Términos Estudio VAD 2013-2017
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ORGANISMO
SUPERVISOR
DE
L
INVERSIÓN
EN
ENERGÍ
Y MINERÍA
Gerencia djunta de Regulación Tarifaria
División de
Distribución
Eléctrica
Términos de Referencia de los
Estudios de Costos del Valor
Agregado de Distribución VAD)
Regulación Tarifaria de
Distribución
Eléctrica
Periodo Noviembre 2013 - Octubre 2017
Setiembre 2012
-
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ontenido
l
OBJETIVO
____________________________________________
]
2 NTECEDENTES 1
3 LC NCE GENERAL DEL ESTUDIO 4
3.1. Etapas para la elaboración del Estudio
__________________
4
3 1.1. Recopilación de
la
información técnica, comercial y económica 5
3.1.2. Validación y revisión de los antecedentes 6
3 1.3. Creación de la empresa modelo eficiente y determinación de instalaciones y costos 7
3 1.4. Cálculo de las Tarifas de distribución eléctrica 7
3.2. Obligaciones de la Empresa y el
onsultor
para con el
OSINERGMIN
- GART
__
8
3.3. Autonomía Técnica del
Consultor
9
4 Sectores de Distribución Típicos Sistemas Eléctricos Modelo 9
5 Bases para recopilar resumir validar y revisar la información técnica y económica de
la Empresa
de
Distribución Eléctrica y del Sistema Eléctrico Modelo JO
5.1. Recopilación de antecedentes 10
5.2. Validación, revisión de datos, antecedentes
y
características básicas de la Empresa de
Distribución Eléctrica
y
del Sistema Eléctrico Modelo 18
5.3. Revisión inicial de costos de operación
y
mantenimiento, análisis de
la
estructura de
personal y de remuneraciones, servicios de terceros y demás costos de operación y
mantenimiento
de la
Empresa
de Distribución Eléctrica
y
del Sistema Eléctrico Modelo _ 22
6 ESTRUCTUR CIÓNDE L EMPRES MODELO EFICIENTE 23
6.1.
Estructuración
de la Empresa Modelo Eficiente 25
6.1.1. Caracterización del Mercado Eléctrico y Disefio Preliminar del Tipo
de
Red
25
6.1.2. Defmición
de
la Tecnología Adaptada 26
6.1.3. Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para
la
valorización del Valor Nuevo de
Reemplazo 27
6.1.4. Optimización técnico económica del sistema eléctrico modelo. 28
6.1.5. Cálculo de las pérdidas estándar del sistema eléctrico modelo 32
6.1.6. Estándar de calidad de servicio 33
6.1.
7
Balance
de
Potencia y Energía 35
6.1.8. Optimización
de
los costos
de
operación y mantenimiento técnico. 37
6.1.9. Optimización
de
los costos
de
operación comercial y pérdidas estándar comerciales 39
6.1.10. Optimización de los costos indirectos
41
6.1.11. Optimización de los costos adicionales de explotación 41
6.1.12. Resultados de costos de operación y mantenimiento totales 42
6.1.13. Presentación de los resultados comparativos 44
7
CÁLCULO DE L S TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN 45
7.1. argo Fijo CF) 45
7.2. Valor Agregado de Distribución MT VADMT) 46
7.2.1. Valor Agregado
de
Distribución MT VADMT) 46
7.2.2. Valor Agregado de Distribución MT SER VADMT-SER) 47
7.3. Valor Agregado de Distribución SED VADSED) 47
7.3.1. Valor Agregado
de
Distribución SED VADSED) 48
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7.3.2.
Valor Agregado
de
Distribución SED SER VADSED-SER) 48
7.4. Valor Agregado de Distribución T 49
7.4.1. Valor Agregado de Distribución BT VADBT) 49
7.4.2. Valor Agregado de Distribución BT SER VADBT-SER) 49
7 5. Pérdidas
estándar
de distribución en potencia energía. 50
7.6. Factor de Economía de Escala 51
7.7.
Fórmula
de reajuste 51
8
Personal requerido 5
9
Informes 56
9.1. Informes de avance 57
9.2. Informes p rc i les 58
9.3.
Informe Final
61
9.4.
Informe
Final Definitivo con las respuestas a las observaciones formuladas
por
OSINERGMIN
62
9.5. Plazos de Presentación de los Informes 63
9.6. Informes puntuales 63
~ A N E X O S ~ 6 4
10.1. ANEXO N° 1 Formatos de la Información Técnica, Comercial Económica 64
10.2.
10.3.
ANEXO N° 2
Pautas para
el cálculo de la Calidad de Servicio Objetivo 88
ANEXO N° 3 Información Disponible en el OSINERGMIN - GART
91
10.4. ANEXO N° 4
Informe
de los Resultados Relevantes del Estudio
de
Costos del
VAD
92
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Términos de Referencia de los Estudios de Costos
del Valor Agregado de Distribución {VAD
1 OBJETIVO
Elaborar
el
Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución de Media Tensión
(VADMT), del Valor Agregado de Subastaciones de Distribución (VADSED) y del Valor
Agregado de Distribución de Baja Tensión (VADBT), que considere los componentes
relacionados con: Costos Asociados a los Usuarios o Cargos Fijos (CF), Pérdidas Estándar
de Distribución de Potencia y Energía y Costos Estándar de Inversión, Operación y
Mantenimiento asociados a
la
distribución, por unidad de potencia suministrada, a que se
refiere
la
Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y
su
Reglamento (RLCE), así como
la
Ley
General de Electrificación Rural (LGER) y
su
Reglamento (RLGER).
2 NTECEDENTES
La
LCE y
el
RLCE señalan que las tarifas a usuarios finales comprenden las tarifas en barra
y el Valor Agregado de· Distribución (VAD)
1
La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del
Organismo Supervisor de
la
Inversión en Energía y Minería, en adelante OSINERGMIN
GART, fija El Valor Agregado de Distribución cada cuatro años.
El
OSINERGMIN estableció Valores Agregados de Distribución a partir del 1 de noviembre
de 2009 y en consecuencia a partir del 1 de noviembre de 2013 se requiere establecer
nuevos valores, asimismo realizar los estudios para establecer
la
Tarifa Eléctrica Rural (VAD
Rural) aplicables a los Sistemas Eléctricos Rurales, de acuerdo a lo establecido en la Ley
General de Electrificación Rural y su Reglamento.
En forma previa a que el OSINERGMIN establezca el VAD, la LCE señala que los
concesionarios de distribución encargarán los Estudios del
VAD
a empresas consultoras
precalificadas por el OSINERGMIN, entidad esta última que elaborará los Términos de
Referencia de los Estudios, supervisará
su
avance y comunicará sus observaciones,
debidamente sustentadas y motivadas, a los concesionarios, una vez recibidos y revisados
los informes correspondientes, las cuales deberán ser absueltas en un plazo máximo de
diez días
2.
Se elaborarán Estudios para cada uno de los siguientes Sectores de Distribución Típicos
establecidos por
el
Ministerio de Energía y Minas a través de
la
Resolución Directora
No
154-2012-EM/DGE, siendo los siguientes:
1
Art. 64° LCE, "El Valor Agregado de Distribución se basará
en
una empresa modelo eficiente y considerará
los siguientes componentes:
a
Costos asociados
al
usuario, independientes de su demanda de potencia y energía;
b Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía;
y,
e Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a
la
distribución, por unidad de
~ o t e n c i
suministrada.
Arts. 67°
y
68° de la LCE.
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• Sector de Distribución Típico
1:
Urbano de alta densidad.
• Sector de Distribución Típico 2: Urbano de media densidad.
• Sector de Distribución Típico
3:
Urbano de baja densidad.
• Sector de Distribución Típico
4:
Urbano rural.
• Sector de Distribución Típico
5:
Rural de media densidad.
• Sector de Distribución Típico
6:
Rural de baja densidad.
• Sector de Distribución Típico Sistemas Eléctricos Rurales SER): SER calificados
según
la
Ley General de Electrificación Rural LGER).
• Sector de Distribución Típico Especial: Coelvisac Villacurí).
Cada Sector de Distribución Típico será estudiado en forma separada por
un
Consultor
diferente, con
la
finalidad de calcular los costos e instalaciones de
un
Sistema Eléctrico
Modelo SEM) que presta el Servicio Eléctrico en dicho Sector en condiciones de eficiencia.
Ningún Consultor podrá analizar más de un Sector de Distribución Típico
3
OSINERGMIN GART supervisará el desarrollo de los Estudios
4
y para el cumplimiento de
este mandato, la
Empresa de Distribución Eléctrica, bajo responsabilidad, deberá remitir
al
OSINERGMIN - GART copia de toda aquella información que entregue al Consultor del
Estudio del VAD, la misma que deberá ser entregada en
la
forma y oportunidad que señale
dicho Organismo. En caso la Empresa de Distribución Eléctrica incumpla con la entrega de
información en forma oportuna, será sancionada de acuerdo a lo establecido en la Ley de
Concesiones Eléctricas y su Reglamento. En este caso, el OSINERGMIN- GART asumirá la
información proveniente de otras fuentes, la misma que se considerará válida para los
cálculos tarifarios.
