N° 0328-2014-GART
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Informe N° 0328-2014-GART Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Distribución Eléctrica Proceso de Cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD) y Cargos Fijos Noviembre 2013-Octubre 2017 Expediente N° 0450-2012-GART Junio 2014 Contenido 1. 2. Resumen Ejecutivo ____________________________________________________ 4 1.1 Objetivo _____________________________________________________________ 4 1.2 Antecedentes _________________________________________________________ 4 1.3 Procedimiento de Fijación _______________________________________________ 5 1.4 Resultados ___________________________________________________________ 7 Introducción _________________________________________________________ 9 2.1 Objetivo _____________________________________________________________ 9 2.2 Antecedentes _________________________________________________________ 9 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 3. Fijación de las Tarifas de Electricidad _____________________________________________ 9 Valor Agregado de Distribución (VAD) ___________________________________________ 10 Fijación del VAD y Cargos Fijos _________________________________________________ 13 Procedimiento de Fijación _____________________________________________________ 14 Resultados _________________________________________________________ 21 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.1.6 3.1.7 3.1.8 3.2 Valor Agregado de Distribución y Cargos Fijos ______________________________ 21 Sector Típico 1 ______________________________________________________________ 21 Sector Típico 2 ______________________________________________________________ 22 Sector Típico 3 ______________________________________________________________ 22 Sector Típico 4 ______________________________________________________________ 23 Sector Típico 5 ______________________________________________________________ 23 Sector Típico 6 ______________________________________________________________ 24 Sector SER _________________________________________________________________ 25 Sector Especial ______________________________________________________________ 27 Factores de Economía de Escala _________________________________________ 27 3.2.1 Sector Típico 1 ______________________________________________________________ 27 3.2.2 Sector Típico 2 ______________________________________________________________ 27 3.2.3 Sector Típico 3 ______________________________________________________________ 28 3.2.4 Sector Típico 4 ______________________________________________________________ 28 3.2.5 Sector Típico 5 ______________________________________________________________ 28 3.2.6 Sector Típico 6 ______________________________________________________________ 28 3.2.7 Sector Típico SER (Inversiones 100% Estado e Inversiones 100% Empresa con Medidor Prepago) __________________________________________________________________________ 28 3.2.8 Sector Típico SER (Inversiones 100% Estado e Inversiones 100% Empresa con Medidor Postpago) _________________________________________________________________________ 29 3.2.9 Sector Típico Especial ________________________________________________________ 29 3.3 Cargo por Energía Reactiva _____________________________________________ 29 3.4 Fórmulas de Actualización ______________________________________________ 29 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4 3.4.5 3.4.6 Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT) _________________________ 29 Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT) ___________________________ 30 Valor Agregado de Distribución en Subestaciones de Distribución MT/BT (VADSED) ______ 30 Cargos Fijos ________________________________________________________________ 31 Cargo por Energía Reactiva (CER) _______________________________________________ 31 Definición de los Parámetros de las Fórmulas de Actualización _______________________ 31 Informe N° 0328-2014-GART Página 2 de 39 3.5 3.5.1 3.5.2 3.5.3 3.5.4 3.6 3.6.1 3.6.2 Parámetros de Cálculo Tarifario _________________________________________ 33 Factores de Expansión de Pérdidas _____________________________________________ 33 Factores de Caracterización de la Carga __________________________________________ 34 Factores de Corrección del Valor Agregado de Distribución __________________________ 35 Factor de Balance de Potencia _________________________________________________ 36 Verificación de la Rentabilidad __________________________________________ 37 Introducción________________________________________________________________ 37 Proceso de Verificación _______________________________________________________ 38 Informe N° 0328-2014-GART Página 3 de 39 1. Resumen Ejecutivo 1.1 Objetivo Presentar el resumen de los antecedentes, actividades desarrolladas y resultados del proceso de cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD) y Cargos Fijos correspondiente al periodo 01 de noviembre de 2013 al 31 de octubre de 2017, aprobados mediante la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD, modificada por la Resolución OSINERGMIN N° 256-2013-OS/CD. 1.2 Antecedentes El Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), su Reglamento aprobado mediante el Decreto Supremo N° 009-93-EM y la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural (LGER), su Reglamento aprobado mediante el Decreto Supremo N° 025-2007-EM, establecen los principios y criterios para la fijación del VAD y Cargos Fijos correspondientes a la prestación del servicio de distribución eléctrica. Asimismo, de conformidad con la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, la fijación se realiza siguiendo el “Procedimiento para Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de Distribución (VAD) y Cargos Fijos”, contenido en el Anexo B.1 de la Norma de Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 0802012-OS/CD. A través de las Resoluciones OSINERGMIN N° 181-2009-OS/CD (modificada por las Resoluciones OSINERGMIN N° 287-2009-OS/CD, N° 294-2009-OS/CD y N° 298-2009OS/CD) y OSINERGMIN N° 189-2010-OS/CD (modificada por la Resolución OSINERGMIN N° 234-2010-OS/CD), OSINERGMIN fijó el VAD y Cargos Fijos por sector típico y sus respectivas fórmulas de actualización del periodo 01 de noviembre 2009 al 31 de octubre de 2013, en consecuencia, corresponde efectuar la fijación para el periodo 01 de noviembre 2013 al 31 de octubre de 2017. Al respecto, el Artículo 66° de la LCE establece que el VAD se calculará para cada empresa de distribución eléctrica considerando determinados sectores de distribución típicos establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de OSINERGMIN. Para efectos de la Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017, el Ministerio de Energía y Minas estableció los sectores de distribución típicos a través de la Resolución Directoral N° 154-2012 EM/DGE, los cuales se indican a continuación: Sector de Distribución Típico 1: Urbano de alta densidad. Informe N° 0328-2014-GART Página 4 de 39 Sector de Distribución Típico 2: Urbano de media densidad. Sector de Distribución Típico 3: Urbano de baja densidad. Sector de Distribución Típico 4: Urbano rural. Sector de Distribución Típico 5: Rural de media densidad. Sector de Distribución Típico 6: Rural de baja densidad. Sector de Distribución Típico Sistemas Eléctricos Rurales (SER): SER calificados según la Ley General de Electrificación Rural (LGER). Sector de Distribución Típico Especial: Coelvisac (Villacurí). Asimismo, el Artículo 67° de la LCE señala que el VAD se calculará mediante estudios de costos encargados por las empresas de distribución eléctrica a empresas consultoras, precalificadas por OSINERGMIN, el que elaborará los Términos de Referencia correspondientes y supervisará el desarrollo de los estudios. Dichos estudios se llevan a cabo en concesiones seleccionadas por OSINERGMIN, en las cuales se evalúan cada uno de los sectores de distribución típicos, según lo dispuesto por el Artículo 146° del Reglamento de la LCE. En ese sentido, OSINERGMIN elaboró y aprobó los Términos de Referencia de los Estudios de Costos del VAD, efectuó la precalificación de las empresas consultoras y seleccionó las concesiones donde se evaluarán los sectores típicos. 