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ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA

Proyecto de Norma

" Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de

Transmisión”

Correo Electrónico: [email protected]

Fax N°: (511) 224 0491

Página Web: www.osinerg.gob.pe

Cartas: Dirigidas a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG

Av. Canadá 1460 - Lima 41, Perú

Lima, setiembre 2005

Las sugerencias al Proyecto de Norma se recibirán en la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, durante 20 días calendarios, contados desde la fecha de la

presente publicación, a través de los medios que a continuación se indican:

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N° 261-2005-OS/CD

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EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

De la experiencia recogida en las regulaciones tarifarias anteriores, se evidencia la necesidad de modificar el procedimiento de cálculo de los Costos de Operación y Mantenimiento (en adelante “COyM”) debiéndose estandarizar y uniformizar los diferentes criterios de cálculo adoptados según las particularidades propias de las instalaciones de transmisión.

Si bien la metodología de cálculo actual basado en el Sistema de Costos ABC, ha permitido definir los costos de operación y mantenimiento basados en una relación causal con las actividades del servicio de transmisión prestado, fortaleza indiscutible de la metodología, su dependencia de abundante información histórica de detalle sobre las particularidades de cada titular de transmisión, representa una limitación para aplicarlo bajo un mismo criterio estándar a cada uno de los sistemas de transmisión, en cada regulación tarifaria de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

Los Principios de Actuación basados en el Análisis de Costo Beneficio y de Eficiencia y Efectividad, que rigen las acciones del OSINERG según su Reglamento General, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, determinan que deban adoptarse medidas que permitan superar las ineficiencias y señales de inestabilidad que genera el calcular, bajo el Sistema de Costos ABC para cada titular de transmisión, el COyM en cada regulación.

Para ello, el proyecto de norma "Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión” permitirá que, en la próxima regulación de las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (año 2007), se establezcan estándares del COyM para cada instalación de transmisión, considerando únicamente los costos de inversión, el nivel de tensión al que pertenece la instalación y la ubicación geográfica correspondiente. Dichos estándares, que se determinarán en el año 2007, servirán para fijar el monto del COyM a reconocer para cada uno de los titulares de los Sistemas Secundarios de Transmisión, no sólo para dicha fijación, sino también para todas las fijaciones tarifarias posteriores de tal modo que la complejidad del Sistema de Costos ABC no se torne en una limitación que se aplique reiteradamente en las futuras fijaciones tarifarias y, por el contrario, se modifiquen únicamente por variaciones sustanciales de los costos vigentes en el mercado.

El método incluido en el proyecto de norma introduce señales de estabilidad en la tarifa, facilita la unificación de criterios en la determinación del COyM y permite la reducción de costos en la regulación sin sacrificar eficiencia regulatoria, tal como se observa en experiencias internacionales así como en algunos contratos de concesión BOOT suscritos por el Estado Peruano bajo un marco normativo de promoción a la inversión privada.

Finalmente, cabe señalar que la presente norma complementa la Resolución OSINERG N° 262-2004-OS/CD y la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD y cumple con el objetivo común de dichas normas, es decir, con optimizar el proceso de fijación tarifaria de los Sistemas Secundarios de Transmisión.


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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA

OSINERG N° 261-2005-OS/CD

Lima, 08 de setiembre de 2005

CONSIDERANDO:

Mediante Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, publicada el 19 de julio de 2005, se aprobaron los criterios, metodología y formularios para la presentación de los estudios técnico-económicos que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) con el fin de que los titulares de los SST utilicen criterios uniformes y una misma metodología en la elaboración de dichos estudios; mientras que, los formularios permitirán que la información que incide directamente en la regulación de los SST sea presentada de manera ordenada y estandarizada;

Que, para el cumplimiento de los fines indicados y con carácter complementario, dicha Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, en su Artículo 2°, establece que el procedimiento para determinar el Costo de Operación y Mantenimiento (en adelante “COyM”), será aprobado por el OSINERG, mediante resolución, antes del 31 de octubre de 2005;

Que, de la experiencia recogida en las regulaciones tarifarias anteriores, se evidencia la necesidad de modificar el procedimiento de cálculo del COyM, debiéndose estandarizar y uniformizar los diferentes criterios de cálculo adoptados según las particularidades propias de las instalaciones de transmisión;

Que, si bien la metodología de cálculo actual basado en el Sistema de Costos ABC, ha permitido definir los costos de operación y mantenimiento basados en una relación causal con las actividades del servicio de transmisión prestado, fortaleza indiscutible de la metodología, su dependencia de abundante información histórica de detalle sobre las particularidades de cada titular de transmisión, representa una limitación para aplicarlo bajo un mismo criterio estándar a cada uno de los sistemas de transmisión, en cada regulación tarifaria de los Sistemas Secundarios de Transmisión;

Que, los Principios de Actuación basados en el Análisis de Costo Beneficio y de Eficiencia y Efectividad, que rigen las acciones del OSINERG según su Reglamento General, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, determinan que deban adoptarse medidas que permitan superar las ineficiencias y señales de inestabilidad que genera el calcular, bajo el Sistema de Costos ABC para cada titular de transmisión, el COyM en cada regulación;

Que, para ello, el proyecto de norma "Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión” permitirá que, en la próxima regulación de las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (año 2007), se establezcan estándares del COyM para cada instalación de transmisión, considerando únicamente los costos de inversión, el nivel de tensión al que pertenece la instalación y la ubicación geográfica correspondiente. Dichos estándares que se fijarán en el año 2007, servirán para fijar el monto del COyM a reconocer para cada uno de los titulares de los Sistemas Secundarios de Transmisión, no sólo para dicha fijación, sino también


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para todas las fijaciones tarifarias posteriores de tal modo que la complejidad del Sistema de Costos ABC no se torne en una limitación que se aplique reiteradamente en las futuras fijaciones tarifarias y, por el contrario, se modifiquen únicamente por variaciones sustanciales de los costos vigentes en el mercado;

Que, el método incluido en el proyecto de norma introduce señales de estabilidad en la tarifa, facilita la unificación de criterios en la determinación del COyM y permite la reducción de costos en la regulación sin sacrificar eficiencia regulatoria, tal como se observa en experiencias internacionales así como en algunos contratos de concesión BOOT suscritos por el Estado Peruano bajo un marco normativo de promoción a la inversión privada;

Que, en consecuencia, según el artículo 3° de la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en Servicios Públicos1 y los artículos 1°, 25° y 52°, literal n)2, del Reglamento General del OSINERG, aprobado por Decreto

1 Artículo 3º.- Funciones 3.1 Dentro de sus respectivos ámbitos de competencia, los Organismos Reguladores ejercen las

siguientes funciones: (…) b) Función reguladora: comprende la facultad de fijar las tarifas de los servicios bajo su ámbito; c) Función normativa: comprende la facultad exclusiva de dictar, en el ámbito y en materia de sus

respectivas competencias, los reglamentos, normas de carácter general y mandatos u otras normas de carácter particular referidas a intereses, obligaciones o derechos de las entidades o actividades supervisadas o de sus usuarios;

(…) 2 Artículo 1º.- Competencia de OSINERG

(…) OSINERG ejercerá las atribuciones y funciones asignadas en el presente Reglamento, en concordancia y con estricta sujeción a las disposiciones establecidas en las normas legales referidas al SECTOR ENERGIA. De conformidad con lo establecido en el numeral 3.2 del Art. 3º de la LEY, queda entendido que dicha ley y el presente reglamento no otorgan a OSINERG competencias adicionales a las ya establecidas en las normas legales referidas al SECTOR ENERGIA. Artículo 25º.- Transparencia en el Ejercicio de la Función Normativa Constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte OSINERG, dentro de su ámbito de competencia, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el Diario Oficial El Peruano, con el fin de recibir los comentarios de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar al inicio de un procedimiento administrativo. La mencionada publicación deberá contener lo siguiente: a. El texto del reglamento o norma que se propone expedir. b. Una exposición de motivos. c. El plazo dentro del cual se recibirán los comentarios y sugerencias por escrito al mismo y, de

considerarlo necesario, la fecha en la que se realizará la audiencia pública en la que se recibirán los comentarios verbales de los participantes. El plazo para la recepción de comentarios y la respectiva audiencia, cuando corresponda, no podrá ser menor de quince (15) días calendario, contados desde la fecha de publicación de la convocatoria.

