OBSERVACIONES A LA PRE PUBLICACIÓN DE LA TARIFA DE

OBSERVACIONES
A LA PRE PUBLICACIÓN DE LA TARIFA DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL PERIODO NOVIEMBRE
DE 2013 A OCTUBRE DE 2017
SECTOR SER
06 DE SETIEMBRE DE 2013
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ÍNDICE
1.
VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR) .......................................................................... 3
OBSERVACIÓN N° 1 ................................................................................................................. 3
OBSERVACIÓN N° 2 ................................................................................................................. 5
OBSERVACIÓN N° 3 ................................................................................................................. 8
OBSERVACIÓN N° 4 ............................................................................................................... 10
OBSERVACIÓN N° 5 ............................................................................................................... 11
2. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO .......................................................... 12
2.1 COSTOS DIRECTOS ..................................................................................................... 12
OBSERVACION N° 6 .............................................................................................................. 12
OBSERVACION N° 7 ............................................................................................................... 13
OBSERVACION N° 8 ............................................................................................................ 14
OBSERVACIÓN N° 9 ............................................................................................................... 22
OBSERVACIÓN N° 10 ............................................................................................................. 26
3.
VERIFICACIÓN DE LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ............................................................................................ 27
OBSERVACION N° 11 ............................................................................................................. 27
OBSERVACION N° 12 ............................................................................................................. 29
OBSERVACION N° 13 ............................................................................................................. 32
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OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE COSTOS DEL VAD –
SECTOR SER
1. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR)
OBSERVACIÓN N° 1
La Supervisión del Estudio del VAD propone eliminar la red del Alumbrado Público con su
respectivo equipo de control y medición.
a).- Referencia:
Informe de Propuesta de Tarifas de Distribución de los Estudios VAD a efectos de la PrePublicación elaborado por la Supervisión, página 2, cuadro N° 1: “Valor Nuevo de
Reemplazo – VNR de la Empresa Modelo, Sector Típico SER, SEM Sullana IV Etapa”
b).- Sustento:
- Este sistema eléctrico tipo SER ha sido diseñado y construido bajo normativa expresa de
la Ley General de Electrificación Rural y las normas de construcción de DGER del Ministerio
de Energía y Minas.
- Metrados existentes verificados en campo por la Supervisión y reportados por la empresa
modelo en los Formatos A, I1 e I2; entregados al inicio del estudio del VAD.
La no inclusión de las inversiones en infraestructura correspondientes al sistema de
tablero de las Subestaciones y medición de Alumbrado Público, en el componente del VNR
del VAD, resulta adversa a una eficiente operación de las empresas de distribución, por lo
que sugerimos que sea reconocida en el VAD en base a los fundamentos expuestos a
continuación, así como a los contenidos en el Informe Legal SA 309-2013 que obra como
Anexo X:
 La instalación de sistemas de medición de Alumbrado Público es una obligación
sectorial
De acuerdo a la regulación sectorial contenida en la LCE, su Reglamento, la Norma
Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos 1 y la Resolución Ministerial N° 074-2009MEM/DM, la misma resulta de obligatorio cumplimiento por las empresas distribuidoras; la
prestación del servicio de Alumbrado Público contempla el uso de sistemas de medición.
1
Aprobada mediante Decreto Supremo N° 020-97-EM.
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Asimismo, conforme a los artículos 85 y 94 de la LCE, la prestación del servicio de
alumbrado público es de responsabilidad de los concesionarios de distribución; por lo que
corresponde a éste efectuar, a su costo, todas las obras de electrificación definitiva de las
zonas habitadas que cuenten con habilitación urbana, incluyendo las redes secundarias de
servicio particular y alumbrado público.
Por su parte, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, en su Título Octavo
referido a la Calidad del Alumbrado Público, cuando se refiere a las obligaciones del
suministrador, establece como una de ellas la de adquirir todos los equipos de medición y
registro necesarios, y de realizar los trabajos de instalación y/o montaje que se requieran.
En esta misma línea, la Resolución Ministerial N° 074-2009-MEM/DM, dispone en su
artículo 2º que la facturación por el servicio de alumbrado público de los Sectores de
Distribución Típicos 2, 3, 4, 5 y Especial2 corresponderá al consumo leído mensualmente.
