tamaños grandes, medianos y pequeños,
dependiendo básicamente de la zonificación interna digamos que se realice
digamos en el área a distribuir. Mayores metrados de la red de media tensión,
evidentemente debido a que hay que enlazar más subestaciones de media
tensión, entonces se necesita más redes de media tensión. Mayores costos de
inversión de la media tensión y las subestaciones y los costos de inversión
inconsistente en la red de baja tensión como hemos visto digamos presentaban
19/109
valores bastante inferiores que comparando digamos las propuestas, los costos
de otros sectores tampoco digamos guarda una relación lógica en cuanto
digamos a su cálculo. Como habíamos mencionado se tiene también un
incorrecto balance de la energía y potencia, encontrándose básicamente una
inconsistencia importante en lo que es el número de horas de uso de baja
tensión. No han ajustado las pérdidas técnicas porque no han aplicado los
factores de desbalance de carga de la red optimizada, son factores que son
necesarios digamos utilizar para ajustar el valor final; y bueno, han obtenido
ellos mayores costos de lectura y procesamiento y emisión y reparto de recibo;
y finalmente un incorrecto cálculo de los VAD de baja tensión y los VAD
digamos a nivel de las subestaciones, porque el VNR considerado no
concuerda digamos con los detalles incorporados en el estudio, entonces
realmente un estudio con errores materiales que no puede ser adoptado tal
cual por el OSINERGMIN. El OSINERGMIN adopta estudios que realmente no
tengan un sol de error material por así decir, o sea no tengan errores
materiales de ese tipo y realmente sean completos en fondo y forma, entonces
aquí realmente se encuentra digamos muchos problemas de ese tipo en este
estudio.
Sector típico 3. Ahora vamos a ver el urbano de baja densidad de carga, la
empresa modelo es la empresa SEAL, el sistema eléctrico es Camaná. Aquí lo
que se puede ver igualmente es en rojo y la propuesta del consultor y la barra
básicamente en azul la propuesta del supervisor VAD de OSINERGMIN. En la
media tensión hay una diferencia importante, de 24 a 17, en la baja tensión de
56 a 50 y en el VAD básicamente a nivel de las subestaciones de distribución,
más bien ellos tienen un valor bajo y OSINERGMIN tiene un valor un poco más
alto 9.93. A nivel de los costos, los cargos fijos, se tienen los valores que se
han mostrado. A nivel de los metrados, lo que se puede señalar es lo siguiente:
a nivel de la media tensión se tiene una diferencia de -1%, a nivel de las
subestaciones los modelos empleados por el consultor básicamente dan 63
subestaciones que básicamente es menos de la mitad de las subestaciones
que tiene la empresa actual, el OSINERGMIN ha calculado 81. En cuanto a la
red de baja tensión lo que se tiene es que el consultor ha propuesto un 8% más
de kilómetros de red aérea y en la subterránea un 15% más. A nivel de los
costos estándares se va a ver también la siguiente lámina, en general
20/109
básicamente los costos propuestos por el consultor VAD están por debajo de
los costos calculados por OSINERGMIN. Y finalmente ya a valor nuevo de
reemplazo, lo que se ha encontrado es de que en la media tensión digamos
multiplicando ambos factores la propuesta del consultor VAD es un incremento
y en la baja tensión básicamente es una disminución, o sea tiene factores que
suben y factores que bajan. A nivel de los costos de OyM, lo que se tiene es
que proponen básicamente un costo de 51% superior al calculado por
OSINERGMIN a nivel de la baja tensión 1%, a nivel del alumbrado público 34%
por encima de lo calculado por OSINERGMIN y un cargo fijo básicamente por
encima del 17% y en total básicamente ellos proponen un costo superior en
21%. A nivel básicamente de las pérdidas, proponen un nivel de pérdidas
realmente muy superior al calculado por OSINERGMIN porque la propuesta de
ellos es 14.29% en el lado de baja tensión y el OSINERGMIN propone 9,3%. Y
a nivel de las horas de uso el consultor VAD a propuesto 414 horas versus 328
horas calculadas por OSINERGMIN; 414 para darse una idea más o menos
está muy cercano digamos al factor de uso de Lima, digamos, inclusive que es
muy superior digamos al número de horas de uso que se reconoce para Piura,
entonces se entiende que Camaná digamos siempre como es una baja
densidad, va a tener un menor uso y es lógico que se tenga digamos un valor
bastante inferior, entonces es un poco la, el tema digamos que existe por el
cual digamos no se aprueba digamos este valor.
¿Cuáles son las principales diferencias? Modelamiento inadecuado de las
instalaciones eléctricas originando cantidades insuficientes de la subestación
de distribución para la atención del mercado eléctrico; costos estándares de
inversión inconsistentes tanto para la red subterránea de media tensión y baja
tensión y los SED; mayores costos de operación y mantenimiento como ya lo
habíamos visto hasta en 51% en uno de los rubros; porcentajes de pérdidas
también inconsistentes por la red de baja; y básicamente no se elaboró,
pensamos nosotros en forma adecuada los balances de energía y potencia y
se ha encontrado las inconsistencias en el nivel, en el número de horas de uso
de la baja tensión y la potencia a nivel de media y baja tensión. Como
recordaré el balance de energía y potencia o los kW que resulten de este
balance son el denominador básicamente del cálculo del VAD, por eso estos
factores realmente son importante que sean bien calculados y bien verificados,
21/109
porque hay una relación directa básicamente con el valor final digamos del
VAD.
Muy brevemente voy a tocar lo del sector típico 4, nada más digamos talvez,
como una forma informativa, porque el día de mañana se abordará ya en
detalle los aspectos del sector típico 4. Evidentemente, aquí lo que tenemos en
el sector 4, el VAD de media tensión es muy superior al calculado por el
supervisor VAD, en la baja tensión más bien es un poco menor y en el VAD
digamos de las subestaciones diríamos que casi es parecido. En cuanto a los
cargos fijos, el supervisor VAD tiene valores un poco inferiores digamos a los
propuestos por el consultor VAD.
Quisiera por favor que nos pasemos hasta la siguiente lámina de resumen del
sector típico 5 para enfocarnos en todo caso digamos a lo que nos toca hoy,
que es el sector 1, sector 2, sector 3 y básicamente digamos el sector especial.
En el sector 5, igualmente se tienen los resultados que se muestran; el
consultor VAD presenta una propuesta de 53 soles por kW-mes versus los
38.499 del supervisor VAD de baja tensión, casi un empate yo diría,
ligeramente alto el de OSINERGMIN, y el VAD del SED más o menos bastante
cercanos, el nivel evidentemente de los cargos fijos igualmente los de
supervisor son un poco menores.
También voy a presentar muy brevemente el resumen de lo que sería las
tarifas, esto sí voy a entrar más en profundidad, lo que sería las tarifas del
sector especial porque es parte de la audiencia de hoy. Aquí se tiene la
propuesta en el VAD de media tensión por parte del consultor VAD de 29.183
mientras el supervisor VAD 17.586 soles por kW-mes; el VAD de baja tensión
27.967 y versus 27.722, aquí básicamente yo diría que está el valor casi es
igual; igualmente digamos en el SED. En cuanto a los cargos fijos el supervisor
VAD tiene valores un poco inferiores al calculado por el consultor.
Las diferencias a nivel de los metrados son los siguientes: el consultor VAD
considera un menor kilometraje de red, un 4%, en cuanto al número de
subestaciones de distribución de media baja tensión dado digamos la
distribución de las subestaciones digamos dentro del sistema eléctrico Villacurí,
básicamente no hay forma, o sea son las que están no hay más, están
extremadamente separadas unas a otras. En el caso de la red aérea, igual,
básicamente a nivel de metrados diríamos de que no ha habido mayores
22/109
diferencias excepto digamos en cuanto a lo que son los equipos de protección
y seccionamiento.
En cuanto a lo que sería los niveles de inversión ahí sí tenemos diferencias
importantes, el consultor propone un costo 41% superior básicamente a los
adoptados por OSINERGMIN, también costos de equipos y protección y
seccionamiento 149% por encima de lo adoptado por OSINERGMIN; en el
caso de las subestaciones, ahí hay una incoherencia, nos piden valores
básicamente al 50% de lo estudiado por nosotros y básicamente, igualmente a
lo que es el alumbrado público. Entonces estas diferencias en realidad digamos
son temas también de revisión y seguramente de discusión.
Bueno, en general el OSINERGMIN tiene un criterio metodológico que de
alguna forma va corrigiendo digamos los resultados entre los diferentes
sectores; entonces, siempre digamos hay una razonabilidad en cuanto digamos
a esta evolución de estos valores.
En cuanto digamos al valor nuevo de reemplazo podemos ver acá que ya por
un tema de precio, el consultor termina solicitando 35,5% a nivel de la media,
pide una reducción del 51,3 a nivel de las subestaciones y básicamente solicita
un 2,6% de VNR digamos a nivel de baja tensión.
En cuanto a los costos de OyM sí se tienen diferencias muy importantes, ya
que el consultor solicita 99% por encima del valor fijado por el supervisor, baja
tensión 143% por encima, el alumbrado público dice -24%, el cargo fijo 27%
haciendo básicamente un total de 98%, prácticamente están pidiendo el doble
del costo de OyM. A nivel del número de horas de uso, aquí básicamente
también se encuentra un número de horas de uso bastante alto para Villacurí y
el valor calculado básicamente por OSINERGMIN es de 319 horas.
Un poco resumiendo, las principales diferencias que se han encontrado son: un
inadecuado modelamiento de la red de media tensión originado por menores
metrados a los requeridos; no consideró las características geográficas y de
acceso de la zona en estudio, fundamentalmente porque las redes de media
tensión en Villacurí circulan básicamente por las líneas de acceso que entran
básicamente a los fundos agroindustriales que son los clientes de esta
empresa. Entonces, como que tampoco digamos puede haber un cruce de las
redes sobre propiedad privada, sino debe circularse básicamente por las vías
definidas como tal, en ese sentido parece que al momento digamos de hacer el
23/109
diseño sencillamente se ha tomado terrenos o vías privadas las cuales
consideramos nosotros que no es adecuado. En cuanto a los mayores costos
de operación y mantenimiento en especial para la media tensión, básicamente
han colocado una cantidad inadecuada de las frecuencias de mantenimiento,
que tampoco se corrige y tiene un sustento lógico en este tema. Evidentemente
se ha encontrado un incorrecto balance de la energía y potencia encontrándose
inconsistencias en el número de horas de uso y la potencia a nivel de media y
baja tensión.
Y el SER, un poco para solamente dejar aquí, como quien dice un adelanto
para el día de mañana; se tiene los valores propuestos por el consultor VAD de
29.139 soles kW-mes superiores digamos al encontrado por el supervisor, en la
baja tensión igualmente superior y en el SED igualmente. Bueno, aquí
básicamente sí hay una diferencia en cuanto digamos a la actividad de lo que
sería el cargo fijo, estos son zonas bastante alejadas, evidentemente el
supervisor digamos ha encontrado de que los costos que corresponderían por
este cargo serían un poco superiores, pero aquí habría que hacer una
aclaración, en el caso de los SER se van a gestionar bajo dos sistemas: con el
medidor convencional que significa leer, elaborar los recibos y cobrar como
siempre se tiene la forma tradicional, pero también se está fijando las tarifas
cuando se usan los medidores pre-pago, lo que significa básicamente una
disminución importante básicamente de varios costos.
Bueno en todo caso, yo voy a … para centrarme en el segundo punto que ya
serían los resultados de las tarifas de distribución eléctrica, en la tabla siguiente
vemos el resumen de todos los valores fijados por nosotros a nivel del VAD y
básicamente las dos primeras líneas que están en amarillo son los valores
vigentes, están comparados a Diciembre del 2008, ya que el estudio se está
haciendo con base al año anterior a la regulación y los precios están
expresados digamos a Diciembre del 2008. Los consultores VAD básicamente,
esta es la propuesta que está en estas filas que están en verde, estas las que
están en celeste es la propuesta de los supervisores VAD y aquí básicamente
se tiene las diferencias entre los VAD propuestos sobre los vigentes. Entonces
en el sector 1 se ha propuesto un 0,3% de incremento en la media tensión y un
5,7% de incremento a nivel de la baja tensión; en el sector 2 se ha propuesto
una disminución del 8% en la media tensión y un incremento del 11,3% en la
24/109
baja tensión; en el sector 3 han propuesto los consultores 56,2% de incremento
a nivel de la media y 9,1% a nivel de la baja tensión; en el sector 4 han
propuesto 5,2% de incremento en la media y 7,3% de incremento en la baja
tensión; en el sector 5, 37,8% de incremento en la media tensión y 11,3% en la
baja tensión; en el Sector Especial han propuesto 43,3% de incremento en la
media tensión y 8,3% de incremento en la baja tensión; en el sector especial
han propuesto 89,8% de incremento en la media tensión y -9,7% de descuento
en la baja tensión; y básicamente el SER convencional, con inversión de
empresa 22,1% de incremento en la media y 24,2% digamos en la baja tensión.
Estas son las propuestas de los consultores.
La propuesta de OSINERGMIN. No por favor, la anterior todavía para poder dar
a conocer, sí. A nivel de la baja tensión, perdón, de la media tensión se está
proponiendo una disminución del 10,2%, en la baja tensión -4,6%. En el sector
típico 2 en la media tensión -6,9% y 1,2% en la baja tensión; en el sector típico
3, 11,8% de incremento en la media y -2,1% de descuento en la baja; en el
sector 4, -21,5% en la media y 10,2% en la baja tensión; en el sector 5, -0,3%
en la media tensión y 11,6% en la baja, que se puede decir más o menos
parecido digamos a lo del consultor; en el Sector Especial se está proponiendo
un descuento de -3,7% en la media tensión y un incremento de 7,4% en la
baja; en el sector rural lo que se tiene es 47,1% de incremento en la media y
-30,7% en la baja tensión; y básicamente en la media tensión 23,8% de
incremento y -26,0%.
Esos son los resultados en general digamos tanto del consultor como del
supervisor; los valores adoptados y pre-publicados en la presente regulación
tienen el impacto de las dos últimas filas.
La siguiente, básicamente, lámina se presenta los resultados a nivel de los
cargos fijos. La siguiente lámina por favor. Los consultores VAD finalmente
señalamos que no levantaron satisfactoriamente las observaciones formuladas
por el OSINERGMIN, el OSINERGMIN evidentemente con el apoyo de los
supervisores que hoy día me acompañarán y explicarán en forma más
profunda digamos los estudios nuestros, hicieron el seguimiento a los estudios
y básicamente a los cálculos pertinentes, se han originado pues diferencias
significativas respecto de los resultados entre los supervisores por lo cual el
OSINERGMIN consideró los resultados de los consultores VAD en no
25/109
aplicables; y en aplicación del artículo 68 de la ley, el OSINERGMIN propone
adoptar los resultados obtenidos con el apoyo de los supervisores VAD.
La siguiente por favor. Aquí lo que se tiene son los valores que ya se habían
señalado, en la siguiente página también.
Aquí básicamente lo que sigue son la publicación de los parámetros de cálculo
tarifario a los cuales me voy a referir muy brevemente, dado que el tiempo
parece que a corrido demasiado rápido; así que lo que tenemos como
parámetros de cálculo se han fijado los factores de expansión de pérdidas
estándar, los factores de coincidencia, de contribución a la punta y número de
horas de uso, los factores de corrección del VAD y el factor de balance de
potencia en horas de punta.
En cuanto al primer punto de los factores de expansión de pérdidas, como
conocemos tiene dos componentes: tiene pérdidas técnicas y las pérdidas no
técnicas: El resultado de la fijación por cada sector típico y en detalle se
muestra en la siguiente lámina; aquí básicamente se puede ver los valores
reconocidos en forma detallada las no técnicas, básicamente las técnicas a
nivel de baja tensión, el total sumado técnicas más no técnicas y básicamente
las de … las pérdidas digamos en media tensión. Siguiente lámina, se
muestran los factores de expansión de pérdida que básicamente es una
representación de estos porcentajes pero en factores que van básicamente
digamos a las fórmulas tarifarias para el cálculo de los pliegos.
La siguiente, se ha actualizado básicamente el cálculo de los factores de
coincidencia y contribución a la punta y número de horas de uso con los
estudios revisados tanto por el OSINERGMIN y el adoptado digamos para el
sector típico 1, los resultados se muestran en la lámina que estamos viendo,
los estudios de sustento están publicados en la página web; también tenemos
el número de horas de uso, como se puede ver en la siguiente lámina, la
primera línea se utiliza para variabilizar básicamente los VAD en energía para
los usuarios de simple medida de la red BT5B, y las siguientes básicamente se
utilizan, no, las siguientes líneas son los números de horas de uso para la
BT5A. Cuando se tiene digamos contrato hasta 20 kW o hasta 50 kW, y esto
básicamente es el número de usos de baja tensión para el sistema pre-pago y
este es un número de uso de baja tensión digamos para el alumbrado público
en zonas solamente rurales para los SER.
26/109
Adelante. Los factores de corrección del VAD, básicamente se ajustan el VAD
por las ventas de potencia en las horas fuera de punta y los factores que se
han obtenido se muestran en la siguiente tabla, esta tabla también está pre-
publicada en la … en la resolución y el sustento está detallado en un anexo
digamos del informe técnico.
En cuanto al factor de balance de horas de punta, igualmente el objetivo es
evitar la sobreventa o sub-venta de potencia de punta, de forma que exista una
igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la
potencia de punta supuestamente vendida; y básicamente los valores
actualizados se muestran en la siguiente lámina por cada uno de los sistemas,
estos son sistemas digamos mayores a 12 MW.
Ya casi llegando al final tenemos el tema de la verificación de la rentabilidad.
De acuerdo a ley hay que realizar digamos este cálculo, de acuerdo al artículo
69 y 70. El artículo 71 de la ley señala que si las tasas calculadas no difieren el
4%, 4 puntos porcentuales de la tasa efectiva anual del 12%, entonces los VAD
que dan origen digamos a éste cálculo son definitivos. En este caso, siguiendo
lo señalado en el artículo 149 del reglamento, se ha conformado un conjunto de
concesionarias en que los VAD no difieran en más de 10% y se ha obtenido
para cada conjunto los valores totales de ingresos, costos y VNR de las
concesiones confortantes.
Y vamos a ver en el siguiente cuadro, el cuadro de la verificación de la
rentabilidad; estos son los grupos que han salido, por adelante no. El grupo 1
está compuesto por Electro Pangoa, Emseusa, Coelvisac, Edecañete, Electro
Ucayali, Electrosur, Electronoroeste y Seal; el grupo 2, Electro Oriente, Electro
Sur Medio, Electronorte, Hidrandina, Edelnor, Luz del Sur; el grupo 3, Sersa,
Emsemsa, Electro Sur Este, Electrocentro; el grupo 4, Electro Puno; Electro
Tocache básicamente el grupo número 5. En cuanto a la verificación de la
rentabilidad, lo que podemos ver es de que el primer grupo obtiene 11,8%; el
segundo grupo 11,7%; en el grupo 3, 10,7%; en el grupo 4, 9%; y en el grupo 5,
8,7%. En vista de que básicamente estos valores están dentro de la banda
señalada digamos por el reglamento para el chequeo de la TIR, entonces se
entiende que los VAD calculados en los estudios son definitivos.
También brevemente vamos a tratar el tema del pedido que hizo la empresa
Electro Ucayali y Electro Oriente con relación digamos a la incorporación del
27/109
IGV en el VAD y básicamente las ha incorporado en lo que son digamos las
compras de los materiales y suministros tanto en inversión y en OyM según
corresponda, y estos son los valores que se estarían aplicando básicamente
sobre todo en este caso digamos en las empresas ubicadas en la amazonía,
donde están expuestas a digamos a lo que sería la misma ley, Ley de la
Amazonía. En el caso de la compra el OSINERGMIN ha iniciado un trámite
ante el Ejecutivo para ver digamos la exoneración digamos de este impuesto a
la empresa eléctrica de forma de que este impacto al final de este proceso
sencillamente no se aplique, sino más bien termine exonerando.
Finalmente el impacto de las tarifas a usuarios finales; como ustedes conocen
acá se tienen las propuestas, los factores que ya hemos visto, tanto de
ponderación y VAD y los factores de coincidencia, factores de mercado,
agregando básicamente el … que viene de la generación-transmisión, le
agregamos la distribución que estamos calculando y tenemos la tarifa usuario
final. La siguiente lámina.
Esto básicamente ya se ha repetido, pero ya de alguna forma, pero estos son
los valores aplicando digamos la propuesta a los estudios con los supervisores,
y las variaciones que hemos encontrado por cada sector respecto a la vigente.
La siguiente por favor.
Estas son las variaciones ya por empresa a nivel de los VAD ponderados. Y la
siguiente que es la lámina final, se tiene la variación digamos de las tarifas a
cliente final, propuestas digamos por cada empresa. Estamos viendo que en
Lima las tarifas estarían disminuyendo 1,7% en el caso de EDELNOR, -2,9 en
el caso de LUZ DEL SUR, EDECAÑETE -0,8, COELVISAC -2,2, ELECTRO
SUR MEDIO -4,2, SEAL -1,3, ELECTROSUR 0,6, ELECTROPUNO 1,7,
ELECTROSURESTE -0,4, ELECTROCENTRO -1,2, ELECTRO UCAYALI
pendiente digamos del tema de aplicación del IGV, si aplicaran solamente los
VAD tendría 0%, SERSA -0,7, ELECTRO ORIENTE 0,3%, EMSEUSA -10,9%
pero es por un cambio de sector típico, ELECTRONOROESTE disminuiría a las
tarifas a cliente final en 1,9%. A nivel nacional se tendría una reducción de
-1,8% como resultado final sobre las ventas totales.
Bueno, esto es todo y muchísimas gracias por su atención y más bien
proseguiremos ya con la presentación de los siguientes sectores. Gracias.
28/109
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias Ingeniero Révolo. No es que el tiempo haya pasado muy rápido,
realmente hemos ocupado lo que era necesario para esta exposición, pero sí
un pedido para los expositores, que al exponer los sectores típicos la duración
de repente pueda hacerlo de alguna manera ordenada y ágil para poder
aprovechar el tiempo que nos queda, debidamente para tener la participación
del público acá en Lima y en Piura que es lo importante, pues se toman en
cuenta todos estos aportes en el proceso. Entonces vamos rápidamente ahora
con la exposición del estudio de costos del VAD del sector 1, que va a estar a
cargo del Ingeniero Juan Carlos Liu Yonsen. Inmediatamente después de la
exposición vamos a pasar con las intervenciones, primero en Lima y después
en Piura.
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 1
Ingeniero Juan Carlos Liu Jefe de Estudio Supervisión VAD Sector 1 Buenos días antes que nada, por favor si podríamos iniciar con la presentación.
El contenido de mi presentación antes que nada agradecer a OSINERGMIN a
nombre del grupo supervisor VAD conformado por las empresas COSANAC,
PEPSA e IT, por la confianza depositada en nosotros en el desarrollo de este
estudio.
Iniciaríamos rápidamente, dado la premura del tiempo, con el contenido.
Básicamente voy a enfocarme en tres puntos principales: las etapas del
proceso de cálculo del VAD, el proceso de estructuración de la empresa
modelo y el cálculo de las tarifas de distribución.
El primer punto. Etapas de proceso de cálculo del VAD. Está conformado por 4
etapas, ¿Qué se hizo y para qué se hizo? En la etapa 1, dado que las
empresas no son homogéneas y tienen diversos negocios como transmisión,
algunas tienen hasta generación, lo que se trata es buscar una base
homogénea a partir de lo cual comparar los resultados que a futuro se
obtendrán con respecto al modelamiento, por lo tanto, en esta etapa lo que se
busca es revisar y validar el VNR eléctrico, el VNR no eléctrico, otras
29/109
inversiones que hace la empresa, la estructura de su mercado eléctrico, los
costos de explotación. Todo esto sobre la base de la información financiera y
comercial que es el sustento principal. Verificado y validado esto al final se van
obteniendo los formatos B y C que ya es una base homogénea con la cual ir
comparando lo que a futuro va a salir de la estructuración de la empresa
modelo y los resultados que se obtienen; en buena cuenta el modelamiento no
debe superar los valores de la empresa real. La siguiente por favor.
