observaciones al estudio de costos del vad

OBSERVACIONES
A LA PRE PUBLICACIÓN DE LA TARIFA DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL PERIODO
NOVIEMBRE DE 2013 A OCTUBRE DE 2017
SECTOR TIPICO 2
06 DE SETIEMBRE DE 2013
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ÍNDICE
1.
VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR) ......................................................................... 3
OBSERVACIÓN N° 1 .................................................................................... 3
OBSERVACIÓN N° 2 ..................................................................................... 4
OBSERVACIÓN N° 3 ..................................................................................... 6
OBSERVACIÓN N° 4 ..................................................................................... 7
OBSERVACIÓN N° 5 ..................................................................................... 9
OBSERVACIÓN N° 6 ................................................................................... 12
2.
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (COyM) ........................................ 12
OBSERVACIÓN N° 7 ................................................................................... 12
OBSERVACIÓN N° 8 ................................................................................... 18
OBSERVACIÓN N° 9 ................................................................................... 18
OBSERVACIÓN N° 10 ................................................................................. 20
OBSERVACIÓN N° 11 ................................................................................. 21
2.1 COSTOS DIRECTOS ............................................................................................................ 21
OBSERVACIÓN N° 12: ORGANIZACION ..................................................... 21
OBSERVACIÓN N° 13: REMUNERACIONES............................................... 24
OBSERVACIÓN N° 14: RECONOCIMIENTO DE LAS UTLIDADES ................. 27
3.
BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA ........................................................................... 34
OBSERVACIÓN N° 15: PÉRDIDAS TÉCNICAS ............................................. 37
OBSERVACIÓN N° 16: PÉRDIDAS NO TÉCNICAS (PNT) ............................. 38
OBSERVACIÓN N° 17: FACTOR DE CARGA ................................................. 41
4.
FACTOR DE ECONOMIA Y ESCALA (FEE) ................................................................... 42
OBSERVACIÓN N° 18 ................................................................................. 42
5.
CARACTERIZACION DE LA CARGA .............................................................................. 46
OBSERVACIÓN N° 19 ................................................................................. 46
6. VERIFICACIÓN DE LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ................................................................................................... 46
6.1
PONDERACION DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION (VAD) ............. 46
OBSERVACIÓN N° 20 ................................................................................. 46
OBSERVACIÓN N° 21 ................................................................................. 48
6.2
CALCULO DE LA TIR ...................................................................................... 50
OBSERVACIÓN N° 22 ................................................................................. 51
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OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE COSTOS DEL VAD –
SECTOR TIPICO 2
1. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR)
OBSERVACIÓN N° 1
En el modelamiento de la red MT, no se han contemplado las restricciones urbanísticas
que presenta la ciudad de Arequipa, tales como: condiciones de geografía, urbanismo,
zonas arqueológicas, monumentales y de alta demanda comercial; y como resultado se ha
reducido el metrado de la red de media tensión en 134 Km, con respecto al metrado
existente del Sistema Eléctrico Modelo (SEM), lo que representa una reducción del 15%.
a).- Referencia:
Informe de la Propuesta del VAD y Cargos Fijos a efectos de la Pre-Publicación elaborado
por la Supervisión, página 11, cuadro N° 11: “Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema
Eléctrico Modelo Arequipa – Sector Típico 2”
b).- Sustento:
Metrados existentes reportados por la empresa modelo en los Formatos A, I1 e I2;
entregados al inicio del estudio del VAD.
Se debe mantener el metrado existente porque se trata de alimentadores tipo radial que
obedecen a las condiciones de geografía, urbanismo, zonas arqueológicas, monumentales
y de alta demanda comercial; por lo tanto, consideramos que el modelo no puede
optimizar metrados cuando existen estas restricciones insalvables de diseño. Caso
contario no se estaría considerando las condiciones del análisis indicado en el Capítulo 5
de los Términos de Referencia del Estudio VAD.
Al respecto, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN
debe tener en cuenta que el modelo regulatorio adoptado por la legislación peruana para
la determinación de las tarifas de distribución (específicamente del VAD) es el conocido
por “regulación por comparación”, mecanismo por el que la tarifa (o en este caso un
componente de la misma) es fijada según un modelo de empresa eficiente que funciona
como una vara de medición (“yardstick”) del desempeño real de las empresas reguladas.
Con este modelo se busca lograr, entre otros, los siguientes objetivos: (i) que la tarifa
reconozca a la empresa regulada aquellos costos de inversión, operación y mantenimiento
necesarios para que el servicio brindado cumpla con aquellos estándares considerados
como adecuados por el organismo regulador; y, (ii) que la empresa regulada tenga
incentivos para reducir los referidos costos hasta llegar a un nivel de máxima eficiencia y
de esa manera, obtener mayores beneficios a través de la tarifa cobrada a los usuarios
regulados en su respectiva área de concesión.
Ahora bien, para que la empresa modelo pueda efectivamente ser una vara de medición
adecuada para el cumplimiento de los objetivos antes mencionados, su modelación debe
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considerar una infraestructura optimizada; lo que en modo alguno implica el
establecimiento de parámetros imposibles de cumplir o de ejecutar en la realidad por
parte de las empresas de distribución.
En efecto, la optimización implica un proceso de determinación de la configuración óptima
de un sistema, la misma que debería ser alcanzable o, como en el caso particular, de los
metrados de la red de MT; por lo que debe responder a las posibilidades de mejoramiento
real del sistema. Esto quiere decir, que la optimización debe atender a parámetros reales
y racionales, a efectos de no establecer una “empresa modelo” inalcanzable por las
empresas de distribución sujetas al cumplimiento de dicho modelo.
c).- Petición:
Se deben reconocer el metrado en su totalidad por los argumentos indicados, lo cual
representa aproximadamente 134 Km. de redes de Media Tensión adicionales que no
deberían de ser descontados.
OBSERVACIÓN N° 2
La Supervisión sólo ha considerado redes de media tensión por condiciones de alta
densidad comercial y no por condiciones de calles angostas que son imprescindibles y
determinantes para el tendido de redes subterráneas por cuestiones de distancias
mínimas de seguridad; por lo tanto, se debe tener en cuenta la cantidad total de
kilómetros de calles angostas menores a 5 m.
Además, no ha considerado las salidas en media tensión de los alimentadores desde el
interruptor instalado en la celda de protección de la SET hasta el primer poste de la red
aérea.
Asimismo, de acuerdo a las normas de patrimonio arqueológico, monumental, histórico y
urbanístico corresponde asignar 23 Km de redes existentes de media tensión.
Otro criterio que también es importante considerar y que incluso la Fiscalización del
OSINERGMIN lo supervisa, exige y penaliza, son los lugares de Alta Afluencia de Público
como: Estadios, Universidades, Grandes Unidades Escolares (Colegios Secundarios y
Primarios), Iglesias, Cementerios y Mercados. En este caso, de acuerdo a los metrados
existentes, corresponde asignar 10 Km para media tensión.
a).- Referencia:
Informe de la Propuesta del VAD y Cargos Fijos a efectos de la Pre-Publicación elaborado
por la Supervisión, página 11, cuadro N° 11: “Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema
Eléctrico Modelo Arequipa – Sector Típico 2”
b).- Sustento:
- Restricciones de Distancias Mínimas de Seguridad que se establecen en Código Nacional
de Electricidad Suministro 2011, numeral 234 D, Tabla 234.1, página 154; donde se
precisa que la distancia en proyección horizontal, de la fase más cercana para conductor
desnudo o protegido, al límite de propiedad del predio, no debe ser menor a 2.5 m.
- Resoluciones del Instituto Nacional de Cultura - INC.
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- Resoluciones de la Municipalidad Provincial de Arequipa. (ANEXO N° 1)
- Planos Georeferenciados de las redes de MT instaladas y base catastral entregados por
la empresa modelo en archivos magnéticos al inicio del estudio del VAD.
- Tabla de vías informadas a la Fiscalización del OSINERGMIN. (ANEXO N° 2)
- Tomas fotográficas de las instalaciones subterráneas más representativas. En anexo
magnético)
Conforme a lo referido, no se han considerado redes de media tensión por condiciones de
calles angostas que son imprescindibles y determinantes para el tendido de redes
subterráneas, atendiendo a las distancias mínimas de seguridad contenidas en el Código
Nacional de Electricidad, aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 366-2001-EM-VME.
Al respecto, debemos señalar que de acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas
aprobada mediante Decreto Ley Nº 25844 (en adelante, LCE), el concesionario de
distribución de electricidad asume la obligación de la prestación del servicio público de
electricidad de acuerdo a las disposiciones técnicas y legales establecidas en las leyes
correspondientes. En esa línea, el Código Nacional de Electricidad, califica como una
disposición técnica de seguridad para las redes de distribución, la existencia de
Restricciones por Distancias Mínimas de Seguridad, que el concesionario de distribución se
encuentra obligado a cumplir.
De ello resulta que, por un tema de seguridad, el concesionario de distribución debe
emplear redes subterráneas de media tensión por condiciones de calles angostas, toda
vez que dichas redes son imprescindibles y determinantes para el cumplimiento de las
distancias mínimas de seguridad establecidas en el Código Nacional de Electricidad.
Asimismo, en la medida que es el concesionario de distribución el que asume los costos
de inversión de dichas redes subterráneas, resulta necesario que el VAD reconozca una
inversión que debe ser efectivamente realizada; por lo que sugerimos su inclusión en la
Resolución final que apruebe las tarifas de distribución para el periodo 2013-2017.
Por otro lado, el OSINERGMIN debe tener presente que en el ejercicio de sus funciones
de fijación tarifaria, se encuentra sometido al principio de legalidad contenido en el
numeral 1.1 del artículo 1 de la Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobada
mediante Ley N° 27444 (en adelante, LPAG); según la cual debe actuar con respeto a la
Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de
acuerdo con los fines para los que les fueron conferidas.
Asimismo, de acuerdo con el artículo 3 del Reglamento General del OSINERGMIN,
aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, toda decisión y acción que
adopte cualquiera de los órganos del OSINERGMIN deberá sustentarse y quedar sujeta a
los principios contenidos en el referido Reglamento. En tal sentido, en aplicación del
principio de autonomía contenido en el artículo 10 del referido Reglamento, si bien el
OSINERGMIN no se encuentra sujeto en su actuación funcional a mandato imperativo de
ningún otro órgano o institución del Estado, su actuación se debe sujetar estrictamente a
las normas legales aplicables y a estudios técnicos debidamente sustentados.
De acuerdo a lo antes señalado, la actuación del OSINERGMIN resultaría ilegal y por tanto
viciada de nulidad si en el ejercicio de su función de regulación tarifaria, procede a fijar el
VAD sin observar ni aplicar los criterios y disposiciones de la regulación eléctrica, que
determinan la obligatoriedad de instalar redes subterráneas de media tensión por
condiciones de calles angostas, toda vez que dichas redes son imprescindibles y
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determinantes para el cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad establecidas
en el Código Nacional de Electricidad
Adicionalmente, resulta claro que una empresa eficiente, empresa sobre la cual se calcula
el VAD, no puede ser diseñada por el OSINERGMIN sobre la base del incumplimiento o
contravención a otras normas legales y/o reglamentarias, tales como las referidas a
alumbrado público que hemos citado.
Finalmente, resulta contradictorio que el OSINERGMIN sí reconozca el empleo de redes
subterráneas en media tensión por condiciones de alta densidad comercial y por calles
angostas en el ST1, pero no lo reconozca para el ST2. Más aún, cuando la referida
distinción no se encuentra sustentada o justificada en criterio técnico o normativo alguno.
Por tal razón, resulta prioritario que, en aplicación del principio de transparencia que rige
el actuar del OSINERGMIN y en virtud del cual debe sustentar sus criterios y las
decisiones tomadas en base a ellos; reconozca los conceptos de redes subterráneas en
media tensión por condiciones de alta densidad comercial y por calles angostas que ya
han sido reconocidas para el ST1 para el ST2, pues no existen diferencias técnicas o
exigencias legales distintas que justifiquen el tratamiento diferente entre uno y otro sector
típico.
c).- Petición:
Se solicita considerar adicionalmente a la red subterránea de MT de acuerdo al siguiente
detalle:
SUSTENTO TÉCNICO
Geográfico: Calles estrechas
Arqueológicas, Monumentales y Urbanístico
Zonas de Alta Afluencia de Público - ZAAP
Salidas de media tensión
Total
CANTIDAD (KM)
11
23
10
8.4
52.4
OBSERVACIÓN N° 3
En la red aérea de baja tensión no se ha considerado redes exclusivas de alumbrado
público (AP), pues presentan los mismos metrados para red de servicio particular y
alumbrado público. Esto indicaría que en el SEM Arequipa no existen parques, plazuelas,
alamedas, puentes, vías peatonales.
a).- Referencia:
Informe de la Propuesta del VAD y Cargos Fijos a efectos de la Pre-Publicación elaborado
por la Supervisión, página 11, cuadro N° 11: “Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema
Eléctrico Modelo – Sector Típico 2”.
b).- Sustento:
Planos Georeferenciados de las redes instaladas en los parques y base catastral
entregados por la empresa modelo en archivos magnéticos al inicio del estudio del VAD se
adjunta en archivo magnético.
En relación con la prestación de servicio de Alumbrado Público debe atenderse a lo
establecido en la LCE, su Reglamento, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios
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Eléctricos 1 y la Resolución Ministerial N° 074-2009-MEM/DM que establece las
disposiciones aplicables para el cálculo del porcentaje máximo de facturación por el
servicio de alumbrado público.
Así, de acuerdo a lo señalado en el artículo 85 de la LCE, referido a la prestación del
servicio público de electricidad, corresponde al concesionario de distribución efectuar, a
su costo, todas las obras de electrificación definitiva de las zonas habitadas que cuenten
con habilitación urbana y que tengan un índice de ocupación predial mayor a 40%,
incluyendo las redes secundarias de servicio particular y alumbrado público.
Así mimo, el artículo 94 de la mencionada ley, establece que la prestación del servicio de
alumbrado público es de responsabilidad de los concesionarios de distribución, en lo que
se refiere al alumbrado general de avenidas, calles y plazas. La referida obligación, abarca
la prestación del servicio de alumbrado público en baja tensión, sean éstas redes de uso
exclusivo de alumbrado público (AP) o no.
En este sentido, de acuerdo a la regulación vigente, el costo de la inversión en
infraestructura debe ser asumido por la demanda vía el reconocimiento tarifario, y por
tanto el costo de la inversión destinada a redes de uso exclusivo para la prestación del
servicio de alumbrado público.
En consecuencia, atendiendo a lo dispuesto por la regulación eléctrica vigente, la fijación
tarifaria que realiza el OSINERGMIN no debe desconocer la existencia de parques,
plazuelas, alamedas, puentes, vías peatonales en el SEM Arequipa, toda vez que el
concesionario de distribución deberá cumplir con la prestación del servicio de alumbrado
público general, mediante la instalación de redes de uso exclusivo de alumbrado público
(AP) en las referidas zonas públicas.
La actuación del OSINERGMIN, estaría desconociendo el principio de legalidad que el
regulador debe cumplir en los procesos tarifarios y, según el cual las autoridades
administrativas deben actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de
las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que les fueron
conferidas.