En caso la Empresa de Distribución Eléctrica distribuya electricidad no solamente al sistema
modelo sino también a otros sistemas eléctricos, el Consultor deberá incorporar en sus
cálculos los menores costos debido a las economías de escala pertinentes.
La Empresa Distribuidora puede desarrollar actividades adicionales a la distribución de
electricidad y al alumbrado público. Estas tareas también se deberán considerar en la
empresa modelo en
la
medida que se puedan aprovechar las economías de escala, cuyos
alcances redunden en un menor valor agregado de distribución.
La
Empresa Distribuidora atiende con
la
misma infraestructura eléctrica a los clientes del
servicio público de electricidad y a los clientes del mercado no regulado libre). Esta
situación afecta a
la
inversión y a los costos de operación y mantenimiento de los sistemas
de distribución debido a que los usuarios de los mercados regulado y libre utilizan el mismo
sistema de distribución eléctrica. El Estudio del VAD será único para ambos mercados por la
naturaleza
de la red de distribución eléctrica, por lo que los cálculos de los costos de
distribución se obtendrán para el conjunto de usuarios de la empresa modelo del sector de
distribución típico.
3
Art. 146°del Reglamento.
4
Art. 67°de
la
LCE.
Términos
de Referencia de los Estudios de Costos del VAD
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Las condiciones de calidad de servicio y de suministro que deberá brindar la empresa
modelo serán sólo las exigidas al servicio regulado, aún cuando los usuarios no regulados
hayan convenido condiciones diferentes; tampoco se considerarán instalaciones especiales
que se requieran para atender al cliente libre.
La empresa modelo eficiente considerará el concepto de sistema económicamente
adaptado, que corresponderá a un equilibrio entre el diseño de las redes e instalaciones de
distribución y la demanda de potencia, procurando el menor costo y cumpliendo la calidad
de servicio establecida. Las holguras de reserva en los equipos e instalaciones
corresponderán a
la
capacidad que resulte de
la
aplicación de los factores promedio de uso
y del crecimiento de la demanda vegetativa considerada para el periodo regulatorio.
Los costos de inversión, operación y mantenimiento, incluidas las pérdidas de energía y
potencia en las redes eléctricas, deberán permitir obtener el mínimo costo total de
distribución necesario para abastecer el mercado con la calidad de servicio preestablecida
en la LCE, RLCE, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) y la
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales (NTCSER), además del
cumplimiento de las obligaciones que establecen los Procedimientos de Supervisión y
Fiscalización, vinculados a la prestación del servicio de distribución eléctrica, aprobados por
el OSINERGMIN. Para dicho fin se deberá analizar todo tipo posible de opciones
tecnológicas (la tecnología adaptada será aquella que técnica y económicamente resulte
más conveniente para el desarrollo de las instalaciones eléctricas de la empresa modelo y
será escogida dentro de la disponibilidad que ofrece el mercado internacional actual sólo
si
es factible su utilización y adaptación a las condiciones locales), de organización de la
empresa y de gestión, adoptando como costos de la empresa modelo aquellos que sean
más eficientes, de acuerdo con el criterio que se especifica más adelante.
Es fundamental que el Estudio
no
incorpore duplicidad de costos. En este sentido, se debe
tener presente que el VNR de las instalaciones incluye costos de construcción, gastos
generales y de ingeniería que forman parte de los gastos de las Empresas Distribuidoras
aún cuando ellas mismas realicen la construcción, dirección, ingeniería y supervisión de los
proyectos; en consecuencia,
si
las Empresas participan en la construcción de obras, los
4 , gastos indicados
no
deberán forman parte de los costos de operación y mantenimiento de la
:¡¡ Gt
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3
LC NCE GENER L DEL ESTUDIO
El Estudio comprende
el
cálculo del Valor Agregado de Distribución de la empresa modelo,
es decir,
el
Valor Agregado de Distribución de Media Tensión VADMT), Valor Agregado de
Subestaciones de Distribución VADSED) y del Valor Agregado de Distribución de Baja
Tensión VADBT) de acuerdo a las normas y premisas que se señalan en la LCE, RLCE,
NTCSE, LGER, RLGER, NTCSER, Código Nacional de Electricidad, Ley de Seguridad y
Salud en
el
Trabajo y su Reglamento, Normas Técnicas o demás normas vigentes que
resulten aplicables.
3
1 Etapas para la elaboración del Estudio
El
Estudio comprende
el
desarrollo de las siguientes etapas:
1
Recopilación de
la
información técnica, comercial y económica del funcionamiento de
la
Empresa Real y del sistema eléctrico seleccionado como modelo para el Sector Típico.
2
Validación y revisión de los antecedentes de
la
Empresa Real y
el
sistema eléctrico
modelo.
3 Creación de la empresa modelo y determinación de instalaciones y costos óptimos.
4
Cálculo de las tarifas de distribución eléctrica: cargo fijo, valores agregados de
distribución, pérdidas estándar técnicas y comerciales), cálculo de los factores de
economía de escala y fórmula de reajuste.
La
siguiente figura muestra en forma resumida las etapas y procesos que debe realizar
el
Consultor para
el
desarrollo del Estudio del
VAD
érminos
de Referencia de
los
Estudios de Costos del VAD
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Procesos
Relevantes del Estudio de Costos
del Valor Agregado
de Distribución VAD)
ETAPAI
Antecedentes
VNR Eléctrico
VNR No Eléctrico
Otras Inversiones
Mercado Eléctrico
Costos
de Explotación
Estados Financieros
e Información
Organigrama y
Recursos Humanos
Compra Venta,
Balance de Energía
y Potencia
ETAPAII
Revisión 1
Validación y Revisión
de Antecedentes
Revisíón2
Ajuste Inicial de
Costos
e
ETAPA
Definición del
Tipo de Red
Costos Unitarios de las
Instalaciones Eléctricas
Definición de la
Tecnología Adaptada
Optimización Técnica
Económica
Cálculo de las Pérdidas
Estándar
Estándares de Calidad
de Servicio
Optimización de los Costo s
de Explotación Técnica Comercial
Optimización de los Costo s
Indirectos
Creación
de
la Empresa Modelo
D
ETAPA IV
Cargo Fijo
Valor Agregado
de Distribución MT
Valor Agregado
de Distribución SED
Valor Agregado
de Distribución BT
Pérdidas Estándar
de Distribución
Factor de Economla
de Escala
Fórmulas de Reajuste
3 1 1 Recopilación de la inform ción técnica comerci l económica
El
Consultor deberá recopilar como mínimo la siguiente información de la Empresa:
• Valor Nuevo de Reemplazo VNR) de las instalaciones de distribución en MT y BT
información técnica y gráfica de los metrados a través del Sistema de Información
VNRGIS);
Inversión no eléctrica activo fijo) para la prestación del servicio de distribución;
Recopilación de otras inversiones no eléctricas en bienes muebles e inmuebles;
Demanda máxima registrada en las SET
AT/MT en
los alimentadores de MT y
en
las
subestaciones MT/BT especificando el día y la hora del evento);
• Balances de energía y potencia para cada nivel de tensión, indicando los criterios y
premisas considerados en su elaboración;
• Pérdidas técnicas y comerciales de potencia y energía de las redes de MT y
BT
incluyendo acometidas y medidores;
• Número de usuarios, ventas de energía y de potencia detalladas por opciones tarifarías y
tipo de usuarios regulados y no regulados), codificados por alimentadores y
sub estaciones MT BT;
• Estructura y recursos para la gestión de inversiones;
• Estructura, recursos y costos de operación y mantenimiento técnico de MT y BT
separadamente), incluyendo la asignación de personal y dedicación por actividades;
• Estructura, recursos y costos de gestión comercial, incluyendo la asignación de personal
y dedicación por actividades;
• Ingresos por ventas de energía y potencia a clientes regulados y no regulados,
alumbrado público y cargos fijos;
• Ingresos por otros servicios;
• Costos asociados a las actividades vinculadas a la prestación de otros servicios;
Términos de Referencia de
los
Estudios de Costos del
VAD
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• Costos indirectos de administración, contabilidad y otros serv1c1os funcionales y su
asignación a cada una de las actividades de inversión, operación y mantenimiento u otro
servicio;
• Organigrama, manual de organización y funciones y cuadro de asignación de personal;
• Estructura salarial por nivel, categoría y tipo;
• Índices de asignación a inversión y explotación de costos indirectos de
la
gerencia central
y supervisión;
• Procedimientos de supervisión y fiscalización, vinculados a
la
prestación del servicio de
distribución eléctrica, aprobados por el OSINERGMIN;
• Información de zonas históricas o monumentales. Se consideran zonas históricas o
monumentales aquellos sectores de la ciudad que poseen un número apreciable de
ambientes urbanos monumentales, valor histórico y urbanístico de conjunto que
requieren de un tratamiento especial en lo que respecta a la instalación, operación y
mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica con el fin de preservar el
patrimonio cultural; y
• Otros necesarios.
Además, el Consultor deberá recopilar información de otros organismos tales como INEI,
SUNAT BCR, necesaria para efectuar sus cálculos (información demográfica, PBI, tipo de
cambio, tasas arancelarias, índices de precios, etc.).