1.3 Procedimiento de Fijación El Procedimiento de Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017 se inició el 03 de octubre de 2012 con el encargo de los Estudios de Costos del VAD, por parte de OSINERGMIN, a las empresas de distribución eléctrica elegidas como responsables de cada sector típico, comunicándose la lista de empresas consultoras precalificadas por OSINERGMIN para el desarrollo de dichos estudios, los Términos de Referencia para su elaboración y las concesiones seleccionadas (sistemas eléctricos modelo) donde se evaluarán cada uno de los sectores. Posteriormente, el 05 de noviembre de 2012, las empresas responsables adjudicaron y contrataron a las empresas consultoras, denominadas Consultores VAD, para cada sector típico, de acuerdo con lo siguiente: Informe N° 0328-2014-GART Página 5 de 39 Sector 1 Empresa Luz del Sur Sistema Eléctrico Modelo Lima Sur 2 Seal Arequipa 3 4 Electrocentro Electro Sur Este 5 6 Electrocentro Electrocentro Tarma-Chanchamayo Valle Sagrado 1 (Calca, Pisac y Urubamba) Cangallo-Llusita Huancavelica Rural Sistemas Eléctricos Rurales (SER) Especial Electronoroeste SER Sullana IV Etapa Coelvisac Villacurí Consultor VAD Synex Ingenieros Consultores Ltda. (SYNEX) Consorcio Sigla SA - Sociedad Integrada de Consultoría SAC (SIGLA-SIDEC) Servitech Ingenieros SRL (SERVITECH) Hexa International SAC (HEXA) Quantum Andes SAC (QUANTUM) Centro de Conservación de Energía y del Ambiente (CENERGÍA) Desarrollo con Ingeniería Contratistas Generales SA (DISA) Lahmeyer Agua y Energía SA (LAHMEYER) Los Consultores VAD desarrollaron los estudios tomando como base el sistema eléctrico modelo de cada sector, bajo la supervisión de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN. La GART contó con el apoyo de los Supervisores VAD, contratados para el seguimiento de las actividades y revisión de los informes de los estudios, así como para la formulación de las observaciones correspondientes. Sector 1 2, 3 y Especial 4, 5, 6 y SER Supervisor VAD Consorcio BA Energy Solutions SAC - BA Energy Solutions SA (BA ENERGY SOLUTIONS) Consorcio Cosanac SAC - PEPSA - IT Consultores SA (COSANAC-PEPSA-IT) Prieto Ingenieros Consultores SA (PRICONSA) Luego de la presentación del informe final, por parte de los Consultores VAD, la GART publicó dichos informes en la página web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe (Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Noviembre 2013). Asimismo, convocó a Audiencia Pública para la exposición y sustentación por parte de los Consultores VAD de los informes finales. La audiencia se llevó a cabo los días 24 y 25 de abril de 2013 en Lima. Seguidamente, la GART formuló las observaciones a los informes finales el 24 de mayo de 2013, de conformidad con la LCE y su Reglamento. Posteriormente, los Consultores VAD presentaron el 07 de junio de 2013 la absolución de las observaciones y los informes finales definitivos, que fueron publicados en la página web de OSINERGMIN y analizados por la GART con el apoyo de los Supervisores VAD. Los resultados de los análisis de los informes finales definitivos, presentados por los Consultores VAD, fueron recogidos en la Publicación del Proyecto de Resolución de Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017, realizada el 22 de julio de 2013 a través de la Resolución OSINERGMIN N° 149-2013-OS/CD. El Proyecto de Resolución fue sustentado por los especialistas de la GART en Audiencia Pública Descentralizada llevada a cabo el día 06 de agosto de 2013 en Lima y Arequipa, y el 07 de agosto de 2013 en Lima y Huancayo. Posteriormente, hasta el 06 de setiembre de 2013, se recibieron las opiniones y sugerencias de los interesados con relación al proyecto de resolución, las cuales fueron analizadas por la GART, incorporándose en la resolución de fijación, aquellas que fueron aceptadas total o parcialmente. Informe N° 0328-2014-GART Página 6 de 39 La publicación de la resolución de fijación, Resolución OSINERGMIN N° 203-2013OS/CD, se realizó el 16 de octubre de 2013, fijándose los Valores Agregados de Distribución y Cargos Fijos del Periodo Noviembre 2013 – Octubre 2017. Luego, hasta el 07 de noviembre de 2011, Electronorte, Edelnor, Luz del Sur, Edecañete, Coelvisac, Distriluz y Electro Dunas interpusieron Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD, que fueron sustentados en la Audiencia Pública convocada por la GART, realizada el 28 de noviembre de 2013. Luego del análisis respectivo por parte de la GART, el Consejo Directivo de OSINERGMIN mediante las Resoluciones OSINERGMIN N° 255-2013-OS/CD, N° 2562013-OS/CD, N° 257-2013-OS/CD, N° 258-2013-OS/CD, N° 259-2013-OS/CD y N° 2602013-OS/CD, resolvió los Recursos de Reconsideración interpuestos por los interesados, culminándose con el procedimiento de fijación. Toda la información de la fijación se encuentra a disposición de los interesados y público en general en la página web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe (Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Noviembre 2013). 1.4 Resultados Los resultados del VAD y Cargos Fijos para la Publicación del Proyecto de Resolución son los siguientes: Valores Agregados de Distribución (S/./kW-mes) Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 VADMT VADBT VADSED 11,862 42,813 5,806 10,898 44,607 9,089 20,599 59,022 16,036 25,041 90,099 15,064 48,671 95,267 21,000 36,561 109,532 20,464 Sector Sistemas Eléctricos Rurales (SER) 100% Estado 100% Empresa Prepago Postpago Prepago Postpago 75,084 79,879 168,062 172,858 141,652 147,945 322,773 318,342 38,127 40,987 63,510 66,369 Sector Especial 21,413 36,291 23,308 Para las Zonas de la Amazonía, bajo el ámbito de la Ley N° 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía, los valores aplicables son los siguientes: Parámetro Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 VADMT VADBT VADSED 11,552 47,283 9,816 21,835 62,563 17,319 26,543 95,505 16,269 51,591 100,983 22,680 38,755 116,104 22,101 Sector Sistemas Eléctricos Rurales (SER) 100% Estado 100% Empresa Prepago Postpago Prepago Postpago 79,589 84,672 178,146 183,229 150,151 156,822 342,139 337,443 41,177 44,266 68,591 71,679 Cargos Fijos (S/./mes) Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 SER CFE 2,304 CFS 2,880 CFH 3,630 CFEAP 3,398 CCSPCódigos 2,046 CCSPTarjetas 2,046 CFHCO 2,074 CFE (1) --(1) Lectura semestral 2,860 5,957 5,957 3,097 2,046 2,046 2,074 --- 2,939 7,661 7,661 5,179 2,046 2,046 2,074 --- 3,467 11,870 13,036 3,467 2,648 2,370 2,074 1,872 3,704 12,786 14,360 3,704 2,648 2,370 2,074 2,000 3,750 12,990 14,740 3,750 2,648 2,370 2,074 2,025 4,944 15,740 15,740 4,944 3,388 3,388 2,074 2,670 Informe N° 0328-2014-GART Sector Especial 3,477 9,173 9,173 3,477 2,046 2,046 2,074 --- Página 7 de 39 Para las Zonas de la Amazonía, bajo el ámbito de la Ley N° 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía, los valores aplicables son los siguientes: Parámetro Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 SER CFE 2,946 CFS 6,136 CFH 6,136 CFEAP 3,190 CCSPCódigos 2,107 CCSPTarjetas 2,107 CFHCO 2,136 CFE (1) --(1) Lectura semestral 3,027 7,891 7,891 5,334 2,107 2,107 2,136 --- 3,571 12,226 13,427 3,571 2,727 2,441 2,136 1,909 3,815 13,170 14,791 3,815 2,727 2,441 2,136 2,040 3,863 13,380 15,182 3,863 2,727 2,441 2,136 2,066 5,092 16,212 16,212 5,092 3,490 3,490 2,136 2,723 Informe N° 0328-2014-GART Página 8 de 39 2. Introducción 2.1 Objetivo Presentar el resumen de los antecedentes, actividades desarrolladas y resultados del proceso de cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD) y Cargos Fijos correspondiente al periodo 01 de noviembre de 2013 al 31 de octubre de 2017, aprobados mediante la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD, modificada por la Resolución OSINERGMIN N° 256-2013-OS/CD. 2.2 Antecedentes 2.2.1 Fijación de las Tarifas de Electricidad El Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), su Reglamento aprobado mediante el Decreto Supremo N° 009-93-EM; la Ley N° 28832 Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, con sus Normas Complementarias; la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural, su Reglamento aprobado mediante el Decreto Supremo N° 025-2007-EM; la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; la Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD, Norma de Procedimientos para Fijación de Precios Regulados; entre otras normas; establecen los principios, criterios y procedimientos mediante los cuales se fijan las tarifas de electricidad. Las tarifas de electricidad comprenden los costos eficientes en que se incurren para el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución eléctrica, las mismas que permiten la prestación del servicio público de electricidad. Informe N° 0328-2014-GART Página 9 de 39 Actividades del Sector Eléctrico Transmisión Líneas y Subestaciones Generación Hidráulica y Térmica Usuarios del Servicio Público de Electricidad Distribución Redes, Subestaciones y Alumbrado Público La LCE define que las actividades de generación, transmisión y distribución se desarrollan con un régimen de concesión o autorización a través de operadores independientes, ya sean privados o públicos, reservándose al Estado el rol normativo, regulatorio (fijación de tarifas) y de supervisión y fiscalización. El rol regulador es ejercido por el OSINERGMIN que es el organismo responsable de fijar las tarifas de electricidad, en representación del Estado, siguiendo estrictamente criterios técnicos, legales y económicos a través de procedimientos que garanticen la transparencia de los procesos de fijación y el acceso a la información utilizada como sustento. En ese sentido, el OSINERGMIN aprobó a través de la Resolución OSINERGMIN N° 080-2012OS/CD, la Norma de Procedimientos para Fijación de Precios Regulados. En el caso del VAD y Cargos Fijos, el Anexo B.1 de la Norma de Procedimientos para Fijación de Precios Regulados establece el “Procedimiento para Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de Distribución (VAD) y Cargos Fijos”, que señala los procesos, órganos, facultades, obligaciones y plazos para la fijación. 2.2.2 Valor Agregado de Distribución (VAD) De acuerdo al Artículo 64° de la LCE, el VAD considera los siguientes componentes: Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía. Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía. Costos estándar de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Informe N° 0328-2014-GART Página 10 de 39 Los costos asociados al usuario se denominan Cargos Fijos y cubren los costos eficientes para el desarrollo de las actividades de lectura del medidor, procesamiento de la lectura y emisión, reparto y cobranza de la factura o recibo. Las pérdidas estándar de distribución son las pérdidas inherentes a las instalaciones de distribución eléctrica y que reconocen a través de factores de expansión de pérdidas aplicables en el cálculo de las tarifas. Los costos estándar de inversión, mantenimiento y operación se reconocen a través del VAD de media tensión (VADMT) y VAD de baja tensión (VADBT). El VAD es el costo por unidad de potencia necesario para poner a disposición del usuario, la energía eléctrica desde el inicio de la distribución eléctrica (después de la celda de salida del alimentador de media tensión ubicada en la subestación de transmisión) hasta el punto de empalme de la acometida del usuario. Sistema de Distribución Eléctrica De la Generación y Transmisión Alta Tensión Subestación de Transmisión Media Tensión MEDIA TENSIÓN Redes y Equipos de P&S Usuario en Media Tensión Media Tensión Subestaciones de Distribución BAJA TENSIÓN Baja Tensión Redes y Alumbrado Público Usuario en Baja Tensión Infraestructura No Eléctrica (Oficinas, Centros de Atención al Usuario, etc.) Informe N° 0328-2014-GART Página 11 de 39 En el caso de la Tarifa Eléctrica Rural de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER), calificados como tales por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) de acuerdo a la LGER, considera los criterios establecidos en los Artículos 23°, 24° y 25° del Reglamento de la LGER, los mismos que se resumen a continuación. El VAD incluye los costos de conexión eléctrica, considerando el número de usuarios de la empresa modelo, los costos de conexión eléctrica regulados, la vida útil de las conexiones eléctricas establecida por el Artículo 163° del Reglamento de la LCE y la tasa de actualización establecida por la LCE. Los costos totales se expresarán por unidad de potencia tomando la demanda máxima establecida para la empresa modelo. La tarifa eléctrica rural, es decir, el VAD, considerará factores de proporción que reflejen las inversiones efectuadas por el Estado, las empresas de distribución eléctrica u otras entidades. Cuando las inversiones de los SER están constituidas por 100% de los aportes del Estado, la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) se multiplicará por el factor del fondo de reposición. Cuando las inversiones de los SER están constituidas por aportes del Estado y de otras entidades, el monto de retribución de la inversión se determinará aplicando a la anualidad del VNR, el factor de proporción (fp) que refleje la proporción de inversiones de otras entidades y el monto de reposición de la inversión se determinará aplicando a la anualidad del VNR, el factor uno descontado del factor de proporción (1-fp) y luego se aplicará el factor del fondo de reposición. El monto total se determinará de la suma de los montos de retribución y de reposición más los costos de operación. Tarifa Eléctrica Rural VAD Cargos Fijos Factores de Expansión de Pérdidas VADMT VADBT Inversiones Estado Tarifa Elé Eléctrica Rural Costos de Conexión Eléctrica Factores de Proporción Inversiones Empresas Inversiones Otras Entidades Presupuestos y Cargos de Reposición y Mantenimiento Según lo dispone el Artículo 24° del Reglamento de la LGER, la Tarifa Eléctrica Rural se fija conforme a lo establecido por la LCE. Informe N° 0328-2014-GART Página 12 de 39 2.2.3 Fijación del VAD y Cargos Fijos El Artículo 66° de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) establece que el Valor Agregado de Distribución (VAD) se calculará para cada empresa de distribución eléctrica considerando determinados sectores de distribución típicos establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta del OSINERGMIN. Los sectores de distribución típicos son instalaciones de distribución eléctrica con características técnicas similares en la disposición geográfica de la carga, características técnicas, así como en los costos de inversión, operación y mantenimiento (Definición 13 de la LCE). Las empresas de distribución eléctrica pueden contar con instalaciones de distribución eléctrica de distintos sectores de distribución típicos. El Artículo 67° de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), el Valor Agregado de Distribución (VAD) se calculará mediante estudios de costos encargados por las empresas de distribución eléctrica a empresas consultoras, precalificadas por el OSINERGMIN, el que elaborará los Términos de Referencia correspondientes y supervisará el desarrollo de los estudios. Dichos estudios se llevan a cabo en concesiones seleccionadas por el OSINERGMIN, en las cuales se evalúan cada uno de los sectores de distribución típico, según lo dispuesto por el Artículo 146° del Reglamento de la LCE. De conformidad con el Artículo 68° de la LCE, el OSINERGMIN, recibidos los estudios de costos, comunicará sus observaciones si las hubiere, debiendo las empresas absolverlas dentro de un plazo de 10 días. Absueltas las observaciones o vencido el plazo sin que ello se produjera, el OSINERGMIN establecerá los respectivos VAD para cada sector de distribución típico. Posteriormente, los VAD deben ser validados a través de la verificación de la rentabilidad del conjunto de empresas de distribución eléctrica, de conformidad con los artículos 69°, 70° y 71° de la LCE. Dicha verificación se realiza calculando las tasa interna de retorno (TIR) que considera los ingresos que se hubieran percibido a través de los VAD con el mercado eléctrico (usuarios, ventas de energía y ventas de potencia) del ejercicio inmediato anterior; los costos de operación y mantenimiento exclusivos de las instalaciones de distribución eléctrica del ejercicio inmediato anterior; y el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución eléctrica con un valor residual igual a cero. Si la TIR resultante no difiere en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79° de la LCE (12%), los VAD serán definitivos, caso contrario se deberán ajustar proporcionalmente hasta alcanzar el límite más próximo inferior o superior. Informe N° 0328-2014-GART Página 13 de 39 Finalmente, según los artículos 72° y 73° de la LCE, el VAD y sus fórmulas de actualización entrarán en vigencia a partir del 01 de noviembre del año que corresponda por un periodo de cuatro años. 2.2.4 Procedimiento de Fijación A través de las Resoluciones OSINERGMIN N° 181-2009-OS/CD (modificada por las Resoluciones OSINERGMIN N° 287-2009-OS/CD, N° 294-2009-OS/CD y N° 298-2009OS/CD) y OSINERGMIN N° 189-2010-OS/CD (modificada por la Resolución OSINERGMIN N° 234-2010-OS/CD), OSINERGMIN fijó el VAD y Cargos Fijos por sector típico y sus respectivas fórmulas de actualización del periodo 01 de noviembre 2009 al 31 de octubre de 2013, en consecuencia, corresponde efectuar la fijación para el periodo 01 de noviembre 2013 al 31 de octubre de 2017. Previamente el inicio del Procedimiento de Fijación, el Ministerio de Energía y Minas estableció los sectores de distribución típicos a través de la Resolución Directoral N° 1542012 EM/DGE, los cuales se indican a continuación: Sector de Distribución Típico 1: Urbano de alta densidad. Sector de Distribución Típico 2: Urbano de media densidad. Sector de Distribución Típico 3: Urbano de baja densidad. Sector de Distribución Típico 4: Urbano rural. Sector de Distribución Típico 5: Rural de media densidad. Sector de Distribución Típico 6: Rural de baja densidad. Informe N° 0328-2014-GART Página 14 de 39 Sector de Distribución Típico Sistemas Eléctricos Rurales (SER): SER calificados según la Ley General de Electrificación Rural (LGER). Sector de Distribución Típico Especial: Coelvisac (Villacurí). Por otro lado, OSINERGMIN elaboró y aprobó los Términos de Referencia de los Estudios de Costos del VAD, efectuó la precalificación de las empresas consultoras y seleccionó las concesiones donde se evaluarán los sectores típicos. Los Términos de Referencia pueden ser consultados y descargados en la página web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe (Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Noviembre 2013). Las empresas consultoras precalificadas fueron las siguientes: Número Empresa y/o Consorcio 1 Desarrollo con Ingeniería Contratistas Generales SA 2 Quantum Andes SAC 3 4 Preferencia de Sector Típico 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER Consorcio BA Energy Solutions SAC - BA Energy Solutions SA Consorcio Consultores Supervisores y Asesores Nacionales SAC - Innovación y Tecnología Consultores SA 1 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 5 Centro de Conservación de Energía y del Ambiente 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 6 Synex Ingenieros Consultores Ltda. 