Se exceptúan de la presente norma los reglamentos considerados de urgencia, los que deberán, en cada caso, expresar las razones en que se funda la excepción. Asimismo, se excluye de esta obligación las decisiones relacionadas con la fijación de tarifas de energía sujetas a procedimientos especiales, de acuerdo a la normatividad vigente. Artículo 52º.- Funciones del Consejo Directivo (…) n. Dictar las normas, reglamentos, resoluciones y/o directivas referidas a asuntos de su

competencia. (…)


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Supremo N° 054-2001-PCM, es necesario prepublicar el proyecto de norma que establezca el procedimiento para la determinación de los costos de operación y mantenimiento señalado, a fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD y para que las empresas titulares de los SST e interesados presenten sus opiniones y sugerencias a la misma, sin que esto tenga carácter vinculante ni de lugar a procedimiento administrativo;

Que, se ha expedido el Informe Técnico OSINERG-GART/DGT N° 063-2005 y el Informe OSINERG-GART-AL-2005-140 de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión del OSINERG, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3°, Numeral 4 de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto supremo N° 009-93-EM, en el Decreto Supremo 029-2002-EM, en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas.

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Disponer la prepublicación, en el Diario Oficial El Peruano y en la página WEB del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, www.osinerg.gob.pe, del proyecto de norma "Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, conjuntamente con su exposición de motivos.

Artículo 2°.- Definir un plazo de veinte (20) días calendario, contados a partir de la fecha de la prepublicación a que se refiere el Artículo 1°, para que los interesados remitan por escrito sus comentarios a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) sita en la Avenida Canadá N° 1460 San Borja, Lima.

Los comentarios también podrán ser remitidos vía fax al número telefónico: 2240491, o vía Internet a la siguiente dirección de correo electrónico: [email protected].

Artículo 3°.- Encargar a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria la recepción y análisis de los comentarios que se presenten respecto al proyecto de norma, así como la presentación de la propuesta final al Consejo Directivo del OSINERG.

ALFREDO DAMMERT LIRA

Presidente del Consejo Directivo OSINERG


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Proyecto de Norma

Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios

de Transmisión

CONTENIDO

TITULO I ASPECTOS GENERALES

TITULO II PROCEDIMIENTO COYM

TITULO III FORMULARIOS Y MEDIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

ANEXO 1 CRITERIOS PARA LA ESTANDARIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

ANEXO 2 FORMULARIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO


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TITULO I ASPECTOS GENERALES

Artículo 1º.- Objetivo y Alcance

1.1. Establecer el procedimiento para la determinación de los costos de operación y mantenimiento, para la elaboración de los estudios que sustenten la regulación por el servicio de transmisión de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

1.2. La presente norma es de aplicación a cada uno de los titulares de los SST del país , para los procesos regulatorios de determinación de Tarifas y Compensaciones de los SST.

Artículo 2º.- Base Legal

- Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM.

- Decreto Supremo 029-2002-EM.

- Procedimiento para fijación de precios regulados, aprobado por la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD.

- Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas.

- Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.

- Reglamento de la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM.

- Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.

- Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

- Decreto Supremo 029-94-EM.- Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas.

- Resolución Ministerial N° 263-2001-EM/VME.- Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Electricidad.

- Resolución Ministerial N° 366-2001-EM/VME.- Código Nacional de Electricidad-Suministro.

- Reglamento Nacional de Construcciones.


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- Decreto Supremo N° 020-97-EM.- Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

- Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE.- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados.

En todos los casos, se incluye las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.

Artículo 3º.- Definiciones y Glosario de Términos

En lo que corresponda, son aplicables para la presente norma las definiciones establecidas en la norma “Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, aprobada mediante la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, la misma que fue publicada en el diario El Peruano, el 19 de julio de 2005. Asimismo, serán aplicables las definiciones y términos que se indican a continuación:

3.1. CAE: Corresponde a los Costos Anuales Estándar de operación y mantenimiento, conformado por los costos de mantenimiento, operación, gestión y seguridad, determinados para calcular los Factores de Participación Anual. Estos costos son determinados para el conjunto de instalaciones pertenecientes al SEA de los SST del SEIN y valorizados con los Módulos Estándar de operación y mantenimiento.

3.2. COyM : Corresponde al valor anual de los costos de operación y mantenimiento de las redes de transmisión determinados en aplicación del PROCEDIMIENTO.

3.3. LCE: Abreviatura de la Ley de Concesiones Eléctricas .

3.4. Costos Estándar: Conjunto de costos correspondientes a las actividades y procesos de operación y mantenimiento de las redes de transmisión determinados de acuerdo con los criterios de Eficiencia Económica, Relación Unívoca y Estandarización de Criterios.

3.5. PROCEDIMIENTO: Abreviatura del “Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión”.

3.6. SEA: Abreviatura de “Sistema Económicamente Adaptado” cuya definición corresponde al Numeral 14 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas.

3.7. SEIN: Abreviatura del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.


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3.8. Sistema de Costos ABC: El ABC (siglas en inglés de "Activity Based Costing") corresponde a la metodología través del cual, para determinar los costos estandarizados de mantenimiento de las instalaciones de transmisión, se establece una relación de causalidad entre dichos costos y las actividades que lo conforman.

3.9. SST: Abreviatura del “Sistema Secundario de Transmisión” cuya definición corresponde al Numeral 17 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas.

TITULO II PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN

Y MANTENIMIENTO El PROCEDIMIENTO considera los siguientes criterios:

Artículo 4º.- Criterios Generales

4.1. Eficiencia Económica

Los costos de operación y mantenimiento deben corresponder a costos eficientes a fin de imprimir una señal económica de largo plazo que obligue al titular de la red a obtener los correspondientes ingresos sobre la base de su eficiencia en la prestación del servicio. Para ello, dichos costos deben corresponder a los establecidos como estándares eficientes, a fin de limitar en su cálculo la utilización de información que resulte de comportamientos oportunistas o actuaciones estratégicas en niveles de producción ineficientes.

4.2. Relación Unívoca o de Reciprocidad

Las actividades de operación y mantenimiento y sus respectivos costos deben corresponder unívocamente a las instalaciones de transmisión establecidas y caracterizadas en el SEA de los SST, a fin de retribuir únicamente aquellos procesos y actividades estándares que son requeridos para la operación y mantenimiento eficientes de las redes de transmisión.

4.3. Estandarización de Criterios

En aplicación del principio regulatorio de no discriminación, los criterios para determinar los costos de operación y mantenimiento deben ser estandarizados para todas las instalaciones de transmisión con características similares, a fin de uniformizar los diversos criterios técnico-económicos adoptados en forma ad-hoc en las regulaciones pasadas para la determinación de los costos de operación y mantenimiento.


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Artículo 5º.- Criterios Específicos

5.1. El PROCEDIMIENTO debe ser sencillo en su aplicación, pero a la vez debe contemplar en su formulación los criterios de eficiencia económica, relación unívoca y estandarización.

5.2. La simplicidad y sencillez del PROCEDIMIENTO debe estar sustentada en las características más representativas de las instalaciones de transmisión de modo que el COyM calculado permita:

a. Establecer una señal económica eficiente y estable en el tiempo.

b. Cumplir con los principios de estandarización descritos en la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD.

c. Optimizar la aplicación de los principios de celeridad, eficiencia y efectividad de la regulación de las tarifas y compensaciones de los SST.

5.3. Los costos anuales de operación y mantenimiento determinados con el PROCEDIMIENTO deben ser revisados por el regulador, especialmente si en el promedio de dichos costos, se observa un desequilibrio económico. Esto con la finalidad de preservar el objetivo de establecer una señal económica estable en el tiempo.