Como se puede apreciar, la regulación eléctrica establece como requisito para que las
empresas concesionarias de distribución puedan facturar a los clientes el precio de la
energía destinada al Alumbrado Público, que dicha energía sea leída mensualmente, para
lo cual es regulatoriamente obligatorio contar con un sistema de medición que permita dar
cumplimiento a la mencionada disposición.
En ese sentido, la Resolución Ministerial N° 017-2003-EM/DGE que aprobó la Norma DGE
denominada “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” no resulta aplicable en modo
alguno, toda vez que fue derogada con la aprobación de la Resolución Ministerial N° 0742009-EM, por ser ésta última una norma posterior y de rango superior, que ha regulado
expresamente la forma de determinación de la energía destinada al alumbrado público,
estableciendo que dicha energía debe ser medida mensualmente, y disponiendo la
aplicación de este criterio para todos los sectores típicos, incluyendo el Sector Típico Rural.
Debe concluirse entonces, que la regulación eléctrica vigente, obliga a los concesionarios
de distribución cuyos sistemas eléctricos están calificados en cualquiera de los sectores
típicos, incluyendo en Sector Típico SER, contar con sistemas de medición de energía para
el servicio de alumbrado público, caso contrario no estarán habilitados a facturar el costo
de dicha energía a los usuarios.
 El OSINERGMIN, fiscaliza la instalación de los sistemas de medición para el Alumbrado
Público por parte de las distribuidoras
En efecto, la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN, en cumplimiento de su
labor fiscalizadora, ha ratificado en pronunciamientos reiterativos que datan desde hace
varios años atrás, que la facturación del servicio de alumbrado público debe corresponder
al consumo leído mensualmente, señalando expresamente la obligación de las empresas
distribuidoras de instalar equipos de medición del consumo del servicio de alumbrado
público.
2
Debe tenerse en consideración que al 5 de febrero del 2009, fecha en que se publicó la Resolución
Ministerial N° 074-2009-EM, los únicos Sectores Típicos determinados por el Ministerio de Energía y Minas
eran el 1, 2, 3, 4, 5 y Especial.
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 La no inclusión del tablero y el sistema de medición de alumbrado público en el
Proyecto, contraviene el principio de legalidad que el regulador debe cumplir en los
procesos tarifarios
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 ni aplicar los criterios y disposiciones de la regulación eléctrica, que
determinan la obligatoriedad de instalar sistemas de medición para el servicio de
alumbrado público. Ello, en la medida que, tal como hemos visto anteriormente dichos
sistemas de medición resultan de obligatoria implementación, por mandato legal y
reglamentario, para las empresas que realizan actividades de distribución eléctrica.
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.
c).- Petición
Se sugiere considerar en el VNR del SEM los 39.56 Km de red de alumbrado público
existente con sus respectivos equipos de control y medición.
OBSERVACIÓN N° 2
En caso se define eliminar la red de alumbrado público, queda la interrogante de cómo
podría costear la concesionaria para cumplir con las labores de operación y
mantenimiento, más aún cuando algunas de estas actividades son fiscalizadas por el
propio OSINERGMIN.
a).- Referencia:
Informe de Propuesta de Tarifas de Distribución de los Estudios VAD a efectos de la PrePublicación elaborado por la Supervisión, página 2, cuadro N° 1: “Valor Nuevo de
Reemplazo – VNR de la Empresa Modelo, Sector Típico SER Sullana IV Etapa”
b).- Sustento:
-
Este sistema eléctrico tipo SER ha sido diseñado y construido bajo normativa
expresa de la Ley General de Electrificación Rural y las normas de construcción de
DGER del Ministerio de Energía y Minas.
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Sobre el particular, debemos señalar que el proceso de optimización técnica
económica de las redes dentro del procedimiento de fijación del VAD, ha sido
establecido por OSINERGMIN como parte de la elaboración del Estudio de Costos,
con la finalidad de materializar lo dispuesto en el artículo 67 de la LCE, el cual
establece que los Estudios de Costos considerarán criterios de eficiencia de las
inversiones y de la gestión de un concesionario operando en el país.
En efecto, en el numeral 6.1.4. de los Términos de Referencia (en adelante, TDR) se
señala que la optimización se realiza bajo el criterio de minimizar, considerando la
tasa de actualización real anual prevista en el artículo 79 de la LCE, el valor de
anualidad del costo de inversión para un periodo de 30 años y los costos de
operación y mantenimiento anual. En este sentido, el proceso de optimización
implica la elaboración de una serie de estudios para determinar el diseño y los
parámetros técnicos óptimos para la red, reconociendo de esta manera únicamente
los costos de inversiones eficientes.