La estructuración de la empresa modelo. Este proceso lleva una serie de fases
que no las voy a leer ahora porque la vamos a mencionar en detalle en las
siguientes láminas. La siguiente.
La caracterización del mercado y definición preliminar de red es la primera
etapa de esta fase. La siguiente por favor. ¿Qué se busca? Dado que los
costos de la distribución, tal como lo dijo el Ingeniero Dammert, están
asociados a la densidad, se busca ubicar zonas de densidad homogéneas
dentro de la empresa a los efectos de determinar sus costos y por ende sus
tarifas. Esta determinación de mercado eléctrico lo podemos ver en las
siguientes láminas de manera gráfica; tomando en cuenta las zonas de
densidad ya definidas en anteriores procesos, estos colores que vemos aquí
indican el grado de densidad que tienen de manera conjunta tanto la media
tensión como la baja, pero si lo vemos en 3 dimensiones esto puede ser un
poquito más gráfico y nos ayudan a explicar cosas que después van a tener
implicancias en las tarifas. La siguiente por favor.
Fíjense, esta es la situación real que tiene la empresa, valga la redundancia, la
empresa real EDELNOR, donde tenemos unos picos muy elevados en ciertas
zonas y que son de muy alta densidad, esto a futuro, si tomamos un área de
densidad muy grande que involucre cargas puntuales de media tensión, podría
llevarnos a definir redes de baja tensión subterráneas que son de costo
elevado, en zonas que no necesariamente requieren este tipo de inversiones,
por lo tanto, esto se tuvo muy en cuenta en el modelado de toda la empresa y
es lo que nos lleva a futuro a algunas diferencias respecto a las obtenidas por
el consultor VAD. La siguiente por favor.
Definición del sistema eléctrico y tecnología adaptada. Básicamente esto es un
correlato de lo que ya mencioné, cada zona de densidad homogénea tiene en
30/109
verdad asociada un tipo de red adaptada que la hace lo más eficiente. La
siguiente.
Lima tiene un impacto de, diríamos específico, en cuanto a restricciones
urbanísticas dado que aplican zonas monumentales tanto para media tensión y
baja tensión, tiene un impacto de ancho de vías por ciertas ordenanzas
municipales y ciertas normas temporales que se han dado y ancho de vías para
tendido de la red de baja tensión por una o dos veredas; todos estos conceptos
han sido tomados en cuenta en el modelado del sistema. La siguiente por
favor.
Respecto a la conexión del neutro a media tensión se evaluó el neutro aislado y
la puesta a tierra mediante bobina zig-zag; se optó por el sistema de neutro a
tierra mediante bobina zig-zag por seguridad pública en los sistemas de red
aérea, por la simplicidad y economía en los sistemas de protección y por la
mejora en la calidad de servicio. Aquí cabe indicar que el Perú es uno de los
pocos sistemas en el mundo que se aplica este concepto de neutro aislado que
tiene unos costos importantes en cuanto a protección y que muchas veces
estos son insuficientes para lo cual están destinados estos instrumentos. La
siguiente por favor.
En cuanto a la baja tensión se evaluó dos alternativas: el sistema trifásico en
220 con neutro aislado y el sistema trifásico 380/220 con neutro corrido; a
pesar de la mayor economía y seguridad del sistema de 380/220 se optó por el
sistema 220 V trifásico por el costo de adaptación de los 90 mil clientes
trifásicos existentes que tiene la empresa. La siguiente por favor.
Bueno, estos ya son detalles de la tecnología adaptada tanto para la red
subterránea en media tensión, cables de aluminio, básicamente, por el costo
resulta lo más adecuado; en cuanto a redes aéreas de media tensión, postería
de concreto armado, conductores de aluminio y cobre, cobre en las secciones
menores de conductor y en sus modalidades de autoportante y desnudo. El
equipamiento de maniobra y protección, en el caso anterior, con
seccionamiento bajo carga y fusibles de tipo limitador; y para equipamiento
exterior con seccionalizadores y seccionadores bajo carga y los seccionadores
tipo cut-out. En cuanto al sistema de red neutro de media tensión a tierra con
bobinas de conexión zig-zag; se ha considerado para los efectos todos los
31/109
costos de la bobina zig-zag dentro de los costos VAD a los efectos de no
impactar en los costos de la empresa. La siguiente por favor.
En cuanto a red subterránea de baja tensión, cable de aluminio para las
secciones más elevadas y cobre en las secciones más bajas; en las redes
aérea de baja tensión postería y concreto armado, conductor autoportante de
aluminio y transformadores con conductores de cobre, aislante aceite mineral y
con pérdidas con una relación de 5 a 1 entre el cobre y el hierro. La siguiente
por favor.
En cuanto a las subestaciones convencionales: celdas metálicas con
seccionador bajo carga, fusibles limitadores, tablero de baja tensión con
fusibles y equipo de control de alumbrado público; en el caso de las
subestaciones aéreas: seccionadores fusibles cut-out, tablero baja tensión con
fusibles y equipo de control y una estructura de biposte para subestaciones
mayores a 75 kVA.
En cuanto a alumbrado público, luminarias de vapor de sodio de alta presión,
resultaban lo más conveniente como tecnología adaptada para toda el área de
la empresa modelo. La siguiente por favor.
Bueno, entrando a costos unitarios estándar; los costos unitarios de instalación
se elaboraron considerando costos de recursos y porcentajes de gestión según
el siguiente cuadro, donde básicamente los costos de la mano de obra resultan
de publicaciones de CAPECO, los costos de transporte y costo de materiales,
precios de mercado, y los armados y rendimientos de acuerdo a criterios
utilizados en la regulación anteriores básicamente la del 2005. Estos son los
resultados de costos unitarios en media tensión y baja tensión de todos los
armados que se utilizaron con todo su desagregado. La siguiente.
Los costos unitarios del alumbrado público, tanto en redes aéreas, redes
subterráneas, luminarias, postes. La siguiente.
Optimización de las instalaciones de baja tensión y media tensión. Aquí
básicamente se utilizó un modelo para optimizar las instalaciones de media
tensión y baja tensión. Modelo cuyos datos básicos de entrada vienen a ser las
densidades de carga en media tensión y baja tensión; las restricciones que
tiene Lima, Lima tiene 7 kilómetros, una franja de 7 kilómetros para diferenciar
zonas corrosivas y no corrosivas; tasas de crecimiento tanto vertical como
horizontal del modelo, tasas de descuento para la capitalización, el costo de las
32/109
pérdidas, los costos estándares unitarios, factores de potencia y utilización,
tiempos de utilización y equivalentes de pérdidas, definición preliminar de red y
la arquitectura básica de la red. Estos son los datos básicos que lleva a
considerar los siguientes costos: inversión, explotación, pérdidas y totales
capitalizados. La siguiente.
Las variables a optimizar en el modelo son las cantidades de salidas tanto de
media tensión como baja tensión, la potencia unitaria de transformación, la
sección de conductores de troncales y ramales, y la ubicación de los elementos
de protección.
El proceso de optimización tiene 4 fases diríamos, en una primera fase se
analiza las redes de baja tensión y las subestaciones; en una segunda las
redes de media tensión, después se integran ambos y al final se terminan
adicionando los equipos de maniobra y protección en una secuencia que el
modelo lo permite. Los resultados de la optimización de la red de media
tensión, que se obtiene con el modelo, básicamente podemos ver unas salidas
acá, tanto para diferentes zonas de densidad en áreas sin contaminación y con
contaminación. Aquí vale indicar que el proceso es un proceso iterativo que
permite, el modelo lo permite y para eso se ha diseñado, ir llegando con una
simulación de elementos eficientes los cuales se van agregando y se van
quitando para al final obtener el menor costo capitalizado que es el que al final
prima para toda la zona de densidad analizada. La siguiente por favor. Bueno,
estos son los resultados del modelo para las instalaciones adaptadas de baja
tensión. La siguiente.
En cuanto a la optimización del alumbrado público, lo que se hizo fue un
cálculo luminotécnico considerando las condiciones establecidas en la norma,
aquí vemos los detalles en cuanto a iluminancia, de alumbramiento que da la
norma de alumbrado publico para las diferentes vías y esto se hizo utilizando el
modelo ILUMINA versión 2.1 de Josfel para poder llegar a cumplir con los
estándares que daba la norma; aquí tendríamos que indicar que se hicieron 2
estudios, se hizo primero un estudio por parte de los supervisores que
básicamente no difería mucho en cuanto a los resultados que también había
obtenido el consultor VAD, por lo cual, al final homologamos nuestros
resultados a los obtenidos por el consultor VAD y esos son los que finalmente
se propusieron. La siguiente por favor.
33/109
Bueno, estos son los resultados del proceso de optimización del alumbrado
público, en cuanto al número de luminarias, tipos de artefactos de iluminación,
y el número total de postes exclusivos para el alumbrado público. La siguiente.
Optimización de las instalaciones no eléctricas. Este sí fue un proceso que se
inició durante la primera etapa del estudio, y básicamente se inició verificando
que todos aquellos activos que no necesariamente sirven para el proceso de
distribución eléctrica, llámese los terrenos, los edificios, vehículos, si
verdaderamente se prestaban para el servicio al cual se hacía referencia,
entonces se verificó los terrenos que tenía la empresa, los edificios y
construcciones, los equipos y vehículos de transporte, los equipos de almacén,
maestranza, medición y control, equipos de comunicación, oficinas y se vio la
asignación a la cual se hacían estos bienes. Y al final se terminó valorizando
todos estos equipos, en algunos casos utilizando propia información del
supervisor y en otras los datos que previamente fueron revisados y validados,
proporcionados tanto por la empresa como por el consultor VAD. El resultado
fue que las inversiones no eléctricas de la empresa real en este caso
ascienden más o menos a 21 millones 700 mil dólares. La siguiente.
Cálculo del VNR. Bueno, esto ya el Ingeniero Révolo lo ha mostrado con
mucho detalle y estos son resultados que se tiene en cuanto a VNR tanto en
media tensión, en subestaciones, baja tensión red aérea y subterránea y se
añade las inversiones no eléctricas al final, por lo tanto el VNR que se obtiene
del total de la empresa nos da 732 millones respecto a los 800 millones de
dólares que como VNR pedía el consultor VAD. La siguiente.
Balance de energía, potencia, pérdidas y calidad de servicio. Bueno, el balance
de energía y potencia básicamente parte de los valores del mercado real que
tiene la empresa, tanto en media tensión como en baja al cual se le añaden
después las pérdidas que han sido modeladas y un factor de pérdidas
comerciales no técnicas. Esto nos da tanto la potencia como la energía que al
final van a servir de denominador para los efectos de la tarifa. La siguiente.
Bueno, las pérdidas siendo un detalle de las pérdidas técnicas, resultado de la
optimización para la media tensión, baja tensión y las subestaciones, dado que
las otras pérdidas que vienen en la cadena, a nivel de clientes, parque de
medidores y acometidas, eso se calcula de manera independiente. Estos son
34/109
los resultados que se tienen tanto para la energía como para la potencia
simultánea. La siguiente.
Calidad de servicio técnico. Bueno, aquí básicamente se respetaron las
tolerancias y límites que señalan las normas en cuanto a calidad de producto,
caída de tensión o variación de tensión más menos 5% en media tensión, igual
en baja tensión. La calidad de suministro se hizo verificando dos indicadores:
indicadores promedio, el SAIFI y el SAIDI; e indicadores individuales, el N y el
D; a los efectos de verificar que todo lo modelado cumpla con estas
restricciones en cuanto a calidad. La siguiente.
Optimización de costos de operación y mantenimiento técnicos. Los costos de
operación y mantenimiento se componen de materiales y servicios de terceros
para mantenimiento correctivo y preventivo, y equipos de personal propio para
servicios de guardia y unos equipos de trabajos con tensión que se tuvieron
que incluir dado la relevancia que tiene Lima en cuanto a su seguridad, se vio
conveniente incluir estos equipos de trabajo con tensión a efectos de garantizar
una calidad adecuada en el servicio. Y por último, estructura de gestión y
supervisión directa de explotación técnica asignada a actividades VAD. La
siguiente por favor.
Materiales y servicios de terceros para mantenimiento. Se ha dimensionado
considerando costos de recursos de materiales y mano de obra, transporte y
contratista según lo indicado en costos unitarios estándares de inversión, y las
tasas de averías estándares de instalaciones correspondientes a una red
adaptada. En cuanto a tasas de averías estándar, se reconocieron las
siguientes tasas de falla por diferentes activos de la red, llámese líneas aéreas
de media tensión, de desnuda en zonas de contaminación y sin contaminación,
cables subterráneos, subestaciones; cada una tiene una tasa de falla que al
final nos permite validar los trabajos que hay que hacer en cuanto a
mantenimiento. La siguiente.
Los costos de operación y mantenimiento según las frecuencias de actividades,
revisión y medición que se señalan tanto para la media tensión, baja tensión y
subestaciones son los siguientes, los mostrados por ejemplo, en el caso de
líneas aéreas una revisión ocular de manera bianual, termografías cada 2 años,
y así una sucesión de actividades que al final nos permite llegar a la
cuantificación de estos costos de operación y mantenimiento. La siguiente.
35/109
El resumen de costos de operación y mantenimiento finalmente lo obtenemos
aquí, en este cuadro por la red de media tensión, la red de baja tensión y la red
de alumbrado público, lo que al final totaliza todos los costos de operación, de
OyM de la red. La siguiente.
Equipos de personal propio. Dado que siempre se ha tratado de buscar los
menores costos de operación y mantenimiento, para eso se acude y se prevé
labores de tercerización pero hay actividades que significan el … bussines o
que dado su gran desarrollo técnico se han previsto que deben ser
necesariamente desarrollados con personal propio, estos son los equipos de
guardia que da la empresa y los equipos de trabajo con tensión. El detalle de
estos equipos de guardia, los turnos y todo esto está en el estudio, dado la
premura del tiempo no lo voy a mencionar ahora.
Costos de supervisión directa de OyM. Se revisó la organización de la gerencia
técnica de la empresa modelo, y en función del tipo de actividad se excluyó el
personal asignado a actividades que se consideraron no relacionadas con el
VAD, como son aquellas áreas de inversiones y aquellas áreas relacionadas
con la transmisión. Por lo tanto, de toda la planilla de la gerencia técnica al final
se termina asignando un porcentaje a las actividades VAD que multiplicadas
por la remuneración respectiva al final totalizamos el monto total en cuanto a
supervisión directa de OyM. La siguiente.
Optimización, perdón, de costos de operación y mantenimiento comercial. De
manera similar a la parte técnica los costos de operación y gestión comercial
comprenden: costos directos de lectura, facturación, reparto y cobranza, costos
de materiales y servicios para call center y disciplina comercial, y costos de
estructura de personal propio y supervisión directa. La siguiente.
Los costos fijos para lectura, facturación, reparto y cobranza se hacen en
función del tipo de lectura que se hace si es a simple tarifa, doble tarifa, tarifa
múltiple si es alumbrado público o mediciones concentradas; básicamente lo
que va a variar es la lectura porque los costos de factura y de reparto, y
cobranza básicamente son similares, y al final se totaliza un monto por factura
dependiendo del tipo de lectura como lo había señalado y estos valores
llevados al siguiente cuadro multiplicado por el número de usuarios que tiene
cada tarifa, vamos totalizando costos fijos anuales y comerciales que a la
36/109
postre nos permitirán determinar también los costos fijos relacionados con
estos valores. La siguiente.
Bueno, el call center, la valorización se hizo de acuerdo al total de llamados
atendidos, considerando ratios de otras empresas, cuál es la frecuencia y qué
tipo de llamadas generalmente recibe la empresa, y al final valorizadas por un
costo por llamada, lo cual da un costo de atención telefónica anual. En cuanto a
disciplina comercial se prevé inspecciones, las inspecciones por la categoría de
los usuarios, si son por encima de 50 kW o por debajo de este nivel;
normalización de instalaciones y acciones de remisión con apoyo policial; al
final todo esto valorizado nos da un monto a reconocer de 3 millones de
dólares aproximadamente por esta etapa de disciplina comercial. Al respecto,
este valor también se validó respecto a la potencialidad de fraude que tiene la
empresa y se dio que era un valor muy adecuado el que se obtenía. La
siguiente.
Optimización de los costos de gestión. Bueno, los costos de gestión o costos
indirectos que al final la empresa los termina prorrateando entre todas las
actividades que realiza, parten de la revisión de la estructura del personal
propio y supervisión directa de operación y gestión, perdón todavía no había
llegado a los costos indirectos, estamos hablando de la supervisión directa
comercial; parten de la estructura de personal propio y supervisión directa de la
operación y gestión de la empresa real, realizando los ajustes necesarios para
su adecuación, pero excluyendo algunas áreas que tenía la empresa real como
son las áreas de nuevos negocios, gestión de nuevos clientes y supervisión de
medidores por no corresponder a actividades VAD; esto casi de una manera
muy similar a como lo hicimos cuando vimos la parte técnica. Los costos totales
de supervisión comercial ascienden a 4 millones 600 mil dólares
aproximadamente. La siguiente.
Los costos indirectos personales, estos si ya son costos de gestión, se
racionalizan a partir de la estructura de la empresa real agrupando gerencias y
revisando el nivel de jerarquías de algunas áreas, o sea, ¿Qué se hizo acá?, se
vio por ejemplo con otras empresas distribuidoras similares que la empresa real
tenía 4 gerencias cuando en otras empresas distribuidoras mucho más
grandes, esto estaba consolidado en una gerencia. Por lo tanto, básicamente
los grados de revisión parten por agrupar gerencias y en algunos casos ciertas
37/109
áreas ponerlas en el nivel jerárquico adecuado; los valores totales de los costos
de personal de gestión de la empresa modelo ascienden a 4 millones de
dólares para un total de 89 personas en estas actividades. La siguiente.
Los costos indirectos no personales, son los que demanda toda la
administración de la empresa en cuanto a suministros diversos, servicios de
terceros, cargas diversas de gestión, tributos y aportes, y costo de capital de
trabajo; que este último rubro tuvo un cálculo muy especial para poder validar y
revisar todo lo que había planteado el consultor VAD. La siguiente.
Resultados comparativos. Ya el Ingeniero Révolo había adelantado algunos
resultados comparativos en cuanto a los metrados obtenidos por el consultor
VAD y por el supervisor VAD, y la valorización de dichos metrados como VNR.
Entonces, esa es la diferencia que al final a nosotros nos da 732 millones de
dólares como VNR total, y el consultor VAD 800 millones de dólares como VNR
total. La siguiente.
Bueno, la comparación en cuanto a costos de operación y mantenimiento lo
vemos en esta lámina, estos son los valores obtenidos por el consultor VAD y
por el supervisor, hay algunas diferencias que ya fueron señaladas por el
Ingeniero Révolo, en algunos casos el consultor VAD utilizó metrados de la
empresa real para aplicar los costos de operación y mantenimiento. En cuanto
a los indirectos, la mayor diferencia la tenemos en el capital de trabajo como ya
lo había señalado antes producto de una metodología diferente a las que había
venido aplicándose hasta la fecha por parte del consultor VAD; y estos valores
al final corresponden a los obtenidos tanto por el supervisor VAD como por el
consultor VAD. Aquí cabe hacer mención, de que estos valores de costos de
operación y mantenimiento, la empresa los tiene señalados en sus estados
financieros y no podría en ningún caso, los costos del modelo ser mayores que
la empresa real, eso ya denotaría cierto grado de distorsión en los cálculos. La
siguiente.
Bueno, un resultado también del modelo es la comparación de las pérdidas
técnicas y comerciales obtenidas tanto por el consultor VAD como por el
supervisor VAD, donde básicamente las diferencias se estriba en el porcentaje
de pérdidas no técnicas reconocidas. Se ha considerado 2% de manera
homogénea a los otros sectores típicos respecto a valores diferentes
considerados por el consultor VAD. La siguiente.
38/109
Bueno, el cálculo de tarifas de distribución, que ya esto es una etapa de
resultados, estos son los costos fijos a los cuales llegamos tanto para el caso
de una medición, doble medición, alumbrado público. En el caso de los
sistemas prepago, dada esta normatividad se mantienen los costos y para el
caso de la factura de medición concentrada, resultado de un cálculo específico,
se obtuvo 0.67 dólares por cliente-mes. La siguiente.
En cuanto a resultados VAD, estos son los resultados VAD para media tensión,
de aquí vienen los valores que ya se habían comparado en la presentación del
Ingeniero Révolo, tanto para la VAD de media tensión, VAD de baja tensión, y
para subestaciones. La siguiente.
Bueno, los factores de economía de escala que básicamente consideran la
reducción de los costos del valor agregado por el incremento de la demanda;
esto es lo que se está previendo para las futuros fechas. La siguiente.
La fórmula de reajuste, que toman en consideración la ponderación de
diferentes porcentajes o monomios donde básicamente el porcentaje relativo a
partidas nacionales tienen mayor porcentajes 73%, y el que sigue viene a ser el
precio del aluminio con menor ponderación del precio del cobre y de los
materiales importados. La siguiente. Bueno, no más solamente agradecer.
Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, gracias ingeniero Liu. Pasamos a las preguntas, intervenciones o
comentarios comenzando por Lima donde el Ingeniero Rafael Laca ha
levantado ya la mano, las intervenciones son a viva voz, continuamos ahí
luego. Le quisiera pedir a nuestro moderador en Piura que pueda estar atento
también para la participación allá de nuestra audiencia, a Don Luis Felipe
Salazar Castillo porque terminando con la intervención aquí en Lima pasamos
allá a Piura. Igual por favor les pedimos si pueden dar su nombre, la institución
a la que representan, o si es a título personal que intervienen para que esto
quede también en el registro, en nuestra acta. Por favor si tenemos los
micrófonos en la sala. Jorge por favor le podemos alcanzar el micrófono si
fueras tan amable. Allí primero por si le puede pasar al Ingeniero Laca el primer
micrófono. Gracias, mientras tanto ya con nuestra coordinadora con Ana Rosa
39/109
Vallejo vamos a coordinar para alcanzarle los micrófonos a ustedes. Adelante
Ingeniero por favor.
Preguntas y Respuestas de la Audiencia – Lima
Pregunta Nº 01 Ingeniero Rafael Laca Representante de la empresa ELEMIX Buenos días, soy el Ingeniero Rafael Laca, represento a la empresa ELEMIX,
de paso saludo a los ingenieros y al público de Piura. Quisiera empezar mi
intervención con lo que establece la Ley de Concesiones Eléctricas. En el
artículo 8 y el inciso C del artículo 64, establece el reconocimiento de costos de
eficiencia, costos estándares respectivamente, asimismo el artículo 67 de la
misma Ley expresa lo siguiente: “los estudios de costos considerarán criterios
de eficiencia de las inversiones y de la gestión de un concesionario operando
en el país”; en buena cuenta lo que dice la Ley es que se deben presentar
estudios, por lo tanto, parte de mi intervención está basado en que, tanto las
empresas consultoras como las supervisoras y la propia OSINERGMIN no han
presentado estudios en algunas preguntas que me voy a referir.
Bien, con respecto a la exposición del supervisor, quisiera saber ¿Dónde está
el sustento?; porque he leído su estudio que acá lo tengo, que lo bajé de la
página web, ¿dónde está el estudio que me dice que debo hacer un
reconocimiento de zonas de corrosión por 7 kilómetros en zonas costeras?
¿Cómo han llegado a dicho valor?. Si en la actualidad existe materiales
normalizados para zonas costeras, esto tiene que ver tanto como inversión
como en el aspecto de operación y mantenimiento, ¿Cómo es que han
llegado?. O simplemente se están cogiendo, o se están colgando, diría yo
usando un término informático, se están colgando ya de, digamos, de estudios
anteriores cuando la propia ley establece que se deben elaborar estudios,
entonces eso es como primera pregunta. Luego como segunda pregunta
referida a la primera ¿Cuánto está representando considerar 7 kilómetros como
zona corrosiva?, en costo ¿Cuánto representa versus si yo no consideraría
zona corrosiva y cuál sería el impacto tarifario? Al respecto quisiera hacer un
40/109
paréntesis; esta observación ya fue hecha en la audiencia anterior cuando
salieron los consultores de las empresas eléctricas y tanto el presidente de
OSINERGMIN como el Gerente de Distribución y el propio moderador ha dicho
que se van a tomar en cuenta, pero sin embargo veo que han hecho su
exposición y por lo que veo no se ha considerado, espero ahora cuando
termine mis preguntas se pueda responder esta interrogante.