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 7 Servitech Ingenieros SRL 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 8 Consorcio Indra Perú SA - Indra Sistemas SA 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 9 Lahmeyer Agua y Energía SA 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 10 Hexa International SAC 4, 5, 6, Especial y SER 11 Consorcio Sigla SA - Sociedad Integrada de Consultoría SAC 1, 2 y 3 Las concesiones (sistemas eléctricos modelos) seleccionados fueron las siguientes: Sector Típico 1 Sector Típico 2 Sector Típico 3 Empresa Responsable Luz del Sur Seal Electrocentro Sector Típico 4 Electro Sur Este Sector Típico 5 Electrocentro Sector Informe N° 0328-2014-GART Sistema Eléctrico Modelo Lima Sur Arequipa Tarma-Chanchamayo Valle Sagrado 1 (Calca, Pisac y Urubamba) Cangallo-Llusita Página 15 de 39 Sector Sector Típico 6 Sistemas Eléctricos Rurales (SER) Sector Especial Empresa Responsable Electrocentro Sistema Eléctrico Modelo Huancavelica Rural Electronoroeste SER Sullana IV Etapa Coelvisac Villacurí El Procedimiento de Fijación se inició el 03 de octubre de 2012 con el encargo de los Estudios de Costos del VAD, por parte de OSINERGMIN a través del Oficio N° 7232012-GART, a las empresas de distribución eléctrica elegidas como responsables de cada sector típico, comunicándose la lista de empresas consultoras precalificadas por OSINERGMIN para el desarrollo de dichos estudios, los Términos de Referencia para su elaboración y las concesiones seleccionadas (sistemas eléctricos modelo) donde se evaluarán cada uno de los sectores. A partir de dicho encargo el cronograma seguido es el siguiente: Cronograma del Procedimiento para la Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017 Ítem Procesos Órganos a Encargo del Estudio de Costos del VAD b Adjudicación y Contratación del Estudio de Costos del VAD c Elaboración, Supervisión y Presentación de los Resultados del Estudio de Costos del VAD d Publicación del Estudio de Costos del VAD y Convocatoria a Audiencia Pública de las Empresas e Plazo Máximo A más tardar el 1er. día hábil de octubre del año anterior Fecha Límite Empresas de Distribución Eléctrica 20 días hábiles 05/11/2012 Consultor VAD Empresas de Distribución Eléctrica OSINERGMIN-GART 5 meses 05/04/2013 OSINERGMIN-GART 5 días hábiles 11/04/2013 10 días hábiles 25/04/2013 20 días hábiles 24/05/2013 10 días hábiles 07/06/2013 5 días hábiles 13/06/2013 25 días hábiles 22/07/2013 10 días hábiles 07/08/2013 20 días hábiles 06/09/2013 30 días hábiles 16/10/2013 15 días hábiles 07/11/2013 5 días hábiles 14/11/2013 10 días hábiles 28/11/2013 10 días hábiles 12/12/2013 5 días hábiles 19/12/2013 3 días hábiles 24/12/2013 OSINERGMIN-GART OSINERGMIN-GART Empresas de Distribución Eléctrica Consultor VAD OSINERGMIN-GART Audiencia Pública de las Empresas f Observaciones al Estudio de Costos del VAD Absolución de Observaciones y Presentación de los Empresas de Distribución Eléctrica Resultados Definitivos del Estudio de Costos del VAD Publicación de la Absolución de Observaciones y de los h OSINERGMIN-GART Resultados Definitivos del Estudio de Costos del VAD Prepublicación del Proyecto de Resolución de Fijación y de la Relación de Información que la sustenta, y i OSINERGMIN-GART Convocatoria a Audiencia Pública del OSINERGMINGART j Audiencia Pública del OSINERGMIN-GART OSINERGMIN-GART Opiniones y Sugerencias de los Interesados respecto a la Interesados k Prepublicación OSINERGMIN-GART l Publicación de la Resolución de Fijación OSINERGMIN-GART Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el m Interesados caso) Publicación de los Recursos de Reconsideración y n OSINERGMIN-GART Convocatoria a Audiencia Pública de los Recursos Audiencia Pública para sustentación de los Recursos de OSINERGMIN-GART ñ Reconsideración Recurrentes Opiniones y Sugerencias sobre los Recursos de Interesados Legitimados o Reconsideración OSINERGMIN-GART p Resolución de los Recursos de Reconsideración OSINERGMIN-Consejo Directivo Publicación de las Resoluciones que resuelven los q OSINERGMIN-GART Recursos de Reconsideración Audiencias solicitadas por las Empresas Prestadoras y las r Organizaciones Representativas de Usuarios (Artículo 8° Interesados de la Ley N° 27838) Nota: Para los ítems d y h, se considera un plazo de 4 días hábiles y, para el ítem l un plazo de 26 días hábiles. g 03/10/2012 Desde el inicio hasta el final del proceso Posteriormente, el 05 de noviembre de 2012, las empresas responsables adjudicaron y contrataron a las empresas consultoras, denominadas Consultores VAD, para cada sector de acuerdo con lo siguiente: Sector Empresa Responsable Sistema Eléctrico Modelo Sector Típico 1 Luz del Sur Lima Sur Sector Típico 2 Seal Arequipa Informe N° 0328-2014-GART Consultor VAD Synex Ingenieros Consultores Ltda. (SYNEX) Consorcio Sigla SA - Sociedad Integrada de Consultoría SAC (SIGLA-SIDEC) Página 16 de 39 Sector Empresa Responsable Sistema Eléctrico Modelo Consultor VAD Sector Típico 3 Electrocentro Tarma-Chanchamayo Servitech Ingenieros SRL (SERVITECH) Sector Típico 4 Electro Sur Este Valle Sagrado 1 (Calca, Pisac y Urubamba) Hexa International SAC (HEXA) Sector Típico 5 Electrocentro Cangallo-Llusita Sector Típico 6 Electrocentro Huancavelica Rural Sistemas Eléctricos Rurales (SER) Electronoroeste SER Sullana IV Etapa Sector Especial Coelvisac Villacurí Quantum Andes SAC (QUANTUM) Centro de Conservación de Energía y del Ambiente (CENERGÍA) Desarrollo con Ingeniería Contratistas Generales SA (DISA) Lahmeyer Agua y Energía SA (LAHMEYER Los Consultores VAD desarrollaron los estudios tomando como base el sistema eléctrico modelo de cada sector, bajo la supervisión de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN. La GART contó con el apoyo de los Supervisores VAD, contratados para el seguimiento de las actividades y revisión de los informes de los estudios, así como para la formulación de las observaciones correspondientes de acuerdo con el cronograma de presentación de informes establecido en los Términos de Referencia de los Estudios de Costos del VAD. Sector Sector Típico 1 Sectores Típicos 2, 3 y Especial Sectores Típicos 4, 5, 6 y SER Supervisor VAD Consorcio BA Energy Solutions SAC - BA Energy Solutions SA (BA ENERGY SOLUTIONS) Consorcio Cosanac SAC - PEPSA - IT Consultores SA (COSANAC-PEPSA-IT) Prieto Ingenieros Consultores SA (PRICONSA) La revisión de los informes se enmarcó en la verificación del cumplimiento de los principios, criterios, metodología y cálculos previstos en los Términos de Referencia, realizándose diversos análisis cuyos resultados dieron origen a observaciones que se formularon a cada uno de los informes parciales mediante los oficios que se indican a continuación: Sector típico 1: Las observaciones a los informes parciales primero, segundo y tercero fueron comunicadas mediante los Oficios N° 0001-2013-GART, N° 0100-2013-GART y N° 0221-2013-GART, respectivamente. Los oficios fueron remitidos al Consultor VAD con copia a Luz del Sur. Sector típico 2: Las observaciones a los informes parciales primero, segundo y tercero fueron comunicadas mediante los Oficios N° 0005-2013-GART, N° 0127-2013-GART y N° 0232-2013-GART, respectivamente. Los oficios fueron remitidos al Consultor VAD con copia a Seal. Sector típico 3: Las observaciones a los informes parciales primero, segundo y tercero fueron comunicadas mediante los Oficios N° 0007-2013-GART, N° 0128-2013-GART y N° 0233-2013-GART, respectivamente. Los oficios fueron remitidos al Consultor VAD con copia a Electrocentro. Informe N° 0328-2014-GART Página 17 de 39 Sector típico 4: Las observaciones a los informes parciales primero, segundo y tercero fueron comunicadas mediante los Oficios N° 0011-2013-GART, N° 0112-2013-GART y N° 0246-2013-GART, respectivamente. Los oficios fueron remitidos al Consultor VAD con copia a Electro Sur Este. Sector típico 5: Las observaciones a los informes parciales primero, segundo y tercero fueron comunicadas mediante los Oficios N° 0012-2013-GART, N° 0122-2013-GART y N° 0240-2013-GART, respectivamente. Los oficios fueron remitidos al Consultor VAD con copia a Electrocentro. Sector típico 6: Las observaciones a los informes parciales primero, segundo y tercero fueron comunicadas mediante los Oficios N° 0014-2013-GART, N° 0120-2013-GART y N° 0241-2013-GART, respectivamente. Los oficios fueron remitidos al Consultor VAD con copia a Electrocentro. Sector típico SER: Las observaciones a los informes parciales primero, segundo y tercero fueron comunicadas mediante los Oficios N° 0016-2013-GART, N° 01212013-GART y N° 0244-2013-GART, respectivamente Los oficios fueron remitidos al Consultor VAD con copia a Electronoroeste. Sector típico Especial: Las observaciones a los informes parciales primero, segundo y tercero fueron comunicadas mediante los Oficios N° 0017-2013-GART, N° 01292013-GART y N° 035-2013-GART, respectivamente. Los oficios fueron remitidos al Consultor VAD con copia a Coelvisac. Luego de la presentación del informe final, por parte de los Consultores VAD, la GART publicó dichos informes en la página web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe (Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Noviembre 2013). Asimismo, convocó a Audiencia Pública para la exposición y sustentación por parte de los Consultores VAD de los informes finales. La audiencia se llevó a cabo los días 24 y 25 de abril de 2013 en el Centro de Convenciones Real Audiencia ubicado en la Av. Del Parque Norte N° 1194, San Borja, Lima. En la página web señalada pueden ser consultados y descargados el aviso de convocatoria, hoja informativa (programa y directivas), presentaciones, acta y videos de la audiencia. Seguidamente, la GART formuló las observaciones a los informes finales el 24 de mayo de 2013, de conformidad con la LCE y su Reglamento. Asimismo, las empresas de distribución eléctrica alcanzaron sus observaciones que fueron trasladadas a los Consultores VAD. Sector Típico Observaciones del OSINERGMIN 1 Oficio N° 391-2013-GART 2 Oficio N° 392-2013-GART 3 Oficio N° 393-2013-GART 4 Oficio N° 394-2013-GART 5 6 SER Especial Oficio N° 395-2013-GART Oficio N° 396-2013-GART Oficio N° 397-2013-GART Oficio N° 398-2013-GART Informe N° 0328-2014-GART Observaciones de las Empresas Edelnor Luz del Sur Distriluz Electro Dunas Edecañete Electro Dunas Edecañete Electro Dunas Electro Sur