Adicionalmente, resulta claro que el modelamiento de una empresa eficiente, empresa
sobre la cual se calcula el VAD, no puede ser diseñada por el OSINERGMIN sobre la base
del incumplimiento o contravención a otras normas legales y/o reglamentarias, tales como
las referidas a alumbrado público antes citadas.
c).- Petición:
Se deben reconocer los 10 Km. faltantes de redes aéreas de uso exclusivo para AP.
OBSERVACIÓN N° 4
Actualmente existen en el SEM Arequipa 93,216 luminarias instaladas, mientras que el
Supervisor está reconociendo 75,585 unidades; es decir, está reduciendo en 17,631
unidades lo que representa una reducción del 19% del parque total de alumbrado público.
1
Aprobada mediante Decreto Supremo N° 020-97-EM.
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Asimismo, se precisa que de acuerdo a la topología del SEM Arequipa existen 2,150 Km.
de vías de alumbrado público que actualmente son fiscalizadas por OSINERGMIN, quien
siempre se solicita que se incremente la cantidad de puntos de iluminación, mientras que
el estudio pre publicado propone se reduzca dicho parque; lo que indica que sólo se
podrá operar satisfactoriamente al 81% de todo el parque instalado.
a).- Referencia:
Informe de la Propuesta del VAD y Cargos Fijos a efectos de la Pre-Publicación elaborado
por la Supervisión, página 11, cuadro N° 11: “Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema
Eléctrico Modelo – Sector Típico 2”.
b).- Sustento:
Los metrados existentes reportados por la empresa modelo en los Formatos A, I1 e I2;
entregados al inicio del estudio del VAD, sustentan el incremento del parque instalado.
No obstante ello, el modelo de empresa propuesto por el OSINERGMIN contempla una
reducción del parque total de alumbrado público, situación que haría que la “empresa
real” opere con una notable reducción de luminarias y de puntos de iluminación, supuesto
que significaría una contravención a la Norma Técnica de Calidad de los Servicios
Eléctricos, aprobada mediante Decreto Supremo Nº 020-97-EM (en adelante, NTCSE).
En efecto, de acuerdo a la NTCSE:
“TITULO OCTAVO
8. CALIDAD DE ALUMBRADO PÚBLICO
8.1 DEFICIENCIAS DEL ALUMBRADO
8.1.1 Indicador de Calidad.- El indicador principal para evaluar la Calidad del
Alumbrado Público es la longitud de aquellos tramos de las vías públicas que no
cumplen con los niveles de iluminación especificados en la Norma Técnica DGE-016T-2/1996 o la que la sustituya. Este indicador denominado Longitud Porcentual de
Vías con Alumbrado Deficiente, 1(%), está expresado como un porcentaje de la
Longitud Total de las Vías con Alumbrado (L) cuyo responsable es el suministrador,
y está definido como:
l(%) = (l/L). 100%; (expresada en: %).......(Fórmula Nº 17)
Dónde:
l : Es la sumatoria de la longitud real de todos los tramos de vías públicas con
Alumbrado Deficiente. En la evaluación de este parámetro se deberán tomar en
cuenta los correspondientes tipos de revestimiento de calzadas y factores de
uniformidad”.
Asimismo, de conformidad con lo establecido por el artículo 64 del RLCE los
concesionarios de distribución de electricidad, están obligados a garantizar la calidad,
continuidad y oportunidad del servicio eléctrico, cumpliendo con los parámetros e
indicadores de calidad en la prestación del servicio de alumbrado público, establecidos en
la NTCSE.
En ese sentido, la reducción de la cantidad de luminarias por parte del OSINERGMIN,
conlleva una reducción de los niveles de iluminación exigidos y por tanto, el
incumplimiento de lo establecido en la NTCSE. En consecuencia, el OSIENRGMIN estaría
promoviendo una regulación tarifaria de espaladas a las normas que regulan los
indicadores de alumbrado público, y concretamente de la NTCSE.
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Al respecto, consideramos que el OSINERGMIN debe actuar en observancia al principio de
legalidad contenido en el numeral 1.1 del artículo 1 de la LPAG, y por tanto no estaría
actuando con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultades que
le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que les fueron conferidas.
c).- Petición:
En vista de la disminución del metrado de luminarias, corresponde una reducción en
potencia de 1,502 KW, la misma que debiera ser retirada del valor de la máxima demanda
del SEM analizado en el cálculo del VAD.
OBSERVACIÓN N° 5
En relación con el metrado de la red subterránea de Baja Tensión tanto de Servicio
Particular (SP) como de Alumbrado Público (AP), no se ha tenido en cuenta las
restricciones que se tienen por las áreas o zonas de Patrimonio Cultural, Arqueológico; así
como la propia geografía del SEM Arequipa en cuanto a la configuración de su catastro,
pues solo se ha considerado 80 Km de SP y 88 Km de AP.
Según los Términos de Referencia del VAD, en el Capítulo 5, establece que se modelará el
sistema eléctrico respetando las condiciones geográficas (tipo y perfiles de vías), tipos de
alumbrado, patrimonio cultural (arqueológicas y monumentales) y climatológicas.
Asimismo, se observa que en el dimensionamiento de las redes subterráneas han
considerado parcialmente el caso de calles angostas en las condiciones geográficas, del
cual solo se está reconociendo 12 km de los 79 Km existentes con la restricción indicada.
Además, no se han considerado los conductores subterráneos de las salidas del
secundario del transformador de distribución (SED) hasta el tablero, o hasta los circuitos
de baja tensión en los casos que no hay tablero.
a).- Referencia:
Informe de la Propuesta del VAD y Cargos Fijos a efectos de la Pre-Publicación elaborado
por la Supervisión, página 11, cuadro N° 11: “Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema
Eléctrico Modelo – Sector Típico 2”.
b).- Sustento:
- Resoluciones del Instituto Nacional de Cultura (INC).
- Resoluciones de la Municipalidad Provincial de Arequipa. (ANEXO N° 1)
- Planos Georeferenciados de las redes instaladas (SP y AP) y base catastral entregados
por la empresa modelo en archivos magnéticos al inicio del estudio del VAD a su vez se
adjunta en archivo magnético.
- Tabla de vías informadas a la Fiscalización del OSINERGMIN. (ANEXO N° 2)
Se sugiere se consideren los metrados adicionales de red subterránea de baja tensión por
las situaciones que a continuación se indican:
b.1).- Zonas Arqueológicas y Monumentales
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De acuerdo a las normas de patrimonio arqueológico y monumental, corresponde
18 Km de red existente de baja tensión.
b.2).- Zonas del Centro Arqueológico, Histórico y Urbanístico
En atención a las normas municipales, la Comuna Arequipeña corresponde asignar
por zonas de Centro Arqueológico, Histórico y Urbanístico una longitud de redes
subterráneas de baja tensión la cantidad de 14 Km.
b.3).- Calles angostas con ancho menor a 5 metros.
Consideramos que para el uso de las redes subterráneas las condiciones
geográficas de estrechez de calles son necesariamente considerables; por lo cual
debe tener en cuenta la cantidad total de kilómetros de calles estrechas menores a
5 metros y no parcialmente los 12 Km como lo ha reconocido.
Para vías con ancho de calles menores de 5 metros, existen 79 km de redes de
baja tensión instaladas para la condición indicada, por lo que se sugiere reconocer
los 67 Km pendientes.
b.4).- Salidas en baja tensión
Se debe considerar el cable subterráneo (tipo NYY) que se instala del secundario
del transformador (bornes de baja tensión) hasta el tablero de distribución, y del
tablero hasta los circuitos de baja tensión. Cuando no existe tablero se debe
considerar en forma directa del transformador hasta el primer poste de cada
circuito de baja tensión.
Se ha revisado la estructura de los armados CASE05 y CASE09 para las SED´s y el
Supervisor no ha considerado en las Unidades Constructivas este componente en
dicho costo unitario. Por lo tanto, para este caso tenemos 1 520 SED´s a razón de
7 m. en cada una de las SEDs (de acuerdo al armado estandarizado de las SEDs
de SEAL) resultando 14.99 Km.
El detalle del sustento técnico, con la cantidad de subestaciones reconocidas por el
Supervisor se muestra en la siguiente tabla:
SUSTENTO DEL CABLE SUBTERRÁNEO EN LAS SALIDAS DE LAS SED´s
Cantidad
Longitud/SED
(m)
Metrado
(m)
38
23
874
SEDs Compacta
170
29
4930
Plataformas bipostes
1196
7
8372
Plataformas monopostes
116
1520
7
812
14988
Tipo de Subestación de Distribución
SEDs convencional
Metrado Total
b.5).- Alumbrado de parques y plazas públicas
El Supervisor ha considerado solamente una pequeña cantidad de cable
subterráneo del alumbrado público exclusivo de parques y plazas de dominio
público. En el SEM Arequipa existen alrededor de 84 lugares de esta naturaleza. Si
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consideramos 300 metros por cada parque, se tendría que adicionar 25 Km de red
de AP exclusiva.
Al respecto, debemos señalar que en virtud de lo establecido por el artículo 67 de la
LCE, el OSINERGMIN durante el proceso de regulación tarifaria de distribución
eléctrica para el periodo noviembre 2013 – octubre 2017, aprobó los TDR;
documento que establece en sus numerales 3.1.3. y 6.1., que dentro del proceso de
estructuración de la Empresa Modelo Eficiente, el Consultor VAD deberá realizar un
proceso de optimización técnica económica de las redes, con base en sus propios
estudios y de información que reciba de los concesionarios de distribución, entre
otros.
Según los Términos de Referencia del VAD, en el Capítulo 5, establece que se
modelará el sistema eléctrico respetando las condiciones geográficas (tipo y perfiles
de vías), tipos de alumbrado, patrimonio cultural (arqueológicas y monumentales) y
climatológicas. No obstante ello, el estudio final de los Consultores no ha tenido en
cuenta las restricciones que se tienen por las áreas o zonas de Patrimonio Cultural,
Arqueológico; así como la propia geografía del SEM Arequipa en cuanto a la
configuración de su catastro
De acuerdo a lo señalado, y en aplicación de los principios de predictibilidad y
transparencia, el OSINERGMIN no puede validar una aplicación errada por parte de
los Consultores de las reglas ya predeterminadas y establecidas en los TDR, reglas
que por lo demás rigen y limitan la actuación de los mismos durante todo el proceso
de fijación tarifaria. Por el contrario, el OSINERGMIN debe disminuir el riesgo
asociado a la variación de los criterios empleados para la fijación tarifaria sin
justificación alguna, aplicando para ello las reglas ya preestablecidas en los TDR; de
tal manera que proporcione las garantías suficientes a los operadores y provea al
mercado de una señal de precios y de seguridad a las inversiones, adecuadas para
el uso racional de los recursos de la empresa.
Asimismo, el OSINERGMIN debe actuar mediante un análisis previo de sus
decisiones funcionales, con el propósito de evaluar los efectos de sus decisiones en
los aspectos de fijación de tarifas, calidad, incentivos para la innovación,
condiciones contractuales y todo otro aspecto relevante para el desarrollo de los
mercados. En tal sentido, deberá considerar que el no cumplimiento de las
condiciones establecidas en los TDR por parte de los Consultores, tiene un impacto
negativo en todo el proceso de regulación tarifaria.
c).- Petición:
Se sugiere reconocer la longitud de red subterránea de acuerdo a la siguiente tabla:
SUSTENTO TÉCNICO DE LAS REDES SUBTERRÁNEAS:
ITEM
1
2
3
4
5
6
CRITERIO/ZONA
Zonas Arqueológicas y Monumental
Zona del Centro Histórico
Zonas Comercial y Residencial
Zonas de Alta Afluencia de Público
Geográficas: Calles estrechas (< a 5m)
Salidas de SED´s (bajadas al tablero y
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REAL
18
14
60
10
79
15
METRADO (Km)
SUPERVISOR PENDIENTE
18
14
0
82
0
67
15
7
poste)
AP Exclusivo (Parques y Plazas)
25
RESUMEN METRADOS PENDIENTES
SERVICIO PARTICULAR + AP
ALUMBRADO PÚBLICO EXCLUSIVO
Km
114
19
6
19
OBSERVACIÓN N° 6
Existe un error material en la cantidad de Luminarias asignadas en la red subterránea de
alumbrado público consideradas por el Supervisor.
En el estudio del Supervisor se observa que asignan 26,455 luminarias a todo el SEM.
Teniendo en cuenta un vano promedio de 34 m. para alumbrado resultarían
aproximadamente 900 Km. de redes subterráneas para el alumbrado público, habiéndose
considerado solamente 88 km.
a).- Referencia:
Informe de la Propuesta del VAD y Cargos Fijos a efectos de la Pre-Publicación elaborado
por la Supervisión, página 11, cuadro N° 11: “Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema
Eléctrico Modelo – Sector Típico 2”.
b).- Sustento:
La empresa concesionaria está sustentando técnicamente 221 Km (con planos
georeferenciados y base catastral, SE ADJUNTA EN ARCHIVO MAGNÉTICO) de red
subterránea de alumbrado público y con un vano promedio de 34 m. se obtienen 6,500
luminarias.
Actualmente en el SEM Arequipa existen 305 Km de redes de alumbrado público y con un
vano promedio de 34 m., se obtienen 8,971 luminarias.
c).- Petición:
El metrado de luminarias asignado por el Supervisor es totalmente desproporcionado, por
lo que consideramos que es un error material que se debe corregir. En el extremo
deberían asignar al menos 6500 luminarias. Las 19,955 restantes deberán asignarse en el
metrado de luminarias de la red aérea, así como el reconocimiento de mayor longitud de
redes de alumbrado público de acuerdo a la cantidad de luminarias a ser asignadas.
2. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (COyM)
OBSERVACIÓN N° 7
En los costos de mano de obra (recursos) no se evidencia la inclusión del 13% por
especialización tal como el supervisor lo manifestó en audiencia pública; por lo tanto, se
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sugiere considerar la inclusión del 13% por especialización, el cual está establecido en la
Resolución Ministerial Nº 233 de fecha 26 de septiembre de 2012. Se detalla en el Anexo
N° 3.
a).- Sustento:
El OSINERGMIN ha reconocido los precios de mano de obra de la Cámara Peruana de la
Construcción - CAPECO como referencia para efectos de calcular los precios de las
actividades prestadas por terceros; no obstante ello no ha considerado en ningún sector
típico la inclusión como parte de dichos precios referenciales, de las bonificaciones
aprobadas en el Convenio Colectivo recientemente suscrito por CAPECO.
En efecto, con fecha 28 de setiembre de 2012, se publicó en el Diario Oficial “El Peruano”
el Acta Final de la Negociación Colectiva en Construcción Civil 2012-2013 suscrita entre la
CAPECO y la Federación de Trabajadores de Construcción Civil del Perú – FTCCP (en
adelante, el Acta), en la cual se aprueban los acuerdos a los que arribaron ambas partes,
y fueron los siguientes:
1.
Incremento del Jornal Básico
Concepto por el cual los trabajadores en construcción civil del ámbito nacional,
recibirán un aumento general sobre su Jornal Básico diario, según las siguientes
categorías:
 Operario: S/.3.10 Nuevos soles
 Oficial: S/.2.10 Nuevos Soles
 Peón: S/.1.90 Nuevos Soles
2.