La Empresa deberá entregar la Información Técnico Económica que se señala en los
formatos 1 al X del Anexo
No
de los Términos de Referencia, para lo cual deberá usar el
prefijo
A
y deberá subtitularla como
Información Técnico Económica Reportada por el
Concesionario .
3 1 2 Validación revisión de los antecedentes
El
Consultor validará y revisará
la
información de todos los cuadros con los prefijos
reportados por el Concesionario los que se detallan en el Anexo
No 1
para lo cual, solicitará
a
la
Empresa los antecedentes y sustentos que crea pertinentes para validar
la
existencia,
pertinencia y consistencia de la información y los costos reportados.
La información de costos provenientes del sistema contable de la Empresa de Distribución
Eléctrica, deberá corresponder a valores auditados; la información contendrá los costos
directos e indirectos.
El
Consultor pondrá especial énfasis en los criterios de asignación de
los costos indirectos, para lo cual determinará inductores de costos que mejor representen
la participación de los costos indirectos sobre cada actividad regulada y no regulada.
La información contenida en los cuadros con prefijo
A
una vez validados y revisados por el
Consultor, en cuanto a
la
existencia, pertinencia y consistencia de la información, deberán
ser denominados con el prefijo
B
e identificarse con el título
Revisión : Validación y
Revisión de Antecedentes por el Consultor .
A partir de la información contenida en los formatos con prefijo B Validación y Revisión de
Antecedentes el Consultor deberá proceder a realizar el análisis y ajuste de la estructura de
personal, remuneraciones, servicios de terceros, costos de inversión, operación y
mantenimiento técnico y gestión comercial y otros, para lo cual aplicará criterios de
eficiencia apoyados en su experiencia e información comparativa (benchmarking) de otras
empresas internacionales latinoamericanas que se encuentren operando en niveles de
eficiencia reconocidos. Los resultados deberán denominarse con el prefijo
C
e identificarse
con el título de Revisión
2:
Ajuste Inicial de Costos por el Consultor .
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El
Consultor, como parte de los análisis contables, debe evaluar
el
valor del activo fijo de la
empresa real teniendo en consideración los años de servicio de las instalaciones reales y su
valor residual.
Los formatos C deberán ser actualizados con la información contable correspondiente a
diciembre de 2012, en conjunto con el tercer informe parcial.
3 1 3 Creación de la empresa modelo eficiente y determinación de
instalaciones
costos
De acuerdo con lo señalado
en el
numeral 6.0 Estructuración de la Empresa Modelo ,
el
Consultor procederá a la creación de la Empresa Modelo, siguiendo el criterio del sistema
económicamente adaptado. Deberá contemplar el desarrollo de las siguientes actividades
de análisis y estudios que sustentarán la propuesta tarifaría:
• Caracterización del Mercado Eléctrico;
• Diseño Preliminar del Tipo de
Red;
• Determinación de las tecnologías adaptadas;
• Definición de los costos unitarios de las instalaciones (inversión, operación y
mantenimiento);
• Proceso de optimización técnico económica de las redes:
o Inversiones del sistema de distribución MT (Técnica y económicamente adaptadas);
o Inversiones de subestaciones de distribución (Técnica
y
económicamente adaptadas);
o Inversiones del sistema de redes de distribución BT(Técnica y económicamente
adaptadas); y
o Estándar de calidad de Servicio.
• Pérdidas estándar de potencia
y
energía (técnicas
y
comerciales), por nivel de tensión;
• Balance de potencia y energía;
• Determinación de los costos de operación
y
mantenimiento
en MT;
• Determinación de los costos de operación y mantenimiento en
BT;
• Costos de gestión comercial;
Costos indirectos de administración, contabilidad y otros servicios;
Evaluación y asignación de costos indirectos de gestión; y
Deducción de los costos de las actividades noVAD.
El Consultor deberá actualizar la información contenida en los formatos C con la información
pertinente de los análisis y estudios provenientes de la estructuración de la empresa
modelo, denominándolos con
el
prefijo D e identificándolos con
el
título Revisión 3:
Optimización de
la Empresa
por
el
Consultor .
3 1 4 Cálculo de las Tarifas de distri ución eléctrica
Comprende el cálculo de lo siguiente:
• Cargos Fijos por cliente;
• Valor Agregado de Distribución MT;
• Valor Agregado de Subestaciones de Distribución;
• Valor Agregado de Distribución BT;
• Pérdidas estándar de potencia
en MT
en la hora punta del sistema de MT;
• Pérdidas estándar de potencia
en
SED, en la hora punta del sistema de
BT;
• Pérdidas estándar de potencia
en BT
en la hora punta del sistema de
BT;
• Pérdidas estándar de potencia
en
Acometidas, en la hora punta del sistema de
BT;
• Pérdidas estándar de potencia en Medidores, en la hora punta del sistema de BT;
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• Pérdidas estándar de energía en MT;
• Pérdidas estándar de energía en SED;
• Pérdidas estándar de energía en BT;
• Pérdidas estándar de energía en Acometidas;
• Pérdidas estándar de energía en Medidores;
• Factores de economía de escala anuales; y
• Fórmula de reajuste de precios.
3 2 Obligaciones de la Empresa el Consultor para con el
OSINERGMIN GART
La Empresa de Distribución Eléctrica elegida como modelo y el Consultor deberán alcanzar
al OSINERGMIN - GART copia de toda
la
información en medio impreso y digital obtenida o
recopilada para los fines del Estudio, en la forma y oportunidad que
el
OSINERGMIN -
GART establezca. Dicha información será utilizada por el OSINERGMIN - GART para los
fines de revisión del Estudio y cálculos que estime convenientes. Asimismo, la Empresa de
Distribución deberá poner a disposición, de forma inmediata y sin restricción, del Consultor y
el
OSINERGMIN-GART, toda información que se solicite en las visitas técnicas que se
realicen como parte del desarrollo del Estudio de Costos del
VAD
Asimismo,
el
Consultor deberá elaborar y reportar al OSINERGMIN - GART informes
ejecutivos del avance del Estudio en las fechas establecidas en
el
capítulo 9 de estos
Términos de Referencia. Por otra parte, el Consultor deberá preparar informes puntuales en
la forma y
el
tiempo que
el
OSINERGMIN- GART considere necesarios.
La empresa concesionaria responsable del Estudio, formará y liderará un grupo de trabajo
con las demás empresas concesionarias del mismo sector de distribución típico, para
efectos de proporcionar y prestar
el
apoyo que
la
empresa consultora estime necesario, lo
cual incluye información técnica complementaria para la ejecución del mismo.
El Consultor estará obligado a participar en las Reuniones de Trabajo que
el
OSINERGMIN
- GART considere necesarias, las que serán como mínimo una vez cada quince 15) días.
En
dichas reuniones participarán además del Jefe de Estudio, los Especialistas pertinentes,
y hasta tres 3) representantes designados por la Empresa Concesionaria que encargó la
elaboración del Estudio en coordinación con las empresas de distribución del sector
correspondiente. Asimismo, participará en las Audiencias Públicas que de acuerdo al
Procedimiento de Regulación Tarifaría tendrán lugar, realizando las exposiciones y
absolviendo las preguntas y/u observaciones planteadas al Estudio.
Adicionalmente, y por un período de hasta cinco 5) meses después de
la
entrega del
Informe Definitivo con las respuestas a las observaciones formuladas por OSINERGMIN
GART, será obligación del Consultor la elaboración de los documentos y/o la participación
en las reuniones que
le
sean solicitados por
el
OSINERGMIN - GART con
el
propósito de
ampliar y aclarar aspectos que se consideren que están explicados en forma insuficiente en
el
Estudio.
En
dichas reuniones deberán participar los representantes designados de las
Empresas Distribuidoras que encargan el Estudio, así como
el
Consultor, quien deberá
entregar copia a la Empresa Distribuidora de los Informes entregados
al
OSINERGMIN -
GART.
El
Consultor deberá preparar
un
Informe Final incorporando las modificaciones que sean
procedentes como resultado de las observaciones planteadas al Estudio presentado en la
Audiencia Pública, siguiendo
la
estructura indicada en el
Capítulo 9
Términos de Referencia de los Estudios de Costos del VAD
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3 3
Autonomía Técnica del Consultor
Corresponde al Consultor actuar con total autonomía e independencia técnica de la
Empresa de Distribución que le encarga el Estudio y del OSINERGMIN.
El Consultor deberá utilizar
su
conocimiento y experiencia y aplicar las pautas, criterios,
procedimientos y demás aspectos que se señalan en los presentes Términos de Referencia
y las normas y premisas que se señalan en la LCE, RLCE, NTCSE, LGER, RLGER,
NTCSER, Código Nacional de Electricidad, Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo y su
Reglamento, Normas Técnicas o demás normas vigentes que resulten aplicables.
La Empresa de Distribución y
el
OSINERGMIN tienen la obligación de respetar la autonomía
e independencia técnica del Consultor.
La
empresa debe financiar
el
Estudio del
VAD
siguiendo los criterios previstos por la Resolución Directora No 055-2004-EM-DGE. La
empresa concesionaria deberá efectuar los pagos del Estudio del VAD de acuerdo a las
condiciones, monto y la oportunidad pactados.