Este Electro Sur Este (Adicional) Electro Dunas Electro Dunas ----- Página 18 de 39 Posteriormente, los Consultores VAD presentaron el 07 de junio de 2013 la absolución de las observaciones y los informes finales definitivos, que fueron publicados en la página web de OSINERGMIN y analizados por la GART con el apoyo de los Supervisores VAD. Los resultados de los análisis de los informes finales definitivos, presentados por los Consultores VAD, fueron recogidos en la Publicación del Proyecto de Resolución de Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017, realizada el 22 de julio de 2013 a través de la Resolución OSINERGMIN N° 149-2013-OS/CD. El Proyecto de Resolución fue sustentado por los especialistas de la GART en Audiencia Pública Descentralizada llevada a cabo el día 06 de agosto de 2013 en Lima y Arequipa, y el 07 de agosto de 2013 en Lima y Huancayo. En la página web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe (Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Noviembre 2013) pueden ser consultados y descargados el aviso de convocatoria, hoja informativa (programa y directivas), presentaciones, acta y videos de la audiencia. Posteriormente, hasta el 06 de setiembre de 2013, se recibieron las opiniones y sugerencias de los interesados con relación al proyecto de resolución. Los interesados fueron: Número Empresa Documento Fecha de Presentación CEV N° 3129-2013/GG.GG 05/09/2013 s/n 06/09/2013 1 Coelvisac 2 Synex 3 Edelnor GR-222-13 06/09/2013 4 Distriluz GG-471-2013 06/09/2013 5 Edecañete EDECA-1564-2013 06/09/2013 6 Luz del Sur GOP-069/2013 06/09/2013 7 Sidec N° 029-2013 06/09/2013 8 Electro Dunas GG-188-2013 06/09/2013 9 Electro Ucayali G-1421-2013 06/09/2013 10 Electro Puno N° 407-2013-ELPU/GG 06/09/2013 11 Electro Sur Este G-1101-2013 06/09/2013 12 Electrosur G-2008-2013 06/09/2013 Las opiniones y sugerencias fueron analizadas por la GART, incorporándose en la resolución de fijación, aquellas que fueron aceptadas total o parcialmente. La publicación de la resolución de fijación, Resolución OSINERGMIN N° 203-2013OS/CD, se realizó el 16 de octubre de 2013, fijándose los Valores Agregados de Distribución y Cargos Fijos del Periodo Noviembre 2013 – Octubre 2017. Luego, hasta el 07 de noviembre de 2011, Electronorte, Edelnor, Luz del Sur, Edecañete, Coelvisac, Distriluz y Electro Dunas interpusieron Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD, que fueron sustentados en la Audiencia Pública convocada por la GART, realizada el 28 de noviembre de 2013. Luego del análisis respectivo por parte de la GART, el Consejo Directivo de OSINERGMIN mediante las Resoluciones OSINERGMIN N° 255-2013-OS/CD, N° 2562013-OS/CD, N° 257-2013-OS/CD, N° 258-2013-OS/CD, N° 259-2013-OS/CD y N° 260- Informe N° 0328-2014-GART Página 19 de 39 2013-OS/CD, resolvió los Recursos de Reconsideración interpuestos por los interesados, culminándose con el procedimiento de fijación. Toda la información de la fijación se encuentra a disposición de los interesados y público en general en la página web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe (Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Noviembre 2013). Informe N° 0328-2014-GART Página 20 de 39 3. Resultados 3.1 Valor Agregado de Distribución y Cargos Fijos 3.1.1 Sector Típico 1 Sector Típico 1 Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD BT SED MT/BT 423 482,130 52 572,766 15 325,217 67 897,982 1 168 647 898 668,527 111 564,306 39 378,634 150 942,939 721 146 135 740,266 16 851,340 3 703,958 20 555,298 721 146 3,557 1,093 4,650 12,233 4,550 16,783 1,848 0,428 2,276 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 9,074 2,788 11,862 31,206 11,607 42,813 % % 76,49% 23,51% 72,89% 27,11% miles US$ % 389,533 0,57% 1 000,916 0,66% US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo MT Informe N° 0328-2014-GART CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 9 747,146 159,493 13,219 72,224 2,580 31,473 899 395 11 772 774 4 517 268 3 227 0,903 1,129 1,423 1,332 0,802 0,813 2,304 2,880 3,630 3,398 2,046 2,074 4,714 1,092 5,806 81,20% 18,80% 1 390,449 Página 21 de 39 3.1.2 Sector Típico 2 Sector Típico 2 Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD MT BT SED MT/BT 31 635,435 85 860,303 19 182,774 3 927,349 10 659,041 2 381,426 2 926,002 8 736,969 1 581,068 6 853,352 19 396,010 3 962,494 129 793 89 838 89 838 2,393 1,879 4,272 9,382 8,104 17,486 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 3 241,313 25,559 1,962 41,959 - - 240 874 912 70 2 880 - - 1,121 2,335 2,335 1,214 - - 2,860 5,957 5,957 3,097 - - 2,096 1,467 3,563 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 6,105 4,793 10,898 23,933 20,673 44,607 % % 56,02% 43,98% 53,65% 46,35% miles US$ % 29,207 0,43% 87,211 0,45% 5,347 3,742 9,089 58,83% 41,17% 116,418 Para los cargos CCSP y CFHO se consideran los obtenidos para el sector 1. 3.1.3 Sector Típico 3 Sector Típico 3 Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD MT BT SED MT/BT 4 883,356 606,239 343,854 950,093 9 486 9 549,298 1 185,488 1 011,717 2 197,205 7 695 1 799,939 223,452 368,448 591,900 7 695 5,054 3,021 8,075 12,181 10,956 23,137 2,296 3,990 6,286 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 314,416 3,620 0,504 7,599 - - 22 750 100 14 312 - - 1,152 3,003 3,003 2,030 - - 2,939 7,661 7,661 5,179 - - 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 12,893 7,707 20,599 31,074 27,949 59,022 5,857 10,178 16,036 % % 62,59% 37,41% 52,65% 47,35% 36,53% 63,47% miles US$ % 0,295 0,03% 0,867 0,04% 1,161 Para los cargos CCSP y CFHO se consideran los obtenidos para el sector 1. Informe N° 0328-2014-GART Página 22 de 39 3.1.4 Sector Típico 4 Sector Típico 4 Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD MT BT 4 776,389 10 494,108 592,960 1 302,781 177,518 607,228 770,478 1 910,008 6 283 4 349 7,462 2,354 9,816 23,685 11,634 35,319 SED MT/BT 1 415,035 175,668 141,478 317,146 4 349 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 409,147 3,909 0,491 - - - 25 088 70 8 - - - 1,359 4,653 5,110 1,359 - - 3,467 11,870 13,036 3,467 - - 3,194 2,711 5,905 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 19,036 6,005 25,041 60,420 29,678 90,099 % % 76,02% 23,98% 67,06% 32,94% miles US$ % 2,489 0,32% 8,514 0,45% 8,148 6,916 15,064 54,09% 45,91% 11,003 Para el cargo CCSP se consideran los valores actualizados a diciembre de 2012, establecidos en la Resolución OSINERG N° 442-2006-OS/CD y su modificatoria Resolución OSINERG N° 634-2006-OS/CD. Para el cargo CFHO se considera el obtenido para el sector 1. Para el cargo CFE de lectura semestral se considera el estimado a partir de la relación entre el cargo CFE de lectura mensual y CFE de lectura semestral vigente a diciembre de 2012. 3.1.5 Sector Típico 5 Sector Típico 5 Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD MT 3 507,034 435,377 263,085 698,462 2 954 11,656 7,423 19,079 BT 2 962,317 367,754 326,255 694,009 1 507 19,300 18,045 37,345 SED MT/BT 517,784 64,280 87,852 152,132 1 507 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 192,891 1,323 0,068 - - - 11 068 22 1 - - - 1,452 5,012 5,629 1,452 - - 3,704 12,786 14,360 3,704 - - 3,373 4,859 8,232 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 29,734 18,936 48,671 49,234 46,033 95,267 % % 61,09% 38,91% 51,68% 48,32% miles US$ % 3,376 0,48% 4,187 0,60% 8,605 12,395 21,000 40,97% 59,03% 7,563 Para el cargo CCSP se consideran los valores actualizados a diciembre de 2012, establecidos en la Resolución OSINERG N° 442-2006-OS/CD y su modificatoria Resolución OSINERG N° 634-2006-OS/CD. Para el cargo CFHO se considera el obtenido Informe N° 0328-2014-GART Página 23 de 39 para el sector 1. Para el cargo CFE de lectura semestral se considera el estimado a partir de la relación entre el cargo CFE de lectura mensual y CFE de lectura semestral vigente a diciembre de 2012. 3.1.6 Sector Típico 6 Sector Típico 6 Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD MT 3 929,531 487,828 214,459 702,287 3 939 9,794 4,538 14,332 BT 8 111,420 1 006,984 721,356 1 728,340 3 254 24,466 18,471 42,937 SED MT/BT 1 203,476 149,404 171,508 320,912 3 254 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 422,209 1,527 0,139 - - - 23 938 25 2 - - - 1,470 5,092 5,778 1,470 - - 3,750 12,990 14,740 3,750 - - 3,630 4,392 8,022 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 24,984 11,576 36,561 62,413 47,120 109,532 % % 68,34% 31,66% 56,98% 43,02% miles US$ % 0,925 0,13% 3,111 0,18% 9,260 11,204 20,464 45,25% 54,75% 4,036 Para el cargo CCSP se consideran los valores actualizados a diciembre de 2012, establecidos en la Resolución OSINERG N° 442-2006-OS/CD y su modificatoria Resolución OSINERG N° 634-2006-OS/CD. Para el cargo CFHO se considera el obtenido para el sector 1. Para el cargo CFE de lectura semestral se considera el estimado a partir de la relación entre el cargo CFE de lectura mensual y CFE de lectura semestral vigente a diciembre de 2012. Informe N° 0328-2014-GART Página 24 de 39 3.1.7 Sector SER Sector Típico SER - Inversiones 100% Estado Medidor Prepago Cargo Fijo VAD Descripción Unidad Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Reposición (bVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad 565,662 13,112 31,320 44,432 124 US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes 8,368 21,065 29,433 VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD MT BT 1 015,508 23,540 53,751 77,290 114 16,301 39,227 55,528 SED MT/BT 142,306 3,299 17,351 20,649 114 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 