De conformidad con lo anterior, el proceso de optimización técnica económica de las
redes se fundamenta técnicamente en que la empresa real no tiene necesariamente
instalaciones eficientes, técnicamente adaptadas a la demanda, por lo que mediante
el proceso de optimización el Consultor VAD determina técnicamente el diseño y los
parámetros óptimos de la red, los cuales serán tomados en consideración para
establecer el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones eléctricas de la empresa
modelo.
Esto es así, porque se reconoce que aun siendo la distribución eléctrica un servicio
regulado, el distribuidor eléctrico conserva el atributo de la libertad de empresa3 en
virtud del cual puede determinar la tecnología y el diseño de los medios productivos
con los que cuenta para prestar el servicio. En este sentido, si bien el distribuidor
debe respetar en el diseño técnico de sus redes las disposiciones que por
consideraciones de seguridad establece el Código Nacional de Electricidad 4 , en la
mayoría de Sectores Típicos éste es el único parámetro legal que se debe seguir en
la elección del diseño y de los parámetros de la red, manteniendo un margen muy
amplio de decisión respecto a dichos aspectos.
Por dichas consideraciones, en los Sectores Típicos en los cuales es atribución del
distribuidor eléctrico decidir el diseño y parámetros técnicos de la red, se entiende
que dicha atribución no necesariamente se lleva a cabo respetando criterios de
3
En el Fundamento Jurídico 53, de la Sentencia del Tribunal Constitucional emitida en el expediente N°
7339-2006-AA, se señala que “el derecho a la libertad de empresa se define como la facultad de poder
elegir la organización y efectuar el desarrollo de una unidad de producción de bienes o prestación de
servicios para satisfacer la demanda de los consumidores o usuarios”. Al respecto, en el Fundamento
Jurídico 15 de la Sentencia del Tribunal Constitucional emitida en el expediente N° 01405-2010-PA/TC, se
indica que “cuando el artículo 59º de la Constitución reconoce el derecho a la libertad de empresa está
4
garantizando a todas las personas una libertad de decisión no sólo para crear empresas (libertad de
fundación de una empresa), y por tanto, para actuar en el mercado (libertad de acceso al mercado), sino
también para establecer los propios objetivos de la empresa (libertad de organización del empresario) y
dirigir y planificar su actividad (libertad de dirección de la empresa) en atención a sus recursos y a las
condiciones del propio mercado.”
Aprobado mediante Resolución Ministerial N° 214-2011-MEM/DM.
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eficiencia y mínimo costo, y dado que la normativa vigente establece que solo se
deben reconocer en la tarifa las inversiones eficientes, se justifica que para la
creación de la empresa modelo, se realice un proceso de optimización técnica
económica de las redes.
Ahora bien, en el caso de los SER el diseño y parámetros técnicos de la red se
encuentran establecidos por normas técnicas aprobadas por la DGE del MINEM5, y la
calificación de un sistema eléctrico como SER implica necesariamente que dicho
sistema cumple con todas las normas técnicas aplicables a la electrificación rural y
que se encuentra dimensionado para satisfacer la proyección de la demanda del
Servicio Público de Electricidad durante el horizonte de 20 años, de conformidad con
el artículo 11 del RLGER6.
Como puede apreciarse los SER para ser calificados como tales franquean al
momento de su calificación una verificación respecto a su diseño y parámetros
técnicos, en la cual también se determina si el mismo se encuentra técnicamente
adaptado a la demanda, conforme a los criterios establecidos normativamente para
los SER7. De acuerdo a lo anterior, la sola calificación como SER implica que se ha
realizado ya una optimización técnica económica de las redes que componen dicho
sistema, razón por la cual el proceso de optimización técnica económica de las redes
establecido en el Estudio de Costos, no encontraría justificación para el Sector Típico
SER.