Cabe señalar
al
respecto, que el acogimiento o no de los valores planteados por
el
Consultor por parte de OSINERGMIN no representa en sí mismo un indicio de
incumplimiento de las obligaciones técnicas del Consultor, no debiendo la Empresa
Distribuidora utilizar ese sustento como causal para el incumplimiento de los pagos
pactados. El incumplimiento de las obligaciones señaladas deberá ser informado por el
Consultor
al
OSINERGMIN-GART para
su
conocimiento y acciones que sean pertinentes.
4 Sectores de Distribución Típicos y Sistemas Eléctricos
Modelo
Los sectores de distribución típicos a considerar de acuerdo a lo dispuesto por
ley
son
aquellos aprobados mediante Resolución Directora No 154-2012 EM/DGE. Los sectores
• Sector de Distribución Típico
1:
Urbano de alta densidad.
• Sector de Distribución Típico
2:
Urbano de media densidad.
• Sector de Distribución Típico
3:
Urbano de baja densidad.
• Sector de Distribución Típico
4:
Urbano rural.
• Sector de Distribución Típico 5: Rural de media densidad.
• Sector de Distribución Típico 6: Rural de baja densidad.
• Sector de Distribución Típico Sistemas Eléctricos Rurales (SER): SER calificados
según la Ley General de Electrificación Rural (LGER).
• Sector de Distribución Típico Especial: Coelvisac (Villacurí).
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Sistemas
Eléctricos Modelo
El OSINERGMIN aprobó los siguientes sistemas de distribución eléctrica representativos de
cada uno de los sectores de distribución típicos, a efectos de estructurar los sistemas
eléctricos modelo.
Sector
Empresa
Sistema de istribución Eléctrica
Típico
1 Luz del Sur Lima Sur
2 Seal
Arequipa
3
Electrocentro Tarma-Chanchamayo
4
Electro Sur Este
Valle Sagrado 1 Calca, Pisac, Urubamba)
5 Electrocentro
Cangallo-Liusita
6
Electrocentro Huancavelica Rural
SER Electronoroeste SER Sullana IV Etapa
Especial Coelvisac Villacurí
5. Bases para
recopilar resumir
validar revisar la información
técnica económica
de l
Empresa de Distribución Eléctrica
del Sistema Eléctrico
Modelo
El Consultor deberá desarrollar cada una de las actividades que se indican a continuación,
con
el
alcance que se señala.
5.
1
Recopilación de antecedentes
La Empresa de Distribución Eléctrica deberá proporcionar al Consultor y al OSINERGMIN
GART los antecedentes de los costos e instalaciones eléctricas y no eléctricas, y su
desglose asignados al sistema eléctrico modelo sistema eléctrico representativo del sector
típico) haciendo uso de los formatos 1 al X señalados en el Anexo
No
1, de acuerdo al
siguiente cronograma:
Literal Días de
inicio
del Estudio
a), d), e), g), h), i ,
1 ,
n), o)
5 días calendario
b ,
e),
k
1O días calendario
f), j), m), p),q),r)
15 días calendario
Para la preparación de la información, la empresa deberá tener en cuenta los criterios de
validación señalados en el numeral 5.2, en especial, los factores de asignación de costos.
Si
en caso la Empresa no cumpliera con la entrega de la información en los plazos
establecidos, será causal para
la
aplicación de sanciones establecidas en los procesos del
OSINERGMIN.
Asimismo, el Consultor podrá solicitar la información complementaria que estime
conveniente para el desarrollo del mismo. Asimismo la empresa distribuidora responsable
y/o empresas del sector típico podrán proporcionar
la
información complementaria y
sustentos que estimen convenientes. El Consultor será responsable de la evaluación
respectiva
y,
de considerarlo pertinente, podrá considerarlos en el desarrollo del estudio.
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a Antecedentes contables de la Empresa de Distribución Eléctrica, según los Formatos
para la Presentación de la Información Económica y Financiera de las Empresas de
Servicio Público de Electricidad, establecidos por
el
OSINERGMIN- GART en
el
Sistema
de Análisis Económico y Financiero, que se indican en el Anexo No 1 para los Formatos
del al IV para cada una de las actividades que se detallan a continuación:
DEFINICIÓN
DE
ACTIVIDADES
CÓDIGO
ACTIVIDAD
DESCRIPCIÓN
A1 Compra de Energía
Compra de energía y potencia
A2 Generación
Costos de la actividad de generación
A3
Transmisión
Costos
de
la
actividad de
transmisión y
transformación
Operación y Mantenimiento (O M) del sistema
A4
Distribución
Media Tensión
eléctrico
de
distribución
que
atiende el
suministro de servicio público y clientes libres
enMT.
O M del sistema eléctrico de distribución que
A5
Distribución
Baja
Tensión
atiende el suministro de servicio público y
clientes libres en BT
AS Alumbrado Público
O M del sistema eléctrico de distribución que
atiende el suministro de alumbrado público
A7 Comercialización
Facturación, cobranza y atención de clientes
AS
Conexión a
la
Red de Distribución
Instalación, mantenimiento y reposición de
Eléctrica
empalmes y equipos de medición
A9
Corte y Reconexión
Cortes, reconexión, retiros y reinstalaciones del
suministro eléctrico a los usuarios
A10
Gestión de Inversión en Distribución
Proyectos de distribución, administración,
ejecución de obras y recepción de obras
A11
Gestión
de Inversión en Otras
Áreas
Proyectos otras actividades
A12 Apoyo en Postes
Servicio uso de postes por terceros
Otros servicios no regulados que
presta la
A13
Otros Servicios
Empresa, por ejemplo: servicio de
mantenimiento que se brinde a terceros
A14 Negocios Financieros
Bolsa, gestiones en instituciones financieras,
etc.
A15
Otras
Actividades distintas a las anteriores
A16
TOTAL
Sumatoria de todas las actividades
El período considerado para la recolección de información corresponderá a los años 2011
y 2012, en etapas trimestrales y totalizadas por año. En la primera etapa, siempre y
cuando no se cuente con
la
información total del año 2012, se aceptará que
la
información del cuarto trimestre sea proyectada.
Desde el ejercicio 201 es de aplicación obligatoria el Nuevo Plan Contable Empresarial
(PCEG) para todas las empresas del país, pero dado que los formatos, deben mantener
la
estructura del Plan de Cuentas establecido en el Manual de Costos de las Empresas de
Electricidad, su llenado se efectuará con las mismas equivalencias y/o agrupaciones de
cuentas contables que la empresa concesionaria viene utilizando para el envío de la
información económico-financiera, que
en
forma trimestral reporta al OSINERGMIN. De
requerirse el detalle de la información, el Consultor VAD podrá solicitar dicho detalle.
b
Antecedentes de
la
organización, personal, funciones, costos de personal por cargo y
tipo desagregando remuneraciones, beneficios, regalías, sobretiempos y otros.
e
Antecedentes de los costos de personal propio y de terceros, los que se efectuarán
tomando como referencia la siguiente tabla.
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Servicios de Terceros
Personal r ~ o
Servicios Tercerizados
Costo
Total
Número de
Costo Unitario
Costo
Total
Número de
Costo Unitario
ltern
Anual Anual Anual Anual
IUSSI
ersonas
IUSSIPersonl l_
IUSSI
Personas
1USS/Personall
1
Mantenimiento de Redes (* )
Mantto.Sist. Transmisión
Mantto. Sist. Distribución Media Tensión
Mantto. Sist. Distribución
Ba a
Tensión
Ejecución
de
trabajos con tensión
2 Mantenimiento de Alumbrado PúbUco
3
Transoorte C*l
4
Atención Telefónica a Usuarios *
5
Lectura de Medidores l
6
Procesamiento Facturación *
7
Reparto de Facturas(* )
8
Cobranza C*l
Oficinas Empresas
Centro Autorizado de Cobranza
Bancos
Gestores de cobranza
9 Recojo de Dinero
10 Distribución Motorizada de Corresoondencia
l l
11
Viailancia
12
Arrendamiento
de
Oficinas
13
Mantenimiento de Oficinas
14 ümoieza de Oficinas
15
Mensajería
16 Asesoría Seauridad
17 Comisión oor Cobranza
*)
18 IAoovo Informática
19 Servicios de Asesaría Leaal
2
Auditoría Externa
21
Consultoría de NeQocios
22
Servicios de Hiaiene y Seauridad
3
Caoacitación al Personal *
24
Consultoría en Sistarnas
25
Asesoría Administrativa-Contable-Financiera
26
o n s u ~ o r í a de Apayo en Temas
de
Ingeniería (*)
27
Servicio
de
Control
de
Caidad Técnica
28
Inversiones y Provectos C*l
29
tención
a usuarios '
3 Control
de
Pérdidas Comerciales *
31
Consultorias y Asesorías Regulatorias (*)
TOTAL ANUAL
Nota
(*) Este ítem se debe desagregar de la manera mas extensa pOSible por niwl de tensión, si corresponde.
d) Antecedentes de las instalaciones del sistema eléctrico modelo:
• Información que se señala en
el
Anexo No 1 Formatos
y
;
• Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de
la
Empresa de
Distribución Eléctrica modelo al 30 de junio de 2012;
• Información de los costos estándar de distribución para
la
fijación del VNR. Los costos
unitarios serán reportados empleando
el
Sistema de Información de los Costos
Estándar de Inversión (SICODI) vigente para
el
periodo de regulación; e
• Información técnica
y
gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica.