Bonificación por Alta Especialización – BAE
A ser otorgada a los trabajadores de construcción civil que estén debidamente
certificados por el empleador o institución educativa para realizar trabajos
especializados. La bonificación por especialización entregada a los trabajadores
electromecánicos del 5% a que alude la Cláusula Segunda del Convenio Colectivo
2011‐2012 formará parte de la BAE. La BAE se pagará por día laborado y no forma
parte de la base de cálculo para el pago de otros beneficios sociales, indemnización
por tiempo de servicios ni vacaciones.
El pago de la BAE se hace bajo tres escalas:
2.1.
Operario ‐ Operador de Equipo Mediano:
Es aquel trabajador calificado que tiene la capacidad para operar equipos de
menor capacidad y tamaño, con productividad, que efectúa trabajos en todas
las Áreas de Construcción Civil; específicamente en el movimiento de tierras,
con conocimientos básicos para el cuidado y mantenimiento del equipo a su
cargo, siguiendo normas de seguridad, conservación del medio ambiente y
calidad establecida.
Dichos trabajadores percibirán por concepto de BAE el equivalen al 6% de su
jornal básico.
2.2.
Operario - Operador de Equipo Pesado:
Es aquel trabajador calificado que tiene la capacidad para operar equipos de
mayor capacidad y tamaño, con productividad, que efectúa trabajos de todas
las Áreas de Construcción Civil, específicamente en el movimiento de tierras,
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con los conocimientos básicos para el cuidado y mantenimiento del equipo a
su cargo, siguiendo normas de seguridad, conservación del medio ambiente
y calidad establecida.
Dichos trabajadores percibirán el equivalente al 8% de su jornal básico.
2.3.
3.
Operario Electromecánico:
Es aquel trabajador calificado en una especialidad del ramo, que organiza,
selecciona y ejecuta los diferentes trabajos de instalaciones eléctricas y
mecánicas para industrias, centros mineros, etc.; realizando dispositivos
mecánicos accionados por la corriente eléctrica, conexión de accesorios,
tableros, motores, bombas, reductores, compresoras, etc.; observando para
ello las condiciones de seguridad, especificaciones técnicas y normas
respectivas.
Dichos trabajadores percibirán el equivalente al 13% de su jornal básico.
Este porcentaje está constituido por el 5% de la bonificación por
especialización (convenio 2011‐2012) al que se adiciona el 8% concedido al
amparo del convenio bajo comentario.
Bonificación por Altitud (BAi)
Se eleva de S/. 0.50 a S/. 1.00 la bonificación por altitud. El beneficio se otorga a
aquellos trabajadores que presten servicios en lugares ubicados a partir de los
3,000.00 metros sobre el nivel del mar, sin tener en cuenta el lugar de procedencia
del trabajador. Esta bonificación se paga por día laborado.
4.
Bonificación por Altura (BAu)
Se eleva de 5% a 7% sobre el jornal básico la bonificación por derecho de altura
establecida en la R.M. Nº 480 del 20.03.1964, R.M. Nº 918 del 06.08.1965, R.M. Nº
983 del 14.10.66, R.M. Nº 072 del 04.02.1967, R.S.D Nº 604‐75‐91‐1000 del 8 de
abril de 1975 y R.M. Nº 187‐2010‐TR2 que aprobó el Convenio Colectivo 2010.
Esta bonificación se paga a aquellos trabajadores sujetos a riesgo de caída libre y
no forma parte dela base de cálculo para efectos del pago de la indemnización por
tiempo de servicios, vacaciones ni gratificaciones.
5.
Bonificación por Riesgo de Trabajo bajo la Cota Cero (BRt):
Se eleva esta bonificación de S/.1.00 a S/.1.50 diario, en las obras de edificación, la
bonificación por riesgo de trabajo bajo la cota cero, para los trabajadores de
construcción civil que laboren en un nivel inferior al segundo sótano o cinco metro
bajo la cota cero.
El pago de esta bonificación debe efectuarse hasta la culminación de las obras de
estructura al nivel indicado.
En la misma Acta se estableció que todos los acuerdos adoptados tienen carácter
permanente, a excepción del acuerdo de incremento del jornal básico.
2
En la referida Resolución Ministerial se estableció que los ésta bonificación se aplicaría a los trabajadores
que laboren en el tendido de cables eléctricos en torres, en el montaje de estructuras metálicas prefabricadas
o soldadas, en el montaje in situ de partes prefabricadas de puentes y, en todas las actividades
electromecánicas que generen riesgo de caída. Este beneficio será aplicable a partir de los cinco (5) metros de
altura contados a partir de la cota del suelo y solo en aquellas labores que impliquen riesgo de caída para el
trabajador.
Página 14 de 51
Al respecto, debemos señalar que de acuerdo al artículo 41 del Texto Único Ordenado del
Decreto Ley Nº 25593, Ley de Relaciones Colectivas de Trabajo, aprobado por el Decreto
Supremo Nº 010-2003-TR (en adelante, LRCT) la convención colectiva de trabajo o
también denominado Convenio Colectivo de Trabajo es el acuerdo destinado a regular las
remuneraciones, las condiciones de trabajo, productividad y demás concernientes a las
relaciones entre trabajadores y empleadores, celebrado de una parte, por una o varias
organizaciones sindicales de trabajadores y, de la otra por un empleador, un grupo de
empleadores o varias organizaciones de empleadores.
Por su parte, el artículo 28 de la Constitución de 1993 establece que la convención
colectiva tiene fuerza vinculante en el ámbito de lo concertado. Esta expresión es
desarrollada por el artículo 42 de la LRCT, en el cual señala que el convenio colectivo
tiene fuerza vinculante para las partes que lo adoptaron, es decir, obliga a éstas, a las
personas en cuyo nombre se celebró y a quienes les sea aplicable, así como a los
trabajadores que se incorporen con posterioridad a las empresas comprendidas en dicho
Convenio, con excepción de quienes ocupan puestos de dirección o desempeñan cargos
de confianza.
Así pues, en virtud de la fuerza vinculante de las convenciones colectivas las partes
pueden pactar en dichas convenciones el alcance, las limitaciones o exclusiones que
autónomamente acuerden.
Sin embargo, la fuerza vinculante de los Convenios Colectivos no se agota en la simple
obligatoriedad de las disposiciones pactadas en el mismo, sino que inclusive puede
significar el reconocimiento del mismo como una norma jurídica. Estas cláusulas se
caracterizan por establecer beneficios y obligaciones individuales para los trabajadores,
por ejemplo: el aumento de remuneraciones de todos los trabajadores de la empresa. A
partir de ello, podemos verificar que este tipo de cláusulas comparten las características
de las normas jurídicas, es decir son generales y abstractas, pues se aplican a todos los
trabajadores pertenecientes a una determinada colectividad (empresa, rama de actividad,
etc.)
Asimismo, autorizada doctrina3 afirma que la fuerza vinculante de naturaleza normativa
de los Convenios Colectivos se desprende y confirma con la lectura del artículo 43 de la
LRCT, de acuerdo con el cual son características del Convenio Colectivo: (i) modificar
automáticamente las relaciones individuales de trabajo sin necesidad de que éstas se
acojan a aquél, y (ii) constituir derechos necesarios que deben ser incorporados en los
contratos de trabajo, los cuales quedan impedidos de establecer beneficios menores a los
pactados en el Convenio Colectivo.
Respecto a la aplicación subjetiva del Convenio Colectivo el artículo 44 de la LRCT
establece que las partes son libres para pactar el ámbito de la negociación colectiva, los
cuales podrán ser:

De la empresa, cuando comprenda a todos los trabajadores de una empresa, o a los
de una categoría, sección o establecimiento determinado de aquella. Es decir, el
convenio colectivo se aplica a todos los trabajadores que pertenecen a una misma
empresa sin importar las labores que desarrollan.
Javier, Neves Mujica. “Introducción al Derecho Laboral”. En: Fondo Editorial de la Pontificia Universidad
Católica del Perú, Lima, 2000. p. 71.
3
Página 15 de 51


De una rama de actividad, cuando comprenda a todos los trabajadores de una
misma actividad económica, o una parte determinada de ella. Por ejemplo: el
producto de la negociación colectiva entre la organización de sindical de profesores
de centros educativos del Perú será aplicado a todos estos trabajadores en razón a
las labores que desarrollan.
De un gremio, cuando se aplique a todos los trabajadores que desempeñen una
misma profesión, oficio o especialidad en distintas empresas. Por ejemplo: el
sindicato de artistas que prestan servicios en distintos centros de trabajo.
Respecto al producto de una negociación colectiva por rama de actividad o gremio, el
artículo 46 de la LRCT y el artículo 35 del Reglamento de la LRCT establecen que dicho
Convenio Colectivo tendrá efectos generales para todos los trabajadores del ámbito
siempre y cuando se cumplan los siguientes requisitos:
i.
ii.
La organización sindical u organizaciones sindicales representen a la mayoría
absoluta de las empresas y trabajadores de la actividad o gremio respectivo, en el
ámbito local, regional o nacional. De producirse alguna discrepancia respecto a la
determinación de dichas mayorías, la Sub-Dirección de Negociaciones Colectivas del
Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo resolverá la misma.
Convocar, directa o indirectamente, a todas las empresas respectivas.
De no cumplir con los requisitos antes indicados, el producto de la negociación colectiva
tiene una eficacia limitada a los trabajadores afiliados a la organización u organizaciones
sindicales correspondientes.
De acuerdo a lo antes señalado, en virtud de la fuerza vinculante del Convenio Colectivo
contenido en el Acta y considerando que el OSINERGMIN usa los precios CAPECO como
referencia para establecer los precios de las actividades prestadas por terceros en la
distribución de electricidad, ya sea en inversiones o en operación y mantenimiento;
también deberán considerarse los costos adicionales que generan las bonificaciones
CAPECO contenidas en el Acta (siempre que ello corresponda con la naturaleza y ámbito
material de cada bonificación a ser aplicada a las actividades de distribución de
electricidad).
Ello en la medida que, las empresas tercerizadoras de las actividades propias de la
distribución de electricidad se encuentran obligadas a incluir las bonificaciones CAPECO en
su estructura de costos, y estos costos serán finalmente trasladados a las empresas
concesionarias de distribución que contratan sus servicios de tercerización; siendo
entonces necesario que el OSINERGMIN considere los costos adicionales generados por
las bonificaciones CAPECO, en los costos a ser reconocidos en el VAD.
Al respecto, debemos recordar que el modelo regulatorio adoptado por la legislación
peruana para la determinación de las tarifas de distribución (específicamente del VAD) es
el conocido por “regulación por comparación”, mecanismo por el que la tarifa (o en este
caso un componente de la misma) es fijada según un modelo de empresa eficiente que
funciona como una vara de medición (“yardstick”) del desempeño real de las empresas
reguladas.
De acuerdo a ello, los objetivos primordiales de este modelo son: (i) que la tarifa
reconozca a la empresa regulada aquellos costos de inversión, operación y mantenimiento
necesarios para que el servicio brindado cumpla con aquellos estándares considerados
como adecuados por el organismo regulador; y, (ii) que la empresa regulada tenga
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incentivos para reducir los referidos costos hasta llegar a un nivel de máxima eficiencia
para, de esa manera, obtener mayores beneficios a través de la tarifa cobrada a los
usuarios regulados en su respectiva área de concesión.
En consecuencia, la incorporación de los costos adicionales que generan las bonificaciones
CAPECO en los costos de operación a ser reconocidos por el VAD, contribuye con el
cumplimiento de los objetivos antes señalados para la regulación tarifaria de la actividad
de distribución.
Ahora bien, en la medida que las categorías CAPECO no se corresponden necesariamente
con las categorías de actividades prestadas por terceros en la distribución de electricidad,
es necesario realizar una equivalencia entre las mencionadas categorías, las mismas que
se muestran a continuación:
CAPECO4
Operario
Oficial
Peón
-
Distribución Eléctrica
Operario
Oficial
Peón
Capataz
Supervisor
Asimismo, debemos considerar que en el Informe Definitivo del Estudio de Costos del ST
3, los Consultores han realizado una equivalencia entre el Operario y el Capataz, de tal
manera que el segundo gana 10% más que el primero, conforme se muestra a
continuación:
Incremento
Porcentual5
Capataz
7.33
Operario
6.66
10.06%
Por tanto, en aplicación del principio de predictibilidad contenido en el Reglamento
General de OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, y que
debe regir la actuación del OSINERGMIN, el regulador no debe variar los criterios
empleados para la fijación tarifaria sin justificación alguna, de tal manera que provea al
mercado de una señal de precios y de seguridad a las inversiones y no aumente el riesgo
asociado a las decisiones sobre inversiones futuras.
Según dicha equivalencia, OSINERGMIN deberá aplicar las Bonificaciones establecidas en
el Acta, a los equivalentes de los Operarios CAPECO en la industria eléctrica, siempre que
realicen las actividades que califican para la bonificación en cuestión.
De esta manera, la bonificación BAE aplicable para el operario electromecánico y que es
del 13%, deberá aplicarse al Operario y al Capataz pues se entiende que ambos realizan
4
Las definiciones que se emplean en Construcción Civil son las siguientes:

Operario: albañiles, carpinteros, fierreros, pintores, electricistas, carpinteros, choferes mecánicos y
demás trabajadores calificados en una especialidad en el ramo.

Oficiales o ayudantes: trabajadores que desempeñan las mismas ocupaciones pero que laboran como
auxiliar del operario. No ha alcanzado plena calificación en la especialidad.

Peones: trabajadores no calificados ocupados en las diversas tareas de obra.
5 Cuadro 5-17 del Informe Final del Estudio de Costos del ST 3
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las actividades del operario electromecánico descrito en el Acta de CAPECO. Esto quiere
decir que tanto el Operario como el Capataz son trabajadores calificados en una
especialidad del ramo, que organizan, seleccionan y ejecutan los diferentes trabajos de
instalaciones eléctricas y mecánicas para industrias, centros mineros, etc.; realizando
dispositivos mecánicos accionados por la corriente eléctrica, conexión de accesorios,
tableros, motores, bombas, reductores, compresoras, etc.; observando para ello las
condiciones de seguridad, especificaciones técnicas y normas respectivas.
Por su parte, la BAi será aplicable de acuerdo con los términos del Acta, en los Sectores
Típicos 3, 4 y 6 cuando corresponda a la altitud requerida y, de igual manera la BAu
cuando corresponda al trabajo de altura. Cabe señalar que atendiendo a lo dispuesto por
el Acta para el caso de éstas bonificaciones (BAi y BAu), ambas deberán ser aplicadas
tanto a los Operarios y Capataces, como al Oficial y al Peón, debido a que el Acta señala
en forma genérica como sus beneficiarios a los trabajadores y, no sólo hace referencia a
los operarios electromecánicos como en el caso de la BAE.
OBSERVACIÓN N° 8
En las actividades tercerizadas, no están incluidas las Cuadrillas de Operación y
Emergencias:
Se sugiere del análisis de costos de operación, incluir 07 cuadrillas de emergencia, con
turnos de 8 horas (03 cuadrillas de 07:00 a 15:00Hrs; 03 cuadrillas de 15:00 a 23:00Hrs;
y 01 cuadrilla de 23:00 a 07:00Hrs).