16,195 0,074 - - - - 1 016 1 - - - - 1,328 6,170 - 1,328 - - 3,388 15,740 - 3,388 - - 2,284 12,662 14,946 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 21,347 53,737 75,084 41,584 100,068 141,652 % % 28,43% 71,57% 29,36% 70,64% miles US$ % 0,186 0,42% 0,319 0,41% 5,826 32,301 38,127 15,28% 84,72% 0,505 Sector Típico SER - Inversiones 100% Estado Medidor Convencional Cargo Fijo VAD Descripción Unidad Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Reposición (bVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo MT BT miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad 565,662 13,112 34,116 47,228 124 955,369 22,146 58,454 80,600 114 US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes 8,368 22,945 31,313 Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD 15,335 42,660 57,995 SED MT/BT 142,306 3,299 18,887 22,185 114 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 23,628 0,074 - - - - 1 016 1 - - - - 1,938 6,170 - 1,938 - - 4,944 15,740 - 4,944 - - 2,284 13,783 16,067 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 21,347 58,533 79,879 % % 26,72% 73,28% 26,44% 73,56% miles US$ % 0,171 0,36% 0,293 0,36% Informe N° 0328-2014-GART 39,120 108,826 147,945 5,826 35,160 40,987 14,22% 85,78% 0,463 Página 25 de 39 Sector Típico SER - Inversiones 100% Empresa Medidor Prepago Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad 565,662 70,223 31,320 101,544 124 US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes 44,816 21,065 65,881 Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD MT BT 1 015,508 126,069 53,751 179,820 114 87,301 39,227 126,528 SED MT/BT 142,306 17,666 17,351 35,017 114 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 16,195 0,074 - - - - 1 016 1 - - - - 1,328 6,170 - 1,328 - - 3,388 15,740 - 3,388 - - 12,234 12,662 24,896 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 114,326 53,737 168,062 222,705 100,068 322,773 % % 68,03% 31,97% 69,00% 31,00% miles US$ % 0,186 0,18% 0,319 0,18% 31,209 32,301 63,510 49,14% 50,86% 0,505 Sector Típico SER - Inversiones 100% Empresa Medidor Convencional Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad MT BT miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad 565,662 70,223 34,116 104,339 124 955,369 118,603 58,454 177,057 114 US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes 44,816 22,945 67,761 Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD 82,131 42,660 124,791 SED MT/BT 142,306 17,666 18,887 36,553 114 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 23,628 0,074 - - - - 1 016 1 - - - - 1,938 6,170 - 1,938 - - 4,944 15,740 - 4,944 - - 12,234 13,783 26,017 2,551 31/12/2012 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 114,326 58,533 172,858 209,516 108,826 318,342 % % 66,14% 33,86% 65,81% 34,19% miles US$ % 0,171 0,16% 0,293 0,17% 31,209 35,160 66,369 47,02% 52,98% 0,463 Para el cargo CFHO se considera el obtenido para el sector 1. Para el cargo CFE de lectura semestral se considera el estimado a partir de la relación entre el cargo CFE de lectura mensual y CFE de lectura semestral vigente a diciembre de 2012. Informe N° 0328-2014-GART Página 26 de 39 3.1.8 Sector Especial Sector Típico Especial Cargo Fijo VAD Descripción Valor Nuevo de Reemplazo Costo Anual de Inversión (aVNR) Costo Anual de OyM Total Costo Anual Demanda Número de clientes VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo Unidad miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ kW unidad Participación del aVNR en el VAD Participación del OyM en el VAD Costo Capital de Trabajo (CT) Incidencia del CT en el VAD 8 146,725 1 011,367 1 012,905 2 024,272 19 584 BT 750,313 93,147 43,860 137,007 775 US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes US$/mes 4,084 4,310 8,394 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./mes 10,418 10,995 21,413 % % 48,65% 51,35% 66,84% 33,16% miles US$ % 9,830 0,49% 0,426 0,31% Tipo de Cambio (S/./US$) VAD Inversión VAD OyM VAD Cargo Fijo MT SED MT/BT 637,232 79,109 9,870 88,978 775 9,508 4,718 14,226 CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO 3,844 13,983 5,523 - - - 235 324 128 - - - 1,363 3,596 3,596 - - - 3,477 9,173 9,173 - - - 8,075 1,062 9,137 2,551 31/12/2012 24,255 12,036 36,291 20,599 2,709 23,308 88,38% 11,62% 10,256 Para los cargos CCSP y CFHO se consideran los obtenidos para el sector 1. La metodología, análisis y cálculos que sustentan los resultados mostrados se encuentran consignados en los Estudios de Costos del VAD, que forman parte de los informes de sustento de las resoluciones de fijación, los cuales se encuentra a disposición de los interesados y público en general en la página web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe (Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Noviembre 2013). 3.2 Factores de Economía de Escala 3.2.1 Sector Típico 1 Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 VAD MT 1,0000 0,9939 0,9878 0,9818 VAD BT 1,0000 0,9938 0,9877 0,9815 VAD SED 1,0000 0,9946 0,9893 0,9840 Cargos Fijos 1,0000 0,9970 0,9939 0,9909 VAD MT 1,0000 0,9928 0,9857 0,9787 VAD BT 1,0000 0,9923 0,9847 0,9773 VAD SED 1,0000 0,9932 0,9866 0,9800 Cargos Fijos 1,0000 0,9957 0,9914 0,9873 3.2.2 Sector Típico 2 Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 Informe N° 0328-2014-GART Página 27 de 39 3.2.3 Sector Típico 3 Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 VAD MT 1,0000 0,9952 0,9904 0,9856 VAD BT 1,0000 0,9949 0,9898 0,9848 VAD SED 1,0000 0,9947 0,9895 0,9844 Cargos Fijos 1,0000 0,9972 0,9945 0,9919 VAD MT 1,0000 0,9950 0,9901 0,9852 VAD BT 1,0000 0,9952 0,9904 0,9857 VAD SED 1,0000 0,9955 0,9911 0,9867 Cargos Fijos 1,0000 0,9970 0,9941 0,9912 VAD MT 1,0000 0,9979 0,9957 0,9936 VAD BT 1,0000 0,9896 0,9794 0,9694 VAD SED 1,0000 0,9899 0,9800 0,9702 Cargos Fijos 1,0000 0,9972 0,9943 0,9916 VAD MT 1,0000 0,9938 0,9876 0,9815 VAD BT 1,0000 0,9904 0,9809 0,9716 VAD SED 1,0000 0,9899 0,9800 0,9701 Cargos Fijos 1,0000 0,9972 0,9944 0,9917 3.2.4 Sector Típico 4 Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 3.2.5 Sector Típico 5 Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 3.2.6 Sector Típico 6 Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 3.2.7 Sector Típico SER (Inversiones 100% Estado e Inversiones 100% Empresa con Medidor Prepago) Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 Informe N° 0328-2014-GART VAD MT 1,0000 0,9905 0,9811 0,9717 VAD BT 1,0000 0,9905 0,9810 0,9717 VAD SED 1,0000 0,9906 0,9814 0,9722 Cargos Fijos 1,0000 0,9976 0,9953 0,9929 Página 28 de 39 3.2.8 Sector Típico SER (Inversiones 100% Estado e Inversiones 100% Empresa con Medidor Postpago) Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 VAD MT 1,0000 0,9914 0,9829 0,9745 VAD BT 1,0000 0,9915 0,9830 0,9747 VAD SED 1,0000 0,9921 0,9843 0,9766 Cargos Fijos 1,0000 0,9978 0,9957 0,9936 VAD MT 1,0000 0,9950 0,9901 0,9853 VAD BT 1,0000 0,9949 0,9899 0,9850 VAD SED 1,0000 0,9957 0,9914 0,9872 Cargos Fijos 1,0000 0,9955 0,9910 0,9866 3.2.9 Sector Típico Especial Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2014 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Noviembre 2016 - Octubre 2017 3.3 Cargo por Energía Reactiva Para el cargo por energía reactiva se propone aplicar el cargo vigente a diciembre de 2008 igual a 0.0318 S/./kVAR.h aplicable a todos los sectores típicos. 3.4 Fórmulas de Actualización Según los criterios y procedimientos de la LCE, las tarifas deben conservar su valor real por lo cual se debe establecer las fórmulas de actualización de las mismas para los periodos comprendidos entre fijaciones. Las fórmulas consideran la incidencia del IPM, tipo de cambio, precio del cobre y del aluminio, en los costos de la prestación del servicio de distribución eléctrica. Cabe indicar que con respecto a la fijación anterior se retira de las fórmulas el término vinculado con la tasa arancelaria, toda vez que su incidencia no afecta el resultado de la fórmula debido a que la mayoría de las partidas arancelarias de componentes de la distribución eléctrica presentan un arancel igual a 0%. Las fórmulas de actualización que se proponen son las siguientes: 3.4.1 Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT) FAVADMT AMT IPM TC IPCu TC IPAl TC BMT CMT DMT IPM 0 TC 0 IPCu 0 TC 0 IPAl 0 TC 0 Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 AMT BMT CMT DMT 0,6727 0,2227 0,0337 0,0709 1,0000 0,8592 0,0632 0,0000 0,0776 1,0000 0,7771 0,1698 0,0032 0,0499 1,0000 0,6456 0,2837 0,0293 0,0414 1,0000 0,8048 0,0990 0,0205 0,0757 1,0000 0,6465 0,2626 0,0005 0,0904 1,0000 Informe N° 0328-2014-GART Sector SER 100% Estado Prepago 0,5012 0,4653 0,0003 0,0332 1,0000 Sector SER 100% Estado Postpago 0,5060 0,4609 0,0003 0,0328 1,0000 Sector SER 100% Empresa Prepago 0,5012 0,4653 0,0003 0,0332 1,0000 Sector SER 100% Empresa Postpago 0,5060 0,4609 0,0003 0,0328 1,0000 Sector Especial 0,7733 0,1426 0,0180 0,0661 1,0000 Página 29 de 39 Siendo: AMT : BMT : CMT : DMT : Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADMT Coeficiente de participación de los productos importados en el VADMT Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADMT Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADMT 3.4.2 Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT) FAVADBT ABT IPM TC IPCu TC IPAl TC BBT CBT DBT IPM 0 TC 0 IPCu 0 TC 0 IPAl 0 TC 0 Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 ABT BBT CBT DBT 0,6316 0,2596 0,0081 0,1007 1,0000 0,8359 0,0816 0,0004 0,0821 1,0000 0,6220 0,2229 0,0266 