La
Empresa
de Distribución Eléctrica deberá entregar
la
información utilizando el Sistema de
Información VNR GIS, de conformidad con lo establecido
en la
"Guía de Elaboración
del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica",
aprobado mediante
la
Resolución OSINERG
No
324-2004-0S/CD. Se considerará
la
información
al
30 de junio de 2012.
Las instalaciones de distribución eléctrica destinadas a
la
prestación del servicio de
distribución eléctrica, comprenden las instalaciones eléctricas
y
no eléctricas.
Las instalaciones eléctricas se organizan de acuerdo a
lo
siguiente:
Media Tensión (MT}:
Comprende las redes (aéreas
y
subterráneas) de media tensión, así como, los
correspondientes equipos de protección, seccionamiento
y
de compensación.
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Subastaciones:
Comprende las subastaciones de distribución MT/BT, las subastaciones de
seccionamiento protección.
Baja Tensión (BT):
Comprende las redes (aéreas subterráneas) de baja tensión del servicio particular
las instalaciones del alumbrado público (redes aéreas subterráneas, equipos de
alumbrado equipos de control).
· Las instalaciones no eléctricas son aquellas inversiones en infraestructura
equipamiento que se requiere para la prestación del servicio de distribución eléctrica.
Se organizan de acuerdo a lo siguiente:
Terrenos;
Edificios Construcciones;
Equipos Vehículos de Transporte Carga;
Equipos de Almacén, Maestranza, Medición Control;
Equipos de Comunicación;
Equipos de Oficina;
Equipos de Computación;
Otros Equipos.
Tabla Resumen de
la
Información del VNR
Instalaciones de Distribución Eléctrica
Tipo de
Información
Instalaciones
Instalaciones No
Eléctricas
Eléctricas
3
Técnica
v
v
Gráfica
2
v v
Información
Catastral
v
v
La información técnica involucra toda la información referida a las características técnicas de las
instalaciones eléctricas no eléctricas.
2
La información gráfica involucra toda la información necesaria para una adecuada representación
gráfica de las instalaciones, para lo cual se usará coordenadas UTM (Universal Transverse Mercator)
con datum PSAD56 o WGS84, o
el
que defina
el
OSINERGMIN posteriormente, siempre
y
cuando,
toda
la
información de
la
Empresa se remita
en un
mismo datum
y
zona
UTM
(17,
18
ó 19).
3
En
el
caso de la información gráfica de las instalaciones no eléctricas, ésta sólo se refiere a terrenos,
edificios
y
construcciones.
e Información técnico-comercial mensual del total Empresa sistema eléctrico modelo para
el
período enero
2011
- diciembre 2012 que deberá ser suministrada por
el
Concesionario haciendo uso de los Formatos V-1, V-2 V-3 señalados
en
el Anexo
No
1.
La información magnética deberá ser remitida usando la aplicación Excel versión Office
2003 o superior.
La
información sustentatoria deberá ser entregada en medios magnéticos, según los
formatos descritos en la Resolución Directora No 011-95 EM/DGE su modificatoria por
Resolución Directora
N°
019-2002-EM/DGE.
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Para el mercado no regulado libre) deberá entregarse la información de acuerdo a lo
establecido en la Resolución OSINERGMIN N° 0026-2012-0S-CD para el periodo abril
2012 diciembre 2012. Para el periodo enero 2011 - marzo 2012, se informará según
los formatos vigentes en dicho periodo.
f)
Información de costos típicos de operación
y
mantenimiento del total Empresa
y
sistema
eléctrico modelo para
el
período enero
2011
- diciembre 2012, sustentados con copia de
facturas de pago y contratos de los proveedores involucrados:
• Programa para
la
atención del servicio;
•
Rol
de turnos para
la
atención por emergencias;
• Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución;
• Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas que contendrá como mínimo:
o
N°
de Orden de Trabajo;
Descripción;
Fecha;
o Responsable del área; y
o Tipo de Instalaciones que comprende.
• Salida de almacenes de los repuestos para
el
mantenimiento;
• Programa anual de repuestos
y
adquiridos
en el
año;
• Recursos utilizados para
la
atención del servicio;
• Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros;
y
• Otros costos de operación
y
mantenimiento.
g) Presupuesto operativo detallado y ejecución de los períodos 2011 y 2012.
h Información sobre los criterios de asignación de los costos de supervisión y costos
indirectos de gerenciamiento
y
administración.
i Información sobre los criterios de asignación e inductores de costos.
j) Información sobre la calidad de servicio a nivel de Empresa y sistema eléctrico modelo.
k
Información del Balance de Energía y Potencia que deberá ser suministrado por
el
Concesionario haciendo uso del Formato VI señalado en el Anexo
No
1. La información
magnética deberá ser remitida usando
la
aplicación Excel versión Office 2003 o superior.
1 Información de las características técnicas de las SET AT/MT, alimentadores,
subestaciones y demandas máximas y toda información técnica que considere necesaria.
m
Información de otros costos comerciales relacionados con
la
atención de nuevos
suministros, reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica, cortes y reconexiones,
control de pérdidas, gestión de
la
morosidad.
n Información de los ratios comerciales que se presentan en el siguiente cuadro:
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Concepto
Ratio
Análisis de lecturas
Lecturas/persona-hora
Cobranzas
Facturas/cajero-día
Análisis de saldos
Cuentas c/saldo/persona-hora
Resolución de cuentas morosas
Cuentas/empleado-día
Planificación de inspecciones Cuentas/persona-hora
Inspecciones clientes residenciales
Cuentas/persona-hora
Inspecciones grandes
clientes
Cuentas/persona-hora
Consumos recuperados
Cuentas/persona-día
Suspensiones
Suspensiones/persona-hora
Cortes
Cortes/persona-hora
Rehabilitaciones
Rehabilitaciones/persona-hora
Reconexiones
Reconexiones/persona-hora
Llamadas comerciales
Llamadas/persona-hora
Llamadas por problemas de suministro
Llamadas/persona-hora
Nota:
Se podrán incorporar otros conceptos
y
ratios para
un
mejor análisis
o Otros
serv1c1os
prestados por la Empresa Distribuidora, tales como, apoyo en postes,
servicios de comunicaciones de Internet y otros.
p Información de modalidad de cobranza, número de centros de atención de la Empresa,
Centros Autorizados de Recaudación, Bancos, etc.) número de ventanillas de atención,
tiempo promedio de atención, costos unitarios por transacción, etc.
q) Información de vías, tipo de vía, tipo de alumbrado y perfiles de vía de la zona.
r
Información de zonas históricas o monumentales. Se consideran zonas históricas o
monumentales aquellos sectores de la ciudad que poseen
un
número apreciable de
ambientes urbanos monumentales, valor histórico y urbanístico de conjunto que
requieren de
un
tratamiento especial en lo que respecta a la instalación, operación y
mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica con el fin de preservar el
patrimonio cultural
Adicionalmente, el OSINERGMIN - GART a solicitud del Consultor le proporcionará la
información que el Concesionario hubiese reportado al OSINERGMIN- GART con motivo de
la Regulación del VNR, Remisión Información Técnico-Comercial del Sistema Eléctrico
Modelo, Remisión Información Económica-Financiera, Remisión de Información para cálculo
del Factor de Balance de Potencia FBP) y otros informes que el OSINERGMIN - GART
mantenga en
su
poder.
El Concesionario deberá preparar toda la información que se señala en el Anexo
No
tanto
a nivel de Empresa total) como a nivel del sistema eléctrico modelo, para
lo
cual deberá
asignar los costos pertinentes haciendo uso de criterios de asignación, los mismos que
deben ser explicitados.
La
información, deberá ser presentada por el Concesionario al
Consultor y
al
OSINERGMIN - GART dentro de los primeros quince días de desarrollo del
Estudio. Las cifras monetarias de las inversiones y de los costos no deberán incluir IGV.
Los costos se desglosarán en directos, supervisión directa, costos indirectos de la Gerencia
Central.
Se entiende por costos directos a aquellos que se vinculan con la ejecución de trabajos
operativos para
la
prestación del servicio de distribución y comercialización. Dichos trabajos
podrían ser realizados por personal propio o de terceros.
Términos de
Referencia
de los Estudios
de
Costos
del VAD
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Se entiende por costos de supervisión directa a aquellos costos que son originados por el
trabajo de supervisión que se efectúa de manera directa para la adecuada ejecución de las
actividades de distribución y comercialización.
Los costos indirectos de la gerencia central son aquellos vinculados con la administración y
servicios funcionales de la Empresa: El directorio, las gerencias, oficina de personal, oficina
de contabilidad, y otros costos de apoyo a la gestión.
En esta primera etapa, es labor de la Empresa de Distribución Eléctrica establecer criterios
de asignación de costos de supervisión directa y costos indirectos de la Gerencia Central de
la Empresa para cada actividad. Para esto debe utilizar criterios generales de mercado,
como por ejemplo, los siguientes:
•
En
el caso del Directorio y de los Gerentes el margen de contribución de cada actividad a
la utilidad de la Empresa;
•
En
el caso de otros profesionales, técnicos o administrativos, el tiempo que dedican a
cada actividad.