Artículo 6º.- Aspectos Metodológicos

6.1. Se hace una distinción entre el Costo de Operación y Mantenimiento (COyM), como aquel costo anual promedio determinado en aplicación del PROCEDIMIENTO para una instalación de transmisión, definida según las características más representativas (nivel de tensión y ubicación geográfica), y los Costos Anuales Estándar (CAE), definidos como la valorización correspondiente a la estandarización de costos de operación y mantenimiento del conjunto de instalaciones pertenecientes al SST del SEIN, calculados para determinar los Factores de Participación Anual.

6.2. El PROCEDIMIENTO relaciona los Costos Anuales Estándar con los costos de inversión estandarizados dando lugar a los Factores de Participación Anual, definidos según las características más representativas de las instalaciones de transmisión del SEIN.

6.3. La configuración de las redes de transmisión del SEIN es considerada en el PROCEDIMIENTO a través de la valorización estándar de la inversión, operación y mantenimiento de los SEA definidos para el conjunto de instalaciones pertenecientes al SST.

6.4. De esta forma, la sencillez del PROCEDIMIENTO permite determinar los costos anuales de operación y mantenimiento de una determinada instalación, considerando únicamente los costos de


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inversión, el nivel de tensión al que pertenece la instalación y la ubicación geográfica correspondiente.

Artículo 7º.- Procedimiento para la determinación del COyM

Los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de los SST serán calculados siguiendo el siguiente procedimiento:

7.1. El costo anual de operación y mantenimiento (COyM) de una instalación de transmisión “i” reconocida en el SEA, será calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:

gvigvi FPACICOyM ,,, ⋅=

Siendo:

v : Niveles de tensión de las redes de transporte definidos según la tabla de clasificación general siguiente:

Nivel de Tensión v Baja Tensión BT 1

Media Tensión MT 2 Alta Tensión AT 3

Muy Alta Tensión MAT 4 Para líneas de transmisión se consideran los siguientes niveles de tensión: para Muy Alta Tensión (MAT) 220 kV y 138 kV; y para Alta Tensión (AT) 60 kV y 33 kV.

Para subestaciones se consideran los siguientes niveles de tensión: para Muy Alta Tensión (MAT) 220 kV y 138 kV; para alta tensión (AT) 60 kV y 33 kV y sólo para las celdas de salida de alimentadores en Media Tensión (MT) 22,9 kV y 10 kV.

g : Ubicación geográfica de las redes de transporte definidos según la tabla de clasificación general siguiente:

Ubicación Geográfica g

Costa C 1 Sierra Si 2 Selva Se 3

COyMi : Valor anual de los costos de operación y mantenimiento de la instalación “i”, determinado en aplicación del PROCEDIMIENTO y expresado en miles de US$.


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CIv , g, i : Costo de inversión de la instalación de transmisión eléctrica “i”, en el nivel de tensión “v”, ubicada geográficamente en “g”, reconocida en el SEA y expresado en miles de US$.

FPAv , g : Factor de Participación Anual correspondiente al valor promedio máximo del COyM que se reconoce como gasto anual de la operación y mantenimiento de la instalación de transmisión geográficamente ubicada en “g” y en el nivel de tensión “v”. Se calculará como:

=

=∀

=

∑

∑

=

=

3,2,1

4,3,2

)(

)(

1,,

1,,

, g

v

CI

CAEFPA

n

iigv

n

iigv

gv L

Siendo:

n : Número total de instalaciones pertenecientes al SST.

CAEv, g, i : Costo Anual Estándar de operación y mantenimiento de la instalación “i”, ubicada geográficamente en “g”, en el nivel de tensión “v”, y expresado en miles de US$. Estos costos son determinados con los Costos Estándar de operación y mantenimiento, para el conjunto de instalaciones pertenecientes al SEA de los SST.

7.2. El costo anual de operación y mantenimiento (COyM) del conjunto de instalaciones de transmisión reconocidas al titular “x”, será calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:

∑ ∑= =

⋅=

4

2

3

1,,, )(

v ggvxgvx FPACICOyM

Siendo:

COyMx : Valor anual de los costos de operación y mantenimiento, determinado en aplicación del PROCEDIMIENTO, del conjunto de redes de transmisión del titular “x” y expresado en miles de US$.

CIv , g, x : Costo de inversión de la instalación de transmisión eléctrica correspondiente al titular de las redes “x”, en el nivel de tensión “v”, ubicada geográficamente en “g” y expresado en miles de US$.


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7.3. El costo anual de operación y mantenimiento (COyM) determinado con el PROCEDIMIENTO será un valor que en su conjunto establezca una señal económica eficiente que permita al titular de la red obtener los correspondientes ingresos sobre la base de su eficiencia en la prestación del servicio. Para tal efecto, en lo posible los FPA deben permanecer estables en el tiempo a fin de reflejar el aumento esperado de la productividad de las empresas reguladas basado en la reducción de sus costos.

7.4. Los Costos de Inversión (CIv ,g,x) corresponden a la valorización de las instalaciones de transmisión del SEA según los criterios establecidos en la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, clasificados por nivel de tensión (v), ubicación geográfica (g) y titular de transmisión (x), determinados en cada proceso regulatorio.

7.5. Para el cálculo del Peaje Secundario Unitario señalado en el Artículo 38° de la Resolución OSINERG N° 165-2005-OS/CD, el COyM de cada año se determinará considerando el costo de inversión de la infraestructura definida en el SEA correspondiente a dicho año y los correspondientes factores de participación anual. Una vez determinados los COyM para todo el horizonte de análisis se determinará el peaje secundario utilizando la fórmula contenida en el mencionado Artículo 38°.

Artículo 8º.- Factores de Participación Anual

8.1. Los Factores de Participación Anual (FPAv ,g) corresponden a un conjunto de valores, definidos sobre la base de los CAE y podrán ser revisados en un proceso regulatorio, cuando exista un desequilibrio financiero sustentado por algún titular de transmisión, previo estudio elaborado por éste y revisado por el OSINERG.

8.2. Los Costos Anuales Estándar de operación y mantenimiento (CAEv,g,i) corresponden a la valorización, con los Costos Estándar de operación y mantenimiento, del conjunto de las instalaciones de transmisión reconocido en el SEA de los SST.

8.3. Los Factores de Participación Anual sólo podrán ser modificados durante un proceso regulatorio, cuando se observe un desequilibrio económico entre los Costos Anuales Estándar y los calculados en aplicación del PROCEDIMIENTO. Para tal efecto, de acuerdo con el criterio de eficiencia económica y previo estudio de las empresas y revisión de OSINERG, se determinarán los nuevos factores de participación.

Artículo 9º.- Disposiciones finales

9.1. La presente norma será de aplicación a partir del Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al año 2007.


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9.2. Los Factores de Participación Anual (FPA) así como los correspondientes Costos Anuales Estándar de operación y mantenimiento serán determinados en el Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al año 2007, de acuerdo con los criterios y metodologías descritos en la presente Norma, para lo cual los titulares de transmisión presentarán la información pertinente según los formularios y criterios de estandarización de costos establecidos en los Anexos 1 y 2.

9.3. En caso no se presenten propuestas, el OSINERG utilizará la información presentada en regulaciones anteriores para estandarizar los costos de operación y mantenimiento.

TITULO III FORMULARIOS Y MEDIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE COSTOS

DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Artículo 10º.- Indicaciones Generales

10.1. Los titulares de los sistemas de transmisión deberán presentar sus propuestas de costos de operación y mantenimiento, en los formularios contenidos en el Anexo 2 de la presente norma, debiendo aplicar en la utilización de los mismos los criterios de Eficiencia Económica, Relación Unívoca y Estandarización de Criterios; así como, los conceptos y requisitos que se indican.

10.2. En todos los formularios deberá tenerse presente, excepto en los casos que se especifique de forma distinta, los conceptos y definiciones establecidos en la Resolución OSINERG N° XXXX-2005-OS/CD que aprueba la Norma: “Módulos Estándares para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión”. Para la consignación de valores en los formularios descritos en el presente Título se tendrá en cuenta, adicionalmente, lo siguiente:

Cantidad: Metrado de cada ítem según la unidad correspondiente.

CODAM: Código de actividad de mantenimiento.

CODMOD: Código del módulo de mantenimiento.

CODOS: Código del modulo de operación de subestaciones.

CODPART: Código asignado a la partida o subpartida.