Luego también en la audiencia anterior, y ahora la planteo nuevamente es, el
tema de las lámparas de alta presión, dicen, no se ha tomado en cuenta la
observación efectuada con relación al efecto que tendría sobre la salud, o sea,
yo creo que aquí el Colegio Médico tendría que pronunciarse. ¿Qué lámparas
son más convenientes para nuestra ciudad, lámparas de sodio de alta presión
o lámparas de mercurio?; normalmente las lámparas de sodio se usan en
zonas de almacenes o de tránsito porque no producen mucha reflectancia; he
revisado también el informe del supervisor y ahí hace todo un análisis en base
al periodo de vida útil con las lámparas de mercurio. Pero lo que he observado
no ha considerado el mantenimiento, sabemos que en Lima como en muchas
zonas costeras existe alta polución, o sea demasiado polvo. Entonces, no se si
está considerando los niveles de iluminación porque como sabemos, la
iluminación cuando se coloca una lámpara no es la misma a través del tiempo,
por lo tanto necesita ser limpiada la protección de la luminaria y en muchos
casos inclusive la luminaria, no solamente cae por digamos porque se ensucia
la protección de la luminaria sino simplemente porque el plástico que le colocan
no es adecuado y ya hemos visto a través de la historia acá en nuestro país
que hay lámparas que a la cual no me quiero referir que son de malísima
calidad, entonces hay y con justa razón de repente algunas empresas
eléctricas van a reclamar, he visto lámparas de muy buena calidad que
supongo que tendrán que ser reconocidas, y en la cual tiene inclusive más vida
útil y mantienen un mejor nivel de iluminación, no se adhieren tanto a la
polución porque en muchos casos son de vidrio; bueno esa es mi tercera
pregunta.
Después he escuchado que dice al consultor, o al supervisor, disculpe; dicen,
usted habló de haber comparado con varias empresas, sin embargo al revisar
su informe yo me he dado cuenta de que ha tomado como referencia la
empresa EDELNOR de Argentina, entonces, acá la empresa modelo, se está
41/109
cogiendo, sino me equivoco es EDELNOR. Y usted está comparando con una
empresa de EDELNOR de Argentina que es del mismo grupo y a pesar de eso
en Argentina son más eficientes. Quisiera saber, porque usted mismo ha dicho
acá que ha tomado varias empresas, indudablemente cuando se hace un
estudio serio, no estoy diciendo que no es serio su estudio o su trabajo, pero en
un estudio serio pues se toman varias empresas significa tomar por ejemplo
una empresa de Colombia, de Brasil, de Chile. ¿Quisiera saber si es que, o con
cuántas empresas usted ha comparado?
Ahora, las preguntas de fondo y a las cuales en la audiencia anterior me referí,
las mismas que han sido derivadas a la Defensoría del Pueblo porque he visto
que su participación no ha sido activa estos últimos meses o este último año, lo
siguiente. Los costos de mano de obra tanto para la inversión como para el
componente de operación y mantenimiento sigue tomando costos de CAPECO,
que esto representa más o menos que un operario reciba 80 soles diarios
cuando en la práctica está recibiendo 25 o 48 soles, o sea hay una diferencia
del 30 - 40% más o menos. Por ahí vi en su informe que ustedes … en uno de
sus informes que decía que había tomado en consideración los contratos que
tenía la empresa con las contratistas. Si usted hubiera hecho un estudio
concienzudo, hubiera revisado el proceso anterior y la propia área legal de
OSINERGMIN establece que no se pueden tomar contratos, entonces yo en la
audiencia anterior y lo he trasladado al Ministerio de Trabajo, se debe tomar
señor un estudio en base a planillas de los trabajadores y ese costo son los
costos de eficiencia que establece la ley y no como en alguna parte
OSINERGMIN en diferentes procesos dice que esos son costos eficientes,
entonces entrarían en una contradicción, porque los trabajadores que hacen las
labores eléctricas son supervisadas por OSINERG, entonces si esos costos no
son eficientes, OSINERG no es eficiente, entonces ¿En qué estamos acá?, o
sea, o se reconoce los costos de CAPECO o no se reconoce los costos de
CAPECO. En mi opinión debe realizarse un estudio y no cogerse simplemente
de un folleto de CAPECO que pertenece a construcción civil y que dicho sea de
paso a CAPECO ya se le ha comunicado que indique si esos costos son
aplicables al sector eléctrico, está cayendo en silencio administrativo
aparentemente ya CAPECO porque no ha respondido o en todo caso no quiere
responder. La Defensoría del Pueblo tampoco a pesar que se le ha enviado el
42/109
22 de Julio, tampoco tengo respuesta; la Presidencia del Consejo de Ministros,
el 31 de Julio le ha emitido un comunicado sobre este tema a OSINERGMIN,
tampoco se tiene respuesta; solamente de la CGTP que no se si estará acá
algún representante o de construcción civil, se comprometió en venir ahora
para enterarse de este tema; pero el hecho es de que se están colocando en
mi opinión costos superiores sin tener sustento técnico, sin haber hecho un
estudio como lo establece la ley, entonces ese es el tema digamos; y sobre
este tema quisiera saber ¿Cuál es el impacto del costo de mano de obra tanto
en el componente de inversión como el componente de costos de operación y
mantenimiento sobre la tarifa? ¿Cuánto representa?.
Otra pregunta, y con esta ya voy terminando. Ustedes han hecho, dice los
costos estándar de inversión de las instalaciones eléctricas consultoras no han
presentado un estudio que sustente los porcentajes asumidos en stock, mano
de obra, transporte, equipos, ingeniería, gastos generales, tal como se muestra
en la figura 1. Vale decir, he visto que las empresas eléctricas y en el estudio
no he podido observar del supervisor la estructura de costos de inversión,
colocan 6.81 sobre el stock de materiales ¿De dónde sale esa cifra? 25% para
la contratista sobre la mano de obra, estamos viendo ya que la mano de obra
hay una diferencia de 30% encima le están dando 25% más; entonces, luego
transportes y equipos 25%, ingeniería 11.17 ¿De dónde salen esas cifras?
¿Han hecho un análisis comparativo con otras empresas como EDELNOR de
Argentina o como una empresa de Colombia o de Brasil?, ese es realizar un
estudio. Entonces, quisiera saber ¿De dónde salen esas cifras? Simplemente
muestran una gráfica y las empresas eléctricas seguramente que obtendrán
menores costos y como saben que esto los beneficia, simplemente lo
presentan, y bueno, cualquier empresa privada haría lo mismo. Quisiera
también que me respondan si es que han considerado para la evaluación de
costos ¿Cuántas unidades de emergencia, como se da en el caso del gas
natural por ejemplo, y en otras empresas digamos a nivel internacional, cuántas
unidades de emergencia se están considerando para la reposición de energía?
La reposición de energía cuando hay cortes, hay un incendio o cualquier tipo
de siniestro, porque eso va a definir, influye en el costo de distribución
indudablemente, no veo.
43/109
Finalmente, he podido observar también que las empresas consultoras
presentaron, y no sé si el supervisor lo ha observado porque no he podido ver
en sus diferentes estudios; presentaron un mayor costo de operación y
mantenimiento por efecto del robo y hurto de cables de energía. Al respecto
quisiera precisar lo siguiente: el artículo 231 del Reglamento de la Ley de
Concesiones Eléctricas establece los mecanismos para evitar este tipo de
delitos, vale decir, hacer convenios con la Policía Nacional, y ahora la Policía
Nacional tiene un convenio sobre un costo mínimo en las cuales debe ser
pagado en sus días libres o cuando la comisaría les asigne en forma particular
a una institución. Entonces, quisiera saber si es que esto lo han considerado.
¿Están considerados estos costos mayores que pidieron los consultores o no
están siendo considerados?. Quisiera saber el argumento.
Entonces esas serían todas mis preguntas y les agradezco.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias Ingeniero. Que no son pocas además pero sí importante saber si le
damos aquí el tiempo al Ingeniero Carlos Liu y al equipo para que pueda
contestarlas. Por favor mientras se prepara el micrófono, luego el señor; aquí
está los que van a intervenir en siguiente lugar
Respuesta Nº 01-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART No, yo creo que deberíamos empezar a contestar porque sino …
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki No, no sí vamos a contestar solo estamos preparando para la siguiente
intervención. Contestamos inmediatamente Ingeniero Révolo.
Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART
44/109
Bien, en primer lugar, simplemente una cuestión de orden general. Bueno, yo
creo que hay distintas preguntas y también comentarios fundamentalmente
sobre qué cosa es básicamente digamos la empresa modelo eficiente. Yo un
poco voy a referirme y hacer algunas precisiones nada más, un poco como
para aclarar lo que se ha comentado. Las respuestas a las preguntas lo va a
hacer básicamente el equipo de la supervisión.
Considero que se ha cometido algunas imprecisiones que serían buenas
aclararlas. En primer lugar, la empresa EDENOR, digamos de Argentina que se
ha tomado digamos como una referencia no pertenece al grupo EDELNOR.
EDELNOR básicamente pertenece al grupo ENDESA y la contraparte
básicamente en Argentina es la empresa ERESUR y no EDENOR; entonces en
ese sentido no existe básicamente ningún conflicto un poco de intereses de ese
nivel, son empresas de distintos dueños y cada uno evidentemente gestiona de
la mejor manera, por eso es de que se seleccionó digamos esa empresa como
una empresa, por el tamaño y las dimensiones, digamos este comparables con
básicamente la empresa EDELNOR de Lima.
Después por otro lado, se refiere un poco en términos generales que el
OSINERGMIN no estaría realizando pues diversos estudios, me voy a referir
fundamentalmente a lo siguiente. En realidad el OSINERGMIN no es la primera
regulación que efectúe en cuanto digamos a los costos de distribución,
realmente nosotros, yo creo en Latinoamérica, somos los reguladores por lo
menos uno de los segundos reguladores yo diría que más veces a efectuado
digamos este tipo de regulación. Nosotros venimos regulando desde el año 93
y desde el año 93 se han ido realizando digamos diversos estudios que
básicamente se han ido tomando como referencia y los mismos que en su
oportunidad básicamente tienen digamos no solamente la justificación, la
validación técnica económica sino básicamente digamos una validación
digamos con la propia realidad por lo que está ocurriendo básicamente en el
país.
Y quiero referirme en el tema de los estudios digamos de la franja corrosiva;
estos estudios de franja corrosiva normalmente tienen digamos un tiempo de
ejecución. El estudio que el OSINERGMIN viene tomando como referencia es
un estudio desarrollado por la Universidad Católica, la misma que en su
oportunidad digamos realizó el estudio para Lima para el año 2001 si más no
45/109
recuerdo bien, pero que es un estudio que se ha colegido también con otros
estudios que la misma ELECTROLIMA en su oportunidad ya había realizado 10
años antes. Entonces, en general el nivel básicamente digamos de corrosión
debido a los cambios climáticos, el efecto climático en Lima más o menos
digamos permanece en el tiempo, en realidad digamos Lima también habría
que señalar de que tiene cierto apantallamiento con el mar, por el tema de los
edificios, casas y demás; pero ésta franja digamos de 7 kilómetros se ha
seguido considerando digamos para el caso de Lima.
Después se señala que OSINERGMIN no estaría haciendo nada y esto en
realidad digamos tampoco se ajusta a una realidad concreta, el OSINERGMIN
por ejemplo está desarrollando estudios de corrosión de la costa peruana de la
zona norte y básicamente es un estudio que demora 4 años, esperamos
resultados básicamente para el 2011 en cuanto digamos a los estudios que
estamos desarrollando en la zona norte, entonces consideramos nosotros
también que en cierta forma, claro hay que revisar digamos también el caso
Lima, tenemos entendido próximamente digamos en nuestros planes está
revisar un estudio de validación para el caso de Lima pero consideremos que
básicamente digamos estos aspectos, no es que cambien digamos de un día
para otro sino tienen todo un proceso digamos de temporalidad y son periodos
largos por lo tanto estos estudios de la franja corrosiva como señaló se toman
datos porque son datos digamos que tienen sustento, no es porque digamos se
sigue porque se sigue algo, sino porque ya detrás de ello básicamente digamos
existe una serie de estudios.
También quiero referirme en forma general al tema de los costos estándares y
como están compuestos. En realidad éste ha sido un proceso como los que
estamos trabajando en el sector desde el año 95 en que el OSINERGMIN
básicamente sacó la primera Guía de Elaboración del VNR y básicamente fue
estableciendo los mecanismos y las formas de cómo se iban a calcular
digamos estos costos estándares. Estos costos estándares no solamente están
compuestos pues por las horas hombre o los porcentajes digamos de los
costos indirectos tanto del contratista y como de la empresa sino también los
costos directos, y en función básicamente de la cantidad de elementos o
materiales que se utilizan digamos en la construcción de redes llámese
armados, tipos de armados, cantidad de aisladores, ferretería y demás; todo
46/109
esto de alguna forma a tenido un proceso de estandarización y validación en el
sector, y por sector típico, así que el 97 sacamos un primer set de costos
estándares, llegamos al 2001 que básicamente establecimos un sistema que
se llama el SICODI que es un sistema que básicamente está completamente
detallado y justificado cada elemento que compone digamos este tipo de
costos, es más, este es un sistema que está estandarizado digamos en el Perú,
es un sistema de libre acceso y está disponible digamos en la página web.
Entonces, los porcentajes a que se ha aludido, que no se ha estudiado
específicamente hoy, son porcentajes que se vienen revisando en forma
paralela en cuanto se refiere digamos a las propuestas que las empresas
mismas nos presentan para el tema de la validación o el cálculo digamos del
VNR de las empresas que es un proceso paralelo y cuyo inclusive valor
digamos ya se encuentra pre-publicado y cuyo sistema digamos que dio lugar a
esos costos estándares también están publicados digamos en la página web.
Ese estudio también tiene digamos detrás la serie de propuestas digamos
presentada por las empresas y se han evaluado digamos estos porcentajes; se
han hecho en su oportunidad evidentemente los estudios de detalle para ver
digamos si estos porcentajes a que se señala de ingeniería o costos indirectos,
o de contratistas son razonables y se han encontrado que sí lo son. Entonces,
mayor discusión sobre este tema como se dice no lo tenemos en el sector y
consideramos que los costos por kilómetro estándar aplicados en el Perú son
eficientes y comparables básicamente digamos a nivel latinoamericano. Se han
visitado no solamente Argentina, sino también Colombia y también digamos
Chile, evidentemente sí se tienen digamos valores comparables.
Yo creo que era importante señalar digamos estos aspectos de borde como
para poder entrar ya si se quiere a responder la pregunta ya un poco más
puntual relacionado al componente o básicamente a los costos de mano de
obra y al tema básicamente de los tipos de tecnología que se señala digamos
se debería utilizar para la iluminación digamos en el caso peruano. Se ha
señalado que la lámpara de vapor de sodio es una lámpara que es dañina y
bueno que afecta la salud y que no se debería utilizar, y bueno en realidad
digamos, la evidencia por lo menos de la realidad y de utilización digamos de
este tipo de lámparas en todos los países de Latinoamérica, y ciudades y
poblaciones, yo creo que si más no me equivoco debe ser el 99% de empresas
47/109
de distribución eléctrica que usan y países que usan digamos las lámparas de
vapor de sodio, de forma que, tampoco digamos tenemos en todo caso una
documentación de lo señalado por el Ingeniero Laca, y le pediríamos
igualmente a él en todo caso que nos presente pues un estudio detallado de
por qué digamos éstas lámparas en realidad digamos afectan la salud y cómo
es que afecta para poderlo digamos estudiar y considerar. Voy a pedir en todo
caso al Ingeniero Liu que se refiera a las otras preguntas en específico.
Gracias.
Respuesta Nº 01-B Ingeniero Juan Carlos Liu Jefe de Estudio Supervisión VAD Sector 1 Bueno, sobre el tema del sustento de la zona de corrosión ya lo mencionó el
Ingeniero Révolo, existieron estudios previos que indicaban este fenómeno que
el cual motiva costos. Aquí quiero referirme a algo mucho más amplio, el
concepto de la predictibilidad en la fijación de tarifas, no podíamos estar
cambiando conceptos en esta fijación cuando ya esos son conceptos
establecidos de anteriores fijaciones y que habían tenido ya un sustento y un
correlato en cuanto a estudios que los fundamentaban. Los estudios en verdad
se requieren por dos cosas: para sustentar lo que estamos afirmando y dar una
cuantificación del hecho más que por motivos académicos o de otra índole,
entonces todos los temas que requerían estudio y que tenían un peso en la
determinación de los costos fueron diligentemente analizados por parte de la
supervisión y eso consta en los estudios que están puestos en la página web.
El costo que representa retirar la zona de corrosión en cuanto a impacto
tarifario, esto no se podía hacer puesto que partíamos de la situación de que
era un hecho real por lo tanto ya validado en anteriores fijaciones y no
estábamos en el análisis de estos escenarios.
El efecto sobre la salud de las lámparas de sodio y de mercurio, creo que el
Ingeniero Révolo ha sido bastante contundente al señalar de que en otros
países el tema de reducción de polución pasa por ser eficientes en el uso de la
energía y esto significa utilizar las lámparas que nos puedan dar más lúmenes
con la menor cantidad de kW.h asociados, esto en todos los países que están
buscando limpiar ecológicamente y ser eficientes en el uso están usando este
48/109
tipo de lámparas y no se conoce esta situación de que las lámparas de sodio
afecten a la salud.
En cuanto a factor de mantenimiento de las lámparas, esto se puede ver en
dos etapas del estudio: en el cálculo lumínico, creo que la empresa Josfel tiene
el software libre, el ILUMINA 2.1, van a ver ahí que hay un factor de
mantenimiento que toma en cuenta todos estos hechos de que no se puede
pretender de que la lámpara siempre va a estar limpia y con las mejores
condiciones de mantenimiento, por lo tanto, se utiliza un factor de
mantenimiento que curiosamente el propuesto por el consultor VAD y el que
nosotros también hemos puesto consultado con el propio fabricante Josfel es el
mismo; relacionado con otros costos de mantenimiento asociados al alumbrado
público, sí los existen, y están puestos también en todos los costos de
operación que hemos considerado.
En cuanto a la comparación con otras empresas similares a la real, en verdad,
en el estudio no solamente figura la empresa EDENOR de Argentina sino
también figura la empresa Luz del Sur y como lo dije anteriormente los estudios
y las comparaciones se hicieron para determinar en qué grado tenía sus costos
la empresa real respecto a otras empresas que tuvieran por lo menos
características similares, ¿Qué son estas características?, ser empresas
concesionarias de distribución que atienden capitales de República, que tienen
más o menos un régimen privado similar a la empresa real y otras similares; y
comparada con Luz del Sur y con EDENOR, que dicho sea de paso no tiene
nada que hacer con la empresa EDELNOR, podíamos corroborar lo que se ha
puesto como conclusión ¿Cuáles son las conclusiones?, que la empresa real
tiene altos costos comerciales, moderados costos administrativos y muy
discretos costos técnicos. Visto estas tres conclusiones, no necesitábamos en
verdad analizar más empresas cuando ya habíamos llegado a la conclusión.
Pero hay más, analizamos también una tercera empresa, era la empresa
CHILECTRA de Chile que también cumplía con las características de ser
empresa que atiende una Capital de República y que tiene condiciones
similares a EDELNOR, pero no la pusimos en el estudio justamente para evitar
comentarios como el señalado acá, que dicen, oye esa empresa sí está
vinculada a la empresa EDELNOR, por lo tanto hay un mentís ahí de aparente
sesgo, por no decir otra palabra. Bueno, pero esa empresa sí nos dio ratios
49/109
interesantes que los hemos tenido y los tenemos todavía presentes para las
etapas posteriores cuando lleguemos a la absolución de observaciones.
Bueno, los costos de mano de obra, ya ésta es una pregunta clásica del señor
Laca y creo que ya se le ha indicado de que lo que se quiere en verdad es
tener datos fehacientes presentados por entidades que de alguna manera
publiquen estos costos y también por una necesidad del sector de tener mano
de obra calificada; el sector no puede estar en una situación donde los costos,
estar en aparente ahorro cuando de por medio hay todo un tema de seguridad
y de calidad.
En cuanto a los contratos, en verdad nuestro estudio no menciona los contratos
que señaló el señor Laca, lo que menciona más bien son identificado la
problemática en cuanto a costos, nosotros nos focalizamos en los costos que
indicaban que tenían mayor preponderancia en los costos de la empresa, estos
eran los costos comerciales y los costos administrativos. Queríamos ver con
qué empresas de terceros, la empresa EDELNOR había suscrito contratos a
los efectos sí habría grados de vinculación y después ese mismo hecho tenerlo
presente en el momento de diseñar la empresa modelo, que eso ocurrió. El
porcentaje de costo de mano de obra en los costos totales, tanto en VNR como
en costo de operación es alrededor de 23%.
Sobre las unidades de emergencia, esto fue presentado en la presentación,
señalábamos que requeríamos 4 equipos de guardia y 4 equipos para trabajo
con tensión, esos son los equipos que se han considerado, que se han
cuantificado y valorizado para los efectos de determinar los costos de
operación. Bueno, sería todo.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias Ingeniero. El señor por favor que pidió la palabra, tenemos dos
intervenciones al fondo, acabamos con esas intervenciones, no hay más. En
Piura me indican que para ésta primera parte no hay participación. Adelante
por favor.
50/109
Pregunta Nº 02 Ingeniero Jorge Chávez Retamozo Consultor Bien, buenos días, soy el Ingeniero Jorge Chávez Retamozo, consultor
independiente. Una pregunta para el Ingeniero Juan Carlos Liu. En la penúltima
de sus transparencias observamos el resultado del supervisor respecto del
costo fijo, y observo de que y vemos el costo fijo de un sistema de medición
centralizado que vendría a ser digamos un nuevo sistema de lecturas
automáticas de que el medidor de la casa se comunica por varios medios hacia
la oficina, de modo que comparado al sistema tradicional de que sea una
persona, un lector el que se acerque a tomar la lectura, sale menor 0.67
diremos de dólar y el tradicional 0.71, mi pregunta es la siguiente: ¿Cuál es el
factor que influye en esta reducción de costos?, y siendo que, esta nueva forma
de tomar lecturas, diremos, es más económica, se vería diremos un beneficio
hacia el usuario, en este menor costo. También, obviamente tiene beneficios
para la empresa porque se cometerían menor cantidad de error de lectura, una
mayor calidad comercial, diremos, en su criterio deberían las empresas adoptar
como el nuevo criterio, una nueva tendencia para la toma de lectura, debido
que también traería beneficios para la fiscalización eléctrica comercial.
Respuesta Nº 02 Ingeniero Juan Carlos Liu Jefe de Estudio Supervisión VAD Sector 1 Sí efectivamente, agradezco la pregunta del Ingeniero Jorge Chávez. En
verdad, recientemente ha salido una normatividad sobre las mediciones
concentradas, y esto, hay toda una experiencia en Brasil al respecto. Entonces
nosotros, dado que existía esa normatividad y que de alguna manera
mirábamos que traía economías es que se ha considerado poner una tarifa.
¿En qué radica el hecho de tener menores costos? En que definitivamente
todas las mediciones están, tal como su nombre lo señala, concentradas, por lo
tanto lo único que hay que, es tener ciertos dispositivos y cierta cautela en la
forma como se van a tomar éstas lecturas y como se van a procesar para los
efectos después de hacer su desagregación; entonces, eso nos lleva a calcular
51/109
los costos que están puestas en el informe que definitivamente son más
baratos.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, por favor al fondo; primero el señor después la señorita.
Pregunta Nº 03 Sr. Alberto Ferrand Representante de la Defensoría del Pueblo Sí, buenos días, mi nombre es Alberto Ferrand de la Defensoría del Pueblo.