Los formatos
IV-1
al IV-5 Costos Combinados deberán agrupar las transacciones
contables a nivel de detalle, las mismas que serán verificables a través de comprobantes
auditables que serán solicitados por el OSINERGMIN - GART, para lo cual se tendrá en
cuenta las equivalencias y/o agrupaciones de cuentas efectuadas entre el Plan de Cuentas
establecido en el Manual de Costos de las Empresas de Electricidad y el Nuevo Plan
Contable Empresarial.
La información de los formatos
IV-1
aiiV 5 deberá ser entregada en archivos magnéticos
al
Consultor y al OSINERGMIN - GART. El diseño del registro de la base de datos que
sustenta los formatos indicados deberá ser coordinado con el OSINERGMIN - GART.
Las cifras de aVNR que se mencionan más adelante corresponden a la anualidad del VNR,
o calculado con la tasa de actualización establecida en el artículo 79° de la Ley de
Concesiones Eléctricas y para un periodo de vida útil de 30 años, es decir, se aplicará el
DISTh UCION :
m
RICA
factor igual a 0.124144. La cifra relevante para fines tarifarios es la mensual, es decir, debe
v.:- ,4o,
r,>l'-.. calcularse la mensualidad de la aVNR multiplicando la anualidad de la inversión por un
factor que considere flujos mensuales equivalentes a la anualidad. Así para una tasa de
actualización de 12%, el factor es igual a 0,079073.
Nótese que los costos de las columnas asignado al sistema eléctrico modelo están
incluidos en el total Empresa. Para efectos de los cuadros, en esta etapa, el Concesionario
asignará los costos a la zona de distribución que geográficamente corresponda al sistema
eléctrico de distribución que sirve de base para la construcción de la empresa modelo (y no
al
resto de la zona atendida por el Concesionario).
En el caso del VNR la situación es similar.
En
la segunda parte del cuadro se deben indicar
sólo aquellas instalaciones que son asignables a la zona de distribución que
geográficamente corresponda al sistema eléctrico de distribución que sirve de base para la
construcción de la empresa modelo (y
no
al resto de
la
zona atendida por
la
Empresa).
Asimismo se consignará, por nivel de tensión y tipo de instalación, la antigüedad media y el
valor residual.
La Empresa debe informar, en relación con su calidad de servicio (producto, suministro,
comercial y alumbrado público), lo siguiente:
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Estado de la Entrega de
Origen Información
Información Solicitada
Comentario
T. R. Otro
Total Parcial
Por
Entregar
Nota: T. R. =Términos de Referencia
5.2. Validación revisión de datos antecedentes
y
características
básicas de la Empresa de Distribución Eléctrica
y
del Sistema
Eléctrico Modelo
La
validación de datos en esta etapa tiene como objetivo lo siguiente:
a) Corregir los antecedentes que muestren diferencia entre lo informado por la Empresa y
su contabilidad, prevaleciendo lo que el Consultor determine que es correcto.
b) Corregir los antecedentes que muestren diferencia entre lo informado por la Empresa en
los cuadros con prefijo de la letra y lo informado al OSINERGMIN - GART para fines de
cálculo del VNR, del balance de energía
y
potencia
y
de costos de operación
y
mantenimiento, en los formatos definidos por el OSINERGMIN- GART, prevaleciendo lo
que el Consultor determine que es correcto.
e) Corregir los antecedentes que muestren diferencia entre instalaciones informadas por la
Empresa
y
los resultados de
la
inspección de campo realizada por el Consultor.
El Consultor VAD deberá realizar trabajos de inspección en campo con la finalidad de
validar
la
información de los metrados de las instalaciones eléctricas
y
no eléctricas
recopiladas de los antecedentes de la Empresa de Distribución Eléctrica real.
Para el caso de las inversiones eléctricas se considerará
el
siguiente tamaño de
muestras:
Número de Instalaciones léctricas
Sector
Sector
2 Sector
3
Sector 4 Sector Sector
y6 Especial
SER
Sistema
de Media Tensión
15 1
5
3
1)
Sistema
de Baja Tensión
2)
45 3 15 1
5 5
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22/106
<
1
>El sistema de distribución de media tensión comprende los alimentadores de media tensión incluye además los equipos
de protección y seccionamiento de la red y las subestaciones de seccionamiento y de terceros).
<
2
> El sistema de distribución de baja tensión comprende las subestaciones de distribución, incluidas sus redes servicio
particular y alumbrado público).
En
caso de las inversiones
no
eléctricas se considerará
el
siguiente tamaño de muestras:
Número
de
Instalaciones No Eléctricas
Sector
1
Sector2
Sector
3
Sector 4, 5 Sector
Sector SER
y
Especial
50
30
20 10 10
5
Los ítems relevantes serán elegidos tomando las partidas más relevantes para cada una
de las categorías definidas para la elaboración del VNR no eléctrico.
d
Corregir los antecedentes que muestren diferencias entre lo informado por la Empresa en
relación con compras de energía y de potencia y lo informado por sus suministradores,
debiendo el Consultor proponer valores corregidos.
Asimismo, el Consultor deberá verificar el comportamiento de la operación normal del
sistema eléctrico modelo en caso de que hubieren ocurrido cortes de servicio o
racionamientos, en tal caso, las ventas del mes que hubieren quedado afectadas
deberán ser corregidas por el Consultor a partir de los meses normales del año reportado
o de la información disponible más reciente.
e Corregir los antecedentes que muestren diferencias entre los costos asignados por
la
Empresa a sus actividades de negocios y los criterios que al respecto determine el
Consultor.
En
este caso, para fines del Estudio, prevalecerá lo que señale
el
Consultor.
Corregir los antecedentes que muestren diferencias entre las instalaciones asignadas por
la Empresa a sus actividades de negocios y los criterios que
al
respecto determine
el
Consultor. En particular el Consultor deberá verificar la asignación parcial de postes al
negocio de distribución y al de apoyo a terceros cuando este servicio exista.
g) Corregir los antecedentes que muestren diferencias entre los costos asignados por la
Empresa
al
sistema eléctrico modelo y lo que
al
respecto determine
el
Consultor.
En
este
caso, para fines del Estudio, prevalecerá lo que señale el Consultor.
h Corregir los antecedentes que muestren diferencias entre las instalaciones asignadas por
la
Empresa
al
sistema eléctrico modelo y lo que
al
respecto determine
el
Consultor.
En
este caso, para fines del Estudio, prevalecerá lo que señale el Consultor.
i Corregir los antecedentes que muestren diferencias entre las ventas y pérdidas
asignadas por la Empresa
al
sistema eléctrico modelo y lo que
al
respecto determine
el
Consultor. Verificación y corrección
si
es pertinente de la información proporcionada en
los Formatos V al VI, considerando los periodos de lectura y la información de compras al
generador durante
el
año
2011
y 2012.
j) Eliminar cualquier duplicidad en la representación de los costos, por ejemplo entre:
• VNR y costos de operación y mantenimiento: supervisión, ingeniería de obras de
distribución, remuneraciones de personal que parte de su tiempo dedica a proyectos
o supervisión de obras, etc.;
Términos de Referencia de los Estudios de ostos del VAD
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23/106
• Costos por mora y multas al usuario incluir costos por mora en otros negocios); y
• Costos de incobrables con pérdidas en balance de ventas.
Las características del sistema eléctrico real, sin optimización, que en condición de
validados deberán ser reportados por el Consultor para
la
etapa siguiente son:
a
Antecedentes contables de la Empresa real, con margen de contribución calculado para
cada una de las actividades que ella realiza;
b Antecedentes de
la
organización; personal, funCiones, costos de personal incluyendo
remuneraciones, beneficios, regalías, sobretiempos;
e Antecedentes de las instalaciones del sistema eléctrico modelo;
d) Usuarios del Sistema, en cantidad, potencia leída y facturada en punta y fuera de punta,
energía consumida en punta y fuera de punta, por opción tarifaria vigente en el período
enero 2011 a diciembre de 2012. Los usuarios que no sean de Servicio Público de
Electricidad deberán quedar asignados a los códigos AT1, MT1 y BT1;
e Antecedentes de costos de operación y mantenimiento;
f
Antecedentes de costos de inversión;
g) Criterios de asignación de costos globales de la Empresa a cada una de las actividades
señaladas en a ; y
h) Criterios de asignación de costos y de inversiones
al
sistema eléctrico modelo, aplicable
en el caso de que la Empresa real brinde servicio de distribución en otros sectores.
Para efectos de validación de los criterios de asignación señalados en los literales g) y h), el
Consultor deberá considerar los siguientes factores de asignación
de
costos, salvo que
establezca factores de asignación más precisos.