Asimismo, debe tenerse en consideración que el distribuidor eléctrico que opera un
SER no tiene ninguna injerencia en la determinación del diseño y parámetros
técnicos de la red, en la medida que: (i) recibe el SER ya diseñado y construido por
el MINEM cuando dicho ministerio determina su transferencia8 o; (ii) se somete a las
normas técnicas y de diseño aprobadas por el MINEM cuando el SER es ejecutado
5
6
7
8
Dichas normas técnicas han sido aprobadas mediante las Resoluciones Directorales N° 018-2003-EM-DGE,
N° 019-2003-EM-DGE, N° 020-2003-EM-DGE, N° 021-2003-EM-DGE y N° 022-2003-EM-DGE.
El artículo 11° del RLER establece lo siguiente:
Artículo 11.- Calificación de los Sistemas Eléctricos Rurales
La Dirección General de Electricidad efectúa la calificación de las instalaciones eléctricas y proyectos de
instalaciones eléctricas como Sistemas Eléctricos Rurales, conforme al procedimiento aprobado para tal fin.
Las ampliaciones de los Sistemas Eléctricos Rurales también son objeto de calificación.
11.1 El procedimiento debe considerar los siguientes criterios de evaluación:
(…)
b) Que la instalación o el proyecto cumple con las normas técnicas y de calidad aplicables a la
electrificación rural y está dimensionada para satisfacer la proyección de la demanda del Servicio Público
de Electricidad durante el horizonte de veinte (20) años;
(…)
El procedimiento para la calificación de los Sistemas Eléctricos Rurales, fue aprobado mediante Resolución
Directoral N° 090-2011-EM-DGE.
En el artículo 5° del RLGER establece lo siguiente:
Artículo 5.- Función Ejecutora
El Ministerio, a través de la DEP, como organismo nacional competente en electrificación rural, desarrolla el
planeamiento en coordinación con los Gobiernos Regionales, Locales y los programas, proyectos, entes,
instituciones e inversionistas interesados en contribuir a elevar el coeficiente de electrificación rural,
administra los recursos asignados para la electrificación, con excepción de los destinados a la promoción de
la inversión privada, elabora los estudios, ejecuta las obras a su cargo y realiza su transferencia para su
administración, operación y mantenimiento a las empresas concesionarias de distribución eléctrica de
propiedad estatal, o a ADINELSA, según lo dispuesto en el Título XII del Reglamento.(…)
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por ella o por otras entidades, para que éste puede ser calificado como tal 9 . Por
tanto, realizar la optimización técnica económica de las redes en el Sector Típico SER
implicaría acusar a los criterios de diseño y parámetros técnicos definidos por el
MINEM como ineficientes.
Finalmente, es necesario precisar que la aplicación de una disposición regulatoria
tiene como presupuesto indispensable que exista un campo de acción del regulado
que pueda ser reglamentado para alcanzar el objetivo fijado por la regulación. En
consecuencia, no puede imponerse la aplicación de una disposición regulatoria
cuando no existe un ámbito libre para la acción del regulado, es decir cuando éste
no tiene ningún control respecto a la actividad regulada. Este es precisamente el
caso de los SER en los cuales el distribuidor no tiene injerencia alguna en el diseño y
definición de los parámetros técnicos del sistema, por lo que no existiría el
presupuesto para la aplicación de la optimización.
En conclusión podemos señalar que en el Sector Típico SER no se justifica la
realización del proceso de optimización técnica económica de las redes dentro del
procedimiento de fijación del VAD, toda vez que en dicho sector no es atribución del
distribuidor eléctrico sino del MINEM decidir el diseño y parámetros técnicos de la
red, por lo que se entiende que dicha decisión se ha llevado a cabo respetando
criterios de eficiencia y mínimo costo. Lo contrario implicaría desconocer los
objetivos, el razonamiento técnico - económico y las disposiciones legales que
sustentan dicha optimización.
En este punto debemos señalar que, debe privilegiarse la aplicación de las normas
que establecen disposiciones regulatorias para los SER, por sobre las normas
generales del sector eléctrico, para dichos sistemas, en virtud del principio de
especialidad y/o especificidad, que funciona como criterio informador para la
aplicación del Derecho10.
-
Metrados existentes verificados en campo por la Supervisión y reportados por la
empresa modelo en los Formatos A, I1 e I2; entregados al inicio del estudio del
VAD.
c).- Petición
Se deberá considerar el COyM específico para atender los 39.56 Km de red física de
alumbrado público existente con sus respectivos equipos de control y medición; sin
perjuicio de lo reconocido en el VNR eléctrico.