CODREC: Código asignado a los recursos.


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Empresa: Nombre de la empresa titular que presenta el estudio técnico económico.

Equipo: Consignar Línea, Celda, Transformador, Equipo de Compensación Reactiva o Servicios Auxiliares.

ME: Indica que se trata de costos de procedencia extranjera.

MN: Indica que se trata de costos de procedencia nacional.

Tipo de Cambio: Consignar el tipo de cambio de Nuevos Soles por Dólar de los Estados Unidos de América (S/. / US$).

10.3. Todos los valores, salvo indicación contraria, deberán expresarse con dos decimales.

10.4. Los formularios debidamente rellenados se presentarán en forma impresa y en archivos en formato hoja de cálculo contenidos en disco compacto.

Artículo 11º.- Descripción Global

11.1. Los formularios de costos de operación y mantenimiento son en total 19, que se clasifican en cinco grupos:

a. Formularios de costos unitarios: En los cuales se consigna el sustento de los costos unitarios de recursos y de las actividades de mantenimiento. Está conformado por 4 formularios denominados M-001 al M-004.

b. Formularios de Mantenimiento de Líneas de Transmisión: Conformado por 2 formularios denominados M-101 al M-102, en los cuales se consignará la valorización del mantenimiento de líneas de transmisión.

c. Formularios de Mantenimiento de Subestaciones: Conformado por 3 formularios denominados M-201 al M-203, en los cuales se consignará la valorización del mantenimiento de las subestaciones.

d. Formulario de Mantenimiento de Centro de Control y Telecomunicaciones: Conformado por el formulario denominado M-301, en el cual se consignará la valorización del mantenimiento del centro de control y de las telecomunicaciones.

e. Formularios de Costos de Operación: Conformado por 3 formularios denominados M-401 al M-403, en los cuales se consignará la valorización de la maniobra de las subestaciones y de la operación del centro de control.

f. Formularios de Costos de Gestión y Seguridad: Conformado por 5 formularios denominados M-501 al M-505, en los cuales se


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consignará la valorización de los costos de gestión personal, gestión no personal, seguros y seguridad.

g. Formulario de Resumen: Conformado por el formulario denominado M-601, en el cual se consignará el resumen de los costos anuales de operación y mantenimiento.

11.2. El siguiente cuadro resume los grupos y la cantidad de formularios descritos:

Cuadro N° 1 Formularios para presentar los Costos de Operación y

Mantenimiento

Grupo de Formularios Formularios Cantidad

Formularios de costos unitarios M-001 al M-004 4

Formularios de Mantenimiento de Líneas de Transmisión M-101 al M-102 2

Formularios de Mantenimiento de Subestaciones M-201 al M-203 3

Formulario de Mantenimiento de Centro de Control y Telecomunicaciones

M-301 1

Formularios de Costos de Operación M-401 al M-403 3

Formularios de Costos de Gestión y Seguridad M-501 al M-505 5

Formulario de Resumen M-601 1

11.3. La lógica de enlace de los formularios se muestra en el gráfico siguiente:


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Gráfico N° 1 ENLACE DE FORMULARIOS

Formularios de costos unitarios

Formularios de Mantenimiento de

Subestaciones

Formulario de Mantenimiento de Centro de Control y Telecomunicaciones

Formularios de Mantenimiento de Líneas

de Transmisión

Formularios de Costos de Operación

Formularios de Costos de Gestión y Seguridad

Formulario de Resumen


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ANEXO 1

CRITERIOS PARA LA ESTANDARIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO


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1. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento

En el presente Anexo se presentan los criterios generales y metodología que se empleará para estandarizar los costos de operación y mantenimiento del conjunto de instalaciones pertenecientes al SST y como resultado de ello determinar los Costos Estándar de operación y mantenimiento, que servirán de base para determinar los Factores de Participación Anual.

Para tal efecto, los titulares de transmisión deberán elaborar sus propuestas de costos de operación y mantenimiento tomando en cuenta los lineamientos indicados; así como las consideraciones establecidas en los Formularios definidos para la presentación de la información correspondiente al cálculo del COyM.

1.1. Criterios para la Determinación de los Costos Estándar

Los Costos Estándar de operación y mantenimiento se determinarán de acuerdo con los siguientes criterios generales:

a. Por razones de simplicidad y estandarización de criterios, el Sistema de Costos ABC debe ser utilizado únicamente para la determinación de los Costos Estándar de mantenimiento. Es decir, se determinarán los procesos y actividades requeridos para los Costos Estándares de mantenimiento de líneas, subestaciones, centro de control y sistema de telecomunicaciones.

b. Se determinarán los costos de operación considerando el personal necesario para realizar las actividades y los servicios requeridos en las subestaciones y centros de control de acuerdo con las necesidades de atención y automatización.

c. De acuerdo con los criterios de diseño de las subestaciones y el centro de control, se considerarán subestaciones que permitan su automatización al grado suficiente como para considerarlas “no atendidas”. No obstante, se debe identificar las intervenciones de personal para realizar maniobras vinculadas a las tareas de mantenimiento a ejecutarse de manera programada.

d. Los costos estándar de operación y mantenimiento corresponderán a las necesidades de los módulos de inversión del Sistema Económicamente Adaptado (SEA) y no a las instalaciones existentes de cada empresa.

e. Los costos de mano de obra, equipo y herramientas, deben corresponder a los valores promedio de mercado.

f. El total de actividades de mantenimiento, tanto en líneas como en subestaciones deben ser ejecutadas por empresas de terceros (Costo Directo de Mantenimiento) y que la empresa concesionaria utilice personal propio sólo para las labores de supervisión.


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g. Los programas de mantenimiento anual deberán tener en cuenta los períodos y términos de interrupción aceptados por el COES-SINAC.

h. Los costos de mantenimiento deberán contemplar el conjunto de trabajos de reparación y revisión necesarios de los SST, para garantizar el funcionamiento continuo y la conservación de todas las instalaciones por el período de vida útil de 30 años.

1.2. Costos de Mantenimiento

1.2.1. Aspectos Metodológicos La metodología general para elaborar los costos de mantenimiento deberá basarse en el Sistema de Costos ABC (Activity Based Costs), en el que se analizan conjuntos de actividades de mantenimiento según alcances y frecuencias, así como, recursos que estas actividades consumen bajo determinado régimen de rendimiento. A continuación se describe la metodología que deberá emplearse para tal fin:

• Definición de los módulos de inversión correspondientes al SEA, teniendo en cuenta los componentes de la instalación, la tecnología y la región o zona geográfica donde se encuentra la instalación.

• Identificación, definición y agrupación de las actividades de mantenimiento en actividades predictivas, preventivas y correctivas, donde éstas últimas representan costos óptimos concordantes con un manejo óptimo de los programas de mantenimiento.

• Definición de la frecuencia de ejecución de las actividades de mantenimiento, atendiendo las que la ubicación geográfica exige a la instalación.

• Definición del alcance de cada actividad de mantenimiento, calculado como porcentaje entre la cantidad de elementos intervenidos, respecto a la cantidad total de elementos existentes en dicha instalación.

• Integración de las actividades en módulos de mantenimiento.

• Cálculo del costo unitario de cada actividad de mantenimiento, a partir de un análisis de costos unitarios el cual tomará en cuenta la asignación de recursos (mano de obra, materiales, herramientas y equipos) y el costo de recursos y asignación de rendimientos.

• Para el cálculo del costo de mantenimiento de una instalación se efectuará la sumatoria de costos de mantenimiento de cada módulo de la instalación.

• Los costos de mantenimiento se proyectarán por períodos mensuales y luego se anualizarán al final de año considerando la tasa de descuento anual indicada en el Artículo 79° de la LCE, a fin de tomar en cuenta el costo del dinero en el tiempo.