0,1285 1,0000 0,6525 0,2377 0,0099 0,0999 1,0000 0,7092 0,1950 0,0036 0,0922 1,0000 0,6984 0,2281 0,0015 0,0720 1,0000 Sector SER 100% Estado Prepago 0,5036 0,4589 0,0000 0,0375 1,0000 Sector SER 100% Estado Postpago 0,5088 0,4544 0,0000 0,0368 1,0000 Sector SER 100% Empresa Prepago 0,5036 0,4589 0,0000 0,0375 1,0000 Sector SER 100% Empresa Postpago 0,5088 0,4544 0,0000 0,0368 1,0000 Sector Especial 0,7836 0,1106 0,0180 0,0878 1,0000 Siendo: ABT : BBT : CBT : DBT : Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADBT Coeficiente de participación de los productos importados en el VADBT Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADBT Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADBT 3.4.3 Valor Agregado de Distribución en Subestaciones de Distribución MT/BT (VADSED) Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 ASED BSED CSED DSED 0,4253 0,5381 0,0310 0,0056 1,0000 0,7923 0,1402 0,0675 0,0000 1,0000 0,4513 0,5292 0,0195 0,0000 1,0000 0,5548 0,4409 0,0043 0,0000 1,0000 0,6466 0,3330 0,0204 0,0000 1,0000 0,6000 0,3953 0,0047 0,0000 1,0000 FAVADSED ASED Sector SER 100% Estado Prepago 0,7615 0,2383 0,0002 0,0000 1,0000 Sector SER 100% Estado Postpago 0,7665 0,2332 0,0003 0,0000 1,0000 Sector SER 100% Empresa Prepago 0,7615 0,2383 0,0002 0,0000 1,0000 Sector SER 100% Empresa Postpago 0,7665 0,2332 0,0003 0,0000 1,0000 Sector Especial 0,7738 0,2157 0,0000 0,0105 1,0000 IPM TC IPCu TC IPAl TC BSED CSED DSED IPM 0 TC 0 IPCu 0 TC 0 IPAl 0 TC 0 Siendo: ASED : Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADSED Informe N° 0328-2014-GART Página 30 de 39 BSED : CSED : DSED : Coeficiente de participación de los productos importados en el VADSED Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADSED Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADSED 3.4.4 Cargos Fijos FACF IPM IPM 0 3.4.5 Cargo por Energía Reactiva (CER) FACER TC TC 0 3.4.6 Definición de los Parámetros de las Fórmulas de Actualización TC : Valor referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace. Se utilizará el último valor venta publicado al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. IPM : Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. IPCu : Índice del precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con el segundo mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Para la obtención de este indicador se tomarán en cuenta la cotización de la libra de cobre Londres en ctv. US$/lb, publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Perú “Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del periodo)”. IPAl Índice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerará las últimas 52 semanas que terminan : Informe N° 0328-2014-GART Página 31 de 39 con la cuarta semana del segundo mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platt’s Metals Daily. Los valores base que se utilizarán en las fórmulas de actualización son: TC0 (S/./US$) IPM0 IPCu0 (ctv. US$/lb) IPAl0 (US$/tn) : : : : 2.551 208.221718 360.55 2017.16 El valor base del tipo de cambio del Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica (TC0) corresponde al último día hábil de diciembre de 2012 (28/12/2008). El valor base del índice de precios al por mayor (IPM0) corresponde al mes de diciembre de 2012. El valor base del precio del cobre corresponde al promedio de los precios promedios mensuales de los 12 últimos meses que terminan en diciembre de 2012. El valor base del precio del aluminio corresponde al promedio de los precios promedios semanales (week avg.) de las 52 últimas semanas que terminan en la cuarta semana del mes de diciembre de 2012. Informe N° 0328-2014-GART Página 32 de 39 3.5 Parámetros de Cálculo Tarifario 3.5.1 Factores de Expansión de Pérdidas Los porcentajes y factores de expansión de pérdidas resultantes son los siguientes: Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector SER Sector Especial 1,29% 1,63% 1,28% 1,66% 1,71% 2,69% 2,06% 3,18% 3,66% 5,67% 2,69% 5,07% 1,99% 0,82% 2,31% 3,12% 7,87% 5,02% 2,03% 2,22% 0,07% 0,70% 2,85% 9,76% 6,91% 2,71% 3,50% 0,07% 0,63% 2,85% 8,05% 5,20% 2,69% 1,79% 0,06% 0,66% 2,85% 8,85% 6,00% 2,99% 2,42% 0,09% 0,50% 2,85% 8,17% 5,32% 2,60% 2,03% 0,16% 0,53% 2,85% 9,63% 6,78% 2,62% 3,56% 0,29% 0,31% 2,85% 7,08% 4,23% 2,09% 1,96% 0,05% 0,13% 2,85% 8,51% 5,66% 1,99% 3,35% 0,09% 0,23% 2,85% 6,58% 3,73% 2,64% 0,93% 0,03% 0,13% 2,85% 7,09% 4,24% 1,91% 1,99% 0,07% 0,27% 2,85% 6,43% 3,58% 2,60% 0,83% 0,03% 0,12% 2,85% 7,19% 4,34% 2,10% 1,89% 0,07% 0,28% 2,85% 6,22% 3,37% 2,86% 0,34% 0,02% 0,15% 2,85% 6,61% 3,76% 2,62% 0,77% 0,04% 0,33% 2,85% 7,73% 4,88% 4,40% 0,19% 0,01% 0,28% 2,85% 6,89% 4,04% 3,37% 0,26% 0,02% 0,39% 2,85% Media Tensión Energía Potencia Baja Tensión Energía Técnicas SEDs MT/BT Redes BT-SP Acometidas Medidores No Técnicas Potencia Técnicas SEDs MT/BT Redes BT-SP Acometidas Medidores No Técnicas De conformidad con los análisis realizados a los porcentajes de pérdidas no técnicas estándar, corresponde considerar los siguientes porcentajes para el periodo 2013-2017: Periodo Nov-2013 - Oct-2014 Nov-2014 - Oct-2015 Nov-2015 - Oct-2016 Nov-2016 - Oct-2017 % Pérdidas No Técnicas Estándar 2,85% 2,75% 2,66% 2,56% En ese sentido, los factores de expansión de pérdidas a aplicar en la presente regulación tarifaria son los siguientes: Noviembre 2013 - Octubre 2014 Factores de Expansión de Pérdidas Sector 1 Media Tensión PEMT Energía 1,0131 PPMT Potencia 1,0166 SED MT/BT PESED Energía 1,0599 PPSED Potencia 1,0668 Baja Tensión PEBT Energía 1,0854 PPBT Potencia 1,1082 Baja Tensión - Sistema de Medición Centralizada PEBTCO Energía 1,0846 PPBTCO Potencia 1,1073 Informe N° 0328-2014-GART Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector SER Sector Especial 1,0130 1,0169 1,0174 1,0276 1,0210 1,0328 1,0380 1,0601 1,0276 1,0534 1,0203 1,0083 1,0236 1,0322 1,0668 1,0687 1,0654 1,0646 1,0540 1,0544 1,0599 1,0537 1,0593 1,0560 1,0625 1,0620 1,0815 1,0710 1,0875 1,0971 1,0890 1,1066 1,0762 1,0930 1,0704 1,0763 1,0687 1,0775 1,0663 1,0708 1,0838 1,0740 1,0868 1,0960 1,0871 1,1030 1,0756 1,0919 1,0701 1,0755 1,0684 1,0767 1,0661 1,0703 1,0837 1,0738 Página 33 de 39 Noviembre 2014 - Octubre 2015 Factores de Expansión de Pérdidas Sector 1 Media Tensión PEMT Energía 1,0131 PPMT Potencia 1,0166 SED MT/BT PESED Energía 1,0588 PPSED Potencia 1,0656 Baja Tensión PEBT Energía 1,0842 PPBT Potencia 1,1069 Baja Tensión - Sistema de Medición Centralizada PEBTCO Energía 1,0834 PPBTCO Potencia 1,1061 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector SER Sector Especial 1,0130 1,0169 1,0174 1,0276 1,0210 1,0328 1,0380 1,0601 1,0276 1,0534 1,0203 1,0083 1,0236 1,0322 1,0656 1,0676 1,0643 1,0635 1,0529 1,0533 1,0588 1,0526 1,0582 1,0549 1,0613 1,0609 1,0804 1,0699 1,0864 1,0959 1,0878 1,1053 1,0750 1,0918 1,0693 1,0752 1,0676 1,0763 1,0652 1,0696 1,0826 1,0728 1,0857 1,0948 1,0859 1,1018 1,0745 1,0908 1,0689 1,0743 1,0672 1,0755 1,0650 1,0692 1,0825 1,0726 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector SER Sector Especial 1,0130 1,0169 1,0174 1,0276 1,0210 1,0328 1,0380 1,0601 1,0276 1,0534 1,0203 1,0083 1,0236 1,0322 1,0646 1,0666 1,0633 1,0625 1,0519 1,0523 1,0578 1,0516 1,0572 1,0539 1,0603 1,0599 1,0793 1,0688 1,0853 1,0948 1,0867 1,1042 1,0740 1,0908 1,0683 1,0741 1,0666 1,0753 1,0642 1,0686 1,0815 1,0718 1,0846 1,0937 1,0848 1,1007 1,0734 1,0897 1,0679 1,0733 1,0662 1,0745 1,0639 1,0681 1,0814 1,0716 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector SER Sector Especial 1,0130 1,0169 1,0174 1,0276 1,0210 1,0328 1,0380 1,0601 1,0276 1,0534 1,0203 1,0083 1,0236 1,0322 1,0635 1,0654 1,0621 1,0613 1,0508 1,0512 1,0566 1,0505 1,0561 1,0527 1,0592 1,0588 1,0782 1,0677 1,0841 1,0936 1,0855 1,1030 1,0728 1,0896 1,0671 1,0730 1,0654 1,0741 1,0630 1,0675 1,0804 1,0707 1,0834 1,0925 1,0837 1,0995 1,0723 1,0885 1,0668 1,0722 1,0651 1,0733 1,0628 1,0670 1,0803 1,0704 Noviembre 2015 - Octubre 2016 Factores de Expansión de Pérdidas Sector 1 Media Tensión PEMT Energía 1,0131 PPMT Potencia 1,0166 SED MT/BT PESED Energía 1,0578 PPSED Potencia 1,0646 Baja Tensión PEBT Energía 1,0832 PPBT Potencia 1,1058 Baja Tensión - Sistema de Medición Centralizada PEBTCO Energía 1,0824 PPBTCO Potencia 1,1050 Noviembre 2016 - Octubre 2017 Factores de Expansión de Pérdidas Sector 1 Media Tensión PEMT Energía 1,0131 PPMT Potencia 1,0166 SED MT/BT PESED Energía 1,0566 PPSED Potencia 1,0635 Baja Tensión PEBT Energía 1,0820 PPBT Potencia 1,1046 Baja Tensión - Sistema de Medición Centralizada PEBTCO Energía 1,0812 PPBTCO Potencia 1,1038 3.5.2 Factores de Caracterización de la Carga Mediante estudios de caracterización de la carga de la GART, se determinaron los diagramas de carga típicos por opción tarifaria y por sector típico producto de una campaña de medición de suministros en los sistemas eléctricos modelo. A partir de dichos diagramas se determinaron los factores de coincidencia, factores de contribución a la punta y número de horas de uso en baja tensión aplicables en el cálculo de las tarifas. En el caso del sector típico 1 se proponen los valores utilizados en el balance de energía y potencia elaborado por el Consultor VAD. Dichos valores se sustentan a través de un estudio de caracterización efectuado por Luz del Sur para la presente fijación. Los factores obtenidos son los siguientes: Informe N° 0328-2014-GART Página 34 de 39 Factores de Coincidencia FCPPMT FCFPMT FCPPBT FCFPBT Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 0,907 0,861 0,865 0,797 0,933 0,849 0,856 0,714 0,923 0,788 0,859 0,787 