Intervengo por el hecho de que se ha hecho referencia a nuestra institución
para señalar que como siempre estamos acá presentes en las audiencias de
OSINERGMIN, del mismo modo vamos a presentar nuestra opinión
fundamentada porque somos una institución seria, en el plazo establecido para
ello y finalmente en relación al pedido del Señor Laca para que la Defensoría
del Pueblo se pronuncie, quiero decirle que se trata de un petitorio que tiene
una formalidad en la Defensoría del Pueblo y que se le va a responder también
formalmente. Gracias
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Perfecto, muchísimas gracias. Le podemos ceder el micro a la señorita por
favor. ¿Había pedido la palabra también? Ya no, entonces por favor
terminamos con la última intervención hacia allá.
Pregunta Nº 04 Ingeniero Cesar Aguilar Consultor Cesar Aguilar, consultor. Dos temas concretos. Se ha propuesto para el
problema de detección de fallas a tierra el uso de los transformadores zig-zag,
para poner el neutro a tierra, y con esto a la utilización de fusibles. Yo laboré en
ELECTROLIMA, desde el año 71 hasta el 97, y en los años ochentas se
hicieron algunas pruebas inclusive en Villa El Salvador, donde se instaló desde
52/109
un comienzo ya hace, el neutro a tierra, rígidamente puesto a tierra y se
hicieron pruebas reales digamos de experimento de poner un conductor, una
fase a tierra y ver que pasaba; y definitivamente aún con el neutro puesto
rígidamente a tierra, la resistividad del terreno es tal que la misma corriente
homopolar era de, no llegaba ni a 10 amperios menos, inclusive esto traía
como consecuencia que ni siquiera el relé homopolar podía funcionar en ciertas
circunstancias, entonces se optó por los relés de secuencia negativa porque al
poner una fase a tierra el desbalance creaba la secuencia negativa y eso sí era
más fácil de ser detectado por un relé de este tipo. Entonces, mi pregunta sería
es si se ha hecho una constatación de que con el transformador zig-zag … a
tierra, resultarían corrientes de falla tales que sean detectadas por un fusible.
La segunda pregunta es en relación a las pérdidas no técnicas. Se ha dicho
que bueno anteriormente, efectivamente para el sector 1 se consideraba 2.85%
y para los demás sectores 2, entonces ahora, por un criterio de equidad se ha
considerado 2% para todas, pero igual sigue siendo, si bien equitativo, no
sustentado, o sea, ¿Porqué no para todas 4, por qué no para todas 1? Lo que
sería, quisiera saber si hay un sustento para ese valor de 2%.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Perfecto, gracias. Ingeniero Liu.
Respuesta Nº 04-A Ingeniero Juan Carlos Liu Jefe de Estudio Supervisión VAD Sector 1 Bueno, sobre la situación del neutro a tierra, Perú y creo que Italia, son uno de
los pocos países en el mundo que tienen estos sistemas con neutro aislado.
Hace ya aproximadamente 10 años ocurrió toda una catástrofe en Arequipa
cuando producto de que lanzaron una bombarda cayó un cable de 33 kV y
comenzó a matar gente en un puente y no levantaba la protección. Frente a los
ojos y la comunidad internacional, todo el mundo preguntaba en el Perú
¿Conocen de protección? ¿Por qué ha pasado estos hechos tan lamentables?
Y esto era un poquito la herencia del neutro aislado, entonces, eso es como
una situación contextual en la cual figura el tema del neutro aislado.
53/109
Si hay producto de condiciones del terreno, problemas para captar la corriente
a tierra, también lo va haber con las corrientes capacitivas que se invocan y se
tratan con mecanismos mucho más costosos tratar de tomar esa señal como
protección. Entonces básicamente, los costos que hemos considerado van en
dos lados: por un lado en la bobina zig-zag y en otro lado en agrandar el
sistema de malla a tierra para también tomar esa señal para los sistemas de
protección; ambos valores han sido considerados y son mucho más baratos
que los considerados por el consultor VAD.
Respuesta Nº 04-B Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, con relación a la segunda pregunta sobre el 2%, en realidad esto es un
valor que el regulador desde el año 93 vino reconociendo como pérdida
digamos no técnica, entonces siempre se ha dicho ¿Por qué 2% o por qué otro
valor?, como lo señala digamos en este caso el Ingeniero Aguilar quien hizo
uso de la palabra. Efectivamente en el caso peruano, yo diría que hemos tenido
tres periodos inclusive donde habíamos tenido un reconocimiento que se
llamaba las pérdidas por exceso, y cuyo objetivo realmente era llegar digamos
a alcanzar las pérdidas estándares que era un objetivo básicamente de la ley, y
en esa circunstancia básicamente se fijó el 2%. Entonces, lo cierto es que, se
ha hecho en esta regulación una comparación de las pérdidas que están
obteniendo digamos las empresas, y en este caso la empresa Luz del Sur tiene
6,4% de pérdidas reales y aplicando las pérdidas que se está reconociendo, se
estaría reconociendo unas pérdidas de 6,2%. Entonces nosotros creemos de
que las pérdidas están cercanas digamos ya prácticamente a un valor casi
conseguido digamos por una distribuidora y que pensamos pues que en los
próximos 4 años podrá posiblemente superarlo. Y en el caso de provincias, se
tiene de que con los valores de pérdidas reconocidos inclusive el 2%, se tiene a
la empresa ELECTROCENTRO que tiene una pérdida real de 9,22% y con las
pérdidas reconocidas la empresa tendría 9%. Entonces, consideramos
nosotros de que las pérdidas estándares no técnicas que fue reconocido son
las más adecuadas. Y hablando digamos de comparaciones internacionales,
nuestro vecino del sur reconoce digamos como pérdidas no estándares 2%,
54/109
inclusive digamos en Santiago que es la capital reconocen el valor digamos ya
alcanzado por la empresa distribuidora que es en este caso CHILECTRA que
tiene 0,67% de pérdidas, y ese es el valor básicamente que tiene reconocido; y
básicamente en las otras empresas de provincias el tope máximo es 2% y este
es un valor que en verdad pensamos nosotros como reguladores que es
razonable y se colegia básicamente con la realidad existente, en todo caso los
desfases, pensamos nosotros, que pueden ser reducidos en todo caso con
bastante trabajo y como se dice, siempre los peruanos han sido inteligentes
digamos para encontrar formas y modos digamos de establecer métodos de
formas de reducir, además que se tiene en cuenta de que hoy existe digamos
una tecnología mucho más potente digamos anti-hurto, esto es un poco el
razonamiento que está detrás digamos del 2%, y bueno nada más. Gracias
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias Ingeniero Révolo. Vamos a pasar a exponer ahora el estudio de costos
del VAD del Sector 2, ésta exposición estará a cargo del Ingeniero Aldo Dávila
Cainero que es el supervisor de este sector, consultor de Servitech Ingenieros.
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 2
Ingeniero Aldo Dávila Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial Buenos días. En calidad de supervisores del estudio de costos del valor
agregado de distribución del sector típico 2, vamos a realizar la exposición de
carácter complementaria a lo ya manifestado por el Ingeniero Révolo respecto
a los resultados de los estudios.
Entonces el contenido de la presentación, en primer lugar vamos a hablar de
algunos antecedentes del sistema modelo, el proceso de cálculo del VAD, la
estructuración de la empresa modelo, los resultados y los cálculos de las tarifas
de distribución.
En primer lugar, respecto a los antecedentes del sistema modelo. Respecto a
la cantidad de clientes podríamos indicar pues que en este caso el sistema
eléctrico Piura es típicamente un sistema con el 99.5% de los clientes de tipo
55/109
residencial y aproximadamente un medio por ciento para digamos clientes con
otro tipo de uso de la energía que no está relacionada al sector residencial.
Digamos, estos son los antecedentes del sistema real. Respecto a la media
tensión, de igual forma, prácticamente la mayor parte de la red de media
tensión es de tipo aérea, 99% de las redes, se cuentan con 638 subestaciones
de distribución y en la red de baja tensión también observamos que hay una
preponderancia de la red aérea con 689 kilómetros, lo que representa el 86%
de la longitud de la red. Respecto a la demanda del sistema, el sistema
eléctrico modelo tiene una demanda de 48 MW, y aproximadamente pues de
estos 48 MW el 54%, es decir aproximadamente 26 MW, es la demanda de los
clientes residenciales y para los clientes en media tensión tenemos
aproximadamente bueno digamos 14 MW, un 28%; y los clientes de baja
tensión, clientes binomios, un 18% con 9 MW. De igual forma en el consumo de
energía, podríamos indicar que digamos del total, bueno prácticamente el 50%
del consumo de la energía está digamos, se da por la participación de los
clientes residenciales, mientras que un 42% por los clientes de media tensión.
Entonces, si se dan cuenta ahí se observa claramente pues de que, si bien es
cierto como clientes de media tensión tienen en cantidad, en número de
clientes muy poca cantidad pero si hay una, un porcentaje de participación
interesante dentro del consumo de la energía así como dentro de la demanda
del sistema.
Bueno, respecto al proceso del cálculo del VAD, ya las personas que han
expuesto antes que nosotros han explicado el tema, simplemente lo que yo
debería añadir como comentarios a las exposiciones es de que dentro de este
proceso, previamente antes de estructurar la empresa modelo, pues hay unas
etapas previas, como es el caso de los antecedentes y la parte de la validación
y la revisión de los antecedentes que son en estas etapas donde digamos
nosotros como consultores tomamos real conocimiento de la empresa,
podemos estructurar ratios técnicos económicos que expliquen el
comportamiento técnico y el comportamiento económico de la empresa porque
finalmente estos estudios lo que tratan de representar es una solución técnica y
evaluada económicamente de tal forma que podamos obtener la mejor solución
técnica y económica.
56/109
Bien, dentro de la estructuración de la empresa modelo pues tenemos digamos
todas las etapas, en primer lugar hay una caracterización del mercado y el
diseño de la preliminar de la red, luego lo que tratamos de ver es cuál es
tecnología adaptada existente y que pueda ser adecuada a la realidad del
sistema modelo, luego se realiza una optimización técnico económica, tanto
digamos a nivel de infraestructura como también en el tema de recursos, con
costos directos, costos indirectos; luego se evalúan como consecuencia de
esta optimización las pérdidas estándar, la calidad de servicio, se hace un
balance de energía y potencia, y finalmente también se determinan los costos
de OyM.
En el caso de la caracterización del mercado eléctrico, la zonificación del
mercado, ésta se realiza mediante digamos por densidad de carga, para lo cual
con la información de la demanda o el consumo de energía se construyen
mapas de densidad de carga, o sea se construye un mapa de densidad de
carga de media tensión que es el que se va a utilizar para digamos diseñar la
red de media tensión, o perdón, hay un mapa de densidad de carga de baja
tensión, perdón hay un error acá, hay un mapa de densidad de carga para la
red de media y baja tensión, con la cual se va a construir toda la red de media
tensión. Con el mapa de la red de baja tensión se hace el diseño de la red de
baja tensión y los rangos de densidad de carga, bueno ya se encuentran
establecidos, tenemos 5 rangos de densidad carga, desde baja densidad,
media densidad, alta densidad 2, alta densidad 1 y muy alta densidad.
Simplemente como un tema metodológico para explicar como se hace digamos
este análisis de caracterización de la densidad de carga, digamos lo primero
que se hace dentro de los mapas es se hace una división del área servida en
cuadrículas, se determinan cuadrículas de 200 metros y obviamente con la
ayuda de los sistemas georeferenciados y la ubicación de los clientes se
confeccionan mapas de densidad de carga. En primer lugar se hacen mapas a
unas cuadrículas de 200 metros y las cuadrículas que vayan resultando de muy
alta densidad se dejan como tales, ya no se vuelven a tocar; y las que no caen
dentro de ese rango nuevamente se vuelven a subdividir en cuadrículas de 100
metros como es el caso en la parte intermedia de la imagen, y así
sucesivamente hasta llegar a un análisis de cuadrículas de 50 metros.
Finalmente ya cuando tenemos el análisis de densidad de carga a nivel de
57/109
cuadrículas ya consolidadas en 50 metros, se muestran los mapas como es el
que estamos mostrando en la figura siguiente. Entonces, claramente en este
cargo, en este mapa para la media tensión se observan las distintas
cuadrículas con las densidades que se han ido obteniendo, las cuales están
representadas de distintos colores, tanto para la baja tensión como para el
diseño de la red de la media tensión.
Así mismo también a través de este tipo de análisis se van identificando las
zonas monumentales, que son estas zonas pues donde efectivamente van a
existir algunas restricciones respecto al trazado de las redes, como en este
caso dado que son zonas monumentales se van a reconocer pues redes de
tipo subterráneo. Particularmente en Piura se han identificado dos zonas
monumentales: en primer lugar tenemos la zona de Piura centro y luego en
segundo lugar tenemos la zona de Catacaos. Bueno, lo que mostramos aquí ya
es el resultado, digamos la consolidación de las cuadrículas y finalmente pues
se van destinando las áreas tanto digamos en las zonas monumentales como
no monumentales, que digamos esto va a ser empleado para ya el diseño
preliminar de la red.
Bien, respecto al diseño preliminar de la red de media tensión, como es
conocido en el sistema eléctrico de Piura existen tres centros de
transformación: Piura Centro, Castilla y Coscomba. Entonces digamos, de
acuerdo con la información que hemos tenido, se ha decidido que la
participación de la demanda total del sistema modelo, en el caso de Piura
Centro participe con el 67% de la demanda, el centro de transformación de
Castilla 24% y el de Coscomba con prácticamente un 10%. Entonces, a partir
de esa asignación de demanda a cada centro de transformación es que se va a
desarrollar la red de media tensión digamos por cada centro de transformación.
Entonces se especifican, se hace una especificación de la potencia abastecida
total, también se puede observar según los mapas de densidad de carga que
hemos visto anteriormente que hay zonas ya dentro de la ciudad de Piura,
totalmente consolidadas, o sea digamos hay áreas ya urbanísticamente
concentradas que es lo que nosotros hemos denominado la zona urbana
central, donde es factible aplicar un modelamiento para poder diseñar la red de
media tensión y también hay algunas zonas periféricas donde no hay niveles
de concentración de carga, entonces en estos casos ya la decisión que se
58/109
toma es que prácticamente en esos lugares donde no es posible consolidar
cargas ya se diseña instalaciones adecuadas a la realidad existente. Bueno, de
igual forma, en el caso por ejemplo temas interesantes, en el caso de Piura
Centro los troncales se han estimado con una longitud de 3.4 kilómetros, en
Castilla 7.3 kilómetros y en Coscomba 8.5 kilómetros; obviamente esto está
relacionada también con la demanda que podrá abastecer cada uno de los
alimentadores.
Otro tema interesante es que también se está considerando dentro de este
diseño preliminar de la red, es digamos ramales o segmentos de red de media
tensión que van a ser utilizados como cierre entre cada par de troncales a fin
de mejorar digamos la confiabilidad del sistema. Y finalmente se llegó a la
conclusión de que preliminarmente, prácticamente en alimentadores urbanos y
vamos a utilizar, se han diseñado 19 alimentadores y para los alimentadores
periféricos un alimentador, con un total de 20 alimentadores para el sistema
modelo.
Respecto a la red de baja tensión, de igual forma, digamos en este caso se ha
modelado la red dependiendo de las zonas de densidad de carga, en el caso
de las zonas de muy alta densidad típicamente ha sido calculada para una
densidad de 6 MW/km2 y el tipo de subestaciones que se han empleado son
subestaciones de tipo compacta pedestal, el tipo de la red asociada es red
subterránea con módulos de subestaciones de 630, 500, 315 y 250 kVA. De
igual manera para las demás zonas de densidad de carga, para la alta
densidad 1, alta densidad 2, se tienen ahí los datos de las demandas que se
han considerado y los tipos de instalaciones así como las correspondientes
subestaciones para el diseño de la red de baja tensión.
Respecto a la tecnología adaptada, en el caso de la red de media tensión,
bueno se eligió la digamos la … el nivel de tensión existente 10 kV con una
configuración en delta. En el caso de la red aérea se han utilizado postes de
concreto, se consideraron aisladores poliméricos; en las zonas donde existen
restricciones de seguridad se ha considerado la digamos los conductores de
aluminio autoportante; y en las zonas donde en general no hay mayores
restricciones de seguridad, el conductor elegido es de aluminio desnudo. En el
caso de las redes subterráneas se han adoptado como parte de la tecnología
adaptada los cables de aluminio. Los equipos de protección adoptados en el
59/109
caso de circuitos troncales se han elegido seccionadores bajo carga y
reclosers; en el caso de los circuitos laterales, los seccionadores fusible o los
cut-outs.
Adicionalmente se ha reconocido a nivel de centro de transformación por,
debido a los temas de protección de la red, los transformadores zig-zag con
protección homopolar y adicionalmente en los alimentadores se han
considerado bancos de condensadores con la finalidad de mejorar el factor de
potencia y también los temas de regulación de la tensión. Respecto a la red de
baja tensión, digamos, la topología de red que se ha adoptado es una topología
de 380, 220 voltios con conexión en estrella; en el caso de la red aérea también
se han elegido postes de concreto, conductor autosoportado de aluminio; la red
subterránea con cables de aluminio; las subestaciones de media y baja tensión
o las subestaciones de distribución son del tipo compacta pedestal, las
subestaciones de tipo biposte sobre postes de concreto y subestaciones
monoposte también sobre postes de concreto. En el caso de alumbrado público
se ha optado por utilizar postes de concreto, pastorales metálicos y la
tecnología de las lámparas que se han utilizado corresponden a las lámparas
de vapor de sodio.
Como pueden ver, lo que estamos tratando de mostrar en esta imagen es,
digamos, en primer lugar ya dentro de la … del modelamiento que se hace para
el diseño de la red, claramente cuál es el área de influencia de cada centro de
transformación. Entonces, gráficamente ahí se puede apreciar el caso de Piura
Centro, el área de influencia que es esta parte central; en el caso del centro de
transformación de Coscomba tenemos el área de influencia; y de igual forma
en el centro de transformación Castilla, también tenemos el área de influencia.
Obviamente detrás de esto está todo el catastro con la señalización de las vías,
etc. que van a definir ya el diseño de la red.
Así mismo, como pueden ver, digamos, para poder apreciar las áreas
dispersas en la zona sur, por ejemplo se aprecia un área concentrada que ya
fue definida y vista en la lámina anterior; y para las zonas ya más dispersas,
ahí se observa que ya hay cargas más dispersas que es donde prácticamente
la red que se va a diseñar es equivalente o idéntica a la existente. Lo mismo en
la zona norte, se aprecia pues las áreas dispersas y hacia abajo la parte ya
inferior, el área concentrada.
60/109
La optimización de las instalaciones eléctricas. En el caso de las redes de
distribución eléctrica de media tensión, este estudio se realizó sobre toda el
área comprendida por el sistema eléctrico, y digamos el modelamiento ha
tomado en consideración dos temas importantes, o sea la zona urbana, o sea
la zona concentrada y la zona periférica. En el caso de la zona urbana, las
características principales para el modelamiento de la red de media tensión es
que la definición de los trazos y la longitud de los alimentadores se han
empleado mediante módulos que son modelos matemáticos de optimización,
se han considerado secciones uniformes para todas las troncales urbanas, un
tramo de cierre para cada par de alimentadores urbanos con sección igual a la
troncal, las troncales y cierres se consideraron aéreos en todos los casos, la
sección del conductor del troncal adoptada ha sido elegida por criterio
económico, es decir el costo del VNR más el costo capitalizado de las pérdidas.
Así mismo se han considerado los circuitos laterales necesarios para abastecer
las subestaciones e instalaciones de conexión a clientes de media tensión, es
decir que, lo que se pretende hacer es una evaluación conjunta, o sea, no
solamente se mira el trazo de la red de media tensión sino que además se está
contemplando las posibles configuraciones de las subestaciones de distribución
y la red asociada para llegar hacia cada, digamos, hacia cada subestación de
distribución o hacia una subestación de un cliente en particular. Entonces, de
esa manera se evalúa de forma conjunta el costo de la red y lógicamente se
eligen las opciones de menor costo. En el caso de las zonas periféricas no
concentradas se ha realizado el trazado de la red para abastecer pues las
pequeñas localidades de agrupamientos de clientes y típicamente el diseño de
la red es similar a la selección, a las instalaciones existentes, lógicamente
cuidando la optimización a través de flujos de potencia, de tal forma que se
logren pues los parámetros apropiados respecto a la calidad de producto.
En el caso de la red de media tensión, igual, de igual forma esto se ha
modelado y lo que se ha hecho es tener una definición de escenarios de
estudios representativos de los diferentes rangos de densidad de demanda
establecidos, las restricciones y tipos constructivos a cada uno, es decir, se han
hecho pues módulos específicos dependiendo de la demanda. De igual forma
para cada escenario se plantean variantes de módulos de transformación,
cantidad de salidas por subestación, de tal forma que se pueda, digamos,
61/109
evaluar más de una alternativa; o sea por ejemplo, es típico ver por ejemplo
que en un kilómetro cuadrado se pudiera contemplar la posibilidad de usar 4
subestaciones, 9, 16, así mismo la red de baja tensión asociada de tal forma
que se haga una evaluación conjunta y al final se elige la alternativa de menor
costo. Obviamente a través de estos modelos pues es que se obtienen los
niveles de pérdidas y las caídas de tensión y como expliqué ya la selección se
hace sobre los costos totales capitalizados.
Un poco acá retomamos el tema de la red de media tensión, digamos, cómo es
que se ya se ha realizado el modelamiento, se observa que se tiene el catastro,
por ejemplo en este caso tenemos la subestación Piura Centro, entonces en
este caso acá por ejemplo se ha diseñado un primer alimentador tomando en
cuenta el catastro, el recorrido, y tenemos un segundo alimentador; y entre
ambos alimentadores se tienen los tramos de cierre, obviamente acá no
estamos considerando la configuración de las subestaciones, pero se entiende
que a través de los circuitos laterales a estos alimentadores se van a llegar a
abastecer la totalidad de subestaciones. Entonces, esa es la metodología con
la cual se ha, digamos, diseñado la red modelo.
En el caso del alumbrado público, bueno, evidentemente hay modelos que han
sido presentados ya con cálculos bastante precisos; en general lo que nosotros
podríamos decir es de que prácticamente las instalaciones, digamos, pueden
abastecer bajo condiciones de eficiencia el alumbrado público para vanos de
hasta 40 metros. Entonces el vano real promedio obtenido es menor, entonces
se podría decir que sobradamente se satisfacen los requisitos mínimos
respecto a las normas de alumbrado público. En este caso lo que se ha
determinado como parte del modelamiento del alumbrado público, se ha
definido de qué potencia van a ser las lámparas, de igual forma dependiendo
de las configuraciones del catastro se ha diseñado la cantidad y disposición de
las luminarias en las vías públicas, así como las correspondientes también, o el
correspondiente diseño de alumbrado público para áreas de recreación,
parques y jardines del sistema eléctrico modelo.
Respecto a las instalaciones no eléctricas, en este caso lo que nosotros hemos
hecho ha sido realizar un modelamiento, es decir, de alguna forma dimensionar
de manera apropiada cuales serían las instalaciones no eléctricas que debería
tener la empresa modelo. Y esto se ha diseñado tomando en consideración, o
62/109
sea, digamos cada componente de la instalación no eléctrica tiene una razón
de ser por la cual se diseña, en algunos casos serán pues en función de la
cantidad de clientes, en otros casos es la cantidad de recursos humanos, es
decir cuántas personas trabajan en la organización; luego también se han
considerado necesidades específicas como es el caso de áreas de trabajo,
para salas de reuniones, directorio, salas de otros usos; así mismo se han
reconocido aplicaciones de software de tipo administrativo, de tipo técnico, de
tipo comercial, sistemas de comunicaciones para telefonía y los servicios de
call center, y se han considerado para su, digamos, para el cálculo del valor
respectivo, precios de mercado. El resultado del modelamiento, bueno como
consecuencia de este modelamiento se obtiene pues el dimensionamiento de
terrenos y edificios, el mobiliario, la tecnología de información que va a existir
en el sistema modelo relacionado a temas de hardware y software, los
sistemas de comunicaciones, los vehículos, los equipos necesarios para la
norma técnica de calidad y las herramientas que sean necesarias para la
operación del sistema.
Respecto al tema de los costos unitarios, en este caso lo que quisiéramos decir
es de que prácticamente como esto es un proceso ya establecido y tal como ha
sido manifestado por el Ingeniero Révolo, el OSINERG ya tiene implementado
una metodología, o sea es un proceso a través del cual se va plasmando todos
los resultados en una aplicación de software que se llama el SICODI-GART.