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A continuación, se presenta el diagrama que grafica la metodología descrita:

Gráfico N° 2 METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE COSTOS DE MANTENIMIENTO

1.2.2. Procedimiento para la determinación de los Costos de Mantenimiento

1.2.2.1. Definición de Módulos

Se define la formación de módulos por la integración de un conjunto de actividades de mantenimiento elegidas según la instalación que se trate. Dichas actividades deben ser clasificadas en los siguientes grupos que dependen del tipo de mantenimiento que ellas brindan: mantenimiento predictivo, mantenimiento preventivo y mantenimiento correctivo.

a. Mantenimiento Predictivo: Actividades mediante las cuales se vigilan y se miden ciertas manifestaciones que ocurren en el equipo o material relacionadas con cambios físicos de vibraciones, de temperaturas, de presiones u otras manifestaciones medibles con el fin de controlar su progresión y predecir la oportunidad en que debe hacerse la corrección correspondiente.

b. Mantenimiento Preventivo: Acciones que se realizan para anticipar la ocurrencia de fallas o la probabilidad de éstas, evitando el deterioro o mal funcionamiento del material ó equipo. Tiene la finalidad corregir, reparar o reemplazar los equipos o materiales de la instalación luego de haberse producido la falla.

Definición de la inversión del SEA

Definición de módulos de Mantenimiento

Costo unitario de actividades

Programa de mantenimiento regular

Costo anual de módulos de mantenimiento

Costo anual de módulos de mantenimiento por instalación

Rendimiento de actividades

Asignación de recursos

Costos de recursos

Alcance de actividades

Frecuencia de actividades


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c. Mantenimiento Correctivo: Acciones que se realizan para reparar o reemplazar equipos o componentes de una instalación luego que se detecte avería o falla.

1.2.2.2. Costo Unitario de Actividades

Para el cálculo del costo unitario de la actividad intervienen: el costo unitario de cada recurso (mano de obra, herramientas, equipos y material) y la cantidad de recursos utilizados, el cual a su vez depende del rendimiento de la cuadrilla para la ejecución de la actividad de mantenimiento. El producto de la cantidad de cada recurso por su precio unitario da como resultado el costo de cada recurso y la suma de ellos constituye el costo unitario de la actividad. A continuación se indica el procedimiento:

Primero se calculan los costos de cada recurso, para lo cual se procesarán los datos de cantidad y precio unitario del recurso y del rendimiento de la cuadrilla para efectuar la actividad de mantenimiento analizada. La fórmula es la siguiente:

PURnd

cCantCR ×=

.Re.Re.

Donde:

CR : Costo del Recurso

Cant.Rec.: Cantidad del Recurso

Rend : Rendimiento de unidades por día

PUR : Precio Unitario del Recurso

Al sumar los costos de cada recurso se obtiene como resultado el Costo Unitario de cada actividad. La fórmula es la siguiente:

∑=i

iCRCUA

Donde:

CUA : Costo Unitario de la Actividad

CRi : Costos de los Recursos que conforman la Actividad

1.2.2.3. Programa de Mantenimiento Regular

El programa de mantenimiento considera los siguientes criterios:

• Los periodos y términos de interrupción aceptados por el COES.

• Las recomendaciones de los fabricantes de equipos y materiales.

• Las condiciones ambientales donde se ubican las instalaciones.

Se deberán programar las actividades de mantenimiento teniendo en cuenta periodos


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de control de 6 mese, a fin de considerar la calidad del servicio.

Otro factor que deberá ser considerado para la elaboración del programa de mantenimiento corresponde a las recomendaciones que hacen los fabricantes de equipos y materiales; no obstante, se deberá considerar las condiciones de contaminación ambiental y las características climáticas del lugar donde se encuentran ubicadas las instalaciones.

El complemento a lo indicado estará constituido por el análisis que toma en cuenta el número de las fallas ya ocurridas y las consecuencias de carácter económico, ambiental o de seguridad que ellas pueden ocasionar.

1.2.2.4. Costo Anual de Módulos Estándar de Mantenimiento

Determinado el Costo Unitario de cada actividad, se las agrupará para formar el módulo de mantenimiento de la instalación analizada. Para el caso de subestaciones se calculará un costo modular anual teniendo en cuenta el alcance y la periodicidad (frecuencia) de ejecución de las actividades de mantenimiento.

Para el caso de líneas, sobre la base de la longitud de una línea modelo, se calculará el costo modular anual por km., considerando los componentes y la cantidad de ellos en la longitud de la línea modelo. Para el costo modular además se debe tener en cuenta el alcance y la frecuencia de ejecución de las actividades de mantenimiento.

Los costos de mantenimiento se proyectan por períodos mensuales y con el objeto de considerar el costo del dinero en el tiempo, se anualizarán al final del año considerando la tasa de descuento anual indicada en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas. La ecuación para el cálculo del costo anual será la siguiente:

−+

××=

1)1()(

12/PeriodiiAlcCUA

CA

Donde:

CA : Costo Anual

CUA : Costo Unitario de la Actividad

Alc : Alcance de la actividad respecto al número total de elementos

Period : Intervalo de ejecución expresado en meses

i : Tasa de descuento anual

1.3. Costos de Gestión

1.3.1. Criterios Generales Considerando que los Costos de Gestión por definición están inmersos dentro de los Costos de Operación y Mantenimiento de la empresa, y que por naturaleza constituyen


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gastos indirectos e incluyen: gastos de personal, honorarios, dietas, materiales, servicios de terceros, etc. correspondientes a las áreas comunes de gestión de la empresa como: Directorio, Gerencia General, Administración-Finanzas y jefatura del área de Operaciones y Mantenimiento, su determinación se basará en los siguientes principios:

• Principio de Eficiencia: Sólo se trasladarán a las tarifas, los costos eficientemente incurridos y que no puedan ser asignados directamente a determinada área de negocio de la empresa. Asimismo, no se considerará como Costos de Gestión, los gastos correspondientes a multas, indemnizaciones y obras de beneficencia.

• Principio de Razonabilidad: Se incorporarán como costos de gestión, aquellos gastos razonables que tengan en cuenta, las particularidades propias de la actividad de transmisión aplicables al entorno del país. En tal sentido se excluirán aquellos gastos innecesarios que no reflejen las necesidades y/o características de la prestación del servicio de transmisión eléctrica, a pesar que las necesidades de la empresa real lo requiera para otras actividades o negocios.

• Principio de doble inclusión/exclusión: No se contabilizará los gastos de manera repetida en la determinación de tarifas. Asimismo, si el gasto es eficiente no debe quedar excluido en la globalidad de las actividades reguladas de la empresa. Por lo tanto, los Costos de Gestión no incluirán los gastos incurridos en la construcción de las instalaciones; asimismo se excluirán los gastos de alquileres cuando la empresa haya requerido incorporar activos propios en los costos de inversión.

• Principio de permanencia: Los cargos tarifarios que se deriven a partir de la determinación de los Costos de Gestión, deben tener suficiente permanencia en el tiempo a efectos de brindar una señal adecuada a los agentes del mercado. En tal sentido, sólo se revisarán los Costos de Gestión, cuando de manera integral todos los componentes que conforman los Costos de Operación y Mantenimiento en conjunto hayan tenido una variación significativa.

1.3.2. Criterios Específicos a. Dentro del rubro de Costos de Gestión se determinarán tres tipos de costos: i)

costos de gestión propiamente dicho, ii) costos de seguros, y iii) costos de seguridad.

b. El módulo de Costos de Gestión, se determinará en función de los Costos Personales y Costos No Personales, de la estructura administrativa de una empresa modelo de transmisión, cuyas funciones administrativas podrían ser incluso tercerizables, determinando para ello la estructura de una empresa modelo que de manera exclusiva realice la administración y gestión de la empresa de transmisión.

Posteriormente, los costos de gestión de dicha empresa modelo de transmisión se asignarán entre las otras actividades o rubros de negocio que atienda la empresa real, asignación que se realizará a prorrata de los ingresos o beneficios que aporte cada rubro de negocio.


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c. Los costos de seguros, se determinarán en función a las primas a pagar por los montos asegurables, determinados en función a eficientes estudios de escenarios de pérdidas que sustenten el costo de dichas primas.

d. Los costos de seguridad se determinarán incluyendo aquellos costos destinados a evitar eficazmente y dentro de los tratados vigentes internacionalmente, la destrucción o el robo por terceros de la infraestructura del Sistema de Transmisión de la empresa; ello lleva a considerar el costo de la seguridad de las subestaciones. No obstante lo indicado, se excluye el patrullaje en las líneas de transmisión en vista que resulta ineficaz ante la longitud, ubicación y accesos que presentan las líneas eléctricas en el país.