OBSERVACIÓN N° 3: Costos unitarios de los tableros de distribución
9
10
En concordancia con lo señalado en el artículo 11° del RLGER.
Rubio, Marcial. El Sistema Jurídico: Introducción al Derecho. Lima: Fondo Editorial PUCP, p. 137.
“(…) la disposición especial prima sobre la general, lo que quiere decir que si las normas con rango de ley
establecen disposiciones contradictorias o alternativas pero una es aplicable a un espectro más general de
situaciones y otra a un espectro más restringido, primará ésta sobre aquella en su campo específico”.
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Respecto al empleo de Tableros de Distribución en las Subestaciones de Distribución, En el
Informe de Revisión y Análisis de la Absolución de Observaciones presentado por la
Supervisión y publicado en la página Web del OSINERGMIN-GART se menciona en el
punto 5.2 Instalaciones de distribución – Subestaciones MT/BT, segunda observación:
“El Consultor VAD está considerando tablero para las SED sin justificar su uso …”
Al respecto el Consultor VAD respondió de la siguiente manera:
“El Consultor VAD está aplicando las Normas DGE para electrificación rural en el
Perú, ello se indica en el numeral 6.1.3.2 Normalización de los Armados de
Construcción del Informe Final, las normas utilizadas para los armados
corresponden a la DGE y ELSE, las normas DGE consideran tableros en las
subestaciones de distribución para potencias monofásicas de 5 a 25kVA y trifásicas
de 40 a 160kVA, la ley General de Electrificación Rural, en su título IV Artículo 11
establece la responsabilidad normativa a la DGE-MEM, en ello se basa la
justificación del uso de tableros de distribución en las subestaciones. En los
estudios que se realizan para la DGER se consideran tableros y estos son cotizados
en los Estudios de Posibilidades que alcanza la DGER a sus Consultores.”
El Supervisor VAD da por absuelta la observación, sin embargo añade lo siguiente:
“Dado que el Consultor VAD no tiene especificado el tablero a ser utilizado en las
subestaciones, el Supervisor VAD ha definido el equipamiento para las
subestaciones monofásicas de hasta 75 kVA que consideran como equipamiento un
interruptor principal con medición, dos circuitos de salida para servicio particular y
una salida para alumbrado público con medición”
Igualmente en la presentación de la Audiencia Pública menciona lo siguiente:
“El Supervisor reemplazó los tableros utilizados por el Consultor VAD en las SED´s
monofásicas” y expresó que los tableros en mención eran una caja negra, que la
Supervisión no explicó sobre el equipamiento que tenían estos tableros ni como se
obtuvo su valorización”.
Al respecto se menciona que desde el primer informe presentado por el Consultor VAD se
indica que se está utilizando, para los armados de distribución, las Normas de la DGEMEM, precisando el Anexo 6.1.3-1 Normas de la DGE-MEM y ELSE en el cual se incluyen
estas normas, allí están contenidas las Normas “RD 026_03_DGE 228-SED-Tablero
Dist.Trifásico” y “RD 026_03_DGE 229-SED-Tablero Dist.Monofásico”, las cuales contienen
los Esquemas y Equipamiento de los Tableros, por otro lado, en el numeral 6.1.3.3 del
Informe Final Definitivo se indica, como una de las fuentes de información de costos, a
costos de la DGER, la información se adjunta en el Anexo 6.1.3-6 Costos DGER, en la cual
se valoriza este tablero normado por la DGE, por lo que se solicita se utilice los costos de
estos tableros, por cuanto la Supervisión VAD no precisa el costo del tablero utilizado,
tanto en el Informe como en su exposición en la Audiencia correspondiente.
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El OSINERGMIN debe tener en cuenta que en el ejercicio de sus funciones de regulación
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 el cual dicho organismo 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 3º 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 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 Tableros de Distribución en las Subestaciones de
Distribución. Ello, en la medida que, tal como hemos visto anteriormente dichos sistemas
de medición resultan de obligatoria implementación, por mandato legal y reglamentario,
para las empresas que realizan actividades de distribución eléctrica.
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.
Petitorio
Se sugiere considerar los valores propuestos en su Informe Final Definitivo del Consultor
respecto a los costos del tablero de distribución.