Entonces, lo que nosotros hemos adoptado en general para los temas del
estudio son los costos establecidos como tales en el SICODI GART.
Y están estructurados pues en costos de materiales, mano de obra, equipos,
transporte, los armados de construcción, los costos indirectos y finalmente
hasta la obtención de los costos estándar.
En el tema de las pérdidas, las pérdidas digamos han sido estructuradas para,
bueno son pérdidas de energía y potencia, y bueno se van estructurando para
la red de media tensión; en el caso de la red de media tensión se han
considerado las pérdidas en conductores y en aisladores; en el caso de las
subestaciones de distribución, las pérdidas en el cobre, las pérdidas en el
fierro; en el caso de la red de baja tensión: las pérdidas en los conductores del
servicio particular, las pérdidas en las acometidas, las pérdidas en medidores
electromecánicos y también las pérdidas en los medidores electrónicos; y en el
63/109
caso de las pérdidas comerciales se han reconocido los estándares vigentes
adoptados en las regulaciones.
Respecto a la calidad de servicio, hemos tomado en consideración el marco
normativo a través de la norma técnica y calidad de los servicios eléctricos y la
Resolución 590; y en el caso de la calidad de producto, digamos, los
estándares oscilan entre más menos el 5% de la tensión nominal. En el caso
de los indicadores de performance al año 2011, son indicadores que son, se
establecen para el sistema modelo, en este caso se ha establecido un
indicador de SAIFI equivalente a 5 y para el SAIDI igual a 9. Y luego a través
de estos indicadores se ha procedido a hacer la verificación del cumplimiento
de lo establecido en la Norma de Calidad de Servicio, con los valores de la
frecuencia de interrupción es N y duración que es D, donde se estable pues el
cumplimiento de que estos ratios deben ser de 4 en el caso de los clientes, no,
para el caso de interrupciones, de 4 y 6 interrupciones, dependiendo del nivel
de tensión y la duración de 7 y 10 horas por semestre.
Respecto al balance de potencia y energía, también hemos creído conveniente
ampliar un poco la explicación por cuanto ha habido problemas también para
poder, digamos, de parte de los consultores llegar a concordar las cifras del
balance. Entonces, en primer lugar lo que hay que definir en … para estructurar
el balance de potencia y energía es la elaboración del balance real. El balance
real se elabora con las ventas de energía de media y baja tensión, las pérdidas
de energía reales de la empresa, los perfiles de carga que se utilizan para
hacer el reconocimiento de los ingresos al sistema de distribución y los factores
que de coincidencia y de demanda que se obtienen del estudio de
caracterización de la carga. Entonces, digamos, con todos estos elementos de
entrada se procede a elaborar el balance real, se determina el balance real y
también en el balance real se determina el número de horas de uso para la
baja tensión. Luego con los resultados que se obtienen en el balance real, ya
se procede a estructurar el balance adaptado; entonces se toma nuevamente
las ventas de energía, o sea se consideran las pérdidas optimizadas, la
demanda de alumbrado público optimizada, nuevamente los factores de
estudio de caracterización de la carga, el número de horas de uso en baja
tensión, y finalmente se obtiene el balance adaptado y las demandas de media
tensión y baja tensión que van a ser utilizadas para el cálculo del VAD.
64/109
Respecto a la optimización de los costos de explotación. Entonces, podríamos
decir que la optimización de los costos de explotación, digamos, ha sido, se ha
realizado sobre digamos los siguientes aspectos: en primer lugar se diseña la
estructura organizacional necesaria que de alguna forma es la que va a atender
al sistema modelo. Digamos, se considera una estructura central que es la que
da soporte a todas las actividades de la empresa, se diseña una estructura
para el sistema modelo, y luego mediante unos drivers de asignación se van
asignando costos de la estructura central hacia el sistema modelo como
veremos más adelante. El modelamiento de los gastos de personal se ha
considerado la estructura central y su asignación al SEM, y también el sistema
eléctrico modelo. Y en el tema de los gastos indirectos, de igual forma existen
gastos indirectos en la estructura central que también deben ser asignados al
sistema modelo y también existen gastos indirectos en el sistema modelo.
Y finalmente se ha hecho una optimización de las actividades de operación y
mantenimiento que son necesarias para poder atender digamos el servicio,
poder atender y mantener el servicio en el sistema modelo.
Como tema importante, los gastos indirectos también que se han modelado son
los siguientes: o sea, se han modelado en base a ratios los gastos de
electricidad y agua, el mantenimiento de inmuebles, los servicios de seguridad,
materiales, aseo,.fotocopias, materiales de oficina, mantenimiento de equipos
de oficina, teléfonos, comunicaciones, gastos de viajes no operacionales, los
viáticos, atención a clientes en oficinas y call center, digamos la mantención y
operación de los sistemas de cómputo, la mantención-operación de los
vehículos, los seguros, diversos estudios que pudiera usar la empresa
concesionaria, los pagos a organismos reguladores y fiscalizadores, y algunas
memorias e imagen corporativa que también son gastos necesarios.
Para poder tener claro el modelamiento respecto a los gastos de personal,
entonces, en la gráfica lo que hemos hecho es en primer lugar se hace un
diseño de la estructura organizacional, la parte de la estructura central de la
empresa, y una vez que digamos ésta es valorizada, en este caso se han
establecido, se han tomado los costos de remuneraciones de las empresas del
estado administradas por FONAFE, se tomó la mediana; y una vez que se tiene
estructurado los gastos de la estructura central previamente definida por
categorías ocupacionales y por los salarios más todos los beneficios, se aplican
65/109
unos inductores que son los que van a servir para trasladar estos costos hacia
el sistema modelo. En este caso, por ejemplo en el caso de la red de media
tensión, el inductor que se ha utilizado son los kilómetros de red para la baja
tensión, bueno igual los kilómetros de red, alumbrado público, número de
lámparas, para la parte comercial número de clientes. De igual forma, en el
sistema eléctrico modelo también hay una estructura, o sea hay recursos
humanos propios de la empresa que son los que van a trabajar. Entonces, al
final la suma de los gastos de personal que se han asignado al SEM más los
gastos de personal del SEM nos da el gasto total de personal que va a ser
reconocido en el SEM. De igual manera los gastos indirectos también, estos
gastos indirectos como hemos visto, ya se explicó anteriormente, todos han
sido modelados, son gastos indirectos de la estructura central pero que son
necesarios para que también se pueda dar soporte a las actividades del SEM.
Entonces, se tiene los inductores de manera similar, hay gastos indirectos de
personal del SEM y finalmente la suma de los gastos asignados más los
indirectos es lo que va al sistema eléctrico modelo.
Finalmente podríamos decir ya como un resumen, tenemos aquí en la imagen
los gastos directos e indirectos; tenemos asignación de la estructura central,
hay gastos directos, hay indirectos; la estructura organizacional del SEM, se
reconoce la totalidad de los gastos y adicionalmente se reconocen pues los
gastos de gestión que es el capital de trabajo y aportes reguladores y los
gastos del SEM son los que se muestra.
Adicionalmente tenemos los costos de explotación técnica, que son los que
están relacionadas a la operación y mantenimiento del SEM; en este caso lo
que se ha hecho es, bueno se ha hecho un análisis del sistema, se han
definido cuáles son las actividades necesarias de operación y mantenimiento,
se ha determinado la cantidad de recursos que son necesarias o los recursos
necesarios para el desarrollo de estas actividades como es el caso de los
materiales, la mano de obra, la maquinaria, los equipos, las herramientas; se
han determinado rendimientos de cada actividad con los recursos asignados, y
se han determinado los costos unitarios de las actividades. Bueno, una vez que
se han definido los costos unitarios de cada actividad en función de la longitud
de las redes y las mejores prácticas del mantenimiento, se define pues cuál es
66/109
el alcance de cada actividad y las frecuencias anuales óptimas de
mantenimiento. De esa forma se estructuran los costos de explotación técnica.
En el caso de los costos de operación, en este caso, se han considerado 3
turnos de emergencia de 8 horas con 2 equipos de trabajos por turno, 2
operadores y un vehículo, ellos atenderán las emergencias que puedan ocurrir
en el sistema modelo. Se ha visto por conveniente que esta actividad, digamos,
en este caso sea realizada a través de servicios de terceros; y en el caso de los
vehículos, digamos se ha considerado de que, estos, el reconocimiento de los
costos, tal y cual como fuese el alquiler de un vehículo al costo de la anualidad.
La parte operativa, o sea digamos la parte de la operación como hemos
indicado, será relacionado por personal de terceros y la supervisión de estas
actividades de operación están diseñadas para que sea digamos realizada con
personal propio que ha sido definido como parte de la estructura del sistema
modelo o de la estructura central, dependiendo de los niveles de supervisión
que se requiera tener. En el caso de los costos de mantenimiento se han
definido las actividades de mantenimiento, las que corresponden al
mantenimiento predictivo, al mantenimiento preventivo y al mantenimiento
correctivo; en el caso del mantenimiento correctivo, pues este mantenimiento
se ve afectado por las tasas de falla características, bajo condiciones o en el
supuesto de que las instalaciones son adecuadamente mantenidas por la
empresa concesionaria.
Bueno, respecto a los resultados, bueno se han … se han obtenido los
resultados de las inversiones a nivel de red de media tensión, subestaciones,
red de baja, inversiones no eléctricas, los costos de explotación, los costos de
organización, los costos directos, indirectos, las pérdidas estándar; y aquí
tenemos los resultados.
En el caso del VNR, digamos, se han reconocido 300, se han reconocido 331
kilómetros de red aérea, 7 kilómetros de red subterránea que es consecuencia
de los modelos de optimización que se han utilizado; de igual manera tenemos
ahí el dimensionamiento de las subestaciones; y lo mismo sucede con la red de
baja tensión; y diríamos que el VNR total de la empresa asciende a 30 o del
sistema modelo es de 30 millones de dólares. En la media tensión tenemos 5.9,
subestaciones 4.2, y en la baja tensión 18 millones y las inversiones no
eléctricas 2 millones.
67/109
Respecto a los costos de explotación, tenemos los costos directos ya
asignados a las actividades del VAD, a distribución de media y baja tensión,
tenemos también la asignación de los costos de gestión comercial y la
asignación de costos de operación comercial, lo que define que para el sistema
modelo se tenga un reconocimiento de costos de OyM de 2 millones 496 mil
dólares.
Respecto a las pérdidas, en el caso de … como ya se explicó anteriormente,
digamos, los porcentajes de pérdida que se han obtenido se muestran en la
pantalla; en el caso de las pérdidas de en media tensión, en el caso de energía
se ha reconocido 1.21%, en potencia 1.71%; y en baja tensión en energía 8.29
y en potencia 8.72%.
Respecto a las tarifas de distribución, en el caso de los cargos fijos se ha
obtenido un cargo fijo para medición simple de energía de 2.01 soles por
cliente; el cargo fijo para doble medición de energía 4.7; el cargo fijo para la
opción de tarifa horaria 4.7 y para el alumbrado público 2.5.
Finalmente los valores de VAD que se han reconocido, tenemos, digamos, a
nivel de media, baja y subestaciones de distribución; entonces digamos que en
el caso de la media tensión por inversión se ha reconocido un valor de 1.386
dólares por kW-mes y en costos de OyM 1.51 dólares por kW-mes. Para la baja
tensión 7.74 y 4.59. Bueno, las pérdidas, ya se mostraron los resultados.
Y bueno acá tenemos los factores de economía de escala que son fórmulas de
acuerdo a que han sido estructuradas según las especificaciones de los
términos VAD. Entonces, ahí se aprecia cuáles son los factores de economía
de escala en los periodos hasta el año 2013.
Respecto a la fórmula de reajuste, también tenemos ahí los distintos
parámetros que se aplican a la media, baja tensión y subestaciones.
Bueno, en verdad esa es la presentación del … de los resultados del estudio, y
más bien quedaríamos a disposición si consideran de que deberíamos absolver
alguna pregunta. Muchas gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien comenzamos, sí lo invito ahí a tomar asiento. El señor en primer lugar y
luego a la izquierda, allí no más por favor. Comenzamos con las
68/109
intervenciones; allá a la derecha por favor. ¿Podemos tener dos micrófonos
para hacer más ágil la participación?, note que estamos realmente peleando
con el tiempo. Adelante por favor.
Preguntas y Respuestas de la Audiencia – Lima
Pregunta Nº 01 Sr. Jorge Vargas Representante de la empresa HIDRANDINA Sí buenos días, mi nombre es Jorge Vargas de la empresa HIDRANDINA.
Quería conocer si existe alguna reflexión por parte de OSINERGMIN respecto
específicamente a los términos de referencia; toda vez que por segunda vez
consecutiva, todos los informes de los consultores han sido descartados y han
sido, bueno, reemplazados por los informes de los supervisores. Quería saber
si hay una reflexión sobre esto, dado que como se sabe todos los estudios
hechos por los consultores son asumidos en su costo por las empresas
distribuidoras. Otro aspecto que casi se relaciona al tener diversos consultores
o supervisores viendo diferentes sectores típicos donde se producen problemas
como en el cargo fijo, en donde el cargo fijo del Sector Típico 1 resulta ser
mayor que el del Sector Típico 2, entiendo yo porque lo han revisado
consultores diferentes, y es digo ilógico porque el cargo fijo principalmente está
su costo fundamentado en lo que es la cantidad de clientes, o sea a mayor
cantidad de clientes, menor dispersión, el costo pues del cargo fijo resultaría
ser menor, cosa que sucede lo contrario en base a los resultados. Y por último
quería mencionar un tema, otra reflexión, quería solicitar si también ha habido
una reflexión por parte de OSINERGMIN respecto a la rentabilidad resultante
en la pre-publicación, referido a que en los 5 grupos en que se han mostrado
en la pre-publicación, ninguno llega a la media, o sea todos están por debajo
del 12% y digo que esto debería revisarse con mucho detalle dado que en la
regulación anterior esto no sucedió, o sea cómo es posible de que si en la
regulación anterior la rentabilidad estaba en mayores, cómo es posible que
ahora esté en menores, creo que amerita una reflexión. Eso es todo. Muchas
gracias.
69/109
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Muchísimas gracias. Pasamos a contestar. Respuesta Nº 01 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Muy bien, creo que la primera pregunta es un tema que tiene que ver mucho
con la Ley de Concesiones Eléctricas, la ley básicamente ha establecido un
procedimiento que el OSINERG básicamente sigue, es donde básicamente
señala que una etapa digamos de preparación; esa etapa de preparación está
constituida básicamente por la pre-clasificación básicamente de los
consultores, ésta pre-calificación se lleva a cabo básicamente en acto público y
se presentan digamos todos los consultores que básicamente concurren al
llamado, existe una comisión técnica que evalúa a los consultores y por eso
pues hay requisitos mínimos en cuanto básicamente digamos yo diría a los
requerimientos por personal, o sea por especialista. Lo segundo es de que
parte también del procedimiento es de que el OSINERGMIN establece unos
términos de referencia, o sea los cuales básicamente se desarrollan los
estudios. Luego de esto el OSINERGMIN siguiendo el procedimiento lo que
hace es establecer la empresa modelo y luego encarga digamos estos estudios
a las empresas de distribución eléctrica y luego de esto se entiende de que el
consultor en función básicamente a los términos de referencia realiza un
estudio. Este estudio está como ustedes conocen bien documentado, debido a
que se constituye digamos en varias etapas, hay varios informes; informes
donde se releva básicamente los antecedentes de la empresa, la verificación y
validación de la información, se hace básicamente la estructuración de la
empresa modelo porque se discuten básicamente todos los criterios
tecnológicos que hay que tomar en cuenta básicamente para el diseño y
finalmente se calculan los VAD. Y a lo largo de los estudios el OSINERGMIN
realiza digamos un seguimiento, yo diría bastante riguroso digamos del tema, y
existen básicamente documentos con las observaciones digamos a cada uno
de los ítemes que se están estudiando, los cuales básicamente son absueltos
70/109
por las mismas consultoras y nuevamente revisadas por OSINERGMIN, resulta
que, entendemos que esto es un procedimiento establecido por la ley que se
sigue y así está hecho. Ahora el hecho que al final no se tomen los estudios de
los consultores, yo creo que ha sido señalado con bastante precisión al inicio
de la audiencia, porque hemos básicamente hecho un recuento de cada una de
las propuestas y se ha señalado las razones por las cuales digamos no se han
tomado los estudios de los consultores, pero eso no significa que el consultor
no haya hecho su trabajo, nosotros diremos que sí los consultores han hecho
su trabajo ya que cada uno de estos documentos y de estos estudios
constituyen básicamente digamos una fuente de información que básicamente
ha servido para discutir básicamente los temas y básicamente para avivar
finalmente digamos al estudio que se ha adoptado en esta oportunidad. No
siempre ocurre que el OSINERGMIN no toma los estudios, en la regulación del
2001 sí tomamos estudios digamos hechos por los consultores, pero también
digamos se tiene que ver de que mucho básicamente entiendo va a depender
en alguna medida digamos de la forma también en que el consultor va
sintonizándose básicamente digamos con las diversas observaciones que va
haciendo el regulador en su momento. En todo caso, en realidad esos estudios
para nosotros, sí digamos de acuerdo a ley se han tomado en cuenta ídem y es
más algunas partes de los estudios digamos han sido considerados por el
supervisor dentro de la propuesta del OSINERGMIN.
El otro aspecto también de que hay que señalar y aclarar es que no es cierto
que la empresa con su costo básicamente paga los estudios del VAD; estos
estudios del costo del VAD como justamente se señaló en una de las láminas
de las presentaciones que se están haciendo, básicamente son un costo
básicamente de la empresa distribuidora. Está dentro del costo, de forma de
que no es un costo que la empresa básicamente saca de sus utilidades
digamos para pagar a los consultores de forma de que hay que aclarar de que
eso no es así. Yo creo que hay que tener un sumo respeto por lo que está
instituido en la ley y básicamente nosotros seguimos ese lineamiento de forma
que entendemos de que quien construyó el procedimiento en la ley lo habrá
hecho por la razón digamos de que existe justamente digamos este tipo de, yo
diría, proceso donde exista básicamente digamos contrapartidas que permitan
justamente hacer una discusión libre, con criterio básicamente todos los
71/109
elementos. Así que en ese sentido yo creo que el OSINERGMIN, y yo creo que
también por su lado los consultores, creo que cada uno digamos ha hecho su
trabajo y el resultado de todo esto básicamente es la tarifa que está saliendo en
esta oportunidad. Quién sabe en una próxima regulación a lo mejor digamos
tengamos estudios que también se puedan tomar de los consultores así es que
también puede ser, o sea, depende de cada regulación, depende también
digamos con la rigurosidad digamos de que esos estudios también han llegado
al final, a veces hay errores materiales que lamentablemente impide tomar en
cuenta digamos los estudios presentados por los consultores VAD.
Bien esto, yo creo que lo dejaría acá, ya que la segunda pregunta también es
de un tiempo digamos un poco que trasciende al mismo supervisor del sector 2
relacionado con el cargo fijo. Podría señalar que es cierto, hay una diferencia
de propuestas, por ejemplo en el Sector Típico 3 es más costoso que el Sector
Típico 1 y el Sector Típico 2, entonces yo creo que esto es un punto que tendrá
que revisarse justamente en esta etapa; en esta etapa hay que hacer la
revisión para ver realmente, efectivamente a qué se debe. En general, yo diría
más o menos va haber una congruencia, entiendo yo, que es razonable lo
manifestado en este caso por el representante de HIDRANDINA, el señor
Vargas.
Y no se si había una pregunta, una tercera pregunta que …. Ah bueno, el tema
de la rentabilidad, un poco le llamaba la atención ¿Qué es lo que está
pasando?. Bueno, sencillamente yo creo que dos cosas; posiblemente en esta
oportunidad se tenga básicamente un valor del VNR que justamente ha salido
pre-publicado y se está utilizando ya un valor pre-publicado y que está
recogiendo de alguna forma, entendemos nosotros digamos los valores que se
tienen, los últimos valores de VNR y bueno es que tampoco pensemos que las
tarifas estén mal y el mercado esté mal, pero nosotros pensamos de que en
todo caso digamos estamos en el rango que la ley digamos nos permite, que es
básicamente poder aprobar la tarifa con un piso de 8% y con un techo de 16,
en este caso el valor de señal es 12%, pero también hay empresas que están
con 11 y algo, 11 y picos, entonces tampoco se puede decir que digamos hay
un tema digamos sencillamente esto es lo que está resultando digamos de la
verificación tal cual, acá digamos no hay, sencillamente lo que hacemos es
aplicar digamos los costos pre-publicados versus básicamente digamos la tarifa
72/109
pre-publicada; entonces el resultado es ese, sencillamente es resultado de los
cálculos y nada más. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Por favor, el señor. Y luego aquí adelante Egocheaga.
Pregunta Nº 02 Ingeniero Rafael Laca Representante de la empresa ELEMIX Buenas tardes, el Ingeniero Laca de la empresa ELEMIX nuevamente. Tengo
básicamente dos preguntas para el Sector Típico 2. La primera está referida a
los sueldos que se asigna para las empresas que están en el ámbito de
FONAFE, básicamente a las empresas de DISTRILUZ y bueno las empresas
del sur también. Entonces, los consultores presentaron, o en todo caso la
pregunta sería ¿Qué costos están tomando? Porque por un lado FONAFE ha
fijado los topes salariales y que se entiende que están fijados en base a
empresas eficientes haciendo un paralelo o una similitud como lo hace
OSINERG cuando toma CAPECO ¿no es cierto?. OSINERG toma CAPECO
porque es una institución que ha fijado supuestamente unos costos eficientes
para construcción civil, por lo tanto para FONAFE también correspondería
hacer lo mismo. Ahora, la pregunta es: Si los costos de FONAFE están por
debajo del mercado, ¿no es cierto?, como se ha hecho para el Sector Típico 1
por ejemplo, que se ha tomado todo un estudio de unos estudios de salarios o
sueldos, disculpe; se entiende que OSINERGMIN no podría fijar costos por
encima de FONAFE porque simplemente habría un sobrecosto en la tarifa, y si
es menor tampoco podría hacerlo porque entraría en esa discusión conceptual
de que existe una institución que está rigiendo ya esos sueldos que es
FONAFE, al igual que está haciendo con CAPECO, por ejemplo en el caso de
costo de mano de obra. Eso es básicamente mi pregunta número uno.
La pregunta número 2, nuevamente reitero como es otro sector típico; vuelvo a
insistir, el representante, el supervisor … el supervisor del Sector Típico 1, creo
que ya no está acá, ya se fue, no ha contestado si existen estudios sobre los
costos de mano de obra. Simplemente lo único que hemos escuchado es que
73/109
se han referido a una institución que es CAPECO, que dicho sea de paso no ha
contestado todavía si es que esos costos son aplicables para el sector
electricidad, y si fuera así eso tiene que ser comparado porque un estudio se
compara con lo que está sucediendo en el mercado porque así lo establece la
ley, así como este problema que tiene SICODI-OSINERGMIN donde está
constantemente evaluando los costos de materiales, se entiende que también
constantemente está evaluando a Diciembre ¿Cuáles son las planillas de los
trabajadores de las empresas contratistas o subcontratistas?, aparentemente
no lo hay, no lo he escuchado. Y tampoco me ha contestado sobre el costo de
mano de obra … sobre costo de mano de obra con relación a la tarifa, siempre
ha dicho un 23% sobre el VNR, en todo caso agregaría para el Sector Típico 2
¿Cuál es el porcentaje de mano de obra, tanto para la inversión como costos
de operación y mantenimiento en la tarifa eléctrica?, no en el VNR sino en la
tarifa eléctrica.
Finalmente quisiera un poco no tanto deslindar sino digamos aclarar unos
puntos. Cuando me referí al Sector Típico 1 sobre la empresa EDENOR de
Argentina, en realidad debí decir al parecer son del mismo grupo, quisiera
precisar eso. Y después con respecto a OSINERGMIN que me pide estudios,
yo no tengo por qué presentar ningún estudio, quisiera aclarar, yo no soy
consultor ni supervisor en este proceso, simplemente vengo como un
ciudadano cualquiera que pone en auto y por lo tanto OSINERGMIN debe
mostrar su preocupación de oficio y hacer los análisis correspondientes. Sobre
el tema se puede revisar el Tribunal Constitucional sobre las quejas que hacen
diferentes usuarios en diferentes sectores y simplemente toman conocimiento y
comienzan a investigar, para eso OSINERGMIN tiene los aportes inclusive
hasta en exceso para poder realizar los estudios y no estar poniendo
propaganda, por ejemplo cada vez que hay procesos tarifarios, justamente
cuando existe un proceso tarifario ponen propagandas en los medios, entonces
creo que ese dinero podría usarse de repente para hacer estudios adicionales.