1.3.3. Aspectos Metodológicos En general la metodología a seguir en la determinación de los Costos de Gestión de cada titular de transmisión secundaria, incluirá los siguientes pasos u operaciones:

a. Revisión del contenido de la información en cuanto a costos de gestión e ingresos por actividad de negocio. Detección de información faltante y preparación de consultas a estas titulares.

b. Revisión y/o separación de los costos informados entre costos directos e indirectos (costos de gestión).

c. Análisis de los grandes totales de los costos de gestión, separando entre costos personales y costos no personales, incluyendo una comparación con valores anteriores, para determinar si procede la revisión solicitada.

d. Ajuste de los Costos de Gestión en base a los criterios generales señalados

e. Determinación de los Costos de Gestión basándose en el criterio de la Empresa Modelo

f. Asignación de los Costos de Gestión sobre la base de los ingresos o beneficios que reporte cada actividad o negocio de la empresa real . El procedimiento de asignación mencionado no será necesario en el caso de las empresas concesionarias de transmisión eléctrica de giro exclusivo.

g. Obtención de los resultados finales.

1.3.4. Costos de Gestión Se determinarán tres tipos de costos: i) costos de gestión propiamente dicho, ii) costos de seguros; y iii) costos de seguridad.

1.3.4.1. Costos de gestión propiamente dicho

Los costos estándar de gestión de las empresas se determinarán en base a dos categorías: costos personales y costos no personales, de acuerdo con los siguientes


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pasos y criterios:

A. Costos de Gestión Personales

A.1 Estructura orgánica de la empresa modelo de transmisión

La estructura orgánica de la empresa modelo de transmisión, será seleccionado sobre los mínimos requerimientos de personal que requeriría una empresa de transmisión para llevar a cabo las labores de administración general. Así, las características y/o funciones de los cargos que conformarán la estructura orgánica de la empresa modelo de transmisión, serán:

Gráfico N° 3 ORGANIGRAMA EMPRESA MODELO

• Directorio: Se estima que estará compuesto por cinco directores.

• Gerencia General: Órgano de Alta Dirección encargado de planear, organizar, dirigir, coordinar y controlar las actividades de las demás áreas de la empresa de acuerdo con los planes, programas, políticas y objetivos aprobados por el Directorio. Comprende los cargos del Gerente General (1) y asistente de gerencia (1).

• Gerencia de Administración y Finanzas: Área encargada de organizar, dirigir y coordinar las actividades de personal, logística, contabilidad y tesorería dentro de los lineamientos y políticas autorizados por el directorio y enmarcados en el manual de normas y procedimientos y el presupuesto de la empresa. Comprende los cargos del Gerente de Administración y finanzas (1), Profesional Contable (1) y Auxiliar Administrativo (1).

• Gerencia de Operaciones y Mantenimiento: Comprende la jefatura del área de línea encargada de la operación y mantenimiento de las líneas de transmisión, subestaciones y sistema de telecomunicaciones, para lograr la transmisión programada, en las mejores condiciones de calidad, confiabilidad, seguridad y uso racional de los recursos. Comprende los cargos del Gerente de Operación y Mantenimiento (1) y el Profesional Técnico de la Gerencia de Operaciones y Mantenimiento (1).

A.2 Valorización de los Costos de Gestión Personales

La valorización de los costos de gestión personales, se determinarán tomando en

DIRECTORIO GERENCIA GENERAL

GERENCIA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS


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consideración la estructura orgánica de la empresa modelo determinada en el acápite A.1 anterior y el nivel remunerativo promedio del mercado que corresponda a las empresas eléctricas que operan en el país, tomando en consideración la encuesta nacional de sueldos y salarios publicada por el Ministerio de Trabajo, estudios del mercado laboral del sector eléctrico llevados a cabo en el Perú, y el nivel de ingresos (reales o fictos) que tiene la empresa por concepto exclusivo de la actividad de transmisión eléctrica en el país. Dichas remuneraciones considerarán los gastos adicionales de acuerdo a ley, como son: beneficios sociales, CTS, AFP, gratificaciones, capacitación etc.

B. Determinación de Costos de Gestión No Personales

Los costos de gestión no personales corresponderán a los gastos eficientes de las siguientes partidas: suministros diversos, servicios de terceros, cargas diversas de gestión y tributos, determinados de manera acorde al número de cargos de la empresa modelo determinada en el acápite A.1 anterior, y al nivel de ingresos (reales o fictos) que tiene la empresa por concepto exclusivo de la actividad de transmisión eléctrica en el país.

B.1 Suministros Diversos

Considera los costos de materiales y suministros de oficina, muebles y accesorios, licencias de software y otros necesarios para la operación y mantenimiento de la empresa modelo de transmisión.

B.2 Cargas diversas de Gestión

Comprende los gastos de representación, gastos de viaje, suscripciones y otros gastos requeridos para la operación de la empresa modelo de transmisión.

B.3 Servicios de Terceros

Considera los alquileres (si los hubiera), servicios de agua, luz, teléfono, internet, gastos de auditoría, servicios legales y técnicos, servicios contables, servicios de limpieza y cafetería, y otros servicios requeridos para la operación de la empresa modelo de transmisión.

B.4 Tributos

Comprende los aportes a los organismos regulatorios según el Decreto Ley N° 25844.

C. Asignación de los gastos de gestión de la empresa modelo de transmisión

Los costos totales de gestión (personales y no personales) determinados anteriormente, se asignarán en función de los ingresos que obtienen las empresas reales por las diversas actividades económicas que realizan. Para el caso de determinar los ingresos fictos de los Sistemas Secundarios de Transmisión, se determinarán como si fueran de costo medio (lo cual reporta una anualidad aproximada del 15,5% de los costos de inversión según los criterios vigentes en la Ley de Concesiones Eléctricas).


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1.3.4.2. Costos de Seguridad

Para el cálculo del costo de operación y mantenimiento, sólo se tomará en cuenta los costos permanentes de seguridad industrial relativos a la protección de las subestaciones de transmisión, se excluyen los costos temporales (o de baja eficacia) que se puedan incurrir para evitar ataques de terceros, tales como el patrullaje, minado u otros costos de naturaleza similar.

Por tanto, la valorización de los costos de seguridad se realizará sobre la cantidad de puntos de seguridad necesarios para vigilar las subestaciones de transmisión que dispone la empresa, multiplicados por los respectivos costos unitarios del servicio de vigilancia según costos eficientes de mercado, que tomen en consideración el número de horas de vigilancia requerida, la remuneración básica del personal, los beneficios sociales del personal de vigilancia y los gastos generales de la agencia respectiva.

1.3.4.3. Costo de Seguros

En general, los costos de las primas de seguro deben responder a los niveles de competencia que se produzcan en el mercado de seguros, respetando principios de equidad y suficiencia. Así, las estadísticas serán determinantes para el cálculo de las primas y para estimar la probabilidad de acaecimiento del siniestro a que está expuesta una determinada instalación de transmisión y la incidencia económica que tendría. Por tanto, los estudios sobre escenarios de pérdidas que se realicen para determinar el costo de las primas respectivas, deben tomar en consideración:

- La Pérdida Máxima Previsible (PMP): Determinada en función a estimados de la pérdida más grave que se pueda prever razonablemente, como resultado de un incendio (u otro riesgo sucedáneo, sujeto a factores de control) sobre la propiedad los activos de transmisión; considerando para ello que todos los factores de control previsibles pueden fallar.

- La Pérdida Probable Máxima (PPM): Determinada como la pérdida esperada ocasionada por un incendio (u otro riesgo sucedáneo, sujeto a factores de control) sobre los activos de transmisión; considerando para ello que uno de los factores críticos de control previsibles puede fallar.

- El lucro cesante a pagar en caso de falla de un transmisor, que en el caso de Perú se encuentra acotado al 10% de los ingresos del transmisor.