Cuadrilla
R
Descripción de
cuadrilla
2 OFICIAL
ESPECIALISTA
Mano de
Obra
US$/h
Vehículo
15.29
CAMIONETA
Costo Transporte
US$/h
Chofer Vehículo Chofer
Transporte
1.00
13.80
8.90
TOTAL
US$/h
38.00
a).- Sustento:
Resulta contradictorio que el OSINERGMIN sí reconozca como parte de las actividades
tercerizadas del ST1 las Cuadrillas de Operación y Emergencias, pero no lo reconozca
para el ST2. Más aún, cuando la referida distinción no se encuentra sustentada o
justificada en criterio técnico o normativo alguno.
Por tal razón, resulta prioritario que, en aplicación del principio de transparencia que rige
el actuar del OSINERGMIN y en virtud del cual debe sustentar sus criterios y las
decisiones tomadas en base a ellos; reconozca como parte de las actividades tercerizadas
del ST2 las Cuadrillas de Operación y Emergencias que ya han sido reconocidas para el
ST1, pues no existen diferencias técnicas o exigencias legales distintas que justifiquen el
tratamiento diferente entre uno y otro sector típico.
OBSERVACIÓN N° 9
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Se sugiere considerar el costo unitario por cuadrilla-mes como se muestra en el siguiente
cuadro:
Descripción de la tarea
U
Operación del sistema de distribución
Fallas y averias en redes MT, BT, SED y AP
Monitoreo de red MT y SED (proc. Nº 107-2010-OS/CD)
Sin servicio en suministros de clientes
Cuadriila
Integ. Tiempo
3
Cuadrilla
minutos
U$S
14400
9,119.04
SySE
9,119.04
En la empresa SEAL, en la actualidad es imprescindible la prestación de servicios de
este tipo de cuadrillas, que permiten garantizar las exigencias de operación y
emergencias en el sistema de distribución de manera efectiva.
a).- Sustento:
Para que la empresa modelo pueda efectivamente ser una vara de medición adecuada
para el cumplimiento de los objetivos antes mencionados, su modelación debe considerar,
por tanto, una infraestructura optimizada y no aquella infraestructura (y sus costos
asociados) efectivamente existente en la configuración real de la empresa utilizada para el
estudio de costos correspondiente. Ello pues, tomar como límite o cap para el
reconocimiento de costos eficientes a la infraestructura realmente existente implicaría
despojar a la empresa regulada (la “empresa real”) de los recursos necesarios para la
optimización de sus sistemas eléctricos, así como la eliminación de todo incentivo para la
eficiencia de dicha empresa.
Por el contrario, la configuración real únicamente es una referencia para que el Consultor
VAD, considerando lo establecido en los Términos de Referencia de los Estudios de
Costos del VAD (“TdR”) y, sobre todo, considerando los principios que rigen la regulación
tarifaria por parte del OSINERGMIN, determine aquella infraestructura (y sus costos
asociados) que debe tener una empresa modelo en un determinado sector típico. Sobre
ello, por ejemplo, en cumplimiento del principio de legalidad, el Consultor VAD puede
considerar que la infraestructura real no es adecuada para cumplir con las obligaciones de
calidad del servicio fiscalizadas por el OSINERGMIN y, por tanto, modelar los costos a ser
reconocidos considerando la necesidad de reemplazar dicha infraestructura.
En efecto, tal como se verifica en la sección 6.1 de los TDR la estructuración de la
empresa modelo por parte del Consultor VAD debe hacerse siguiendo el criterio del
sistema económicamente adaptado. Específicamente, el Consultor VAD deberá efectuar
una optimización técnico económica del sistema eléctrico modelo pero, conjuntamente
con ello, entre otros, deberá también minimizar pérdidas y alcanzar los niveles de calidad
establecidos en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (numeral 6.1.6).
Así, en el numeral 6.1.8 de los TdR se señala:
“El Consultor debe tener presente que el objetivo fundamental del Estudio es
establecer los costos para una empresa teórica operando en el país, eficiente en sus
costos con instalaciones adaptadas a la demanda técnico y económicamente
óptimas cumpliendo las normas de calidad del servicio y demás normas técnicas
vigentes en el país. La Empresa real es sólo un punto de partida o de ayuda del
proceso de creación de la empresa modelo y es tarea del Consultor hacer su mejor
Página 19 de 51
esfuerzo para establecer las características que tendría esta empresa teórica.” (El
énfasis es nuestro)
Es decir, los TdR no pueden ser más claros al caracterizar como “punto de partida” a la
configuración real de la infraestructura (y sus costos asociados) correspondiente a la
empresa real. La empresa modelo, por el contrario, debe ser una empresa teórica que
opere en el país eficiente, pero que, además, cumpla con las normas de calidad del
servicio y demás normas técnicas vigentes.
En esa línea, el OSINERGMIN incurre en un grave error al pretender validar unos
modelamientos que se limitan a validar el tipo de cuadrillas que emplea la empresa SEAL,
cuando la optimización aconsejaría la prestación de servicios de este tipo de cuadrillas
En la medida que exista un sustento técnico o regulatorio para que la configuración real
deba ser modificada para la modelación, ello no puede ser descartado por el Supervisor
VAD exclusivamente sobre la base de la infraestructura de la empresa real. Por ello,
consideramos que esta observación carece de sustento pues contradice no sólo a lo
expresamente dispuesto en los TdR sino a los objetivos de la regulación de las tarifas de
distribución acogidas por la regulación peruana.
OBSERVACIÓN N° 10
No se han considerado las actividades de mantenimiento en caliente, lo cual fue indicado
por el supervisor en audiencia pública sobre su inclusión en las actividades de
mantenimiento.
Se sugiere incluir los costos de servicios tercerizados de mantenimiento en caliente. Esta
actividad debe permitir el cumplimiento de metas en calidad del suministro (NTCSE) y las
establecidas en el procedimiento OSINERGMIN N° 074-2004-OS/CD (SAIDI DAIFI), en el
ANEXO N° 4 se adjunta las actividades y costos de mantenimiento referenciales,
requeridos para el sistema eléctrico modelo.
a).- Sustento:
En este aspecto, se presenta el mismo sustento respecto de que el OSINERGMIN no
puede limitarse a modelar en base a los sistemas existentes en la empresa representativa
de Sector (SEAL), pues los TDR establecen que la empresa real constituye el “punto de
partida” o de ayuda del proceso de creación de la empresa modelo y es tarea del
Consultor hacer su mejor esfuerzo para establecer las características que tendría esta
empresa teórica. Por lo tanto, el hecho de que SEAL no emplee el mantenimiento en
caliente, no significa que el uso del mismo sea ineficiente y por tanto no forme parte de la
optimización; sobre todo si consideramos que el mantenimiento en caliente se emplea con
buenos resultados en otros sectores típicos como el ST1.
Asimismo, considerando que la actividad de mantenimiento en caliente permite el
cumplimiento de metas en calidad del suministro (NTCSE) y las establecidas en el
procedimiento aprobado mediante la Resolución N° 074-2004-OS/CD (SAIDI DAIFI), el
OSINERGMIN debe considerar que su implementación coadyuva con el cumplimiento de
las normas sectoriales y, por tanto con el principio de legalidad que dicho organismo debe
observar en el ejercicio de sus funciones.
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OBSERVACIÓN N° 11
Sugerimos considerar las actividades que se muestran en el siguiente cuadro, incluidas en
los costos de Operación y Mantenimiento, además de su obligación legal tal como se
sustenta:
Descripción de la tarea
frec./año
MEDICIONES CALIDAD
DEL PRODUCTO
12
INSPECCION DE
OPERATIVIDAD DE
ALUMBRADO PUBLICO
4
Sustento
Actividades de obligación legal, establecida en La Norma
Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos DS Nº
020-97-EM (NTCSE) y su base metodológica, se debe
incluir dentro de los costos de operación y/o
mantenimiento preventivo.
La rigurosidad del procedimiento de AP n° 078-2007OS/CD; que demanda la ejecución de inspecciones
periódicas al 100% de las UAP cuya frecuencia mínima
debe ser trimestral. Tolerancia 1.5% de las UAP
inspeccionadas.
a).- Sustento:
De acuerdo a la LCE el VAD es fijado por el OSINERGMIN, entidad administrativa que en
el ejercicio de sus funciones –tales como la función de regulación tarifaria- se encuentra
sometida al principio de legalidad contenido en el numeral 1.1 del artículo 1 de la LPAG;
según el cual las autoridades administrativas deben actuar con respeto a la Constitución,
la ley y al derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los
fines para los que les fueron conferidas.
De acuerdo a lo antes señalado, la actuación del OSINERGMIN resultaría ilegal y por tanto
viciada de nulidad si en el ejercicio de su función de regulación tarifaria, procede a fijar el
VAD sin observar las disposiciones de la regulación eléctrica, que determinan la
obligatoriedad de las actividades de mediciones calidad del producto y de inspección de
operatividad de alumbrado público. Ello, en la medida que, tal como hemos visto
anteriormente dichas actividades se encuentran previstas y son exigibles a las empresas
de distribución eléctrica, en virtud de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios
Eléctricos y del Procedimiento aprobado mediante Resolución N° 078-2007-OS/CD.
Adicionalmente, resulta claro que una empresa eficiente, empresa sobre la cual se calcula
el VAD, no puede ser diseñada por el OSINERGMIN sobre la base del incumplimiento o
contravención a otras normas legales y/o reglamentarias, tales como las referidas a que
hemos hecho referencia.
2.1 COSTOS DIRECTOS
OBSERVACIÓN N° 12: ORGANIZACION
Se observa que en la consideración del personal que conforman la organización de la
empresa concesionaria matriz, en todos los casos (por sector típico) no guardan una
relación coherente en vista que todas ellas siendo del mismo rubro y cumplen el mismo
rol de la distribución y comercialización de la energía eléctrica más aun con similar
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organización en la realidad y con carencia de personal a sus organizaciones existentes, en
el resultado de la pre publicación no se ha escatimado las necesidades y el rol que se
debe de asumir para el cumplimiento de las actividades propias de la empresa
concesionaria.
En todos los casos las organizaciones planteadas para la empresa concesionaria son de
distinto formato que no guardan una relación coherente entre todas las organizaciones de
las empresas concesionarias, muy a pesar de ser hasta la misma empresa tratada, como
es el caso de Electrocentro quien viene sustentándose para los sectores típicos 3, 5 y 6,
muy a pesar de ser la misma empresa tienen distinto contexto de organización general, a
manera de ejemplo se mencionan las organizaciones del sector típico 2 y 3:
Gráfica N° 3: Organización propuesta para el ST2
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Gráfica N° 3: Organización propuesta para el ST3 de la empresa y del SEM
DIRECTORIO
GERENTE GENERAL
SUBGERENCIA DE
PLANIFICACION Y
REGULACION
SUBGERENCIA LEGAL
UNIDADES DE
NEGOCIOS
SUBGERENCIA DE
AUDITORIA
ASESOR DE
SEGURIDAD
GERENCIAS FUNCIONALES:
- GENERACION y TRANSMISION
- DISTRIBUCION
-COMERCIAL
-ADMINISTRACION Y FINANZAS
JEFE ZONAL
UNIDAD COMERCIAL
UNIDAD
OPERACIONES
UNIDAD
ADMINISTRACION
La empresa concesionaria debe tener una organización que le permita cumplir con todos
los procesos inherentes a las actividades propias del negocio eléctrico, y una estructura
de soporte para cumplir todos los compromisos establecidos en los contratos de
concesión y autorizaciones otorgadas por el estado peruano; así como por las normas
regulatorias de este negocio.
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Se propone considerar la organización planteada en nuestro estudio (ANEXO N° 5) como
parte de los análisis para determinar la estructura organizacional que conformará el
Sistema Eléctrico Modelo (SEM).
Sobre el particular debemos señalar que, en consideración a entregar garantías a los
operadores, el regulador no debe realizar distinciones, alteraciones o variaciones de los
criterios empleados para la fijación tarifaria sin justificación alguna, de tal manera que se
provea al mercado de una señal de seguridad a las inversiones y de empleo de criterios
uniformes que redundan en la predictibilidad del regulados, señales adecuadas para el
uso racional de los recursos de la empresa.
En ese sentido, la organización de la empresa concesionaria matriz, en todos los casos
(por sector típico) debe guardar una relación coherente en vista que todas ellas son del
mismo rubro, cumplen el mismo rol de la distribución y comercialización de la energía
eléctrica y tienen una similar organización en la realidad; por lo que no existe justificación
alguna para realizar dicha distinción.
OBSERVACIÓN N° 13: REMUNERACIONES
De la pre publicación del estudio de costos del VAD, se ha realizado la comparación de las
propuestas de remuneraciones (S/./mes), en el cual se aprecia los variados valores
asignados a cada sector típico, además en el detalle de la información que se publica en
la página web de OSINERGMIN se aprecia que existen criterios distintos en la
determinación de los montos, como ejemplo en algunos casos consideran al monto total
anual 12 sueldos y en otros casos 14 sueldos; a continuación se muestra la comparación
de los sueldos mensuales asignados a cada nivel de cargo típico equivalente de la pre
publicación del VAD:
Cuadro N° 4: Comparación de las remuneraciones de la Pre publicación VAD
CARGO TIPICO
ST1
ST2
REMUNERACION MENSUAL S/.mes
ST3
ST4
ST5
ST6
SER
Dire ctivo
46,433
10,000
22,500
8,776
17,469
17,469
11,563
Eje cutivo A
36,709
5,714
16,200
6,309
14,122
14,122
9,703
Profe siona l
9,102
3,929
4,911
4,194
8,422
8,422
6,478
Administra tivo
4,801
3,786
2,522
2,086
4,299
4,299
2,406
T é cnico
6,826
3,643
2,280
2,117
3,671
3,671
2,604
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Gráfica N° 3: Comparación de las remuneraciones de la Prepublicación VAD
Por otro lado, se ha graficado las categorías de los cargos típicos individualmente y es
como se aprecia de la pre publicación:
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Gráfica N° 4: Comparación de las remuneraciones de la Prepublicación VAD
Para mantener esta estructura eficiente se necesita remunerar adecuadamente al
personal con valores que establece el mercado, directivas que emite el accionista
mayoritario representado por FONAFE para el caso de las empresas que conforman la
administración de FONAFE.
Por lo anterior, se sugiere se considerar al menos el análisis planteado para el sector
típico 3 y paralelamente el estudio realizado por Distriluz, para considerar los valores
acordes a la necesidad del mercado vigente y en forma similar para todos los sectores
típicos, en vista que todos cumplen el mismo rol de la distribución de energía eléctrica,
que inclusive en la zonas rurales los profesionales tienen que migrar a zonas distantes de
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la capital (costa) para cumplir el rol que el perfil profesional lo exige. Se adjunta en
ANEXO N° 5 el estudio en mención.