Y después con respecto al Tribunal … a la Defensoría del Pueblo pues, no ha
sido mi intención digamos de repente ofender o que se sientan ofendido,
simplemente fue mi intención que en este último año no había visto su
presencia, yo no digo que no están haciendo una gestión adecuada o indebida
o como se quiera llamar, simplemente mostré mi preocupación y yo he visto
74/109
hace 10 años atrás la labor que ha venido cumpliendo la Defensoría del Pueblo
y inclusive tan incisiva ha sido con el organismo regulador de que se cumplan,
que se publiquen las audiencias, etc., pero simplemente quise mostrar mi
atención en que la Defensoría del Pueblo en estos últimos meses no los había
visto, es simplemente eso, no es que quiera interpretar que no está haciendo
nada; en todo caso si se han sentido ofendidos pido las disculpas respectivas.
Lo que sí tengo que deslindar es con el organismo … con el Consejo de
Usuarios pues que no he visto su participación, no he visto reconsideraciones y
quisiera digamos mayor participación de ellos que se entiende que representan
a los usuarios. Eso es todo y muchas gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias Ingeniero.
Respuesta Nº 02-A Ingeniero Aldo Dávila Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial Bueno, respecto a las remuneraciones que se consideran en el estudio de
mercado, evidentemente como parte del estudio lo que se trata es de encontrar
una remuneración representativa del mercado y que se pudiera aplicar a
digamos a todo el personal propio que se ha considerado en el modelamiento
para las empresas representativas del Sector Típico 2. Entonces en este caso,
lo que se ha hecho ha sido digamos tomar las estadísticas de las
remuneraciones efectivamente percibidas por los distintos niveles
ocupacionales en el sector por las empresas representativas, digamos, en este
momento administradas bajo el ámbito de FONAFE que son 9 empresas.
Entonces, evidentemente hay algunas empresas, según la información que se
nos ha proporcionado, que tienen niveles remunerativos mayores y otras que
tienen niveles remunerativos menores. Entonces, lo que se ha hecho como
todo estudio de regulación tarifaria, digamos, debemos entender de que lo que
se determina en este estudio sirve en promedio para todas las empresas del
sector, obviamente habrá algunas que se benefician otras que bueno
relativamente se pudieran perjudicar, pero lo que estamos reconociendo es una
75/109
remuneración promedio. Entonces dentro del análisis que se hizo, estadístico,
se han encontrado distintos cuartiles representativos de las remuneraciones
habiéndose elegido el cuartil 2 para efectos del reconocimiento de
remuneraciones en el sector típico en estudio.
Respuesta Nº 02-B Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Evidentemente, el estudio del Sector Típico 2 está circunscrito básicamente en
empresas justamente de mediana densidad y estas empresas normalmente
están ubicadas en provincias, y el hecho de básicamente hacer un estudio para
Lima y otro para provincia se justifica totalmente porque los mercados que se
atienden son distintos así como básicamente digamos los niveles de vida que
se tiene digamos tanto en la capital y como en provincia, eso y también por el
tamaño de la misma empresa. Entonces total, yo creo que estos son los
principios por las cuales seguimos básicamente lo que señala los términos en
el sentido de que hay que estudiar digamos cada sector típico de acuerdo
digamos al contexto sobre el cual se está regulando.
La siguiente pregunta estaba relacionado como siempre sobre el asunto de la
mano de obra, nosotros ya básicamente como OSINERGMIN hemos tomado
básicamente digamos una posición al respecto, y de hecho que de acuerdo a lo
que sería digamos el modelo de la regulación de las tarifas en la distribución
eléctrica, el OSINERGMIN digamos no interviene digamos en la gestión
administrativa digamos de las empresas. O sea nuestra misión básicamente no
es básicamente digamos hacer digamos una auditoria contable de las
empresas, nosotros no lo hacemos porque básicamente la ley no está diseñada
así. No es como el sistema americano que tiene otro tipo de regulación donde
básicamente hay auditorias y en base a la contabilidad se regulan las tarifas.
Aquí básicamente se trata de un sistema de regulación por señales por
incentivos, y al hacer digamos este tipo de regulación, lo que se hace
básicamente es encontrar aquellos precios que son eficientes en el mercado
que para nosotros básicamente y que serían digamos datos confiables que no
puedan ser de alguna forma básicamente también manejadas en los contratos,
así como por ejemplo, ahora pueden estar los precios bajos, si se tomaría
76/109
básicamente los precios de los contratos nada nos garantiza de que en la
próxima regulación estos precios de estos contratos podrían ser el doble o el
triple, en dicho caso habría que también ponerlos a la tarifa. Entonces, para
evitar básicamente de que estos costos sean motivo de poder básicamente ser
utilizados por las empresas es que el OSINERGMIN no adopta básicamente los
costos de los contratos sino adopta básicamente un precio de mano de obra
que es público y se utiliza digamos para todos los efectos en todo tipo de
concurso básicamente que se realiza digamos en cuanto a construcción e
inclusive básicamente para el desarrollo de las obras eléctricas de distribución,
por lo tanto nosotros creemos de que es una fuente totalmente válida, es un
poco lo que yo quisiera en todo caso redondear si es que no quedó claro con
relación digamos a la pregunta que hizo en la parte anterior ¿No se si quedaba
algo?.
Ah bueno, el porcentaje de todo el rubro de mano de obra completo, la tarifa
final es 7,5%, o sea eso es el peso digamos de todo en la mano de obra, eso
es lo que pesa básicamente en la tarifa. Bueno, no se si continuamos. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Sí, tenía una pregunta el señor Egocheaga.
Pregunta Nº 03 Sr. Audaz Egocheaga Representante del Consejo de Usuarios de OSINERGMIN Buen día a todos los presentes, mi nombre Audaz Egocheaga del Consejo de
Usuarios de OSINERGMIN. En principio quisiera invitarle al Señor Laca para
que ya que se encuentra el Consejo de Usuarios en elecciones se presente y
participe como miembro del Consejo de Usuarios. El ser miembro del Consejo
de Usuarios, la participación casi en las mismas condiciones que como
cualquier ciudadano, por cuanto su participación es ad honorem. Quisiera
hacer una pregunta puntual referente a lo que es la potencia de lámparas de
alumbrado público y el diseño de recreación de los parques y jardines. ¿En qué
consiste la recreación y cuál es la potencia actual y cuál es la propuesta de
potencia actual de lo que es alumbrado público? Muchas gracias, muy amable.
77/109
Respuesta Nº 03 Ingeniero Aldo Dávila Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial Bien, respecto al tema del alumbrado público debería manifestarle lo siguiente.
Evidentemente dentro de los distintos usos que se puedan otorgar a las áreas
libres como son los parques, etc., en algunos casos pues son para diversión
porque se planifican actividades para niños, otro son digamos tal vez otro tipo
de parques ya con un tema digamos más cultural o simplemente de
concurrencia de la población, entonces en general podríamos decir lo siguiente:
de que las … los tipos de lámparas que se han utilizado en la mayoría para el
alumbrado público son lámparas de vapor de sodio de 70 W y en algunos
casos 150 W ya por algún tipo de digamos consideraciones especiales. Así
mismo, digamos la totalidad de la potencia de la participación de la potencia del
alumbrado público en el sistema modelo es digamos son 2.2 MW respecto a los
46 MW que tiene la demanda total del sistema, es decir que si quisiéramos
hacer un porcentaje tendríamos que el valor de potencia asignado es
equivalente al 5% de la demanda total.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, si no hay ninguna otra intervención para esta exposición vamos a pasar
igualmente con el Ingeniero Aldo Dávila para la presentación del estudio de
costos del VAD del sector 3.
Mientras aguardamos un momento, me acaban de llamar de Piura donde
inicialmente parece que hubo un pequeño receso inicialmente por el tiempo,
pero hay una persona en Piura que desea intervenir, tiene todo el derecho a
hacerlo, vamos con Luis Felipe Salazar, nuestro moderador, allá en Piura. Luis,
estamos ya en contacto con Piura, se que hay una intervención, una inquietud
desde allá.
Preguntas y Respuestas de la Audiencia – Piura
78/109
Moderador - Piura Sr. Luis Salazar Muy buenos días.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Luis, buenas.
Moderador - Piura Sr. Luis Salazar Desde el auditorio principal del Colegio … Muy buenos días, desde el auditorio
principal del Colegio de Ingenieros del Perú, Consejo Departamental Piura
ubicado en la Urbanización El Chipe de la ciudad San Miguel de Piura, nos
enlazamos ahora con la Capital de la República para saludarlos y participar en
la Audiencia Pública Descentralizada Lima-Piura sobre la exposición y sustento
de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis de
los estudios de costos del valor agregado de la distribución. Tenemos aquí a
dos ciudadanos que van a participar en estos momentos. Los invitamos para
que se acerquen hasta el micrófono y puedan hacer la pregunta respectiva.
Dan su nombre, la institución que representan y le rogamos que hablen
despacio y fuerte.
Pregunta Nº 01 Sr. Enrique García Guerra Representante de la empresa ELECTRONOROESTE Buenas tardes, Enrique García Guerra, Gerente Regional de ENOSA. Tengo
dos preguntas respecto al estudio presentado sobre el Sector Típico 2 del SEM
Piura y dos comentarios respecto a las mismas. La primera es ¿Por qué los
valores de los estudios de caracterización de carga son distintos a los de la
regulación anterior?. El comentario respecto a este tema, es que en la empresa
supervisora del valor agregado de distribución para el Sector Típico 2 SEM
Piura, que ha supervisado o realizado el estudio de caracterización de la carga
para el SEM Piura es la misma que contrató ENOSA en el periodo 2007-2008
para un estudio similar, para el mismo sistema eléctrico, y sin embargo se han
79/109
obtenido resultados distintos, lo cual no consideramos razonable y solicitamos
al OSINERGMIN haga las revisiones correspondientes.
El segundo punto es referente al Valor Nuevo de Reemplazo No-eléctrico,
adaptado del SEM Piura del Sector Típico 2 correspondiente al estudio del
Valor Agregado de Distribución, este valor es mucho menor que el valor
determinado por la GART para el sistema eléctrico de Piura en el Valor Nuevo
de Reemplazo No-eléctrico 2008 Adaptado. El valor calculado por el supervisor
del VNR No-eléctrico Adaptado del SEM Piura llega a un valor de 2.06 millones
de soles o 2 millones … o 2.06 millones que es mucho menor contra los 3.58
millones, es decir, menos 43% respecto a lo reconocido actualmente, a pesar
que se trata del mismo sistema eléctrico y es la GART la que determina dichos
valores. Sin embargo, para determinar los costos estándares de inversión sí
utiliza los mismos valores del VNR del SEM para el cálculo del VAD y para el
VNR a nivel empresa. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias allá en Piura, vamos con la respuesta en este momento y terminamos
con la segunda intervención desde allá.
Respuesta Nº 01-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, voy a dejar para que el supervisor pueda responder sobre la primera
pregunta.
Respuesta Nº 01-B Ingeniero Aldo Dávila Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial Bien, respecto al tema de la caracterización de la carga, quisiéramos
puntualizar dos temas. En primer lugar, digamos, los valores a los cuales se
refieren que son distintos, bueno eso no es cierto, en verdad siempre el
consultor que hizo el estudio también mencionó dichos temas pero nunca
sustentó puntualmente en qué parte de los estudios existían las diferencias. En
80/109
el estudio que se ha hecho para el estudio de caracterización de la carga para
ENOSA, se obtuvo un valor del número de horas de uso de 365 horas, que eso
fue determinado para el año 2007; y en el estudio que se está haciendo en esta
oportunidad para el VAD se han reconocido 362 horas de uso, entonces,
entendemos que las diferencias de 3 horas no son representativas y más bien
si hubiera puntualmente algún otro tipo de observación pues en el momento
que nos encontramos sería oportuno que la puedan sustentar
convenientemente.
Respuesta Nº 01-C Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bueno, la segunda pregunta, que es un poco más relacionado con el VNR pre-
publicado por OSINERGMIN y el VNR básicamente que ha resultado del
análisis del estudio de la empresa modelo. Aquí en realidad digamos hay que
señalar un aspecto importante que si bien estos dos VNR digamos son
eficientes, el VNR digamos de la empresa la cual ha sido publicada
conjuntamente, digamos, con lo de las demás empresas, tiene básicamente un
criterio que estos … estas instalaciones o estos metrados que se reconocen no
salen de un modelamiento sino básicamente si se quiere, es el reconocimiento
de la misma cantidad de instalaciones que la empresa tiene pero con una
tecnología digamos más eficiente. Entonces, de hecho los
sobredimensionamientos que pudiera tener la empresa en cantidad de
transformadores y otros aspectos básicamente no están siendo evaluados en el
VNR de la empresa, por lo tanto ese VNR de la empresa versus el VNR de la
empresa modelo del estudio no tiene digamos ningún punto de comparación,
por lo tanto, pues es razonable de que sean distintos. Sencillamente, esa es la
aclaración que se podría hacer sobre este aspecto. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien gracias. Luis Felipe Salazar, vamos con la segunda pregunta desde Piura.
81/109
Moderador - Piura Sr. Luis Salazar Bien, estamos invitando ya a nuestro segundo ciudadano para que haga la
pregunta respectiva. Adelante.
Pregunta Nº 02 Sr. Elio Gonzáles Representante de la empresa ELECTRONOROESTE Buenas tardes, Elio Gonzáles, supervisor de la empresa
ELECTRONOROESTE. La observación básicamente, o el reforzamiento de la
observación que voy a plantearles es en el aspecto del cargo fijo que ya se hizo
anteriormente, en la cual como ya se ha indicado en exposiciones precedentes,
la densidad de carga o consecuentemente la dispersión de los clientes es un
parámetro básico que se toma en cuenta para la elaboración de los estudios
del VAD. En el caso particular del cargo fijo, esta dispersión afecta
directamente las actividades de lectura, reparto y cobranza que son las
actividades de mayor participación en la estructura del cargo fijo. Entonces con
esta premisa, resulta coherente o resultan coherentes los valores del cargo fijo
que están vigentes a Diciembre 2008, los cuales presentan una tendencia
positiva conforme se incrementa el sector típico, es decir, a mayor sector típico
mayor importe reconocido por cargo fijo. Tal es así que los valores vigentes a
Diciembre del 2008 son los siguientes: para el Sector Típico 1 tenemos 2.346,
para el Sector Típico 2, 2.391; y para el Sector Típico 3, 2.413. La tendencia es
hacia el alza, hay una curva bien establecida; sin embargo los valores a los que
se ha llegado en esta regulación son los siguientes: para el Sector Típico 1
tenemos 2.259; para el Sector Típico 2, 2.01 y para el Sector Típico 3, 2.4. O
sea, aquí claramente se evidencia una disminución de aproximadamente 19%
para el Sector Típico 2, que no guarda relación con la regulación anterior. En
ese sentido, lo que pedimos es una revisión de los resultados en este extremo
para el caso del sector del cargo fijo. Muchas gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki
82/109
Bien, muchísimas gracias allá en Piura. Les pediríamos sí bajar un poco el
volumen del parlante cuando estén interviniendo porque hay un pequeño
acople, pero se ha escuchado bien la pregunta.
Respuesta Nº 02 Ingeniero Aldo Dávila Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial Bien, quisiera contestarle de que en calidad de supervisores cuando nosotros
hacemos los estudios, en este caso particularmente del costo fijo, no los
hacemos tomando en consideración lo que otro consultor o supervisor pueda
determinar como cargo fijo, lo que hacemos es enfocarnos en el proceso
relacionado al costo fijo y el proceso de costo fijo está estructurado en partidas
de costos, la primera partida de costos es la que está asociada a la lectura, a la
toma de lecturas, la segunda partida de costos es la que está asociada al
procesamiento de la facturación; existe otra partida de costos que está
asociada a la distribución de los recibos y otros documentos de cobranza y hay
una cuarta partida que está asociada a la gestión como tal de la cobranza de
las facturas. Cada partida de costos tiene además consideraciones respecto, y
ha sido modelada respecto a la cantidad de materiales, de recursos, de
equipos de procesamiento que son necesarios para poder obtener los
resultados dentro de cada una de estas actividades que han sido previamente
modeladas. Y también, en el informe que seguramente lo habrán podido
observar, se tienen los ratios que se han considerado para poder estructurar un
costo. Particularmente en el caso de las lecturas, inclusive se están
reconociendo ratios mayores a los efectivamente pagados por la empresa
concesionaria a través de servicios de terceros. Entonces, de igual forma
también tenemos que velar que los costos de la cobranza sean eficientes, o
sea, el costo de cobranza, el hecho de que la empresa decida que en el caso
de cobranza pueda interactuar con bancos u otro tipo de agencias, eso no
significa que esos excesos … el exceso de costo respecto a un costo
modelado, a que si esta cobranza se hiciera en ventanillas de la oficina tenga
que ser reconocida por el usuario, simplemente ese es una decisión comercial,
un tema estratégico de la empresa que decide estructurar la forma como quiere
realizar la cobranza, porque en ello también al asociarse con otras instituciones
83/109
que persiguen fines de lucro, también ellos obtienen beneficios. Entonces,
puntualmente yo quisiera comentarle de que todas las actividades
contempladas en el proceso de estructuración del cargo fijo se encuentran
documentadas en el informe respectivo y tal vez donde pudiera haber alguna
divergencia es respecto a los rendimientos, pero en todo caso, quisiéramos
agradecerles que nos hagan llegar, digamos, cuáles son esos factores que
podrían estar afectando digamos un menor reconocimiento en el cargo fijo.
Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Perfecto, muchísimas gracias, ¿creo que era la última pregunta en Piura? Luis
Felipe.
Moderador - Piura Sr. Luis Salazar No, ya no había ninguna otra pregunta. Pueden ustedes continuar Gonzalo.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias. Entonces pasamos sí ahora a la exposición del Sector Típico 3.
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 3
Ingeniero Aldo Dávila Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial Bien, con la venia de la audiencia, voy a tratar de hacer una exposición más
simplificada, puesto que todos los presentes han estado ya en la exposición del
Sector Típico 2; entonces, digamos los aspectos digamos más resaltantes y
significativos que marcan la diferencia entre ambos sectores, vamos a
puntualizarlos más, y los otros aspectos que son similares en esta oportunidad
los vamos a pasar por alto.
Bien, algunas características del sistema eléctrico modelo que en este caso es
el sistema donde se encuentra la ciudad de Camaná, digamos, es un sistema
84/109
con 11 mil 900 clientes, prácticamente digamos la mayor parte 99.5% son
clientes residenciales y una composición de 0.5% para los clientes tanto en
media tensión como en baja tensión que son clientes binomios.
Respecto a la red de media tensión, es una red bueno 100% aérea, muy poca
participación de red subterránea, con 164 subestaciones de distribución y una
red de baja tensión con 153 kilómetros de redes aéreas que representan el
99% de la longitud total de las redes de baja tensión. Respecto a la demanda
del sistema eléctrico modelo podríamos indicar de que en este caso, digamos,
la demanda del sistema está en el orden de los 4.4 MW, de los cuales
aproximadamente el 80%, 3.5 MW, corresponden a los clientes residenciales y
el porcentaje restante a los demás clientes. Cabe indicarse también un aspecto
muy importante que digamos no fue manifestado en los informes del consultor,
es el que está referido a la estacionalidad del consumo en esta … en este
sistema modelo, dado que el sistema eléctrico modelo registra mayor cantidad
de demanda en las épocas asociadas al verano. Finalmente, el consumo de
energía también podríamos decir que el 65% de todo el consumo de energía,
de 9.9 MW.h, equivalen al consumo de los clientes residenciales y el restante
21% para clientes de media tensión que típicamente son industrias de
transformación de pilado de arroz de la zona y también clientes de baja tensión
que son clientes comerciales fundamentalmente.
Bueno, respecto a la caracterización del mercado eléctrico, en la imagen
vemos el mapa de densidad de carga, en este caso para la media tensión,
entonces se observa pues ya la característica de que son zonas bastante
dispersas y solamente en la parte central de la imagen se puede observar un
tema de concentración de carga. De igual forma en el otro mapa que es el que
se aplica para la red de media tensión, también se presentan características
similares. Entonces, esto ya nos va indicando un poco de que, digamos, en
este sistema prácticamente un modelamiento a nivel de la red de media tensión
no es posible, más sí para las áreas concentradas en el caso de la red de baja
tensión. Bueno, tenemos ahí los resultados de la zonificación de la densidad de
carga y hablaríamos del diseño preliminar de la red de media tensión. En este
caso, digamos hay una potencia que se va a abastecer de 4.4 MW que va a ser
abastecida por un solo centro de transformación, hay 4 alimentadores
resultantes con una demanda promedio de 1.10 MW por cada alimentador. La
85/109
longitud total y troncal y ramales principales de conexión son 67 kilómetros y
los ramales de derivación 16 kilómetros.
En el caso de la baja tensión, digamos la caracterización del modelamiento
solamente se tiene los rangos de densidad, de alta densidad 1, con unos …
con un ratio de 2.8 MW por kilómetro cuadrado, para la media densidad se ha
encontrado un ratio de 0.6 MW por kilómetro cuadrado y para la baja densidad
0.1. Entonces, esto hace que prácticamente toda la red, 100% de la red va a
ser modelada con una red aérea y con subestaciones biposte y monoposte.
La tecnología adaptada en este caso, digamos, el aspecto relevante en el caso
de la red aérea, bueno también se han usado postes de concreto, aisladores
poliméricos dado que la zona de Camaná es una zona, o la ciudad de Camaná
es una zona muy cercana al mar, entonces se prevé digamos el reconocimiento
de una zona corrosiva donde se han modelado las instalaciones de la red de
media tensión con conductores de cobre desnudo y en las zonas fuera y en los
lugares que ya no están dentro del alcance de la zona corrosiva se han
utilizado conductores de aluminio desnudo. En el caso de la red subterránea,
se han reconocido cables de aluminio, los equipos de protección,
seccionadores bajo carga y reclosers, los circuitos laterales con seccionadores
fusible cut out, y también en los centros de transformación se reconocieron los
transformadores zig-zag por el tema de la protección homopolar. De igual
forma en los alimentadores se han reconocido bancos de condensadores, la
red de baja tensión se desarrolla en un sistema 380/220 en estrella, dado que
en este caso como se reconocen todos los conductores son conductores
autosoportados de aluminio protegidos no es necesario reconocer conductores
de cobre. La red subterránea, cables de aluminio; las subestaciones tal como
se explicó anteriormente son de tipo compacta pedestal, o perdón, son
bispostes, monopostes; y en el alumbrado público postes de concreto,
pastorales metálicos y lámparas de vapor de sodio.
En este caso se puede apreciar gráficamente el centro de transformación de la
ciudad de Camaná y el área de influencia de cada uno de los alimentadores, o
sea, digamos son alimentadores típicamente radiales.
Digamos que las consideraciones que se han tenido en la optimización de las
instalaciones eléctricas, es de que la cantidad de alimentadores apropiada para
86/109
la dispersión geográfica de la demanda, digamos, procurando la mayor
uniformidad posible en la conformación de los mismos.
La definición del trazo de troncales y ramales principales a efectos de alcanzar
todos los núcleos de la demanda urbana y periférica; y digamos la preselección
se ha hecho por un criterio económico que contempla pues el costo de
instalación y el costo capitalizado de las pérdidas.
En el caso de la red de baja tensión, sí se ha hecho un modelamiento, se han
definido escenarios de cálculo representativos y se ha planteado para cada
escenario variantes de módulos a fin de elegir la configuración óptima entre
transformador y digamos conductores. Y finalmente la evaluación obedece a
una evaluación económica, eligiéndose la opción con menores costos. En el
alumbrado público, igual son … bueno se ha definido la potencia de las
lámparas, la cantidad de exposición de luminarias en vías públicas, bueno y las
áreas de recreación, parques y jardines. Las instalaciones no-eléctricas al igual
que en la exposición anterior, bueno los criterios utilizados son los mismos,
vamos a pasar por alto.