1.4. Costos de Operación Para determinar los Costos de Operación se deberá considerar que éstos deben ser determinados a partir de la definición del personal necesario para realizar las actividades y los servicios requeridos, clasificando las subestaciones y centro de control de acuerdo con las diferentes necesidades de atención y automatización.

Asimismo, de acuerdo con los criterios de diseño de las subestaciones y el centro de Control, se debe considerar que las subestaciones contarán con un equipamiento acorde con el estado actual de la tecnología, que permitirá su automatización al grado suficiente como para considerarlas “no atendidas” en su mayoría.


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1.4.1. Aspectos Metodológicos Para determinar los costos de operación y mantenimiento del Centro de Control, en sus partes de Estación Maestra, Estaciones Remotas, y sus Telecomunicaciones, se considerarán los siguientes aspectos:

a. Se definirán los procesos y actividades a las que se añadirán el concepto de módulo con su costo inherente. En este contexto, se aplicará el concepto modular tanto a líneas como a subestaciones. Ambos componentes estarán ligados necesariamente a los centros de control, y componentes de estación maestra, estaciones remotas y sus telecomunicaciones.

b. Se considera sólo las actividades necesarias para instalaciones nuevas, con tecnología actual, a precios de mercado y una organización con personal suficiente, remunerado con sueldos promedio de mercado y servicio adecuado al cliente, a un precio que no incluya ineficiencias.

c. Se considerará la operación de subestaciones MAT/AT/MT desatendidas por automatización de las mismas. Este aspecto es consecuencia directa de los criterios adoptados en la formulación del SEA.

d. Se considerará que el mantenimiento del Centro de Control del Sistema Eléctrico de Potencia sea efectuado por terceros, en razón de que la periodicidad del mismo no requiere personal permanente.

e. Las actividades definidas se elaborarán considerando los recursos necesarios que se requieren para su ejecución (mano de obra, materiales e insumos, equipos, maquinaria y transporte), los que a su vez, por medio de un análisis de costos unitarios servirán para definir los costos para cada actividad que son requeridos en los procesos de operación y mantenimiento a aplicar a los módulos de las instalaciones.

1.4.2. Procedimiento para la determinación de los costos de operación

1.4.2.1. Análisis de Costos

Se determinarán los costos unitarios de los recursos correspondientes a los costos de operación y mantenimiento de los módulos de inversión del Centro de Control, Estaciones Remotas y Telecomunicaciones.

1.4.2.2. Inventario de las Actividades de Operación y Mantenimiento

Se preparará una relación de las actividades de operación y mantenimiento para los módulos inversión del Centro de Control, Estaciones Remotas y Telecomunicaciones.


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1.4.2.3. Sistema de Costos ABC

Se definirán los procesos y actividades de operación y mantenimiento correspondiente a los módulos de inversión del Centro de Control, Estaciones Remotas y Telecomunicaciones, considerando las actividades inventariadas en el acápite anterior.

1.4.2.4. Costos Estándar de Operación

Para los módulos de inversión del Centro de Control, Estaciones Remotas y Telecomunicaciones, se efectuará la valorización de los costos de operación y mantenimiento a precios de mercado.


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ANEXO 2

FORMULARIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN DE COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO


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OSINERG M-001COSTOS UNITARIOS DE RECURSOS

EMPRESA :

TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :FECHA DE REFERENCIA :

MANO DE OBRACOSTO EN OBRA ( POR HORA )

CODREC GRUPO DECRIPCION UNIDAD COSTA SIERRA SELVA( U.S.$. ) ( U.S.$. ) ( U.S.$. )

MAQUINARIA Y EQUIPOSTARIFA DE ALQUILER EN OBRA ( POR HORA )


MATERIALESCOSTO EN OBRA ( POR UNIDAD )


Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODREC: Código asignado a cada recurso. GRUPO: Consignar Mantenimiento, Operación, Gestión o Seguridad. UNIDAD: Consignar la unidad correspondiente al recurso.


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OSINERG M-002ANALISIS DE COSTOS UNITARIOS DE RECURSOS

EMPRESA :

CODREC

TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :

FECHA DE REFERENCIA :

PRECIO ITEM DESCRIPCION FUENTE TIPO UNITARIO

(US$)

COSTO PROMEDIONotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) FUENTE: Consignar la fuente de donde proviene el dato de precio empleado en el análisis estadístico TIPO: Consignar 1 si el suministro es de procedencia nacional y 0 si es de procedencia extranjera

OSINERG M-003ANALISIS DE COSTOS DE UNITARIO DE ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO

Empresa: TOTAL (US$)CODAM:Nombre de Actividad:UNIDAD:RENDIMIENTO: (und/dia) TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :REGION: FECHA DE REFERENCIA :

Precio Unitario Precio ParcialITEM Descripción CODREC Und. Cantidad

(US$) (US$)MANO DE OBRA

123

Sub-TotalMATERIALES

123

Sub-totalEQUIPOS Y HERRAMIENTAS

123

Sub-totalUS $

Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODAM: Código de la actividad de mantenimiento CODREC: Código asignado a cada recurso.


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OSINERG M-004RESUMEN DE ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO

EMPRESA : TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :


PERIODICIDAD COSTOITEM CODAM NOMBRE DE LA ACTIVIDAD REGION TENSION EQUIPO UNIDAD REND. % UNITARIO

(MESES) (US$)123

Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODAM: Código de la actividad de mantenimiento EQUIPO: Consignar Líneas, Subestaciones, Centros de Control o Telecomunicaciones UNIDAD: Unidad en que se metra la actividad de mantenimiento

OSINERG M-101MODULO DE MANTENIMIENTO DE LINEAS DE TRANSMISION

EMPRESA : TOTAL (US$/km)

CODMOD :NOBRE DE MODULO :TENSIÓN (kV) : REGION :TIPO DE ESTRUCTURA : ZONA :TIPO DE CONDUCTOR : ALTITUD : TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :

SECCION DEL CONDUCTOR : CONDICIONES AMBIENTALES : FECHA DE REFERENCIA :LONGITUD DE MODULO DE LINEA : TIPO DE CABLE DE GUARDA :TIPO DE TERNA :

FRECUENCIA COSTOITEM CODAM ACTIVIDAD Unid CANT. TOTAL (%) ALCANCE C. UNIT (MESES) ANUAL US$

1. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO

123

Subtotal 1 (US$)

2. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

123

Subtotal 2 (US$)3. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO

123

Subtotal 3 (US$)

COSTO ANUAL TOTAL (US$)

COSTO ANUAL UNITARIO (US$/ Km)Notas:

Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CANTIDAD TOTAL: Cantidad de elementos que conforman el módulo (%): Porcentaje de la cantidad total de elementos a los cuales se realiza mantenimiento a las cuales se realiza mantenimiento en la frecuencia señalada ALCANCE: Producto de "Cantidad Total" por "%"


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OSINERG M-102RESUMEN DE COSTOS DE MANTENIMIENTO DE LINEAS DE TRANSMISION (US$)

EMPRESA: TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :


COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL (US$)Item Línea km Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

TOTALNotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$)

OSINERG M-201MODULO DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE SUBESTACIONES

EMPRESA : TOTAL (US$)

CODMOD :

NOBRE DE MODULO :

TIPO DE EQUIPAMIENTO : REGION :

TIPO DE INSTALACION : ZONA : TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :

SITEMA DE BARRAS : ALTITUD : FECHA DE REFERENCIA :

POTENCIA : CONDICIONES AMBIENTALES :

FRECUENCIA COSTO

ITEM CODAM ACTIVIDAD Unid CANT. TOTAL (%) ALCANCE C. UNIT (MESES) ANUAL US$

1. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO123

Subtotal 1 (US$)

2. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO123

Subtotal 2 (US$)3. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO

123

Subtotal 3 (US$)

COSTO ANUAL TOTAL (US$)Notas:

Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODMOD : Código del módulo de mantenimiento

TIPO DE EQUIPAMIENTO : Consignar, según corresponda, convencional, compacta, encapsulada o metal clad TIPO DE INSTALACION : Consignar al Interior o al Exterior, según corresponda. SITEMA DE BARRAS : Consignar, según corresponda, simple barra, doble barra, anillo o interruptor y medio