OBSERVACIÓN N° 14: RECONOCIMIENTO DE LAS UTLIDADES
El concepto de Participación de los Trabajadores en las Utilidades de las empresas de
distribución, o PTUs según lo hemos denominado, no ha sido reconocido por el
OSINERGMIN en el Proyecto de fijación del VAD, al haber sido erróneamente considerado
como un costo que no tiene relación de causalidad directa con la prestación del servicio
de distribución eléctrica.
En ese sentido, a continuación, presentamos el fundamentos legales que demuestran que
la posición del OSINERGMIN, particularmente expresada en el Informe N° 029-2013OEE/OS y en el Informe S/N-2013 del Estudio Picón & Asociados, no encuentra sustento
alguno y, en consecuencia, el concepto de PTU sí debe ser incorporado como un costo de
personal a ser reconocido por el VAD.
Aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF
El artículo 233 de la Ley General de Sociedades, aprobada mediante Ley N° 26887,
establece que los Estados Financieros de las empresas deben ser preparados y
presentados de acuerdo con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados; los
mismos que de acuerdo con la Resolución N° 013-98-EF/93.01, publicada el 23 de julio de
1998, comprenden a las Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF
(también denominadas Normas Internacionales de Contabilidad - NIC).
Este criterio fue posteriormente ratificado por el Consejo Normativo de Contabilidad
mediante la Resolución Nº 034-2005-EF/93-01 del 2 de marzo de 2005, en la que se
señaló que: “En el Perú a partir del 01 de enero del 2006 es obligatorio aplicar las Normas
Internacionales de Contabilidad modificadas en el año 2003 y las Normas Internacionales
de Información Financiera aprobadas” (entre las que se incluyó la NIIF1).
Posteriormente, la Contaduría Pública de la Nación emitió la Resolución Nº 043-2010EF/94 del 12 de mayo del 2010 en la que precisó que el Plan Contable General
Empresarial resultaba obligatorio a partir del 2011. Cabe señalar que, el nuevo catálogo,
descripción y dinámica de cuentas se encuentra armonizado con las NIIF, hecho que
resulta de especial importancia si consideramos que un gran porcentaje de las empresas
de distribución de electricidad son empresas estatales, por lo que la uniformización del
criterio de aplicación de las NIIF, representa un esfuerzo de la regulación por recoger y
asumir la reales prácticas contables y financieras.
En atención a las normas antes referidas diversos organismos estatales iniciaron un
proceso de emisión de diversas normas legales vinculadas a la implementación de la
NIIF1. De esta manera la CONASEV (hoy la Superintendencia del Mercado de Valores SMV) emitió la Resolución N° 102-2010-EF/94.01.1 del 14 de octubre del 2010, mediante
la cual se establece que las empresas emisoras de valores inscritos en el Registro Público
del Mercado de Valores, las empresas clasificadoras de riesgo, entre otras, deben
preparar sus estados financieros con observancia plena de las NIIF, siendo que los
primeros estados financieros que debían formular las empresas eran los correspondientes
a la información financiera auditada anual al 31 de diciembre del 2011 y los posteriores
estados financieros trimestrales correspondientes al 2012. Para ello se precisó que se
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debía observar la “NIIF 1 Adopción por Primera Vez de las Normas Internacionales de
Información Financiera”.
Por otro lado, el Consejo Normativo de Contabilidad mediante Resolución N° 045-2010EF/94 del 30 de noviembre del 2010 dispuso la aplicación integral de las Normas
Internacionales de Información Financiera emitidas por el IASB (International Accounting
Standards Board o Junta de Normas Internacionales de Contabilidad), en la versión de
NIIF completas, para las empresas que obtengan ingresos anuales por ventas de bienes
y/o servicios o tengan activos totales, iguales o mayor, en ambos casos a 3,000 Unidades
Impositivas Tributarias – UIT al cierre del ejercicio anterior y; las empresas que tengan
ingresos anuales por ventas o activos totales menores a 3,000 Unidades Impositivas
Tributarias al cierre del ejercicio anterior aplicarán las NIIF para PYMES ( NIIF para
Pequeñas y Medianas entidades).
Asimismo, mediante el artículo 5 de la Ley 29720, publicada el 25 de junio del 2011, se
dispuso que: “las sociedades o entidades distintas a las que se encuentran bajo la
supervisión de CONASEV, cuyos ingresos anuales por venta de bienes o prestación de
servicios o sus activos totales sean iguales o excedan las tres mil unidades impositivas
tributarias, deben presentar a dicha entidad sus estados financieros auditados por
sociedades de auditoría habilitadas por un colegio de contadores públicos en el Perú,
conforme a las normas internacionales de información financiera y sujetándose a las
disposiciones y plazos que determine CONASEV”.
Con fecha 15 de diciembre del 2011, la SMV emitió la Resolución N° 009-2011-SMV/01,
por la que se aprobó el Proyecto de las “Normas Sobre la Presentación de Estados
Financieros Auditados por Parte de Sociedades o Entidades a las que se refiere el artículo
5 de la Ley Nº 29720”. La primera disposición transitoria del referido Proyecto señaló que:
“Las Entidades cuyos ingresos por ventas o prestación de servicios o con activos totales
que al cierre del ejercicio superen las treinta mil (30 000) Unidades Impositivas
Tributarias (UIT), deberán presentar su información financiera auditada correspondiente
al ejercicio que culmina el 31 de diciembre de 2012, de acuerdo con el cronograma que
se establezca según el artículo 4” (el plazo de presentación es del 16 al 30 de mayo de
cada año).
Asimismo, mediante Resolución N° 048-2011-EF-30 del 6 de enero de 2012, se oficializó
la versión del año 2011 de las NIIF, así como las modificaciones emitidas por el IASB y los
textos de las NIIF 10, 11, 12 y 13; con vigencia de acuerdo a lo preceptuado en dichas
normas.
Por último, con fecha 27 de abril del 2012 la SMV emitió la Resolución SMV N° 011-2012SMV/01. La Segunda Disposición Complementaria Transitoria de dicha norma dispuso la
implementación gradual de las NIIF y señaló lo siguiente:
“La aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF)
vigentes internacionalmente, que emita el IASB, de que trata el artículo 1 de las
presentes normas será exigible de acuerdo a lo siguiente:
a) Para las Entidades enunciadas en el inciso a) de la Primera Disposición
Complementaria y Transitoria, a partir del ejercicio económico 2013. (…)
Los estados financieros correspondientes a ejercicios económicos anteriores podrán
elaborarse conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF),
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oficializadas en el Perú por el Consejo Normativo de Contabilidad, o por las Normas
Internacionales de Información Financiera (NIIF) vigentes internacionalmente que
emita el IASB”.
Queda claro entonces, que las NIIF resultan de obligatorio cumplimiento para las
empresas distribuidoras, sea que éstas se encuentren bajo la supervisión de la CONASEV
(hoy SMV) o no; de conformidad con las normas legales y reglamentarias antes referidas.
La Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU) como una obligación
legalmente exigible
a.
Al amparo de la regulación contable y financiera
En abril de 2001 el IASB adoptó la NIC 19- Beneficios a los Empleados, que había
sido originalmente emitida por el Comité de Normas Internacionales de Contabilidad
en febrero de 1998. La NIC 19 - Beneficios a los Empleados sustituyó a la NIC - 19
Contabilización de los Beneficios por Retiro en los Estados Financieros de los
Empleadores (emitida en enero de 1983).
La NIC 19 - Beneficios a los Empleados, establece la contabilización e información a
revelar por parte de los empleadores de los beneficios a los empleados. Esta Norma
identifica cuatro categorías de beneficios a los empleados: (i) beneficios a los
empleados a corto plazo; (ii) beneficios post-empleo; (iii) otros beneficios a los
empleados a largo plazo y; (iv) beneficios por terminación.
El párrafo 9 de la NIC - 19 señala que:
“Los beneficios a los empleados a corto plazo, incluyen elementos tales como los
siguientes, si se esperan liquidar totalmente antes de doce meses después del
final del periodo anual sobre el que se informa en el que los empleados presten
los servicios relacionados:
(a)
(b)
(c)
(d)
Sueldos, salarios y aportaciones a la seguridad social;
Derechos por permisos retribuidos y ausencia retribuida por enfermedad;
Participación en ganancias e incentivos; y
Beneficios no monetarios a los empleados actuales (tales como atenciones
médicas, alojamiento, automóviles y entrega de bienes y servicios gratuitos
o parcialmente subvencionados)”.
Tal como se menciona en el párrafo anterior, la participación en las utilidades que
se destina en las empresas de distribución, tales como ELECTRODUNAS, constituye
un beneficio de corto plazo a los empleados.
Asimismo, respecto al reconocimiento y medición el párrafo 11 de la NIC - 19 señala
que:
“Cuando un empleado haya prestado sus servicios a una entidad durante el
periodo contable, ésta reconocerá el importe (sin descontar) de los beneficios a
corto plazo que ha de pagar por tales servicios:
 Como un pasivo (gasto acumulado o devengado), después de deducir
cualquier importe ya satisfecho. Si el importe ya pagado es superior al importe
sin descontar de los beneficios, una entidad reconocerá ese exceso como un
activo (pago anticipado de un gasto), en la medida en que el pago anticipado
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vaya a dar lugar, por ejemplo, a una reducción en los pagos futuros o a un
reembolso en efectivo.
 Como un gasto, a menos que otra NIIF requiera o permita la inclusión de los
mencionados beneficios en el costo de un activo (véase, por ejemplo la NIC 2
Inventarios, y la NIC 16 Propiedades, Planta y Equipo)”.
Por lo indicado en el inciso b) del párrafo 11 de la NIC 19, la participación en las
ganancias, pagaderas dentro de los doce meses siguientes al cierre del período en
el que los empleados han prestado los servicios correspondientes, deben
reconocerse como un gasto a menos que otra norma requiera o indique su inclusión
en el costo de un activo. En ese sentido, para efectos contables las PTU de las
empresas deben reconocerse como gasto o excepcionalmente en el costo de un
activo.
Asimismo, la SMV en su Oficio Circular N° 298-2010-EF/94.06.3 del 25 de
noviembre del 2010 señala, entre otros puntos, que:
“El reconocimiento de la participación de los trabajadores se realizará sólo por los
gastos de compensación por los servicios prestados en el ejercicio, en
consecuencia no se registra un activo diferido o un pasivo diferido requerido en
la NIC 12. Igualmente, en aplicación de la NIC 19, la presentación en los estados
financieros debe corresponder a gastos de personal y su distribución a los costos
de producción, gastos de ventas y administración”.
Asimismo, respecto al reconocimiento de la PTU, con fecha 27 de enero del 2011 el
Consejo Normativo de Contabilidad, emitió la Resolución N° 046-2011-EF/94 en
cuyo artículo 1 se precisó lo siguiente:
“Que el reconocimiento de las participaciones de los trabajadores en las
utilidades determinadas sobre bases tributarias deberá hacerse de acuerdo con la
NIC 19 - Beneficios a los Empleados y no por analogía con la NIC 12 Impuesto a
las Ganancias o la NIC 37 Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos
Contingentes”.
Por otro lado, el Informe 033-2012-SUNAT/4B0000 señala que: para la
determinación de la renta imponible de tercera categoría, la participación de los
trabajadores en las utilidades de las empresas en todos los casos constituye gasto
deducible del ejercicio al que corresponda, siempre que se ´pague dentro del plazo
previsto para la presentación de la declaración jurada anual de ese ejercicio”.
En ese mismo sentido, el párrafo 19 de la NIC 19 señala que:
“De acuerdo con el párrafo 11, una entidad reconocerá el costo esperado de la
participación en ganancias o de los planes de incentivos por parte de los
trabajadores cuando, y sólo cuando: (…)
(a) La entidad tiene una obligación presente, legal o implícita, de hacer tales
pagos como consecuencia de sucesos pasados; y
(b) Pueda realizarse una estimación fiable de la obligación.
Existe una obligación presente cuando, y sólo cuando, la entidad no tiene otra
alternativa realista que realizar los pagos”.
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Por lo señalado anteriormente, las PTU de las empresas son gastos de personal del
período correspondiente, considerados como tales en el Manual de Costos de las
empresas concesionarias 6 , los mismos que deben asignarse de acuerdo a la
distribución del trabajador en el costo del servicio, gasto de ventas y gasto
administrativo según corresponda. Para efectos del reconocimiento en los registros
contables debe contabilizarse el beneficio en forma mensual, es decir estableciendo
las provisiones mensuales de la participación a los trabajadores, el mismo que se
debe de estimar en base a la proyección de resultados del período analizado.
De acuerdo a lo antes señalado, la aplicación de las NIIF (o NIC) resulta de
obligatorio cumplimiento para las empresas de distribución. Esto implica que,
conforme a lo dispuesto por la Resolución N° 046-2011-EF/94 el reconocimiento de
las PTU debe realizarse de acuerdo con las NIC 19 – Beneficios a los empleados y,
por tanto ser considerados como Gastos de Personal asignados a los Costos del
Servicio de cada una de las empresas antes referidas.
b.
Al amparo de la legislación laboral
De conformidad con lo establecido en el artículo 29 de la Constitución Política del
Perú, el Estado reconoce a los trabajadores el derecho a participar en las utilidades
de la empresa, entre otras formas de participación laboral tales como la
participación en la propiedad y la gestión de las empresas.
Asimismo, el artículo 1 del Decreto Legislativo N° 892, publicado el 11 de noviembre
de 1996 (en adelante, DL 892), los trabajadores sujetos al régimen laboral de la
actividad privada, tienen el derecho a participar en las utilidades de las empresas
que desarrollan actividades generadoras de rentas de tercera categoría.
Para el caso en particular de las empresas que realizan actividades de distribución
de electricidad, la participación de los trabajadores en las utilidades (en adelante,
PTU) de la empresa es del 5% de las utilidades antes de los impuestos (artículo 2
del DL 892). Cabe señalar, que la participación a la que alude ésta norma, involucra
un concepto de gasto que asume la empresa y que se destina a terceros y no a los
accionistas de las empresas.
6
Manual de Costos para Empresas de Electricidad Concesionarias y/o Autorizadas – Resolución Ministerial N°
197-84-EM/VME.
“4. Costo del Servicio
4.1 Clasificación de los Costos
El costo del servicio está formado por todos los gastos que tienen relación de causalidad directa o indirecta
con la prestación del servicio público de electricidad.
4.1.1 Costos Directos
Son aquellos gastos que se vinculan e identifican con trabajos específicos correspondientes a un centro de
costo y unidad de costos en particular.
4.1.2 Costos Indirectos
Son aquellos que no están vinculados en forma específica a un centro de costo o unidad de costos y se
imputan dentro del costo de administración.
4.2 Elementos del Costo
El costo del servicio se acumulará en los conceptos siguientes: (…)
d) Gastos de Personal
Incluye las remuneraciones al personal tanto en efectivo como en especies, así como los aportes patronales
por seguridad social, sistemas de pensiones u otros que fije la ley, asignaciones familiares, gratificaciones,
compensaciones y otros. Se excluyen los pagos por viáticos, refrigerios, gastos de viajes (registrado en cargas
diversas de gestión) y compensación por tiempo de servicios (registrado en provisiones). Su aplicación a los
centros de costo se efectuará en base a los resúmenes de planillas, las que se desagregarán por unidades de
costo y de ser el caso se asignará por tiempo efectivo de labor realizado en cada unidad”.