OBSERVACIÓN N° 4:
En los estudios de la pre publicación no se ha considerado como parte de la gestión de
control de pérdidas la implementación del sistema de medición tal es el caso de instalar
totalizadores en las subestaciones de distribución (SED), solo considera la medición de
alumbrado público. Dado que la gestión de pérdidas de energía parte de los balances, y
siendo el caso específico la baja tensión es imprescindible contar con estos puntos de
medición con la finalidad de identificar y programar de manera eficiente las actividades de
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control y reducción de pérdidas, sin ello las acciones serían menos efectivas y se
incrementarían los costos asociados a su optimización.
Petitorio
Incluir en el VNR los totalizadores como equipos de medición para cada subestación de
distribución, ello con la finalidad de cumplir de manera eficiente con las actividades de
control de pérdidas consideradas en los costos de operación y mantenimiento. Cabe
indicar que a partir de los balances de energía se identifican las zonas con valores críticos
o sub estándares, a partir de la cual se gestiona las acciones propias de la empresa.
OBSERVACIÓN N° 5: Reconocimiento por Hurto de conductores
Las empresas de distribución son permanentemente afectadas por el hurto de
conductores, como el caso del sistema eléctrico Huancayo, cuyo promedio anual de
conductores hurtados representa el 5% del total de las instalaciones:
Fuente: Unidad de Mantenimiento Distribución (Electrocentro S.A)
Sustento:
El hurto de conductores genera grandes pérdidas por reposición en materiales y mano de
obra, también genera pérdidas por energía dejada de vender, deterioro de las
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instalaciones, incremento de pérdidas técnicas y mala imagen empresarial por las
constantes interrupciones y el tiempo que se demora en reponer el servicio.
Petición:
En los costos de Mantenimiento y Operación (COyM), entre las actividades de
mantenimiento correctivo, se debe incluir los costos totales que implica la reposición de
hurto de conductores, cuya tasa de incidencia por años debe ser de 5% de las
instalaciones totales.
2. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
2.1 COSTOS DIRECTOS
OBSERVACION N° 6: ORGANIZACION
Se observa que en la consideración del personal que conforman la organización de la
empresa concesionaria matriz, en todos los casos 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 le energía eléctrica más aun con similar organización en la realidad y
con carencia de personal, 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 rurales muy a
pesar de ser la misma empresa tienen distinto contexto de organización general; por otro
lado, no se ha encontrado en los archivos de la pre publicación vía web la propuesta de
organigrama, solo el listado de personal propuesto.
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.
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
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eléctrica y tienen una similar organización en la realidad; por lo que no existe justificación
alguna para realizar dicha distinción.
Se propone considerar la organización planteada en nuestro estudio (Anexo N°
xx) como parte de los análisis para determinar la estructura organizacional que
conformará el Sistema Eléctrico Modelo (SEM).
OBSERVACION N° 7: 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; 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
Gráfica N° 3: Comparación de las remuneraciones de la pre publicación VAD
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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 evalúe considerar el estudio realizado por
DISTRILUZ, para considerar los valores acordes a la necesidad del mercado
vigente, en forma similar a 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 la capital
(costa) para cumplir el rol que el perfil profesional lo exige. Se adjunta en
ANEXO N° XX el estudio en mención.
OBSERVACION N° 8: 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
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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
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
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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),
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.
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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
vaya a dar lugar, por ejemplo, a una reducción en los pagos futuros o a un
reembolso en efectivo.
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 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”.
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”.
Por
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 11 , 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.
11 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 d e 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
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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
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 12 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
12
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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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,
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.
OBSERVACIÓN N° 9: PÉRDIDAS NO TÉCNICAS (PNT)
Para el caso de las pérdidas no técnicas dentro de los TDR 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.
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 de cobrar
calculada en función al consumo posterior al fraude y otros aspectos por demás absurdos.
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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 casi inexistente.
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.
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 20012005, 2005-2009, 2009-2013.
3.00
2.50
2.00
1.50
% Pérdidas No técnicas
Estándar (ST1)
1.00
0.50
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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.)
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 2013-2018” aprobada por el Concejo Nacional de Seguridad CiudadanaCONASEC en Sesión del 12 de julio 2013 y aprobada por Decreto Supremo N° 0122013-IN como Política Nacional del Estado Peruano el 28 de julio 2013, 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.
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.
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.