Factores de signación de Costos
RUBRO DETALLE
'o
sia nación
Generación
Según potencia generada, debe ser cero cuando no tiene
1aeneración
Transmisión
Según longitud de líneas en AT, debe ser cero para la
emoresa modelo aue sólo contemola distribución)
Distribución
Media Tensión Longitud en redes MT
Longitud MT Empresa
Longitud MT Modelo
Baja
Tensión
Longitud en redes BT
Longitud BT Empresa
Longitud BT Modelo
lumbrado Público
Número de Luminarias
Número de Luminarias Empresa
Número de Luminarias Modelo
Conexión
y
medidores
Número de Clientes
Número de Clientes Empresa
Número de Clientes
Corte
y Reconexlón Indicador de Cortes y Reconexiones
Cortes y Reconexiones Empresa
Cortes y Reconexiones Modelo
Jefatura Distribución Según VNR, Ventas, Costo Directo
VNR, Ventas, Costo Directo Empresa
VNR, Ventas, Costo Directo Modelo
Compra
de
Energla
Según VNR, Ventas, Costo Directo
VNR, Ventas, Costo Directo Empresa
VNR, Ventas, Costo Directo Modelo
Comercial ización Según número de Clientes
Número de Clientes Empresa
Número de Clientes Modelo
ctividades de poyo
Según VNR, Ventas, Costo Directo
VNR, Ventas, Costo Directo Empresa
VNR Ventas Costo Directo Modelo
Términos
de
Referencia de
los
Estudios de Cos tos del VAD
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8/18/2019 Términos Estudio VAD 2013-2017
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La
validación en esta etapa sólo se refiere a verificar
la
existencia del costo o instalación y
no a la necesidad del mismo. Estas últimas tareas se desarrollarán conforme se indica en
las etapas siguientes.
La validación incluirá las siguientes tareas:
a Revisión de un 20 del valor de los costos de distribución (no incluye la compra de
energía) de
la
Empresa, completando en cada ítem
la
siguiente información:
• ¿Si
el
costo es pertinente?;
• ¿Si
el
costo efectivamente se efectuó?;
• ¿Con qué criterio está asignado al rubro de negocio?; y
• ¿Si se trata de costos que dan lugar a inversión y qué, por lo tanto, pasan a ser parte
de activos,
el
valor es consistente con
el
utilizado
al
calcular
el
VNR de
la
instalación?
b Revisión de ítems del valor del VNR, aplicables a los edificios de la Empresa en general y
a las instalaciones ubicadas dentro del Sistema Eléctrico Modelo:
•
¿Con qué criterio está asignado al rubro de negocio?; y
•
En
el caso del bien de capital,
su
costo, ¿Cómo ha sido calculado?
e Detección de costos que no correspondan a los costos del desarrollo de
la
actividad de
distribución eléctrica.
El
Consultor deberá revisar la asignación de costos y de VNR
al
sistema eléctrico modelo,
según los factores de asignación de costos. Esta revisión sólo se refiere al criterio de
asignación de los valores que utilizó
la
Empresa real
en
su información; en consecuencia,
no se relaciona con la necesidad del costo o instalación ni con su valorización. Se eliminan
los valores erróneamente estimados y no consistentes, al igual que el costo de capital
asignable al VNR.
o '' e.R '+,
El
Consultor deberá en esta etapa justificar los criterios de asignación de las distintas
o ~ o ~ ~ roN
\
artidas de costos directos, supervisión directa, costos indirectos y VNR a las distintas
o ~ ~ c ~ ~ ~ N
ctividades de distribución reguladas y no reguladas y
al
sistema eléctrico modelo.
''•o. f C ~ ... '
Posteriormente y
en
las sucesivas etapas hasta
el
proceso de definición de
la
empresa
modelo estos criterios deberán aplicarse de manera consecuente con los criterios definidos
en esta etapa.
La revisión que haga el Consultor deberá incluir los siguientes estudios específicos:
a Estudio de las instalaciones asignadas al sistema eléctrico de la empresa modelo. El
Consultor deberá estudiar las instalaciones que físicamente hayan sido asignadas por la
Empresa
al
sistema eléctrico modelo, de modo de establecer en que medida sirven a
este sistema y a otros vecinos.
b Estudio del costo del capital de trabajo.
Definición correspondiente
al
costo financiero del
k
requerido para cubrir
el
desfase de
facturación y recaudación respecto de los pagos de compras de energía y gastos
operativos de los primeros meses de operación de
la
Empresa Distribuidora.
Términos de Referencia de los Estudios de Costos del
VAD
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8/18/2019 Términos Estudio VAD 2013-2017
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b.1)
El
Consultor deberá realizar una simulación de
la
operación típica de
la
Empresa.
El
Estudio que desarrolle
el
Consultor debe considerar, en relación con
la
gestión de
distribución, lo siguiente:
•
El
período de facturación mensual) a los usuarios;
• Plazos de pago del distribuidor a
la
empresa generadora de acuerdo a prácticas
habituales del mercado que
el
Consultor debe verificar;
• Plazos de pago de remuneraciones, servicios de terceros
y
otros gastos.
b.2) El Consultor podrá, de ser
el
caso, modificar el costo de capital informado por la
Empresa
y el
desglose por rubro de negocio conforme con su propia estimación.
A partir de
la
validación de los estudios desarrollados, el Consultor revisará corregirá,
si
procede,
la
información de todos los cuadros que se detallan
en
Anexo N° 1
y
de los
cuadros resúmenes con el prefijo
A
denominándolos con el subtítulo B - Revisión 1:
Validación y Revisión e Antecedentes
por
el Consultor .
Adicionalmente el Consultor deberá presentar cuadros resúmenes que muestren las
principales modificaciones realizadas su justificación.
5 3 Revisión inicial de costos de operación
y
mantenimiento
análisis de la estructura de personal de remuneraciones
servicios de terceros y demás costos de operación y
mantenimiento de la Empresa de Distribución Eléctrica
y
del
Sistema Eléctrico Modelo
El
Consultor deberá analizar los costos de operación
y
mantenimiento del Concesionario
correspondiente a la Empresa real
y
determinará la estructura de personal económicamente
más conveniente para
la
Empresa, manteniendo todas las actividades que realizó
en
el
2012 reguladas no reguladas),
en
esta etapa sobre
la
base de las instalaciones eléctricas
existentes. Para estos efectos, deberá suponer que
la
Empresa mantiene
la
zona de
concesión vigente
y
que, por lo tanto, atiende las mismas zonas iniciales, entre las que se
encuentra el sistema eléctrico modelo. Esta estructura deberá ser optimizada nuevamente
según
lo
indicado en el numeral 6.0 considerando los cambios que surjan de
la
optimización
de las instalaciones de la gestión.
El
Consultor deberá dimensionar
la
Empresa para que atienda
en
forma eficiente tanto
al
sistema eléctrico modelo, como
al
total de la Empresa debiendo aprovechar todas las
economías de escala posibles.
Al definir la estructura de personal de remuneraciones el Consultor deberá incluir en forma
específica los siguientes estudios:
• Definición de cada una de las actividades de
la
Empresa, considerando aquellas
efectivamente desarrolladas en el año 2012. Las claves de actividades a utilizar son las
definidas en el numeral
5.1
definición de actividades);
• Descripción
en
detalle de
la
organización vigente de como se encuentran asignadas
cada una de las tareas señaladas manual de funciones) indicando el porcentaje
y
la
dedicación a
la
actividad de distribución;
• Descripción de cargo del personal, organización vigente;
• Descripción de las tareas asignadas a contratistas, organización vigente;
Términos de Referencia de os Estudios de Costos del VAD
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• Nivel de remuneraciones del personal, incluyendo en ellas todas las bonificaciones y
beneficios;
• Revisión del nivel de remuneraciones sobre la base de sueldos en otras empresas
similares de servicios, de acuerdo a estudios de mercado y remuneraciones; y
• Revisión y optimización de
la
estructura de personal, incluyendo
la
evaluación de
la
posibilidad de efectuar internamente tareas realizadas con contratistas y viceversa según
sea más económico.
Sobre la base de estas revisiones
el
Consultor deberá completar la información siguiente:
a
Organigrama de
la
Empresa real
vs.
Empresa optimizada;
b Costo anual de personal propio y de contratistas, organización vigente
vs.
Empresa
optimizada, a sueldos de mercado. Estos costos deberán estar desglosados hasta
el
nivel de cada trabajador.
En el
caso de contratistas, deberá identificarse los costos
asociados a cada una de las tareas desarrolladas por sus trabajadores; y
e
Asignación de tareas, organización optimizada. Para cada trabajador, propio o de
contratistas, se deberá desglosar sus tareas anuales y señalar en cada caso la
dedicación de tiempo, conforme con el formato siguiente:
Identificación
(trabajador)
Dedicación
(horas/año)
A1
A2 A3 A15 Total...
. .
(*) Las clases
de
act1v1dad o negoc1o son las enumeradas anteriormente.
El Consultor como parte de los análisis contables debe evaluar
el
valor del activo fijo de
la
Empresa real teniendo en consideración los años de servicio de las instalaciones reales y su
valor residual,
el
mismo que se adjuntará como
un
informe adicional.
A partir de la validación y de los estudios desarrollados,
el
Consultor revisará y ajustará,
si
procede, la información de todos los formatos con los prefijos B que se detallan en Anexo
' ' ~ ~ ~ G / ~ - , o
1 en las líneas correspondientes a valores anuales (no
se
solicita desglose mensual a
fl
GE N E ntar de esta revisión), denominándolos con
el
subtítulo C
-Revisión
2:
Ajuste
Inicial de
m
DE
O ON _
o ~ ~ ~ r ~ ~ ~ N stos .