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De acuerdo a ello, la participación de los trabajadores en las utilidades son un
beneficio social, que se manifiesta mediante una prestación obligatoria a cargo del
empleados, siendo entonces una obligación laboral aplicable a la operación en el
mercado de una empresa de distribución eléctrica como ELECTRODUNAS.
Por lo tanto, la participación de los trabajadores en las utilidades involucra un costo
que necesariamente tendría que asumir la “empresa modelo eficiente” considerada
para el cálculo del VAD y que, no puede ser considerado en modo alguno como una
liberalidad de la que el empleador puede prescindir cuando desee.
En efecto, contrariamente a lo señalado por el OSINERGMIN, las PTU no son una
gratuidad o liberalidad del empleador, toda vez que no comparten la naturaleza
meramente potestativa propia de las bonificaciones, las comisiones por ventas o la
de los bonos de productividad. Al respecto, no sólo el DL 892 reconoce el carácter
de “beneficio social” de las utilidades, sino que también otros dispositivos legales
tales como el artículo 8 del Texto Único Ordenado de la Ley de Productividad y
Competitividad Laboral, aprobado mediante Decreto Supremo N° 003-97-TR y, el
artículo 14 del Decreto Supremo N° 001-96-TR. Inclusive, la propia autoridad
laboral (el Ministerio de Trabajo) considera que las utilidades constituyen un
“beneficio social” similar a la compensación por tiempo de servicios, vacaciones,
gratificaciones por fiestas patrias y navidad, entre otros.
Ahora bien, las formas de cálculo y pago del beneficio social (esto es, de la PTU) no
afectan su naturaleza ni la obligación de reconocerlos como un costo. De esta
manera, el hecho de que la PTU se determine en función a la remuneración del
trabajador o de los resultados de la empresa, no afecta su calificación como un
costo que debe ser reconocido dentro de un proceso de regulación tarifaria basado
en el modelo de una “empresa modelo eficiente”.
De ello resulta que la posición del OSINERGMIN, según la cual las PTU “no son un
costo para la empresa sino que surgen y dependen de los resultados económicos de
la operación”, nuevamente es errada, pues esta características no afecta en modo
alguna la calificación de las PTU como un costo necesario y respecto del cual la
empresa de distribución mantiene una obligación legalmente vinculante y exigible
en el supuesto que los resultado económicos se lo permitan. Todo ello, dado que las
utilidades de los trabajadores, son el tipo de costos que la “empresa modelo
eficiente” no podría evitar pagar, como las remuneraciones o cualquiera de los otros
beneficios sociales reconocidos en la regulación laboral.
A partir de lo antes señalado, es posible concluir que las PTUs sí se encuentran
directamente vinculadas a la prestación del servicio de distribución, como cualquier
otro beneficio social; toda vez que al tratarse de beneficios sociales de obligatorio
cumplimiento por parte de cualquier empresa que desarrolle las actividades de
distribución de electricidad, constituyen un gasto de personal -el cual por definición
es un costo- tan vinculado a la prestación del servicio de distribución eléctrico como
lo estaría cualquier otro beneficio social.
c.
Al amparo de la regulación sectorial del Valor Agregado de Distribución
Asimismo, considerando que el sistema de precios regulados para el servicio público
de distribución de electricidad, de conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas,
aprobada mediante Decreto Ley N° 25844 (en adelante, LCE) se realiza a través del
Página 32 de 51
cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD), mediante el cual se busca
reconocer los costos en que incurren las distribuidoras para suministrar la energía,
identificando para ello los costos en que incurriría una empresa eficiente
(denominada empresa modelo) operando según las características propias del
mercado peruano; resulta evidente que entre los costos a reconocerse a las
empresas distribuidoras por concepto de VAD, debe incluirse el Gasto del Personal
por reconocimiento de las PTU de conformidad con las NIC 19, pues se trata de
gastos en los que incurre la empresa distribuidora y que se encuentran destinados a
terceros y no a los accionistas de la empresa.
Lo señalado, encuentra sustento en lo siguiente:
 De acuerdo a la LCE, el VAD es fijado por el Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN, entidad administrativa que en el
ejercicio de sus funciones –tales como la función de regulación tarifaria- se
encuentra sometida al principio de legalidad contenido en el numeral 1.1. del
artículo 1 de la Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobada mediante
Ley N° 27444 (en adelante, LPAG); según el cual las OSINERGMIN es
administrativas deben actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho,
dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para
los que les fueron conferidas.
Asimismo, de acuerdo con el artículo 3 del Reglamento General del
OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, toda
decisión y acción que adopte cualquiera de los órganos del OSINERGMIN deberá
sustentarse y quedar sujeta a los principios contenidos en el referido
Reglamento, que son los que establecen las bases y lineamientos de la acción de
dicho organismo para el desarrollo y ejercicio de sus funciones.
En tal sentido, en aplicación del principio de autonomía contenido en el artículo
10 del Reglamento General del OSINERGMIN, si bien dicho organismo no se
encuentra sujeto en su actuación funcional a mandato imperativo de ningún
otro órgano o institución del Estado, su actuación se debe sujetar estrictamente
a las normas legales aplicables y a estudios técnicos debidamente sustentados.
De acuerdo a lo antes señalado, la actuación del OSINERGMIN resultaría ilegal y
por tanto viciada de nulidad 7 si en el ejercicio de su función de regulación
tarifaria, procede a fijar el VAD sin observar ni aplicar los criterios y disposiciones
contables contenidas en la NIIF; particularmente la disposición referida al
reconocimiento de las PTU como Gastos de Personal a ser considerados en el
VAD y reconocido mediante la tarifa. Ello, en la medida que, tal como hemos
visto anteriormente las NIIF resultan de obligatorio cumplimiento por mandato
legal y reglamentario, para las empresas del Estado que realizan actividades de
distribución eléctrica.
 El esquema tarifario de “empresa modelo” que emplea el OSINERGMIN para la
determinación de una empresa eficiente, así como de los costos en que ésta
incurriría para la prestación del servicio de electricidad; supone precisamente la
existencia de una empresa que emplea todos sus recursos de manera eficiente,
7
De acuerdo con el artículo 10 numeral 1 de la Ley de Procedimiento Administrativo General, constituye un
vicio del acto administrativo, que causa su nulidad de pleno derecho, la contravención a la Constitución, a las
leyes o a las normas reglamentarias.
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abarcando el máximo de producción con el mínimo de recursos. Esto quiere decir
que, al final de cada ejercicio la empresa eficiente necesariamente genera
utilidades y por tanto ha invertido en los Gastos del Personal (tales como los que
corresponden a las PTU) requeridos para producir dicha utilidad.
De acuerdo a ello, resulta claro que una empresa eficiente no puede ser diseñada
por el OSINERGMIN sobre la base del incumplimiento o contravención a otras
normas legales y/o reglamentarias, tales como las que establecen el cumplimiento
obligatorio de los criterios y disposiciones contables contenidas en las NIIF, el DL
892 y las normas sectoriales laborales y eléctricas.
En consecuencia, el OSINERGMIN debe reconocer los costos por PTU denominados
Gastos de Personal, bajo los criterios y disposiciones contenidas en las NIIF y en
cumplimiento de marco regulatorio legal y reglamentario antes descrito. Por tanto,
los referidos PTU considerados como Gastos de Personal correspondientes a los
Costos del Servicio, gastos de ventas y/o gastos administrativos, se deben incluir en
los costos a ser reconocidos por el VAD del correspondiente periodo de regulación
tarifaria; caso contrario la actuación del OSINERGMIN sería ilegal y adolecería de un
vicio de nulidad insubsanable por contravención a las normas legales y
reglamentarias antes descritas.
Se adjunta carta GCC-096-2013, del 16 de julio de 2013 remitida a Osinergmin
sobre la posición de las empresas concesionarias respecto de este tema. ANEXO
N° 6.
3. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA
En el gráfico adjunto se muestra el valor de las pérdidas reconocidas de las
empresas distribuidoras a nivel nacional, asimismo el comparativo con las pérdidas
estándar y reales promedio:
Página 34 de 51



A partir del año 2001 se evidencia un menor reconocimiento y progresiva
reducción de los índices porcentuales de las pérdidas de energía en los procesos
regulatorios, si bien es cierto las empresas distribuidoras han optimizado su
gestión reduciendo los valores de manera gradual; estos difieren
significativamente de los valores establecidos en los procesos de fijación tarifaria.
Tomando como referencia el benchmarking con países de la región se observa que
los valores que actualmente se registran son pérdidas estándar propias de la
distribución.
Respecto a las pérdidas no técnicas, en el gráfico se muestra la evolución del
reconocimiento de las pérdidas no técnicas de los procesos tarifarios de los años
2001-2005, 2005-2009, 2009-2013:
Gráfica N° 5: Evolución de las pérdidas No técnicas
3.00
2.50
2.00
1.50
% Pérdidas No técnicas
Estándar (ST1)
1.00
0.50
Nov2012- Oct2013
Nov2011- Oct2012
Nov2010- Oct2011
Nov2009- Oct2010
Nov2008- Oct2009
Nov2007- Oct2008
Nov2006- Oct2007
Nov2005- Oct2006
Nov2004- Oct2005
Nov2003- Oct2004
Nov2002- Oct2003
Nov2001- Oct2002
0.00
% Pérdidas No técnicas
Estándar (Resto de ST.)
Para las pérdidas no técnicas el OSINERGMIN en el año 2005 consideró un nivel de
pérdidas no técnicas distinto en el sector típico 1 que en los sectores típicos del 2 al 5.
Cabe recordar que el consultor del sector típico 1 planteó un porcentaje de pérdidas no
técnicas de 2,75% y OSINERGMIN lo incrementó a 2.85% favoreciendo al sector típico 1.
Dicho valor se mantuvo vigente por todo el periodo de regulación 2005-2009.
Igualándose para el periodo 2009 – 2013 con el resto de sectores.
Desde un punto de vista teórico, las pérdidas no técnicas deberían ser reconocidas en
mayor medida a las actuales, considerando la limitación de los costos eficientes del
recupero de pérdidas, y dada la normativa vigente en torno a los recuperos por fraudes
de energía (R.M. Nº 571-2006-MEM/DM - Norma DGE “reintegros y recuperos de Energía
Eléctrica”, Resolución 722-2007-OS/CD y Resol 102-2012-OS/CD referida a la escala de
multas asociadas a recuperos y reintegros de energía), cuyas exigencias incluyen
aspectos subjetivos que favorecen a los infractores, el cobro de la energía calculada en
función al consumo posterior al fraude y otros aspectos por demás absurdos.
Es imperativo que OSINERGMIN tome en cuenta las condiciones de alta peligrosidad que
se tiene en empresas como: ELECTRONOROESTE, ELECTRONORTE, HIDRANDINA y
ELECTROCENTRO. Los cuales pueden ser de mucho más alto riesgo que en la capital
debido a que la presencia policial es escasa.
Página 35 de 51
Para estas situaciones el control y reducción de pérdidas en zonas urbanas marginales y
no marginales difiere grandemente debido a que en las primeras se requiere emplear
mayores recursos de control, pues las intervenciones deben efectuarse con mayor número
de técnicos y las cuadrillas se duplican o hasta se triplican; asimismo, los operativos
requieren la intervención de más de dos policías y de un Fiscal. Más grave aún, es que en
dichas zonas los usuarios clandestinos no sólo hurtan energía para su consumo sino que
también la entregan a sus vecinos, con lo cual manzanas enteras se convierten en aliados
que impiden el control de las pérdidas.
Adicionalmente cabe mencionar también que los niveles de pobreza son elevados y,
debido a ello, existen mayores probabilidades de que la población se involucre en
actividades ilegales, entre ellas las relacionadas al servicio eléctrico tales como conexiones
clandestinas o manipulación del medidor.
Análisis y variación de los Índices Porcentuales de Pérdidas de Energía:
%Pérdidasde EnergíaenBT
%Pérdidasde EnergíaenMT
2.60%
1.18%
1.27%
ST 1
ST 2
2.91%
2.29%
7.56%
2.31%
ST 4
ST 5
ST 6 ST Especial ST SER
ST 1
%Pérdidasde EnergíaenSEDMT/BT
2.13%
2.69% 2.54%
9.26%
7.86%
7.29%
7.45%
6.03%
ST 2
ST 3
ST 4
ST 5
ST 6 ST Especial ST SER
%Pérdidasde EnergíaenRedes BT
4.40%
2.95%
8.48%
1.88%
1.68%
ST 3
7.79%
2.09%
1.82%
1.99%
1.82%
1.54%
2.59% 2.55%
2.06%
1.23%
1.15%
0.19%
ST 1
ST 2
ST 3
ST 4
ST 5
ST 6
ST
Especial
ST SER
ST 1
ST 2
ST 3
ST 4
0.18%
2.55%
1.20%
0.06%
0.05%
0.02% 0.02%
ST 1
ST 2
ST 3
ST 6 ST Especial ST SER
%Pérdidasde EnergíaenMedidores
%Pérdidasde EnergíaenAcometidas
0.07%
ST 5
ST 4
ST 5
0.01% 0.01%
ST 6
ST
Especial
0.70% 0.66%
0.98%
0.51%
0.28%
0.17%
ST SER
ST 1
Página 36 de 51
ST 2
ST 3
ST 4
ST 5
ST 6 ST Especial ST SER
OBSERVACIÓN N° 15: PÉRDIDAS TÉCNICAS
Los resultados mostrados en la pre publicación evidencian una reducción significativa en
las pérdidas reconocidas en específico en Baja Tensión, ello en comparación con la
regulación vigente, como se muestra en el siguiente gráfico:
Cuadro N° 5
Comparativo de Pérdidas
Tipo Pérdida
Pérdidas Técnicas MT
Pérdidas No Técnicas MT
Pérdidas Totales MT
Pérdidas Técnicas BT
Pérdidas No Técnicas BT
Consultor VAD (Informe
Definitivo)
Potencia Energía Potencia
1.70%
1.52%
1.78%
0.00%
0.00%
0.00%
1.70%
1.52%
1.78%
6.37%
2.16%
3.62%
2.85%
2.56%
2.56%
Regulación 2009-2010
Regulación Vigente
Energía
1.20%
0.00%
1.20%
6.49%
2.85%
Energía
1.20%
0.00%
1.20%
6.49%
2.56%
Potencia
1.70%
0.00%
1.70%
6.37%
2.85%
(Prepublicación)
Energía
1.27%
0.00%
1.27%
2.54%
2.56%
Potencia
1.66%
0.00%
1.66%
3.03%
2.56%
Figura N° 01
Sector Típico2
PérdidasdeEnergía(%)
MT
9.34%
Sector Típico 2
Pérdidas de Potencia (%)
MT
BT
9.51%
9.05%
BT
9.22%
8.60%
7.79%
6.18%
4.72%
1.20%
Original
1.20%
Vigente
1.52%
Definitivo
1.27%
Prepublic
1.70%
Original
1.70%
Vigente
1.78%
Definitivo
1.66%
Prepublic
Referencia y Sustento:

Para el caso de BT las pérdidas técnicas muestran una reducción respecto a los
valores vigentes, si bien es cierto el Supervisor VAD indica haber incluido los
factores de desequilibrio (pág. 150 del Análisis Comparativo), los resultados
difieren de manera significativa de la regulación actual, de la verificación al detalle
se observa que los valores porcentuales de la pérdidas en redes BT son las que
registran mayor decremento, asimismo a manera de comparativo se indica que los
valores considerados para el ST1 (2.09%) y ST3 (1.99%) son mayores a los
calculados para el ST2 (1.82%), no guardando correlación.