En el tema de los costos unitarios estándar se han adoptado los valores del
SICODI-GART 2008; y el cálculo de las pérdidas estándar, bueno la
metodología es la misma, los mismos componentes de pérdidas, las pérdidas
comerciales en este caso también se han definido en 2%.
El tema de la calidad de servicio, bueno acá hay algunas variaciones respecto
a los indicadores SAIDI y SAIFI requeridos en este caso son 7 y 12 por el
sector típico y la … los indicadores N y D también 4, 6, 7 y 10 horas de
interrupción.
En la estructuración del balance de potencia y energía ya se explicó también la
metodología, es similar a la que se realizó para el Sector Típico 2 y la
estructuración de los costos de explotación del sistema modelo también es,
digamos, se han realizado de la misma forma. Se muestra cómo se estructuró
… cómo se han estructurado los gastos de personal, los gastos indirectos y el
resumen de los costos de explotación.
Respecto a los costos de operación y mantenimiento, en este caso respecto a
la operación del sistema dado que es un sistema bastante mucho más pequeño
que en el caso de Piura, se han considerado 3 turnos de emergencia de 8
horas con un equipo de trabajo por turno, 2 operadores y un vehículo por turno.
87/109
También se ha considerado de que estas actividades, digamos operativamente
se van a realizar a través del concurso de terceros y en este caso la
supervisión sí se hace de manera centralizada. Los costos de mantenimiento,
igual, corresponden al mantenimiento preventivo, o perdón predictivo,
preventivo y correctivo; y los resultados que se han obtenido, bueno son los
siguientes: en el caso de la red de media tensión se ha obtenido una
valorización de 1300 o 1 millón 379 mil dólares, subestaciones 585 mil, red de
baja tensión 2 millones 600, instalaciones no eléctricas 289 mil dólares, lo que
hace un total de 4 millones 860 mil dólares de VNR del sistema modelo.
Respecto a los costos de explotación, tenemos ahí las partidas ya
convenientemente desagregadas y se ha reconocido un costo anual de 256 mil
127 dólares para el sistema modelo. Los estándares de pérdidas que se han
alcanzado en esta oportunidad, en el caso de la media tensión se ha
conseguido pérdidas del 2.01% en energía y para la potencia 3.28%; y en el
caso de la baja tensión pérdidas en energía 9.3 y en potencia 10.43%.
Bueno, respecto a los cargos fijos, de igual forma se han estructurado los
respectivos cargos fijos debidamente estructurados según las actividades que
se requieran y los resultados son los que se muestran; en este caso para la
medición simple de energía que es el cargo fijo más representativo, se ha
llegado a establecer un costo de 2.42.
El cálculo del VAD, finalmente diríamos que en el caso de la media tensión se
están reconociendo costos de inversión del orden de 3.94 dólares por kW-mes;
costos de operación y mantenimiento 1.61 que totalizan 5.55. Y en el caso de
la baja tensión, en costos de inversión 10.95, costos de operación y
mantenimiento 5.1, haciendo un total de 16.05 de costos de VAD.
Las pérdidas ya se explicaron anteriormente, y bueno acá se muestran los
valores de los factores de economía de escala que se han obtenido, así como
las fórmulas de reajuste respectivas.
Entonces, de alguna forma ya, como hemos explicado anteriormente, ya la
metodología que se ha empleado para el modelamiento y la estructuración de
costos, prácticamente serían … es la exposición de los resultados que se han
obtenido por parte de la supervisión. Quedaríamos más bien para las preguntas
respectivas.
88/109
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, vamos primero con las intervenciones en Lima, vamos pasándole también
la voz a Luis Felipe Salazar en Piura. Terminada acá la consulta, si hay
también intervenciones desde Piura. Por favor comenzamos, ahí con el señor.
Adelante ingeniero.
Preguntas y Respuestas de la Audiencia - Lima
Pregunta Nº 01 Ingeniero Cesar Aguilar Consultor Cesar Aguilar, consultor. Quería primero referirme a un comentario, reflexión un
poco macro. Lo primero que se mencionó antes, el hecho de que el balance de
rentabilidad, efectivamente todos los grupos caen entre 8 y casi 12%, es cierto,
está dentro de la ley, pero no deja de ser un sesgo dentro de lo que
estadísticamente debería ser más bien la media 12%, es decir, bueno de todas
maneras saber ¿por qué?. El otro tema como mostró el Ingeniero Révolo al
comienzo es que finalmente la tarifa al usuario final, valga la redundancia,
prácticamente en todas las empresas bajan a excepción de ELECTROPUNO,
ELECTROSUR que es de la amazonía, que son casos especiales, entonces yo
creo que eso se debe también, no por supuesto, no creo que haya sido un
objetivo, pero es un resultado real porque el tema es que no solo y aquí hemos
… se han expuesto bastante detalle, por supuesto, el cálculo del VAD; y el
problema que la tarifa final no depende solo del VAD, caso concreto por
ejemplo el Sector Típico 3 donde el VAD media tensión sube 11% sin embargo
la tarifa baja. El tema está, pienso yo, principalmente en 2 cosas: una es el
cargo fijo, efectivamente como dijo el Ingeniero Dávila, ellos … cada consultor
se preocupa por su propio trabajo, no se compara con el otro; pero por ejemplo,
en los 2 sectores que ellos han hecho, sector 2 y sector 3, sigue ahí la
coherencia de que el cargo fijo del sector 3 resulta mayor que el sector 2; ahora
¿por qué el sector 1 resulta más alto? ¿por qué en el sector 4 baja hasta 1
punto y pico, o sea casi la mitad? Eso sí, yo creo que debe ser un tema que
89/109
debe considerarlo OSINERG … OSINERMING, tiene que ser por la coherencia
dentro de los estudios de sus consultores, eso es un punto.
El otro punto ya entra en lo que es la caracterización de carga, ahí inclusive
cuando el Ingeniero Dávila ha contestado a ENOSA sobre las diferencias entre
los dos estudios, estamos … hablamos de las horas de utilización y eso no es
… eso no es todo la caracterización de carga ¿no es cierto?, tenemos el factor
de coincidencia, el factor de contribución a la punta, el factor de carga, etc. que
sí influyen directamente y finalmente en el pliego tarifario; y es así que tenemos
ahí; mi observación sería que lo que hemos podido ver del Sector Típico 3 por
ejemplo, la muestra tomada, es creo es un cliente, un derrame de carga para el
MT3 ¿por qué? Porque en las … en la empresa modelo del sector 3 solo hay
un cliente, pero mi concepto por lo menos muy personal es que cuando
hablamos de caracterización de carga, hablamos de comportamiento de un tipo
de carga, que en mi opinión es independiente de su ubicación geográfica, y si
es posible hasta de su sector típico, es decir, un MT3, un cliente industrial en
Lima, en Ica o en donde sea se va a comportar de manera similar, por eso se
llama característica de carga que debería ser inclusive independiente de la
tarifa, pero en todo caso acá vemos por ejemplo para reforzar eso que, en
cuanto al MT3 el factor de contribución a la punta en el Sector Típico 1 es 0.77;
sector 2, 0.78; sector 5, cero ochentaitantos, pero en el sector 3 sale 0.25, es
decir que hubo un cliente MT3 en el sector 3, su contribución a la punta es
solamente el 25% de su demanda máxima, mientras que los demás sectores
está este factor por el orden de los 70 u 80 hasta 90% : Eso sería … pediría
que se revise porque eso es lo que finalmente está afectando también a la
tarifa final.
Igual en la baja tensión, en la tarifa BT3 en baja tensión, se obtiene un factor de
contribución a la punta para el sector 3 de 0.02, 0.02, quiere decir que si yo
vendo a un cliente 100 kW, solo le puedo cobrar 2 kW como contribución a la
punta. Mientras que en los demás sectores típicos, los valores son mucho
mayores que eso. Entonces yo creo que ahí se amerita una revisión del tema,
porque como digo, un mayor VAD no significa una mayor tarifa, simplemente es
una parte del tema del proceso, y dicho sea de paso el estudio de
caracterización de carga … las empresas no los hemos podido ver, o los
consultores, o los ciudadanos en general, no lo han podido ver a lo largo de
90/109
este proceso, recién ahora con la pre-publicación de los resultados finales se
está conociendo estos valores; por lo tanto, tendría que haber un tiempo y pedir
a una revisión de parte de OSINERGMIN de ese concepto.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Perfecto, muchas gracias.
Respuesta Nº 01 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, un poquito voy a referirme tal vez a la primera pregunta, un poco digamos
de concepto; un poco por qué digamos está bajando en todo caso, digamos,
las tarifas en general en el Perú. Bueno, en realidad también esto es producto
del desarrollo económico que se ha tenido pues justamente los últimos 4 años,
entonces evidentemente tenemos allí la relación de que es a VNR más
operación y mantenimiento sobre demanda, entonces es claro que estos
últimos 4 años, por lo menos, ha habido digamos un incremento importante
porque tenemos que considerar de que estamos tomando la foto del 2008, a
Diciembre 2008. Entonces, definitivamente eso, implica una natural diríamos,
reducción digamos de la tarifa. En cuanto básicamente a los valores de los
factores de coincidencia y contribución, en realidad esto se realiza para cada
uno digamos de las empresa modelo elegida, entonces evidentemente en
función de estos resultados se hace el cierre del balance, y el cierre del
balance a las finales termina de alguna forma determinando si se quiere el
número de horas de uso que va básicamente digamos al cliente final.
Entonces, evidentemente esto va a afectar dependiendo digamos de la
estructura de mercado que tiene pues la empresa, claro porque los que tienen
más clientes residenciales es indiferente a lo que pase en las opciones
binómicas. De hecho que es un punto que yo pienso que tendríamos que
revisar para ver realmente digamos un poco qué ha pasado o qué está
pasando en relación digamos a otros grupos; eso yo creo que si me da la
impresión de que habría de todas maneras que darle una mirada, en todo caso
también pediríamos en todo caso no se si en representación de la empresa
91/109
creo que ustedes son Sur Medio podrían hacer pues digamos el pedido y si
tuvieran alguna data o información pasarla para hacer la evaluación pertinente
porque a las finales si bien es cierto se podría tener un mayor factor de
coincidencia o contribución, pero eso implica digamos también en el
reconocimiento digamos de mayores horas; o sea la idea de esto es
básicamente yo diría todo lo que suma a un lado resta al otro lado, pero a las
finales la demanda es la que hay, o sea, allí nadie inventa nada. Y por otro lado
entiendo de que más adelante también se tienen los mecanismos del factor de
balance de potencia, que a las finales también cierra cualquier diferencia que
pudiera haber en estos factores de coincidencia o contribución porque
justamente lo único que hace este factor es reflejar básicamente la compra
digamos en la venta, o sea por ese pass trough como le llamamos nosotros, no
deberían ganar ni perder, entonces yo creo que el sistema en realidad en este
sentido es bastante robusto porque aún digamos asumiendo el extremo
negado, que habría una diferencia en alguna opción o algún factor, pero eso
termina cerrando siempre digamos en la verificación anual que se hace con el
factor de balance de potencia. Entonces un poco también digamos para ilustrar
que en alguna forma es importante pero también digamos en alguna forma no
crea daño ni al cliente ni a la empresa, porque a las finales cierra como digo
con el factor de balance y potencia. Nada más. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, ¿alguna otra intervención?. El Ingeniero Laca por favor.
Pregunta Nº 02 Ingeniero Rafael Laca Representante de la empresa ELEMIX Bien, buenas tardes nuevamente. Quisiera reiterar mi pregunta, pero un poco
que también respondiendo a lo que OSINERGMIN establece sobre los costos
de CAPECO. Voy a hacer dos preguntas: CAPECO y FONAFE nuevamente.
En el caso de CAPECO, cuando se dice que OSINERGMIN no puede actuar
como una auditora como en Estados Unidos, como asuntos contables, etc.,
pues de eso no se trata, lo que se trata es que realicen un estudio y para eso
92/109
existen los mecanismos de ley que pertenecen al sector de Ministerio de
Trabajo y Promoción del Empleo, existen las normas adecuadas que establece
que uno sí puede solicitar la planilla de los trabajadores, o sea en otras
palabras sí se puede saber cuál es el sueldo de los trabajadores de las
empresas contratistas y más aún cuando OSINERG fiscaliza, como ya lo
reitero; si OSINERG fiscaliza y los sueldos están por la mitad que fija CAPECO,
se supone que ese trabajo no es eficiente, entonces, simplemente el sector no
está funcionando bien, o sea esa es la conclusión, o sea el tema acá es
conceptual. Un detalle más, toda estas normas del Ministerio de Trabajo están
adscritas a la OIT, al convenio 62 sino … o 11 creo sino mal no recuerdo, ya.
Por otro lado, OSINERGMIN dice no puedo sujetarme a los contratos que firma
la empresa eléctrica con las contratistas, de eso tampoco se trata porque ya
OSINERGMIN en el proceso … en un proceso anterior que tenía que ver con
costos de mano de obra y costos de corte y reconexión, si mal no recuerdo, la
propia OSINERGMIN del área legal estableció efectivamente, que es un
contrato entre privados y que no podían digamos intervenir; pero yo no estoy
hablando de los contratos, yo estoy hablando de las planillas de los
trabajadores que sí se puede acceder, así como han hecho estudios de
sueldos y salarios de los funcionarios para el Sector Típico 1, que lo hizo una
empresa privada y el propio Ministerio de Trabajo, también se puede acceder
para los costos de mano de obra, entonces eso, lo demás, o sea yo estoy en
total desacuerdo.
Luego, con respecto a lo de FONAFE, quisiera mencionar lo siguiente: está
existiendo pues una contradicción, ¿Quién sabe más? o sea de los sueldos de
su sector, FONAFE o OSINERGMIN. Yo creo que en todo caso se debería
optar por los costos de FONAFE para cada área, digamos, en Puno, en Trujillo,
en Chiclayo, así como lo ha hecho o por empresa concesionaria como lo ha
hecho FONAFE. Yo creo que eso de sacar un promedio, no se con qué criterio
lo han hecho porque eso depende mucho del costo de vida en cada zona, es
un concepto elemental. Eso es todo, gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Perfecto Ingeniero. Gracias.
93/109
Respuesta Nº 02-A Dra. Jacqueline Amez Diaz Asesora Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Bueno, respecto al pedido de información sobre remuneraciones, las
atribuciones de OSINERG no son tan absolutas, o sea, nosotros por ejemplo
no podemos ir a una empresa privada ajena, a una contratista, que totalmente
privada, que no es concesionaria, no tiene un título otorgado por el Estado para
desarrollar actividad eléctrica, sino que simplemente desarrolla un negocio
privado y pedirle la planilla de todos sus trabajadores, porque la empresa
amparada en derechos constitucionales puede reservarse el derecho de
entregar esa información, porque puede ser parte de su estructura de costos,
de su propia eficiencia para ser competitivo respecto a otras empresas, incluso
la … por ejemplo las encuestas de remuneraciones que publica la misma
PRICE tampoco son tan abiertas como para entrar al detalle mínimo de cada
trabajador, cuánto gana. Ahora, OSINERGMIN cuando utiliza CAPECO no lo
hace en forma arbitraria o porque … o porque bueno terco que quiere seguir
usando y usando CAPECO, sino que de toda la información que hay en el
mercado digamos que es, la más, hasta el momento, la más sólida, la más
seria, las demás … otras entidades que publiquen así con ese grado de detalle
como las que se toma de CAPECO, no conocemos. No se trata de que … de
estar haciendo el tema gaseoso o cuando hablábamos de los contratos, se
dice, bueno los contratos que tienen las empresas eléctricas con sus operarios
son casi la mitad de lo que OSINERGMIN reconoce, pero habría que ver si
esas empresas que le pagan directamente al operario respetan todas las
normas, ya no solo eléctricas sino las normas laborales, la CTS, la AFP, etc. en
un mercado laboral tan informal como es el que predomina en Perú. Entonces,
si no respetan esas normas, obviamente los costos van a ser mucho menores
que los que se reconocen, pero como usted mismo dijo, la regulación tarifaria
se rige por el artículo 8 de la ley que exige criterios de eficiencia y promover la
eficiencia del sector, entonces qué eficiencia del sector podría haber sobre la
base de remuneraciones que de repente están vulnerando derechos
elementales de trabajadores, entonces nosotros creemos que bueno, que
OSINERG está utilizando una fuente confiable y que hasta el momento no hay
94/109
algo que nos haga apartar de ello para reconocer costos que en honor a la
verdad no creemos que resulten de un mercado en que se están cumpliendo
todos los derechos laborales de los trabajadores. Eso sería todo.
Respuesta Nº 02-B Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bueno, respecto al reconocimiento de las remuneraciones, en cuanto digamos
a la fuente que se ha tomado de que es FONAFE, se ha hecho básicamente la
evaluación de los salarios que se vienen pagando digamos en cada una de las
empresas que son administradas básicamente por esta institución; de allí que
se ha tomado el cuartil 2 por ejemplo como referencia digamos para poderse
aplicar como un dato digamos de cálculo digamos en cuanto se refiere al
cálculo del costo de personal básicamente de la empresa. Este es el criterio
que se ha tomado y esta es la fuente que básicamente tenemos en el caso de
las empresas de provincia; nos hubiera gustado por ejemplo también
seguramente hacer un estudio en provincias, pero es lógico pensar de que la
mayor parte digamos de los salarios se pagan directamente con sueldos fijados
de FONAFE, o sea ya sea FONAFE nos proporcione directamente digamos
esa información o se halle un estudio llámese PRICE WATER HOUSE, por
ejemplo que vaya hacer el estudio, va a recabar básicamente la misma
información, allí no hay mucha diferencia. Cosa distinta ocurre básicamente
digamos en Lima, donde hay empresas de básicamente de un distinto tamaño
y que atienden básicamente tamaños distintos y de otras magnitudes, entonces
evidentemente está … es cierto de que hay una diferencia en cuanto digamos a
manejar una empresa pequeña, mediana y empresa grande, entonces las
escalas salariales en el mercado laboral se rigen básicamente también
digamos por la asunción de responsabilidades que los distintos empleados
funcionarios asumen al manejar básicamente los distintos tamaños de
empresa, entonces no es tan cierto que se podría tomar digamos un solo nivel
de remuneración, por ejemplo a nivel nacional; esto no funciona porque
sencillamente la realidad nos dicta una cosa distinta. Gracias.
95/109
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, ¿Hay otra intervención de nuestra audiencia? Vamos a consultarle en
Piura si hay personas interesadas en participar. Luis Felipe Salazar. Sí, me
informa en pantalla que no hay en Piura para este tema. Pasamos entonces a
la siguiente exposición, que es la exposición del Sector Especial, el estudio de
costos del VAD del Sector Especial.
Exposición de la Audiencia – Sector Especial
Ingeniero Aldo Dávila Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial Bien, vamos a continuar con respecto al sistema eléctrico modelo que en este
caso es el que corresponde al sistema eléctrico Villacurí que está ubicado en la
ciudad de Ica.
Bueno, algunas características importantes de este sistema modelo. En este
caso, este es un sistema particular como pueden apreciar la mayor cantidad de
clientes, en este caso corresponden a los clientes digamos en media tensión y
a los clientes digamos en baja tensión que usan … que tienen tarifas binomias
los cuales representan aproximadamente pues el 65% de los clientes. Y ya de
por sí se explica de alguna forma digamos la naturaleza de las actividades que
están sumamente relacionadas con las actividades de uso digamos
agroindustrial con preponderancia el uso de bombas para extracción de agua y
también con un … con una tendencia hacia la integración, digamos horizontal o
vertical, dependiendo de las estrategias de digamos de las industrias ubicadas
en la zona, en el sentido de poderle dar mayor valor agregado a su proceso
productivo.
Entonces en este caso la red de media tensión tiene una … bueno es
preponderantemente aérea con una longitud de 301 kilómetros, la red de baja
tensión es una red muy pequeña puesto que es únicamente atiende a una
subestación, donde digamos la mayor parte de esos usuarios son personas
que trabajan en los fundos ubicados en la zona.
Respecto a la demanda del sistema eléctrico modelo, se observa pues que la
demanda es de alrededor de casi 16 MW, de los cuales los clientes de media
96/109
tensión consumen 15; o sea digamos 94% de la demanda clientes de media
tensión; cabe indicar de que esta demanda prácticamente pues se ha duplicado
respecto a la regulación anterior que oscilaba alrededor de los 8 MW. De igual
forma el consumo de energía eléctrica, digamos, la mayor parte, el 99% es
digamos por clientes agroindustriales. Entonces, típicamente este es un
sistema donde tenemos redes de media tensión y en el caso de la baja tensión
digamos no hay red de baja tensión sino que directamente los clientes son
atendidos a través de subestaciones de distribución.
Los temas más importantes digamos en este caso lo que podríamos indicar es
de que … dado que el sistema eléctrico atiende a zonas agroindustriales, como
red adaptada se ha reconocido la misma red existente, o sea, ni siquiera se
puede optimizar los trazos de la red dado que el recorrido de la red está
previamente establecido y digamos dado que son fundos agrícolas entonces
las zonas donde debiera pasar la red están muy marcadas, entonces no es
posible hacer algún otro tipo de optimización.
Acá tenemos el comportamiento de la demanda, se ve claramente que este es
un sistema, digamos, totalmente diferenciado de los otros sistemas, la máxima
demanda ocurre pues en las horas laborables, digamos a partir entre las 6-7 de
la mañana hasta las 4 de la tarde que es donde se desarrollan las actividades
mayormente.
Respecto a la tecnología adaptada, en este caso es un sistema de 22.9 kV, se
ha reconocido postes de concreto, aisladores poliméricos, conductor de
aluminio desnudo. Los circuitos de los equipos de protección, en el caso de los
troncales se han reconocido seccionadores bajo carga y los circuitos laterales
con seccionadores fusible cut out.
La red de baja tensión muy pequeña, un sistema de utilización 380/220,
totalmente aérea con conductores autosoportados de aluminio y postes de
concreto; bueno es una sola subestación. El alumbrado público va sobre postes
de concreto, pastorales metálicos y lámparas de vapor de sodio.
En el gráfico podemos ver, bueno existe un catastro estructurado como una
ciudad, entonces prácticamente el recorrido de la red es el que se muestra y
tenemos ahí el centro de transformación Villacurí y cada uno de los
alimentadores existentes que suman 4 alimentadores en total.
97/109
Se ha modelado las instalaciones existentes con un programa de flujo de
carga, entonces ahí se muestra pues digamos los distintos valores de tal forma
que se puedan conseguir los … digamos los índices especificados en la norma
técnica de calidad. Para la baja tensión también se ha modelado, digamos la
red de baja tensión con una característica típica en manzanas de 100 por 40
metros. El alumbrado público, bueno todas las lámparas se reconocieron la
cantidad existentes, 72 lámparas de vapor de sodio de 70 W.
Al igual que en las exposiciones anteriores, las instalaciones no eléctricas se
han modelado en base a la cantidad de recursos y evidentemente tal vez
digamos los temas más significativos respecto a la propuesta realizada por el
consultor, bueno, difieren en el tema del reconocimiento de oficinas ubicadas
en la ciudad de Lima. Entonces, en este caso digamos el supervisor entiende
que el negocio principal de esta empresa está en Villacurí y como tal la sede y
toda la razón de ser de la empresa debería encontrarse en dicha localidad. No
obstante, queremos dejar constancia de que, digamos, los inversionistas o
dueños de la empresa tienen la libertad de poder establecer otro tipo de
organización adecuada a sus propios intereses y a sus propias expectativas
comerciales, lo cual obviamente difiere de los aspectos contemplados en el
VAD y no debería ser utilizado el VAD para reconocer este tipo de cosas.
Bien, respecto a los costos unitarios, bueno se han tomado los costos del
SICODI-GART 2008, y bueno la estructuración de las pérdidas son los
estándares.
Temas de calidad de servicio, se ha considerado calidad de producto para los
clientes en media y baja tensión, una variación de más menos 5% respecto a la
tensión nominal, los indicadores de performance para el sistema eléctrico
modelo SAIFI 12, SAIDI 27 y se ha verificado también el cumplimiento de la
norma de calidad respecto a los valores de la frecuencia interrupciones y la
duración de las mismas.