Nótese que en esta etapa dejan de ser aplicables las menciones que se hacen en
v v ,¡,'•
'*'' ' '
s cuadros del prefijo B en relación con Fuente: OSINERGMIN - GART o Fuente: Empresa.
En efecto, los valores tienen como fuente
el
trabajo del Consultor.
Adicionalmente
el
Consultor deberá presentar cuadros resúmenes que muestren las
principales modificaciones realizadas y su justificación.
6
ESTRUCTUR CIÓN DE L EMPRES MODELO EFICIENTE
La
Ley de Concesiones Eléctricas señala que
el
valor Agregado de Distribución se basará
en una empresa modelo eficiente, la misma que considerará los siguientes componentes:
a
Costos asociados
al
usuario, independiente de
su
demanda de potencia y energía;
b Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía; y
e
Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento asociados a
la
distribución
por unidad de potencia suministrada.
Términos
de Referencia
de los
Estudios de
Costos
del VAD
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de Distribución, son sólo aquellos que sean asignables al Sistema Eléctrico Modelo en
Estudio.
6 1 Estructuración de la Empresa Modelo Eficiente
El
Consultor procederá a estructurar
la
empresa modelo siguiendo el criterio del sistema
económicamente adaptado y entre otros estudios y análisis deberá contemplar el desarrollo
óptimo de
lo
siguiente:
• Caracterización del Mercado Eléctrico
y
Diseño Preliminar del Tipo de Red;
• Definición de los costos unitarios de las instalaciones inversión
y
operación
y
mantenimiento);
• Determinación de las tecnologías adaptadas;
• Proceso de optimización técnica económica de las redes;
o Inversiones del sistema de distribución MT Técnica
y
económicamente adaptadas); e
o Inversiones del sistema de distribución BT Técnica y económicamente adaptadas).
• Pérdidas de Energía Estándar;
• Estándar de calidad de Servicio;
• Balance de potencia
y
energía;
• Determinación de los Costos de operación
y
mantenimiento técnico MT;
• Determinación de los Costos de operación
y
mantenimiento técnico
BT;
• Costos de gestión comercial;
• Costos indirectos de administración
y
otros servicios;
y
• Evaluación y asignación de Costos Indirectos de Gestión.
6 1
1
aracterización del Mercado Eléctrico Diseño Preliminar del Tipo de
ed
\IIE r
·o ' '',. 1 Consultor deberá realizar un estudio de zonificación y mercado, con la finalidad de
C l
G Rf
T &
o ~ ~ ~ : e • ~ terminar las densidades, zonas y tipo de redes que se usará durante
el
proceso de
\ l RIC ' ' ptimización de la empresa modelo.
'&4rr4 Of ·61.:\.t
-
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factores definitivos resultarán de estudios de caracterización que oportunamente
convocará y ejecutará
el
OSINERGMIN;
• Información de calidad de servicio por zonas
2011
y 2012):
o
Frecuencia total media de interrupciones ponderada por sistema SAIFI) por
fallas imprevistas
+
programadas;
o Duración total media de interrupciones ponderada por sistema SAlOl) por
fallas imprevistas
+
programadas;
o Curva de distribución .estadística de la frecuencia total media de interrupción
ponderada por cliente, para cada nivel de tensión y área característica de
mercado;
o Curva de distribución estadística de la duración total media de interrupciones
por cliente, para cada nivel de tensión y área característica de mercado;
o Fallas de averías en media tensión por redes aéreas, redes subterráneas;
o Fallas de averías en baja tensión por redes aéreas, redes subterráneas;
o
Fallas de averías en subestaciones monoposte, biposte, convencionales,
compactas pedestal y bóvedas y en subestaciones elevadoras/reductoras y
de seccionamiento;
o
Fallas imprevistas por centros de servicio;
o N: Número de interrupciones por cliente por semestre en MAT
y
AT, MT
y
BT);
o D: Duración total de interrupciones por cliente en MAT y
AT,
MT y BT);
o Índices de calidad de producto nivel de tensión y perturbaciones); y
o Determinación del costo de la energía no suministrada.
• Determinación de la densidad de carga por centro de transformación o subestación
AT/MT;
• Determinación de la densidad de carga por distritos;
• Proporción de área urbana por distritos;
• Cuadros de caracterización de redes por sub zona;
• Caracterización de redes por macrozona distritos);
y
• Determinación de topología representativa por zona.
Los rangos de densidad son los siguientes:
Zona Rango de Densidad
de Carga
MW/km
Muy Alta Densidad 8 > 4.00
Alta Densidad 1
4.00 8
>
2.50
Alta Densidad 2 2.50 8 1.50
Media Densidad
1.50 > 8 0.25
Baja Densidad 8
<
0.25
6 1 2 Definición de la Tecnología daptada
La tecnología adaptada será aquella que técnica
y
económicamente resulte más
conveniente para
el
desarrollo de las instalaciones eléctricas de
la
empresa modelo,
la
misma que será escogida dentro de la disponibilidad que ofrece
el
mercado internacional
actual sólo
si
es factible su utilización y su adaptación a las condiciones locales.
Asimismo, podrán evaluarse aquellas tecnologías implementadas por las Empresas siempre
y
cuando éstas reporten ventajas de índole técnica
y
económica
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Por tanto, el Consultor deberá analizar las tecnologías más apropiadas para los siguientes
componentes:
• Redes subterráneas de media y baja tensión:
o Cables material conductor, aislamiento, pantallas, tipos, etc.); y
o
Empalmes y terminales termocontráctiles, termocontraible, etc.).
• Redes aéreas de media y baja tensión:
o Conductores eléctricos aleación de aluminio desnudo para
MT
conductores forrados para
BT
autoportantes, etc.);
o Ferretería y aislamiento;
o Empalmes cintas, etc.); y
o Soportes postes de concreto, madera, etc.).
• Subestaciones MT/BT y de seccionamiento:
o Transformadores tipo y material de construcción); y
o Equipamiento de maniobra y protección.
• Alumbrado público
o Luminaria y tipo de lámparas; y
o
Sistema de control de encendidos.
• Sistemas operación y equipos de protección de
la
red eléctrica
o
Sistema de operación de la
red
Estrella con neutro rígido, con neutro
multiaterrado, etc.);
o
Equipos de protección recloser, seccionalizadores, seccionadores
fusible, seccionadores de línea bajo carga, etc.); y.
o Equipos de compensación del sistema de distribución de media tensión.
6
1 3 Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del
Valor Nuevo de Reemplazo
Para
la
determinación de los costos estándar de las instalaciones se realizará como mínimo
los siguientes procesos:
• Normalización de los armados de construcción;
• Análisis de los siguientes componentes:
o Materiales y equipos;
o Mano de obra;
o Transporte y equipos;
o Valorización de los armados de construcción, considerando la cantidad de
materiales, recursos rendimientos, horas hombre y horas máquina), costos
indirectos del contratista; y
o Costos indirectos de la Empresa costos stock, ingeniería del proyecto y
recepción, costos generales e interés intercalario).
• Elaboración de los costos unitarios estándar del sistema de distribución
componentes, kilómetros de red, etc.) de acuerdo a lo siguiente:
o Media Tensión
• Red aérea para MT;
•
Red
subterránea para
MT;
y
• Equipos de protección, seccionamiento y de compensación de la
red de media tensión.
o Subestaciones
• Monoposte;
• Biposte;
• Convencional a nivel y subterránea;
Términos e Referencia de
los
Estudios de Costos del VAD
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• Compacta pedestal;
• Compacta bóveda; y
• De seccionamiento y protección.
o Baja Tensión
• Red aérea de servicio particular;
• Red aérea de alumbrado público sobre postes de servicio
particular;
• Red aérea de alumbrado público con postes exclusivos de
alumbrado público;
• Red aérea de servicio particular mixta que comparte postes de
MT en su recorrido);
• Red subterránea de servicio particular;
• Red subterránea de alumbrado público en zanja de servicio
particular;
• Red subterránea de alumbrado público en zanja exclusiva; y
• Luminarias, pastorales, equipos de control de alumbrado público.
Los costos unitarios deberán ser determinados según la tecnología, niveles de
tensión, etc. pertinentes para
la
valorización de las instalaciones del VNR de la
empresa modelo.
6 1 4
Optimización técnico
económica del
sistema eléctrico modelo
El
Consultor debe tener en cuenta
el
criterio de optimización. Este es el de
m1n1mrzar,
considerando
la
tasa de actualización real anual prevista en el artículo 79° de la Ley de
Concesiones Eléctricas, el valor de la anualidad de los costos de inversión para un periodo
de 30 a�
![bl vad esa Patrika... · 2020-01-16 · jkèkkLokeh lar lans'k 15 vizSy 2005 vad % 96 - 3 - jkèkkLokeh lar lans'k 15 vizSy 2005 vad % 96 - 4 - ns[kks] lc tx tkr cgkA dHkh vki yksxksa](https://static.fdocuments.ec/doc/165x107/5e93fc0c779e0e4b49573c17/bl-vad-esa-patrika-2020-01-16-jkkklokeh-lar-lansk-15-vizsy-2005-vad-.jpg)