0,963 0,755 0,836 0,797 0,881 0,949 0,859 0,787 0,881 0,922 0,859 0,787 Sector SER 0,881 0,922 0,859 0,787 Sector Especial 0,997 0,904 0,604 0,931 Sector Especial 0,138 Factores de Contribución a la Punta Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 CMTPPg 0,810 0,869 0,796 0,902 0,914 0,895 Sector SER 0,945 CMTFP g 0,552 0,429 0,496 0,582 0,582 0,601 0,601 0,002 CBTPPg 0,800 0,722 0,647 0,541 0,541 0,541 0,541 0,208 CBTFPg 0,548 0,473 0,580 0,580 0,580 0,580 0,580 0,062 CMTPPd 0,732 0,748 0,659 0,840 0,717 0,788 0,933 0,357 CMTFP d 0,471 0,361 0,426 0,475 0,475 0,486 0,486 0,273 CBTPPd 0,694 0,629 0,591 0,478 0,478 0,478 0,478 0,560 CBTFPd 0,442 0,410 0,481 0,481 0,481 0,481 0,481 0,460 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 NHUBT NHUBTPP A 426 111 362 105 353 105 305 105 262 105 262 105 Sector SER 208 105 Sector Especial 319 109 NHUBTFP A 311 482 482 482 482 482 482 437 NHUBTPP B 96 86 86 86 86 86 86 103 NHUBTFP B NHUBTPRE NHUBTAP 296 426 360 382 362 360 382 353 360 382 305 360 382 262 360 382 262 360 382 208 360 301 319 360 Número de Horas de Uso Cabe indicar que, para el número de horas de uso en baja tensión (NHUBT) se propone considerar los valores vigentes de la fijación anterior para todos los sectores típicos, toda vez que los estudios de caracterización de la carga han encontrado limitaciones para evaluar representativamente las características de carga de la opción tarifaria BT5B. Para el cálculo del número de horas de uso en baja tensión del alumbrado público (NHUBTAP) se consideró 12 horas de utilización diaria y 30 días por mes. 3.5.3 Factores de Corrección del Valor Agregado de Distribución Los factores de corrección del Valor Agregado de Distribución ajustan el VADMT, VADBT y VADSED por las ventas de potencia en horas fuera de punta de las empresas de distribución eléctrica. Los factores de corrección que se proponen son los siguientes: Informe N° 0328-2014-GART Página 35 de 39 Empresa Coelvisac-Villacurí Coelvisac-Olmos-Motupe-Íllimo Coelvisac-Resto Edecañete Edelnor Electro Dunas - Chincha Baja Densidad Electro Dunas - Santa Margarita, Tacama y Paracas Electro Dunas - Resto Electro Oriente Electro Pangoa Electro Puno Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Otras empresas PTPMT 1,0000 1,0000 0,9766 0,7263 0,8446 1,0000 1,0000 0,7697 0,7988 1,0000 0,8228 0,9165 0,9561 0,7335 0,9285 0,6795 0,8924 0,7892 0,9750 0,7904 0,8147 0,8653 0,8565 0,8671 0,9900 PTPBT 1,0000 1,0000 0,9003 0,9807 0,9297 1,0000 1,0000 0,9739 0,9842 1,0000 0,9861 0,9782 0,9982 0,9654 0,9810 0,9613 0,9702 0,9606 0,9927 0,9497 0,9808 0,8828 0,9654 0,9962 0,9900 Para los sistemas de distribución eléctrica administrados por empresas municipales y otros no especificados en la tabla anterior, se tomará los valores 0.9900 y 0.9900 para el PTPMT y PTPBT respectivamente. 3.5.4 Factor de Balance de Potencia Para el periodo 2013-2017 se propone aplicar los valores FBP resultantes de aplicar los nuevos factores de expansión de pérdidas, factores de coincidencia, factores contribución y número de horas de uso en baja tensión, a las ventas de energía y potencia correspondientes al año 2012. Los valores resultantes son los siguientes: Informe N° 0328-2014-GART Página 36 de 39 Empresa Edecañete Edelnor Electro Dunas Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Ucayali Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Hidrandina Luz del Sur Seal Sistema Cañete Lima Norte MT Lima Norte BT Huaral-Chancay Huacho Supe-Barranca Chincha Ica Pisco y Paracas Santa Margarita y Tacama Iquitos Tarapoto Juliaca Cusco Pucallpa Huancayo Huánuco Piura y Catacaos Tumbes, Máncora, Corrales y Zarumilla Sullana Paita Chiclayo Chiclayo Baja Densidad y Olmos Ilo Tacna Cajamarca Chimbote, Casma, Nepeña, Santa y Santa Rural Trujillo, Paiján-Malabrigo y Quiruvilca Caraz-Carhuaz-Huaraz Lima Sur Arequipa FBP 0,8789 0,9107 0,9423 1,0111 0,9102 0,8587 1,0059 0,8713 0,8964 0,9273 0,9560 0,8676 0,8310 0,9018 0,9196 0,8450 3.6 Verificación de la Rentabilidad 3.6.1 Introducción Para la determinación final de las tarifas de distribución eléctrica, el Artículo 69° de la LCE establece que con las tarifas obtenidas y los precios a nivel de generación que correspondan, el OSINERGMIN estructurará un conjunto de precios básicos para efectos de la verificación de la rentabilidad a que se refiere el Artículo 70° de la LCE. El Artículo 70° señala que el OSINERGMIN calculará la Tasa Interna de Retorno (TIR) para conjuntos de concesionarios considerando un período de análisis de 25 años y evaluando: Los ingresos que habrían percibido si se hubiesen aplicado los Precios Básicos a la totalidad de los suministros en el ejercicio inmediato anterior. Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema de distribución, para el ejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas. Informe N° 0328-2014-GART Página 37 de 39 El Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de cada empresa, con un valor residual igual a cero. El Artículo 71° señala que si la tasas calculadas no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización señalada en el artículo 79° de la LCE (12%), esto es que se encuentre entre 8% y 16%, los Valores Agregados de Distribución, que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior. 3.6.2 Proceso de Verificación El procedimiento de verificación se ha realizado en conformidad a lo señalado en el Artículo 149° del Reglamento de la LCE que establece proceder de la siguiente manera: Se deben conformar conjunto de concesiones en los que los Valores Agregados de Distribución no difieran en más de 10%. Obtener, para cada conjunto, valores totales de ingresos, de costos y valores nuevos de reemplazo de las concesiones conformantes. Asimismo, señala para efectos del cálculo de la TIR, los ingresos y costos de compra de electricidad no sujetos a regulación de precios, se determinarán con las tarifas aplicables a los usuarios regulados. De acuerdo a los establecido en el Artículo 147° del Reglamento de la LCE, la GART calculó el VAD para cada concesión mediante la suma de los productos del VAD de cada sector típico por su correspondiente factor de ponderación determinado de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N° 205-2013-OS/CD, modificada por las Resoluciones OSINERGMIN N° 243, N° 263 y N° 264-2013-OS/CD, y N° 046-2014-OS/CD. Los ingresos por empresa se obtuvieron a partir de las nuevas tarifas de distribución eléctricas propuestas, los parámetros de cálculo tarifario y, las ventas de energía y potencia de las empresas de distribución eléctrica correspondiente al año 2012. Las tarifas de generación y transmisión para determinar los pliegos tarifarios, corresponden al mes de diciembre de 2012. Los costos (compra de energía y costos de operación y mantenimiento), se determinaron tomando como referencia los costos incurridos por las empresas de distribución eléctrica y costos estándar de operación y mantenimiento. Se consideró el VNR de las instalaciones de distribución eléctrica con metrados adaptados al 30 de junio de 2012, resultante del proceso de determinación llevado a cabo por la GART con información de las empresas, aprobado por la Resolución OSINERGMIN N° 204-2013-OS/CD, modificada por la Resolución OSINERGMIN N° 262-2013-OS/CD. Cabe indicar que no se considera las instalaciones de los SER con inversiones 100% del Estado, toda vez que sus inversiones son a título gratuito y no corresponde verificar su rentabilidad. Por ello, no se consideran sus ventas de energía, así como sus metrados en los costos estándar de operación y mantenimiento. Informe N° 0328-2014-GART Página 38 de 39 Cabe indicar que, además se está considerando la clasificación de los sistemas de distribución eléctrica vigente a partir del 01 de noviembre de 2013, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 205-2013-OS/CD, modificada por las Resoluciones OSINERGMIN N° 243, N° 263 y N° 264-2013-OS/CD, y N° 046-2014-OS/CD, y determinada de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución Directoral N° 154-2012EM/DGE, modificada por la Resolución Directoral N° 414-2013-EM/DGE. A partir de los VAD para cada concesión se conformaron seis conjuntos de concesiones, obteniéndose los siguientes resultados: Empresa Coelvisac Electro Dunas Luz del Sur Edelnor Electro Ucayali Electronoroeste Seal Hidrandina Edecañete Electronorte Electrosur Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Sersa Emseusac Electrocentro Electro Tocache Grupo Grupo 1 Grupo 2 Grupo 2 Grupo 2 Grupo 2 Grupo 3 Grupo 3 Grupo 3 Grupo 3 Grupo 4 Grupo 4 Grupo 4 Grupo 5 Grupo 5 Grupo 5 Grupo 5 Grupo 6 Grupo 7 VNR 25 084 312 818 4 361 318 4 222 345 82 768 334 291 513 188 914 887 48 316 405 070 191 055 207 596 276 787 401 901 4 628 7 843 626 607 21 035 Miles S/. Ingresos 24 506 236 200 1 900 360 1 772 830 79 736 343 085 283 025 518 498 26 081 250 780 116 569 210 394 117 888 203 611 4 100 5 222 306 146 9 706 Costos 20 898 197 718 1 467 605 1 378 856 73 207 298 044 239 206 420 956 21 429 207 998 95 691 177 487 90 408 153 396 3 466 4 363 222 866 6 450 TIR Grupo 13,8% 8,4% 9,4% 11,2% 10,5% 12,6% 15,0% De acuerdo a los resultados, al encontrarse la TIR dentro del rango establecido en la LCE, las tarifas de distribución eléctricas quedaron validadas. Lima, 23 de junio de 2014. [lgrajeda] Informe N° 0328-2014-GART Firmado por: GRAJEDA PUELLES Luis Enrique (FAU20376082114) Oficina: GART - San Borja Cargo: Gerente División de Distribución Eléctrica GART Fecha: 2014.06.23 14:48:43 Página 39 de 39