Ya se explicó cómo se ha estructurado el balance de potencia y energía, de
igual forma se han estructurado los costos de explotación.
Los gastos indirectos que se han modelado también se muestran a
continuación, y bueno la metodología que se ha seguido para la estructuración
de los costos … los gastos de personal y los gastos indirectos es la que se
muestra en la presentación.
98/109
En el caso de los costos de operación se han establecido 3 turnos de
emergencia, cada turno de 8 horas laborables, cada turno compuesto por 2
operadores excepto el turno de 00 horas a 8 horas que está conformado por un
trabajador y se realizarán solamente actividades menores que no representan
riesgos a la integridad personal. Los turnos se realizan 365 días al año, y
bueno se alquila un vehículo que será utilizado para los 3 turnos. El kit de
equipos, instrumentos y herramientas será utilizado como un solo conjunto por
los 3 turnos.
Respecto a los costos de mantenimiento, se ha previsto pues el mantenimiento
predictivo, preventivo y correctivo; y bueno los resultados que se han obtenido
son los que se muestran a continuación.
En el caso del VNR, digamos el VNR de la empresa asciende a 4 millones 630
mil dólares, la media tensión son 3 millones 756, subestaciones 339 mil
dólares, la baja tensión 40 mil dólares y las inversiones no-eléctricas se han
reconocido 496 mil dólares.
Respecto a los costos de explotación del SED, del sistema eléctrico modelo, se
ha considerado dado la naturaleza de las actividades, un reconocimiento de
560 mil 650 dólares como parte de los costos de operación y mantenimiento.
Las pérdidas que se han obtenido, en el caso de la energía el porcentaje es de
1.36% en la media tensión y la potencia 1.84% en la baja tensión; las pérdidas
en baja tensión 6.41% en energía y 8.20 en …. Cabe indicarse que en este
caso se está proponiendo un reconocimiento de pérdidas no-técnicas en baja
tensión del orden de 1.5%, a diferencia de los otros sectores típicos donde se
reconoce 2%, se hace esta propuesta en el entendido pues de que digamos los
niveles de pérdidas no-técnicas dado que hay una sola subestación, no
deberían ser digamos de la magnitud que se presentan en otras empresas de
sectores típicos que no son los que estamos estudiando.
Respecto al cargo fijo, en este caso pues digamos el cargo fijo más
representativo y tal como creo lo manifestó en alguna pregunta, nosotros
entendemos pues que tomar lecturas o realizar el proceso del cargo fijo, pues
en el caso de los clientes monomios de medición simple, en este caso arroja un
costo de 3.51; obviamente esto es mayor que lo que hemos propuesto en otros
sectores porque hay actividades diferenciadas, o sea el rendimiento no es el
mismo, los clientes están más espaciados, hay otro tipo de trabajos que hacen
99/109
que el rendimiento sea ya menor. Y a diferencia de los otros sectores, sí en
este caso de las otras tarifas, como es el caso de las tarifas de doble medición
de energía, tienen costos digamos más significativos y que también
corresponden a una estructuración de los procesos tal como se han hecho en
los otros sectores típicos.
Finalmente, digamos en el caso de la media tensión se está proponiendo un
reconocimiento de VAD de 5.59 dólares por kW-mes de los cuales a inversión
irían 2.7 y a costos de operación y mantenimiento 2.89. En la baja tensión es
de 8.8 de los cuales a inversión 5.39 y a OyM 3.42. Perdón, las pérdidas
estándar ya las explicamos anteriormente y bueno aquí presentamos ya los
factores de economía de escala y las fórmulas de reajuste que se emplearían o
se reconocerían en el presente proceso. Bueno, esa es la presentación de los
resultados respecto al Sector Típico Especial y quedaríamos a su disposición si
consideran alguna pregunta o alguna aclaración. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Sí por favor, el señor primeros, por favor si le alcanzamos el micrófono.
Preguntas y Respuestas de la Audiencia – Lima
Pregunta Nº 01 Sr. Pavel Miranda Representante de la empresa COELVISAC Buenas tardes, mi nombre es Pavel Miranda, soy representante de
COELVISAC. Los comentarios que voy a emitir en este momento han sido
basados principalmente en la información que hemos tenido disponible en la
página web de OSINERG, además de la exposición que acaba de hacer el
supervisor.
Principalmente el tema va por el … por algunas discrepancias que tenemos con
ustedes respecto al cálculo del VNR, tanto eléctrico como no-eléctrico. No se
han incluido reclosers, aguas abajo de la subestación de transformación;
hemos visto de que sí lo han incluido por ejemplo en el sector 3, allí
100/109
coincidimos en nuestras redes porque nuestras redes son … son radiales
también y el criterio es aislar o crear zonas de … para aislar digamos fallas
principalmente de origen homopolar para poder tener criterios de selectividad
en la protección. Tampoco se han incluido sistemas de compensación reactiva,
me quedo un poco con el comentario del Ingeniero Révolo al inicio como que
se propiciaría de repente en los siguientes días algunas discusiones, en los
buenos términos diré … digamos para … para hablar estos temas.
Otro punto también es los costos de materiales, por ejemplo hemos visto que
han utilizado postes de concreto en donde difieren de nuestros costos puestos
en Lima, del orden del 30 al 39%. Entendemos de que vuestros costos es
probable que tengan costos digamos con economías de escala distintos a los
nuestros, sin embargo, es importante de que tomen en cuenta el tamaño de la
empresa en este caso, y además de que se considere el flete porque Villacurí
obviamente no está en Lima, en Ica solamente hay una fábrica de postes con
los que hemos tenido varios problemas técnicos con esos postes, así que … la
única adquisición de postes en la parte más cercana es la ciudad de Lima.
En cuanto a las inversiones no-eléctricas, efectivamente pueda que tenga
razón el Ingeniero Aldo Dávila, sin embargo, quiero poner en claro de que el
grueso de nuestros clientes, como usted lo ha dicho, son agroindustriales. Casi
el 100% de lo que se hace en Villacurí es agroindustrial y todos ellos tienen
oficinas en Lima; las coordinaciones técnicas, comerciales, financieras que
hacemos con ellos es en la ciudad de Lima, es por eso que el holding de la
compañía ha tenido a bien hacer unas inversiones acá en Lima, y por ello
vamos a pedirles a ustedes formalmente de que se considere una parte por lo
menos de las inversiones que se han hecho en esta ciudad.
Otro punto importante es el … la valorización que se ha dado a las inversiones,
a las inversiones de las oficinas de Villacurí. Tengan en cuenta que estas
oficinas se han construido en medio del desierto y tienen que tener algunas
consideraciones digamos distintas a cualquier otro modelo, se ha considerado
solamente el 30% de la inversión real que se ha hecho. En conclusión, en la
parte de inversiones eléctricas por ejemplo hay una diferencia de casi 1 millón y
medio de dólares que para el tamaño de nuestra empresa representa más del
20%, menor obviamente que la inversión real que se tiene o la inversión que
haya calculado el consultor VAD.
101/109
En cuanto a organización también hemos detectado algunos problemas, no han
considerado por ejemplo un Gerente Administrativo, que a nuestro criterio es
importante para esto; han considerado también solamente un técnico en
planilla, creemos de que un técnico no puede estar solamente en planilla,
necesitamos todo un equipo de trabajo que tenga que estar permanentemente
en planillas de COELVISAC porque si bien se terceriza muchas funciones ahí,
hay muchas partes obviamente que tiene que tener un equipo mínimo
adecuado dentro de la empresa. También hemos detectado que faltan técnicos
o mayor cantidad de técnicos para la operación comercial en Villacurí.
Hemos visto también varias observaciones al estudio del supervisor, perdón
discúlpeme, al estudio del consultor VAD. Por ejemplo, se les ha observado de
que es innecesaria la limpieza de faja de servidumbre; en Villacurí existe
digamos bastantes cercos vivos que llamamos allá que son … que son árboles
que tienen que estar allí porque sino se propiciaría digamos el … la agricultura
allí. Entonces, esos árboles están usualmente en los linderos de los fundos por
donde efectivamente pasan las líneas también, entonces la limpieza de faja de
servidumbre a nuestro criterio es esencial allí. Otro punto que ha sido
observado es de que considera como sobredimensionado digamos la cantidad
de personal que el consultor VAD ha propuesto, cosa que nosotros también
discrepamos. Otro punto es los mayores costos por lectura por ejemplo, hemos
pasado nosotros a través de OSINERG, tanto al supervisor como al consultor,
digamos los puntos bastante especiales que tiene nuestro sistema para hacer
la toma de lectura por ejemplo, no existen vías formales en Villacurí, se tienen
que hacer digamos … recorrer bastantes tramos para poder llegar de un punto
a otro. En los temas de calidad también aparentemente no se han considerado
como debe ser o como están dentro de la norma técnica de calidad de servicios
eléctricos rurales. En fin, solamente terminar para indicarles que dentro del
plazo nuestra empresa va a formalizar, digamos, o va a interponer unos
criterios para poder hacer reclamaciones en cuanto a esto. Muchas gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias también.
102/109
Respuesta Nº 01 Ingeniero Aldo Dávila Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 2, 3 y Especial Ok, bien. Respecto a los temas de protección, en verdad, el reconocimiento
que se han hecho al sistema eléctrico modelo está compuesto por los cut outs,
inclusive se han reconocido una cantidad de cut outs, digamos por cada lateral,
por cada ramal lateral de la red de media tensión los cuales en total suman
más que los existentes en el sistema modelo; es por esa razón que no se ha
optado por reconocer reclosers en el sistema modelo.
Respecto al tema de la protección o de la compensación reactiva, debe
entenderse que la compensación reactiva se diseña porque es un tema que
está asociado a los clientes de baja tensión de la tarifa BT5B, en el caso de
ustedes dado que la mayor parte de sus clientes, son clientes en media
tensión, es por eso que la compensación reactiva ha sido desestimada en los
alimentadores.
Respecto a las inversiones no-eléctricas, bueno como ya lo expliqué en la
presentación, se ha visto por conveniente que, digamos, primero que estas
inversiones tienen que ser realizadas de acuerdo a la magnitud de la empresa.
Entonces, prácticamente digamos en el caso de COELVISAC entendemos de
que todos los clientes son comerciales y las oficinas comerciales están en Lima
pero también digamos la razón por la cual una oficina tiene que existir en
COELVISAC es porque es el centro de operaciones, los clientes están allí, los
clientes demandan ese tipo de servicios. Ahora, dado que estos clientes, la
mayor parte son clientes regulados, entonces no queda claro qué parte pues o
qué tipo de actividades comerciales con un cliente regulado se tendría que
coordinar en Lima, sino también sería la misma justificación para otras
empresas del sector, por ejemplo ELECTROSURMEDIO o otras empresas que
tengan clientes, digamos, de similar magnitud también podrían encontrar una
justificación para tener una representación en Lima, más aún que ahora pues
con los sistemas que hay se les puede pasar las facturas electrónicas, ya todos
los clientes hacen abonos en cuenta corriente. Entonces, más bien lo que
nosotros diríamos es de que la empresa en el caso por el lado de las
actividades comerciales tendrían que replantear un poco su estrategia, mirar
dónde pueden conseguir mejores factores o mejores prácticas que conlleven a
103/109
una mayor eficiencia, en lugar de seguir pensando en un método tradicional de
desarrollo de actividades comerciales. Es por esa razón que en muchos casos
se han desestimado digamos las propuestas que han sido alcanzadas respecto
a la cantidad de recursos necesarios para la organización. Además también,
dado que en esta empresa por el modelamiento que se ha hecho y la función,
la cantidad de recursos humanos que hay que administrar, entonces se
entiende pues que en esta empresa no hay una cantidad significativa digamos
de personas ni de procesos que se tengan que realizar, que justifiquen
digamos inclusive como hemos indicado considerar otro tipo de cargos
gerenciales, se tiene que ver la forma de optimizar la gestión, digamos las
particularidades de la empresa de COELVISAC en muchos casos pues
digamos no amerita en que ni siquiera haya un Gerente Administrativo porque
un Gerente General para la magnitud de operaciones que hay, basta y sobra
para que pueda ver por los aspectos técnicos y los aspectos administrativos y
financieros de la empresa; entonces son esos los criterios que hemos utilizado
para dimensionar de manera adecuada digamos la empresa.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Por favor el Ingeniero Laca para la siguiente intervención.
Pregunta Nº 02 Ingeniero Rafael Laca Representante de la empresa ELEMIX Bien, mi pregunta o mi comentario está referida a lo de siempre, a lo de
CAPECO que hasta ahora no lo veo absuelto porque tras una respuesta, creo
que viene un comentario y eso es lo que creo me corresponde hacer y creo que
es la única oportunidad que se tiene acá en esta audiencia. Y al respecto a
través del moderador, deseo y exijo también que estas intervenciones sean
consideradas en este proceso tarifario, no consideradas como una acta sino
que se tomen en cuenta todas estas observaciones que se han hecho o que se
vienen haciendo porque se … digamos, de acuerdo a la última audiencia que
se realizó, que hicieron los consultores, no he visto que se hayan tomado en
104/109
consideración ni tampoco han sido públicas; públicas no me refiero a que se
publiquen el acta y eso es todo, no ha habido un pronunciamiento.
Bien, con respecto a lo de CAPECO, en función a lo que manifestó la señorita o
señora, de que CAPECO no puede ir a los contratos y que le es difícil … le es
difícil entrar a los … digamos a las planillas. Le comento que nosotros estamos
en pleno proceso de obtención de esos datos a través del Ministerio de Trabajo
y como reitero existen las normas que pertenecen al Ministerio de Trabajo que
están adscritas a la OIT, es más, simplemente se tienen que indicar a través de
la planilla electrónica, o sea se tiene que indicar cuál es el código que
establece la planilla electrónica de la SUNAT, en este caso está en la tabla 10 y
se dice operario para el sector agua, electricidad y gas natural dice, uno solicita
y el Ministerio de Trabajo se lo da. Indudablemente que guardan la privacidad,
entonces no es cierto y eso lo reitero tajantemente, no es cierto que se diga
que no se puede acceder a las planillas, o sea, entonces cómo las otras
empresas si han accedido a las planillas de sueldo, por ejemplo para el Sector
Típico 1; se puede hacer y no solamente se puede hacer, se tiene que hacer y
se debe hacer y esa es la función de OSINERGMIN, eso es un estudio; no
decir … cogerme de una revista y decir bueno el costo de CAPECO es tanto;
ahora CAPECO está reconociendo y eso se va a debatir seguramente en la
audiencia de mañana, hay un sueldo básico y hay una serie de conceptos que
se le reconocen al operario, capataz de construcción civil, una serie de
porcentajes de riesgos que no son iguales en el sector eléctrico, entonces yo
no entiendo por qué no se hacen estudios así como lo han hecho en el sistema
de corrosión o que se han hecho en el 2001 como manifiestan o en el 2005 y
que ahora se están haciendo en el norte, por qué no se empieza a hacer un
estudio sobre costos de mano de obra en el sector eléctrico, simplemente no
existen, o sea cuál es el criterio, o sea quién dice que los costos de CAPECO
son aplicables al sector eléctrico, quién me lo demuestra. A CAPECO se le ha
enviado una información, esperemos que responda dentro de los plazos que
establece la ley. Y finalmente CAPECO es una entidad privada, o sea he
tratado de ver quien lo respalda, no existen las normas, no existe un …
digamos que sea una institución oficial, por lo tanto es cuestionable también o
en todo caso podría ser cuestionable. Eso es todo. Muchas gracias.
105/109
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Ok. Ingeniero Laca.
Respuesta Nº 02 Dra. Jacqueline Amez Diaz Asesora Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Bueno, una precisión. Yo al iniciar la intervención le comentaba que no es tan
ilimitado el derecho de OSINERGMIN para solicitar información, yo no decía
que era imposible, o sea, le dije no es ilimitado, porque si usted va y le pide a
un contratista … ahora usted dice hay una planilla, el código P10; yo le
pregunto, o sea yo me pregunto de toda la cantidad de empleadores que hay
en Perú ¿Cuántos llenarán esa planilla? ¿Cuántos tienen 200 trabajadores y en
planilla tienen a 20 o a 30?, y es más de acuerdo al Código Civil hay un
contrato que se llama Locación de Servicios, esos contratos de locación de
servicios son firmados entre particulares sin pasar por el Ministerio de Trabajo
porque no son considerados contratos laborales, entonces, o sea no podemos
dejar de lado que estamos en un país con un grado importante de informalidad,
o sea, no estamos entrando en una defensa cerrada de que tal cosa es blanca
o es negra, sino que ponemos razonablemente los puntos sobre la mesa
concordantes con cuál es nuestra realidad como país, y lo hacemos en un nivel
de mucho respeto porque considero que OSINERGMIN a pesar de todo lo que
se le pueda decir siempre mantiene el respeto hacia los usuarios, hacia los que
intervienen como lo dice la misma Ley de Procedimiento Administrativo dice
“las partes se deben respeto recíproco”. Ahora en cuanto a sus inquietudes de
que si no hay un pronunciamiento expreso sobre alguna discrepancia que se
pueda presentar durante el procedimiento, cada tema está abordado en los
informes técnicos, en los informes legales que sustentan las resoluciones y si
hay una discrepancia sobre el resultado de un procedimiento administrativo que
en el caso de los procesos regulatorios ese resultado se plasma en la
resolución que fija el valor agregado de distribución, se impugna, o sea cada
acto intermedio del proceso regulatorio no es sujeto de impugnación, la
impugnación viene cuando ya se expide la resolución. Entonces en el iter, en el
camino, nosotros tenemos etapas de audiencia pública, opiniones y
106/109
sugerencias, análisis de esas opiniones y sugerencias, pero el acto
administrativo ya se concreta con la resolución que expide OSINERG.
Entonces, si en algún momento a alguien le parece que su opinión, respetable
por cierto no ha sido tomado en cuenta o afecta negativamente un resultado,
tiene todo el derecho a impugnarlo y si aún a pesar de esa impugnación
considera que lo que resuelva OSINERGMIN producto de esa impugnación,
tampoco es correcto, tiene la libertad que la Constitución le reconoce para irse
al Poder Judicial contra ese resultado; o sea estamos en un país democrático,
no estamos en un sistema en que … en que existan censuras o … entonces en
ese sentido … esa es nomás la aclaración que quería hacer. Ahora las
respuestas a las inquietudes técnicas, aquí la van a dar los ingenieros.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Hay algo que comentar sobre lo dicho. Por favor aquí al medio, si hay alguna
intervención. Perdón disculpe, ahí después vamos con el señor.
Pregunta Nº 03 Sr. Raúl Vilcahuamán Representante de la empresa Iansa Bien, Raúl Vilcahuamán de la empresa Iansa. Es respecto a las pérdidas no-
técnicas propuestas por el supervisor. Menciona que en los otros sectores han
estado reconociendo 2% y para el caso de la empresa COELVISAC están
reconociendo 1.5%; recordemos que estamos trabajando en valores relativos
no en valores absolutos, no entiendo el motivo por en el cual dice que porque
solamente tiene una subestación solamente se le va a reconocer 1.5%; eso es
decir un valor polinomial, o sea de acuerdo al número de subestaciones yo voy
a reconocer un porcentaje tanto, y eso no puede ser; allí hay discriminación, o
sea está sesgando para los otros sectores y para el sector especial. Entonces,
para los otros sectores también que reconsideren 1.5 ¿Por qué hay esa
diferencia? Recordemos, estamos hablando de valores relativos, no absolutos.
Gracias.
107/109
Respuesta Nº 03 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Evidentemente, yo creo que de eso se trata las audiencias, de poner los
números, también hay que considerar de que … en realidad digamos se
maneja una cantidad inmensa digamos de datos y información, como GART
estamos manejando 7 estudios y aparte amén digamos de otros estudios que
soportan la misma regulación, y yo creo que vamos a tener que revisar
básicamente este porcentaje digamos que se le ha … que se ha pre-publicado,
es una pre-publicación, no es un dato definitivo, pero concuerdo que a lo mejor
digamos dada la estructura digamos de la empresa Villacurí es un valor
realmente … lo considero que está alto, pero evidentemente se tomará nota del
tema y se tendrá que hacer una revisión, porque lamentablemente estamos de
acuerdo, es un valor que se tiene que calcular sobre digamos el total de las
ventas que tiene la empresa y ya digamos a nivel de baja tensión, o sea se
tiene que hacer ese cálculo. Entonces eso queda un poco como un punto que
estamos tomando nota para revisarlo en realidad; o sea no se ha querido
digamos discriminar a nadie en realidad, sencillamente es un criterio que el
supervisor lo tomó y que posiblemente digamos se tomó como tal y se publicó y
más bien agradecemos digamos el punto de vista porque nos ayuda a entender
que puede haber digamos un problema de discriminación que tenemos que
corregir. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Adelante.
Pregunta Nº 04 Sr. Jaime Chalco Representante de la empresa COELVISAC Buenas tardes, Jaime Chalco de COELVISAC. Quería precisar sobre dos
puntos. Uno es sobre la protección en Villacurí. Nosotros tenemos deficiencias
en la parte de lo que es en los tiempos de reposición por interrupción,
normalmente disponemos muchos recursos y también los tiempos para reponer
108/109
normalmente se amplían y debido principalmente a dos causas. De que uno es
la protección, en la selectividad de la protección, normalmente tenemos
circuitos laterales, es cierto, pero también tenemos unas troncales que tienen
exclusivamente a clientes de media tensión, suponiendo que por ejemplo
tengamos una falla en baja tensión, la protección de la carga en baja
normalmente lo va a despejar y no va a pasar a media tensión, pero por la
actividad agrícola frecuente en la zona hay tractores que tienen
acondicionamientos especiales y que por lo general tocan las líneas y
ocasionan fallas normalmente de … con corrientes homopolares, los cuales no
pueden ser despejados con sistemas de protección como son los cut outs, por
lo cual es necesario incluirlos los recloser para que podamos despejar la falla
por sectores y poder tener mejor operación, ese es un criterio que también lo
vamos a sustentar en los reclamos formales.
Otro punto es el de la carga de personal, en cuanto al dimensionamiento de la
explotación, en este caso muy bien lo sabe, lo tiene muy en cuenta la GART y
también la Gerencia de Fiscalización Eléctrica que a la fecha tenemos buena
cantidad de resoluciones que hay que atender, en este caso nosotros como
empresa pequeña, si bien es cierto, tenemos pocos clientes pero tenemos que
cumplir las mismas resoluciones, las mismas obligaciones que la Ley de
Concesiones Eléctricas establece y también las normas y resoluciones que van
saliendo continuamente, tal es el caso de que atendemos por ejemplo lo que
todas las empresas grandes atienden. Por lo tanto, siempre hay que considerar
que la carga de trabajo o las horas hombre empleadas en atender por decir a
OSINERGMIN o a la GART en este caso, o también a lo que es la Gerencia de
Fiscalización Eléctrica, levantar las observaciones, es bien … cuando
cuantificamos las horas hombre tenemos buena cantidad y creo que ese
aspecto no lo están considerando, más que todo lo están considerando la parte
de explotación técnica, propiamente se están centrando en la operación y
mantenimiento. Hay que considerar esos aspectos y creo que se puede llegar a
un mejor dimensionamiento de la empresa. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias también.
109/109
Respuesta Nº 4 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Creo que, en cierta forma reiterativo básicamente que se habló del tema de la
protección y seccionamiento, se había indicado digamos de que el
OSINERGMIN en esta oportunidad había como que incrementado más bien los
puntos de seccionamiento pero además entiendo que se está pidiendo digamos
reclosers: Bueno en todo caso, se está tomando nota y se evaluará pues en el
camino. En todo caso la empresa podrá presentar prácticamente su petitorio y
podrá sustentar digamos y nosotros lo podremos revisar.
Finalización de la Audiencia
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Si no hay otra intervención, me informan en Piura que tampoco hay
intervenciones por allá. Vamos a presentarles el acta de esta audiencia pública
que estará en la mesa de registro para que pueda ser firmada por la persona
que así lo desee, se levanta la audiencia, mañana continuamos con la
exposición de los sectores típicos 4, 5 y el sector típico SER a partir de las 9 en
punto de la mañana. Muchas gracias y muy buenas tardes.