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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:
Para el caso de las pérdidas no técnicas (PNT), es necesaria la revisión de los
términos regulatorios, para el caso; los TDR 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 y el informe de la Corporación Latinobarómetro ratifican lo
indicado,
Se sugiere considerar el valor de las pérdidas No técnicas que sea no
menor al 2.85% (Valor inicial del informe 433-2009-GART de la
Resolución 181-2009-OS/CD.) y que se mantenga fijo en los cuatro
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.
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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.
OBSERVACIÓN N° 10: FACTOR DE ECONOMIA DE ESCALA (FEE)
Los factores de economía de escala presentados a continuación como publicación
del proyecto de resolución de la Fijación del Valor Agregado de Distribución (VDA)
y Cargos Fijos 2013-2017 en el punto 6.2
El comportamiento del mercado en las zonas rurales, calificadas como Sectores
típicos rurales, tienen un crecimiento horizontal en éstas zonas, por el grado de
dispersión que existe.
Por lo mencionado se estaría afectando contrariamente al resultado del VAD con
los factores de economía de escala con estos criterios de eficiencia empresarial
existentes en general y en el negocio de distribución de energía en particular. El no
considerar factores de escala (o un factor igual a 1), significa la no aceptación de
un crecimiento vegetativo para la zona en estudio y no reconocer economías
producto de la reducción de los costos fijos a medida que se utilizan en mayor
proporción las instalaciones, lo que no es consecuente con el desarrollo de la
economía de éstas zonas.
Por ello las características del mercado de los sectores típicos rurales no cumplen
con los supuestos necesarios para aplicar economías de escala.
Al respecto, parte de las actividades de una empresa de distribución comprende la
realización de una gestión comercial eficiente orientada al crecimiento de su
mercado; y la atención de estos nuevos clientes se evidencia por la incorporación
de nuevos activos y no en incremento de uso de los activos fijos existentes.
Petitorio
Por lo mencionado se solicita que se reconozca un factor de economía de escala
igual a 1 de modo que no afecte el cálculo de la tarifa en los Sectores Típicos 4, 5,
6, y SER.
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Factores de Economía de Escala:
Sector Típico 4, 5, 6, y SER
Período
Noviembre 2013 - Octubre 2014
Noviembre 2014 - Octubre 2015
Noviembre 2015 - Octubre 2016
Noviembre 2016 - Octubre 2017
3.
VAD MT
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
VAD BT
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
VAD SED Cargos Fijos
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
1.0000
VERIFICACIÓN DE LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
OBSERVACION N° 11:
DISTRIBUCION (VAD)
PONDERACION
DEL
VALOR
AGREGADO
DE
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:
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:
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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°01
Factores de Carga en Pre publicación de Estudios del VAD 2013-2017
Factor de Carga por Sector Típico (%)
1
2
3
4
5
Especial
6
SER
fc (MT+BT)
70.0%
61.6%
48.8%
47.2%
54.8%
57.9%
32.9%
30.9%
fc (BT)
60.0%
55.6%
49.1%
46.8%
45.3%
62.8%
29.4%
31.1%
Al determina los Factores de Ponderación en función a al volumen de energía, se
estaría asumiendo que los factores de carga en los Sectores Típicos son iguales, lo
cual no es cierto.
Petición:
El OSINERGMIN debe 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° xx
Ponderación del VAD
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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%
Electro Ucayali
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%
Coelvisac
OBSERVACION N° 12: DETERMINACION DE GRUPOS DE EMPRESAS
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.
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%
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Observación:
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.
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° xx
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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
En los anexos N° 01 y 02, se observa la comparación de los grupos de empresas
determinados por el OSINERGMIN y los grupos propuestos por DISTRILUZ.
Se adjunta Anexos
Anexo N° 01: Grupos de empresas para el cálculo de la TIR según OSINERGMIN.
Anexo N° 02: Grupos de empresas para el cálculo de la TIR propuesto.
Página 31 de 33
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
OBSERVACION N° 13: 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%
Electro Oriente
Electro Tocache
Grupo 7
8.8%
NOTA: Se debe recalcular los ingresos, costos de operación y mantenimiento,
con los resultados definitivos de los Estudios del VAD.
TOTAL
12,246,330
6,205,372
4,973,910
Observación:
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%).
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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° 01
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° XX: Cálculo de la TIR según OSINERGMIN
Anexo N° XX: Simulación del cálculo de la TIR propuesto.
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