El consultor debe verificar si para el caso de las pérdidas técnicas en redes BT el
cálculo incorpora los factores de desequilibrio correspondientes, En la hoja de
cálculo (Balance ST2 Arequipa) se hace referencia al archivo \VAD 2013\05.Quinto
Informe\Sector 2\S2\[S2 Instalaciones adaptadas.xls]BT', el cual no se encuentra
en la WEB, este es necesario a fin de determinar la consideración o no de estos
factores. A manera de referencia se adjuntan los valores considerados en el
estudio del Sector Típico 1. (Anexos S1 – pág. 08)
Página 37 de 51
Figura N° 02

De manera adicional se indica que según detalles de la pre publicación (Análisis
Comparativo - Pág. 150) no se habría considerado las pérdidas en cables de
comunicación (Cables que unen los aisladores de BT. del transformador con las
barras de los tableros) de las SED MT/BT., ello en consideración a que en estos se
producen pérdidas por efectos joule, estas pérdidas deben incluirse en las
pérdidas técnicas. (Requerido por la supervisión VAD tal como se indica en el
informe de absolución de observaciones del ST1 – pág. 63).

Otro factor de incremento de pérdidas técnicas en BT. no incluido es el de las
pérdidas en los empalmes de los clientes BT, adicional las pérdidas por fugas y
dieléctricas en BT., ello como parte del tratamiento de las pérdidas técnicas
teóricas del sistema modelo. (Análisis Comparativo - Pág. 150).
Petitorio:
Se debe considerar dentro del cálculo de pérdidas técnicas los factores de desequilibrio y
consideraciones indicadas en el numeral 1.1.1. Siendo el caso específico y el que registra
mayor variación en las pérdidas en redes BT. Es evidente que las mermas por pérdidas de
energía no pueden disminuir significativamente ya que son inherentes al mismo proceso
físico de la distribución de la energía y al giro del negocio. Por lo indicado y dado los
sustentos mostrados, se sugiere que las pérdidas técnicas reconocidas para la Baja
Tensión mantengan los valores de la regulación vigente.
OBSERVACIÓN N° 16: PÉRDIDAS NO TÉCNICAS (PNT)
Comentario:
Para el caso de las pérdidas no técnicas dentro de los términos de referencia para la
elaboración del estudio de los costos del VAD el OSINERGMIN indica que se debe
considerar los niveles de pérdidas establecidos en el informe N° 433-2009-GART de la
Resolución 181-2009-OS/CD. Sin embargo en consideración al estudio realizado por
CENERGIA en ENOSA concluye que las pérdidas no técnicas en BT
conforme a la
regulación tarifaria son del orden de 9,9% y de 4.7% referida a nivel de la energía total
(MT+BT), valores muy superiores a la regulación vigente y a los establecidos para la pre
publicación.
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En la fijación anterior se estableció una gradualidad de reducción de las PNT, partiendo de
2,85% para Nov.2009 y que de acuerdo al proceso de fijación tarifaria se reducirá de
manera gradual al 2017.
Esta proyección y tendencia a la reducción se contrapone con la actual situación que
registra el país debido a que uno de los factores que inciden en el incremento de las
pérdidas no técnicas está directamente correlacionado con el nivel de delincuencia.
Los reportes estadísticos de inseguridad ciudadana muestran un incremento de la
delincuencia a nivel nacional y con una tendencia a agravarse.
El entorno socio-económico donde operan la distribuidoras es uno de los factores que
mayor inciden en las pérdidas no técnicas ya que a mayor delincuencia, mayor riesgo de
pérdidas por hurto de energía.
Como sustento se extrae un comentario del “Plan Nacional de Seguridad Ciudadana 20132018” aprobada por el Concejo Nacional de Seguridad Ciudadana- CONASEC en Sesión
del 12 de julio 2013 y aprobada por Decreto Supremo N° 012-2013-IN como Política
Nacional del Estado Peruano el 28 de julio 2013 (Se adjunta el informe completo en
ANEXO N° 10), donde indica: “Entre los delitos patrimoniales, llama la atención el
incremento del peso relativo de los robos frente a los hurtos. Mientras que estos últimos
se mantuvieron estables, pasando del 47.0 % el año 2000 al 45.5 % el año 2012, los
robos tuvieron un crecimiento importante, del 34.8 % al 45.6 %, lo que da cuenta de un
incremento no desdeñable de la violencia en el contexto de la comisión de esta
conducta”, por lo cual se induce al crecimiento de la delincuencia lo cual está a la par con
el hurto de la energía.
Por otro lado, desde la aplicación de las pérdidas No técnicas del año 2009 a pesar de ir
reduciendo los valores que corresponden a una demanda de potencia y energía asociada,
en los balances no se hace la consideración del ajuste de este volumen de demanda por
ese efecto.
Otro informe que sustenta como uno de los mayores problemas el alto índice
delincuencial es el de la Corporación Latinobarómetro (Informe de prensa
Latinobarómetro 1995 – 2011 – Perú) que indica en su página N° 6 como mayor
problema la delincuencia y cuya tendencia muestra incremento con el tiempo:
Página 39 de 51
Se adjunta informe completo en ANEXO N° 7.
Petitorio:

Para el caso de las pérdidas no técnicas (PNT), es necesaria la revisión de los
términos regulatorios, para el caso; los Términos de Referencia indican que se
deberá considerar para todos los sectores típicos el valor vigente (2.56%) esto no
obedece a un estudio actual ni a las condiciones socio económicas que se registran;
los estudios y sustentos que se anexan al presente informe muestran que el mayor
problema del país es el alto índice delincuencial y por consecuencia el hurto, cuya
tendencia proyecta un crecimiento en los próximos años; de ahí que muy por el
contrario a lo indicado en la pre publicación los valores reconocidos para las
pérdidas no técnicas no debería reducirse en el tiempo. Los estudios de CENERGÍA
en Enosa (ANEXO N° 8) y el informe de la Corporación Latinobarómetro (ANEXO
N° 7) ratifican lo indicado, por lo que se solicita que el valor a considerar no sea
inferior al 2.85% (Valor inicial del informe 433-2009-GART de la Resolución 1812009-OS/CD.) y que se mantenga fijo en los cuatros años de vigencia del proceso
regulatorio.
El nivel de pérdidas no técnicas debería incluir a todos los sectores típicos para todo
el periodo de regulación a ser publicada.
Si se considera el decrecimiento en el nivel de PNT reconocidas para el período
regulatorio, deberá complementarse con la reducción del NHUBT en los mismos
periodos para mantener el balance en equilibrio.
Otro de los factores en los que incide el reconocimiento de las pérdidas de energía
se da en la tributación a la SUNAT, ya que los impuestos afectan solo las pérdidas
reconocidas, debiendo en este caso las concesionarias asumir las pérdidas por
diferencia de los márgenes.
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OBSERVACIÓN N° 17: FACTOR DE CARGA
De la revisión de las hojas de cálculo del informe del supervisor VAD se observa que los
factores de carga considerados en la hoja Excel “Balance ST2 Arequipa” corresponden al
informe de caracterización de la carga del ST2 – Sistema Eléctrico de Arequipa –
CENERGIA (Julio 2013), sin embargo para la tarifa BT5B se considera un valor diferente al
del estudio.
Referencia y sustentos:
Reemplazando en la hoja de cálculo el valor considerado para el factor de carga para la
taifa BT5B (0.594) del estudio de CENERGIA (cuadro R-4 – Resumen de Cálculo de
Factores: Pág. 09), se afectan los valores de la demanda en BT y por consiguiente en MT;
siendo las nuevas demandas en BT (83 099 KW) y en MT (122 584 KW). Asimismo se
ven afectadas las pérdidas en Potencia, MT (1.76%) y BT (6.47%).
Balance de Energía y Potencia -Adaptado
Sector Típico 2 - Arequipa
Año 2012
Ingreso MT
Pérdidas MT
Ventas MT
MT1
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
Ingreso BT
Pérdidas Técnicas BT
Pérdidas No Técnicas BT
Ventas BT
BT1
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT5A.A
BT5A.B
BT5B
BT5C
BT5C-AP
BT5D
BT5E
BT6
BT7
Energía anual
Factor de
(MW.h)
carga/pérdidas
714,054
9,142
0.475
223,512
7,314
0.763
8,188
0.517
122,479
0.797
36,696
0.504
38,868
0.625
9,967
0.460
481,400
25,078
0.483
12,324
443,999
Factor de
coincidencia
0.644
0.471
0.989
0.461
1.000
0.601
Potencia (kW)
124,776
2,192
31,238
703
849
17,302
3,821
7,080
1,483
91,345
5,908
2,338
83,099
1,958
5,172
3,498
9,249
6,771
1,363
4,405
379,487
0.412
0.872
0.529
0.586
0.571
0.461
0.461
0.594
0.408
0.917
0.593
0.973
0.804
0.427
0.427
0.980
221
619
446
1,748
1,085
144
464
71,276
26,752
4,277
1,067
0.500
0.594
0.594
1.000
0.980
0.980
6,091
803
200
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Petitorio:
Considerar el factor de carga para la taifa BT5B (0.594) del estudio de CENERGIA (cuadro
R-4 – Resumen de Cálculo de Factores: Pág. 09), ya que afecta los valores de la demanda
en BT y por consiguiente en MT; siendo las nuevas demandas en BT (83 099 KW) y en
MT (122 584 KW), asi como las pérdidas en Potencia en MT (1.76%) y BT (6.47%).
4. FACTOR DE ECONOMIA Y ESCALA (FEE)
OBSERVACIÓN N° 18
Los parámetros usados para la determinación de los factores de economía de escalas
(FEE) del cargo fijo del ST2 no son consistentes.
Repasando preliminarmente la fórmula establecida en los TDR, para efectuar el cálculo de
los FEE, tanto para el cargo fijo como para el VAD en MT y BT, esta es:
Pfc  1  tc  Pvc
FEE 
1  tc 
Dónde:
Pvc = proporción variable del costo.
Pfc = proporción fija del costo = Pfc = 1 - Pvc
tc = tasa de crecimiento anual de clientes y/o demanda
Por lo que el FEE también puede expresarse de la siguiente forma:
FEE

1  tc  Pvc
1  tc 
Luego, los parámetros para determinar los valores de los FEE son los valores de Pvc y tc.
En el caso concreto del cargo fijo, Pvc es la proporción variable del costo asociado al
cargo fijo y tc es la tasa de crecimiento de clientes del correspondiente sector típico.
Revisando los archivos de cálculo disponibles en la página web (no se ha encontrado
información para el ST3), se ha podido elaborar la Tabla 4, que muestra los parámetros
del FEE del CF, así como los valores de FEE para los cuatro años de vigencia de la
próxima regulación.
Página 42 de 51
Tabla 4
PARAMETROS (FEE)
ST
ST1
ST2
ST3
ST4
ST5
ST6
SER
FEE (CARGO FIJO)
Pfc
Pvc
tc:
Proporción Fija
del Costo
Proporción
Variable del
Costo
Tasa de
Crecimiento
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
2.58%
2.00%
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
0.9970
0.9906
0.9940
0.9975
0.9967
0.9936
0.9976
0.9939
0.9813
0.9881
0.9950
0.9934
0.9874
0.9953
0.9909
0.9722
0.9822
0.9925
0.9901
0.9814
0.9929
12.05%
48.15%
25.14%
23.33%
25.12%
21.88%
87.95%
51.85%
SIN INFORMACION
74.86%
76.67%
74.88%
78.12%
1.01%
1.45%
2.60%
1.00%
De la Tabla 4, se han construido los Gráficos 4A, 4B y 4C, que muestra los valores de
los FEE, Pfc y Pvc, así como la tc del CF para cada sector típico.
Gráfico 4A
FEE-CFE
EVOLUCION DE FEE - CFE POR ST (4 AÑOS)
1.0050
1.0000
0.9950
0.9900
0.9850
0.9800
0.9750
0.9700
0.9650
0.9600
0.9550
ST1
ST2
ST3
ST4
ST5
ST6
SER
Año 1
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
Año 2
0.9970
0.9906
0.9940
0.9975
0.9967
0.9936
0.9976
Año 3
0.9939
0.9813
0.9881
0.9950
0.9934
0.9874
0.9953
Año 4
0.9909
0.9722
0.9822
0.9925
0.9901
0.9814
0.9929
Página 43 de 51
Gráfico 4B
Proporción fija y variable del costo por ST
100.00%
90.00%
80.00%
70.00%
60.00%
50.00%
40.00%
30.00%
20.00%
10.00%
0.00%
Pfc
Pvc
ST1
12.05%
87.95%
ST2
48.15%
51.85%
ST3
ST4
25.14%
74.86%
ST5
23.33%
76.67%
ST6
25.12%
74.88%
SER
21.88%
78.12%
Es lógico que el ST1 tenga una proporción de costo fijo menor respecto a los demás
sectores típicos, pues en este sector muy concentrado y de gran cantidad de clientes, los
costos fijos se reparten entre un mayor número de clientes, mientras que el costo
variable; directamente dependiente de la gran cantidad de actividades asociadas a la i)
toma de lectura; ii) reparto de recibos iii) formatos pre impresos, iv) impresión y v)
cobranza de recibos; tiene mayor proporción. Lo contrario ocurre en el ST SER, por tener
una cantidad menor de clientes, por lo que la Pfc es mayor.
Por ello el valor del parámetro Pfc del ST2, no es coherente, pues debiendo ser mayor
que el Pfc del ST1, es ilógico que sea más del doble de los correspondientes Pfc de los
sectores típicos más dispersos (ST4, ST5, ST6 y SER).
Luego de revisar los Libros Excel publicados por OSINERGMIN, se ha determinado un
error. Concretamente en el Libro Excel denominado TarifasVAD_2013-2017_ST2.,
que contiene las hojas de cálculo FEE, y COYM, las cuales están enlazadas para la
determinación de los valores de los FEE del CF del ST2. El Supervisor ha considerado el
valor correspondiente a los Servicios de terceros del Costo asociado al usuario
(celda L15 con el valor de 1,338.47 MUS$), para la determinación del Costo Fijo Directo
del CF, lo cual es un error, debido a que los Servicios de terceros están asociados a las
actividades de toma de lectura, reparto y cobranza de recibos, los cuales son Costos
Variables.
Haciendo la corrección correspondiente y colocando como Costo Fijo el correspondiente al
i) Costo de Supervisión Directa (Costos Directos), los valores de Pfc y Pvc se actualizan a
12.3 % y 87.7 % respectivamente, cifras que son coherentes. Con ello el FEE del ST2 se
deben modificar con los siguientes valores:
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FEE (CARGO FIJO ACTUALIZADO)
ST
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
ST2
1.0000
0.9976
0.9952
0.9929
Por lo anterior se sugiere la modificación de los valores de los parámetros Pfc y Pvc que
sirven para calcular los FEE del CF del ST2.