CANTIDAD TOTAL: Cantidad de elementos que conforman el módulo (%): Porcentaje de la cantidad total de elementos a los cuales se realiza mantenimiento a las cuales se realiza mantenimiento en la frecuencia señalada

ALCANCE: Producto de "Cantidad Total" por "%"


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OSINERG M-202MANTENIMIENTO Y MANIOBRA DE SUBESTACIONES (US$)

Año:Empresa:Nombre de la SET:Departamento: Regíon :Provincia: Zona:Tensiones de S.E. (kV): Altitud : TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :


COSTO COSTO COSTOITEM CODMOD DESCRIPCION UNIDAD UNITARIO CANTIDAD PARCIAL TOTAL

(US$) US$ US$I CELDAS

II TRANSFORMADORES DE POTENCIA

III SISTEMAS DE COMPENSACION

IV SERVICIOS AUXILIARES

V MANTENIMINIENTO DE LA SUBESTACION

TOTAL MANTENIMIENTO Y MANIOBRANotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) SET: Subestación de transmisión que pertenece al SST CODMOD : Código del módulo de mantenimiento UNIDAD: Unidades en que se metra cada módulo de mantenimiento CANTIDAD: Cantidad de módulos de mantenimiento

OSINERG M-203

RESUMEN DE COSTOS DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES (US$)



COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL (US$)Item SUBESTACION Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15


OSINERG M-301RESUMEN DE COSTOS DE MANTENIMIENTO DE CENTRO DE CONTROL Y TELECOMUNICACIONES (US$)



COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL (US$)

Item ELEMENTO Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

1 CENTRO DE CONTROL2 TELECOMUNICACIONES



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OSINERG M-401ANALISIS DE COSTOS UNITARIOS DE MANIOBRA DE SUBESTACIONES

EMPRESA: TOTAL (US$)CODOS:DESCRIPCIONUNIDAD:RENDIMIENTO: (und/dia) TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :REGION FECHA DE REFERENCIA :

Precio Unitario Precio ParcialITEM Descripción CODREC UNIDAD Cantidad

(US$) (US$)MANO DE OBRA

123

Sub-TotalMATERIALES

123

Sub-totalEQUIPOS Y HERRAMIENTAS

123

Sub-totalUS $

Notas:Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$)CODOS: Código del modulo de operación de subestacionesCODREC: Código asignado a cada recurso

OSINERG M-402

RESUMEN DE COSTOS DE MANIOBRA DE SUBESTACIONES (US$)



COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL (US$)Item SUBESTACION Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15



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OSINERG M-403COSTO DE OPERACIÓN DEL CENTRO DE CONTROL

EMPRESA:CODIGO: T.C. (S/.POR US$) :

NÚMERO DE SUBESTACIONES AUTOMATIZADAS: FECHA. R. :

ITEM CARGO CODREC DEDICADO A COSTO UNITARIO CANTIDAD COSTO TOTAL TRANSMISION (%) (US $/MES) ANUAL (US $)

TotalNotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) DEDICADO A TRANSMISION: Porcentaje de tiempoque el personal dedica a la actividad de transmisión CANTIDAD: Número de personas en cada cargo COSTO TOTAL ANUAL: Producto de "Dedicado a Transmisión" por "Costo Unitario" por "Cantidad"

OSINERG M-501COSTOS DE GESTION PERSONAL


AÑO: FECHA DE REFERENCIA :

I) DETALLE DE GASTOS DE REMUNERACION AL PERSONALCODREC CARGO HABER BENEFIC. CTS TOTAL SEGUROS GRATIFIC. TOTAL

MENSUAL SOCIALES MENSUAL ANUAL US$

GPE1 SUBTOTAL DE REMUNERACION AL PERSONAL

II) DETALLE DE GASTOS EN DIETAS AL DIRECTORIOTOTAL TOTAL

CODIGO CARGO DIETA MENSUAL BRUTA NUMERO INTEGRANTES MENSUAL US$ ANUAL US$

GPE2 SUBTOTAL DE DIETAS AL DIRECTORIOGPE TOTAL COSTOS DE GESTION PERSONAL US$Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) CODREC: Código asignado a cada recurso


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OSINERG M-502COSTOS DE GESTION NO PERSONAL

Empresa: TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :Año: FECHA DE REFERENCIA :

CODIGO CONCEPTOS MONTO VECES TOTAL ANUALMENSUAL US$ AL AÑO (US$)

GSD Suministros Diversos

GST Servicios de Terceros

GCD Cargas Diversas de Gestión

GTR Tributos (no incluye aportes al regulador)

GNP TOTAL GASTOS DE GESTION NO PERSONALNotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$) VECES AL AÑO: Número de veces que se desembolsa el "Monto Mensual US$" TOTAL ANUAL: Producto de "Monto Mensual" por "Veces al Año"

OSINERG M-503RESUMEN DE COSTOS DE GESTION (US$)



COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL (US$)CODIGO CONCEPTOS Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15GPE1 Dietas al DirectorioGPE2 Remuneraciones al personalGPE TOTAL GASTOS DE GESTION PERSONALESGNP TOTAL GASTOS DE GESTION NO PERSONALGGC TOTAL GASTOS DE GESTIONNotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$)


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OSINERG M-504ANALISIS DE COSTO UNITARIO DE PUESTOS DE SEGURIDAD

Empresa:

TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :FECHA DE REFERENCIA :

ITEM Descripción CODREC COSTO UNITARIO COSTO TOTAL(US$/mes) (US$/mes)

I REMUNERACION BASICA1 BASE REMUNERATIVA (Rem. Mín. Vital)2 GRATIFICACION3 CTS4 VACACIONES5 ESSALUD6 IES7 Seguro - SCTR (Invalidez y vida)8 Seguro - SCTR (Salud)

II OTRAS REMUNERACIONES12

SUBTOTAL COSTO DIRECTO (I+II)III GASTOS GENERALES + UTILIDADIV Costo Total Mensual (US$)

COSTO ANUAL DE UN PUNTO DE SEGURIDAD (US$)Notas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$)

OSINERG M-505RESUMEN DE COSTOS DE SEGUROS (US$)



COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL (US$)CODIGO CONCEPTOS Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

1 COSTO DE INVERSIO SST2 Prima de Seguros (% de Inversión SST)

TOTAL COSTOS DE SEGUROSNotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$)


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OSINERG M-601RESUMEN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Empresa: TIPO DE CAMBIO (S/.POR US$) :


COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL (US$)Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES

Mantenimiento y Maniobra de SS.EE.Operación de Centro de ControlMantenimiento de Centro de ControlMantenimiento de TelecomunicacionesSeguridadGestión y Seguros SS.EE. (Inc. CC y Telec)Total COyM Subestaciones

Mantenimiento y Maniobra de SS.EE. MAT/ATOperación de Centro de Control MAT/ATMantenimiento de Centro de Control MAT/ATMantenimiento de Telecomunicaciones MAT/ATSeguridad MAT/ATGestión y Seguros MAT/ATTotal COyM SS.EE. MAT/AT

Mantenimiento y Maniobra de SS.EE. AT/MTOperación de Centro de Control AT/MTMantenimiento de Centro de Control AT/MTMantenimiento de Telecomunicaciones AT/MTSeguridad AT/MTGestión y Seguros MT/ATTotal COyM SS.EE. AT/MT

COSTO DE MANTENIMIENTO EN LINEAS DE TRANSMISION

Mantenimiento de Líneas de TransmisiónGestión y Seguros LL.TT.Total COyM de Líneas de Transmisión Total

Mantenimiento de Líneas de Transmisión en MATGestión y Seguros de Líneas de Transmisión MATTotal COyM de LL.TT. MAT

Mantenimiento de Líneas de Transmisión en ATGestión y Seguros de Líneas de Transmisión ATTotal COyM de LL.TT. AT

TOTAL COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Total COyM SSTCosto de inversion SST% COyM / InversionNotas: Todos los valores monetarios deben ser expresados en dólares de los Estados Unidos de América (US$)

proyecto de norma procedimiento para la determinación de ... no.261-200… · de la experiencia...

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