En este punto se precisa que el error detectado por el FEE CF, se repite para la
determinación del FEE VAD MT, FEE VAD SED y FEE VAD BT, por lo que también deben
corregirse. Además solicitamos la revisión de los parámetros para la determinación de los
FEE del ST3, debido a que no se ha podido ubicar en la página web los Libros Excel
correspondientes.
Gráfico 4C
Tasa de crecimiento (tc) por ST
3.00%
2.50%
2.00%
1.50%
1.00%
0.50%
0.00%
tc:
ST1
2.58%
ST2
2.00%
ST3
ST4
1.01%
Página 45 de 51
ST5
1.45%
ST6
2.60%
SER
1.00%
5. CARACTERIZACION DE LA CARGA
OBSERVACIÓN N° 19
DISTRILUZ ha desarrollado estudios de Caracterización de la Carga, los cuales se pone a
disposición del OSINERGMIN para su evaluación y consideración en la determinación de
los factores que corresponden a la caracterización de la carga.
Se sugiere considerar los resultados del estudio de caracterización de la carga
desarrollado por la consultora Servitech a fin de promediar los resultados y determinar un
valor que refleje una mayor muestra relevante. Se adjunta en ANEXO N° 9 el estudio de
caracterización de la Carga desarrollado por la consultora Servitech.
6. VERIFICACIÓN DE LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
6.1 PONDERACION DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION (VAD)
Referencia
De la pre publicación en el Anexo N° 13 correspondiente al Informe de Verificación de la
Rentabilidad de las Empresas de Distribución Eléctrica, el numeral 4, referido a la
DETERMINACIÓN DE LOS GRUPOS DE EMPRESAS, señalan:
…..
Dado que el VNR no incorpora los SER, se ajustó los factores de ponderación del VAD sin
considerar el SER. Se ha utilizado los factores de ponderación del VAD vigentes,
establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN N° 062-2013-OS/CD
Con los factores de ponderación ajustados y con los VAD por sector típico resultantes, se
han calculado los VAD ponderados por empresa a nivel de media y baja tensión.
OBSERVACIÓN N° 20
El VAD de acuerdo al Artículo 147°, … es el resultado de considerarán factores de simultaneidad
que ajusten la demanda total de la concesión a la suma de la potencia contratada con sus usuarios
y las respectivas pérdidas y será expresado como un cargo por unidad de potencia. (lo
resaltado es nuestro). Por lo que, los Factores de Ponderación deben calcularse en
función a la proporción del volumen de potencia de cada Sector Típico de Distribución en
cada empresa.
Los Factores de Ponderación determinados por el OSINERGMIN en función a la proporción
del volumen de energía de cada Sector Típico de Distribución en cada empresas, debe
ajustarse y calcularse considerando los Factores de Carga de los balances de energía y
potencia que resulten en los Estudios del VAD 2013 - 2017 de cada uno de los Sectores
Típicos.
Sustento:
Página 46 de 51
En el Cuadro N° 01, se aprecia diferencias sustanciales de los Factores de Carga en cada
Sector Típico, que al no considerarlos, se induce a error al determinar los Factores de
Ponderación en función a la proporción del volumen de energía.
Los factores de carga en los balances de potencia y energía resultantes en la Pre
publicación de los Estudios del VAD 2013-2017 son:
Cuadro N° 6
Factores de Carga en Pre publicación de Estudios del VAD 2013-2017
fc (MT+BT)
fc (BT)
1
70.0%
60.0%
2
61.6%
55.6%
3
48.8%
49.1%
Factor de Carga por Sector Típico (%)
4
5
Especial
47.2%
54.8%
57.9%
46.8%
45.3%
62.8%
6
32.9%
29.4%
SER
30.9%
31.1%
Al determina los Factores de Ponderación en función al volumen de energía, se estaría
asumiendo que los factores de carga en los Sectores Típicos son iguales, lo cual no es
cierto.
Petición:
Se sugiere ajustar los Factores de Ponderación considerando los Factores de Carga de los
balances de energía y potencia que resulten en los Estudios del VAD 2013 - 2017 de cada
uno de los Sectores Típicos, y obtener la ponderación en función a la proporción del
volumen de potencia de cada Sector Típico de Distribución en cada empresas,
concordante con la unidad del VAD expresado en el Artículo 147°.
Cuadro N° 7: Ponderación del VAD
Ponderación con ENERGIA
Empresa
Ponderación con POTENCIA
% Variación
VADMT
19.654
VADBT
39.755
VADMT
19.686
VADBT
40.523
VADMT
0.16%
VADBT
1.93%
Edecañete
10.833
45.810
11.190
46.685
3.29%
1.91%
Edelnor
12.064
41.834
12.235
41.999
1.42%
0.39%
Electro Oriente
13.210
48.971
13.913
50.095
5.32%
2.30%
Electro Puno
20.865
58.110
21.607
60.338
3.55%
3.84%
Electro Sur Este
16.783
54.654
17.511
56.543
4.34%
3.46%
Electro Dunas
13.300
44.241
13.867
44.749
4.26%
1.15%
Electro Tocache
22.352
82.000
22.352
82.000
0.00%
0.00%
Coelvisac
9.957
40.689
10.075
40.737
1.18%
0.12%
Electrocentro
18.363
57.348
18.942
58.896
3.15%
2.70%
Electronoroeste
11.888
48.566
12.404
49.813
4.34%
2.57%
Electronorte
13.770
47.607
14.365
48.553
4.32%
1.99%
Electrosur
13.814
45.505
14.428
46.159
4.44%
1.44%
Emseusac
19.171
54.543
19.171
54.543
0.00%
0.00%
Hidrandina
12.362
45.416
12.908
46.116
4.42%
1.54%
Luz del Sur
11.639
41.077
11.639
41.077
0.00%
0.00%
Seal
11.890
45.522
12.410
46.274
4.38%
1.65%
Sersa
19.171
54.543
19.171
54.543
0.00%
0.00%
Electro Ucayali
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DETERMINACION DE GRUPOS DE EMPRESAS
Referencia:
En el Anexo N° 13 correspondiente al Informe de Verificación de la Rentabilidad de las
Empresas de Distribución Eléctrica, el numeral 4, referido a la DETERMINACIÓN DE LOS
GRUPOS DE EMPRESAS, señalan:
Los grupos de empresas se han determinado sobre lo señalado en el Artículo 149° del
Reglamento LCE.
“Artículo 149.- Para el cálculo de la Tasa Interna de Retorno, la Comisión procederá de la
siguiente manera:
a) Conformará conjuntos de concesiones en los que sus Valores Agregados de
Distribución no difieran en más de 10%; y,
b) Obtendrá, para cada conjunto, valores totales de ingresos, de costos y de Valores
Nuevos de Reemplazo de las concesiones conformantes.
Para efectos del cálculo de la Tasa Interna de Retorno, los ingresos y costos de
compra de electricidad derivados de suministros no sujetos a regulación de precios, se
determinarán con las tarifas aplicables a los usuarios regulados.”
Posteriormente, se ha sumado el VAD de media y baja tensión calculado por empresa,
obteniéndose un VAD total por empresa, el cual ha servido para la ordenación que
establece el Reglamento de la LCE.
Con relación a la ordenación, como lo señala el Reglamento de la LCE, se han conformado
grupo de empresas cuyos VAD (totales) no difieran entre sí en más de 10%
OBSERVACIÓN N° 21
El Artículo 147°, señala: La Comisión determinará el Valor Agregado de Distribución para
cada concesión mediante la suma de los productos del Valor Agregado de Distribución de
cada Sector Típico por su correspondiente factor de ponderación.
Los Valores Agregados resultantes considerarán factores de simultaneidad que ajusten la
demanda total de la concesión a la suma de la potencia contratada con sus usuarios y las
respectivas pérdidas y será expresado como un cargo por unidad de potencia.
La determinación del VAD para cada empresa, debe ajustarse su demanda particular
considerando su mercado en Media Tensión y Baja Tensión.
El OSINERGMIN calcula la ponderación total del VAD mediante la suma aritmética directa
de los VAD Media Tensión y Baja Tensión, lo cual no se ajusta al mercado por nivel de
tensión de las empresas, con el cual resultan grupos de empresas con diferencias técnicas
y económicas sustanciales.
La fórmula del OSINERGMIN es:
VADEmpresa1 = VADMT + VADBT
El hecho de sumar aritméticamente el VAD de MT y BT, el OSINERGMIN asume que los
volúmenes de demanda en media tensión y los de baja tensión son iguales, lo cual no es
cierto.
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Petición:
El Osinergmin, debe determinar el VAD para cada empresa considerando los volúmenes
de demanda en cada nivel de tensión.
La fórmula propuesta para determinar el VAD total de una Empresa, sería:
VADEmpresa1 = (VADMT x DMT+BT + VADBT x DBT)/ DMT+BT
Dónde:
VADMT
VADBT
DMT+BT
DBT
=
=
=
=
Valor Agregado ponderado en Media Tensión de la Empresa1
Valor Agregado ponderado en Baja Tensión de la Empresa1
Demanda en Media Tensión y Baja Tensión de la Empresa1
Demanda en Baja Tensión de la Empresa1
Luego, ordenando como señala el Reglamento de la LCE, se conforma los grupo de
empresas cuyos VAD (totales) no difieran entre sí en más de 10%.
Cuadro N° 8
VAD Ponderado por Empresa
Ordenación de Grupos
S/./kW-mes
Empresa
Coelvisac
Edecañete
Edelnor
Electro Oriente
Electro Puno
Electro Sur Este
Electro Dunas
Electro Tocache
Electro Ucayali
Electrocentro
Electronoroeste
Electronorte
Electrosur
Emseusac
Hidrandina
Luz del Sur
Seal
Sersa
VADMT
19.686
11.190
12.235
13.913
21.607
17.511
13.867
22.352
10.075
18.942
12.404
14.365
14.428
19.171
12.908
11.639
12.410
19.171
VADBT VAD total
40.523
23.28
46.685
42.22
41.999
40.16
50.095
47.90
60.338
63.66
56.543
65.59
44.749
32.24
82.000
82.60
40.737
33.73
58.896
67.22
49.813
34.19
48.553
44.89
46.159
43.15
54.543
66.16
46.116
39.61
41.077
37.28
46.274
42.83
54.543
64.90
Empresa
Coelvisac
Electro Dunas
Electro Ucayali
Electronoroeste
Luz del Sur
Hidrandina
Edelnor
Edecañete
Seal
Electrosur
Electronorte
Electro Oriente
Electro Puno
Sersa
Electro Sur Este
Emseusac
Electrocentro
Electro Tocache
VAD Total
23.280
32.244
33.728
34.192
37.276
39.607
40.164
42.218
42.830
43.154
44.891
47.899
63.664
64.900
65.592
66.165
67.217
82.601
Límite
25.608
35.469
35.469
35.469
41.004
41.004
41.004
46.440
46.440
46.440
46.440
52.689
70.031
70.031
70.031
70.031
70.031
90.862
Grupo
Grupo 1
Grupo 2
Grupo 2
Grupo 2
Grupo 3
Grupo 3
Grupo 3
Grupo 4
Grupo 4
Grupo 4
Grupo 4
Grupo 5
Grupo 6
Grupo 6
Grupo 6
Grupo 6
Grupo 6
Grupo 7
En los ANEXOS N° 11 y 12, se observa la comparación de los grupos de empresas
determinados por el OSINERGMIN y los grupos propuestos por DISTRILUZ.
Se adjunta Anexos:
ANEXO N° 11: Grupos de empresas para el cálculo de la TIR según OSINERGMIN.
Anexo N° 12: Grupos de empresas para el cálculo de la TIR propuesto.
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6.2 CALCULO DE LA TIR
Con la finalidad de simular los resultados de la TIR con la nueva conformación de los
grupos, se ha considerado la misma información ingresos, costos de operación y
mantenimiento y el Valor Nuevo de Reemplazo calculado por el OSINERGMIN en la Pre
publicación del Estudio del VAD, los resultados de la TIR para los nuevos grupos de
empresas propuestos, son:
Empresa
Coelvisac
Grupo
Grupo 1
Miles S/.
VNR
Ingresos
25,042
51,726
Costos
47,461
TIR
16.7%
Electro Dunas
Electro Ucayali
Grupo 2
Electronoroeste
Subtotal
305,498
75,256
317,069
697,823
222,214
77,946
303,122
603,282
198,094
70,471
266,895
535,459
8.4%
Luz del Sur
Hidrandina
Grupo 3
Edelnor
Subtotal
4,088,184
811,223
4,133,264
9,032,671
1,878,079
476,307
1,750,067
4,104,453
1,453,969
405,244
1,373,217
3,232,430
8.4%
Edecañete
Seal
Grupo 4
Electrosur
Electronorte
Subtotal
47,427
492,901
203,859
380,744
1,124,931
24,987
267,160
110,785
237,637
640,569
21,384
231,293
96,189
198,367
547,234
6.6%
Grupo 5
180,028
202,797
167,489
19.4%
Electro Puno
Sersa
Grupo 6
Electro Sur Este
Emseusac
Electrocentro
Subtotal
259,043
4,227
365,382
7,727
528,557
1,164,937
115,475
4,076
194,180
5,183
275,252
594,166
86,522
3,337
138,750
4,415
204,557
437,582
12.8%
20,898
8,379
6,256
9.0%
12,246,330
6,205,372
4,973,910
8.8%
Electro Oriente
Electro Tocache
TOTAL
Grupo 7
NOTA: Se debe recalcular los ingresos, costos de operación y mantenimiento, con los resultados
definitivos de los Estudios del VAD.
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OBSERVACIÓN N° 22
La TIR total de las empresas distribuidoras es del 8.8%, 3.2 puntos debajo de la Tasa de
Actualización señalada en el Artículo 79° de la LCE (12%).
La TIR para algunos grupos de empresas difiere en más de cuatro puntos porcentuales de
la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79° de la LCE (12%).
Petición:
El OSINERGMIN, en primera instancia debe evaluar y ajustar el VAD para que la TIR total
de las empresas distribuidoras sea igual al 12%, luego, para aquellos grupos de empresas
con una TIR que difieran en más de cuatro puntos porcentuales al 12% deben ser
ajustados proporcionalmente; de modo de alcanzar el límite más próximo superior o
inferior.
Gráfico N° 6
Resultado de la TIR, no la propuesta de nuevos grupos de empresas
20%
19.4%
18%
16%
16.7%
14%
12.8%
12%
10%
8.8%
8%
TIR total empresas
8.4%
8.4%
6.6%
6%
4%
2%
0%
9.0%
Coelvisac
Grupo 1
Electro Dunas
Electro Ucayali
Electronoroeste
Grupo 2
Luz del Sur
Hidrandina
Edelnor
Grupo 3
Edecañete
Seal
Electrosur
Electronorte
Grupo 4
Electro Oriente
Electro Puno
Sersa
Electro Sur Este
Emseusac
Electrocentro
Electro Tocache
Grupo 5
Grupo 6
Grupo 7
Para realizar una comparación de los resultados, se adjunta:
ANEXO N° 11: Cálculo de la TIR según OSINERGMIN
ANEXO N° 12: Simulación del cálculo de la TIR propuesto.
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