Audiencia Pública - · PDF fileSolicitamos que la Resolución Impugnada sea declarada NULA por contravenir ... En la hipótesis negada que se desestime nuestro pedido de ... las instalaciones

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EnsaEnsaEnosaEnosaHidrandinaHidrandinaElectrocentroElectrocentro

Audiencia PAudiencia Púúblicablica

Sustento deSustento deRECURSO DE RECONSIDERACIRECURSO DE RECONSIDERACIÓÓNN A A

RESOLUCION 181RESOLUCION 181--2009 OS/CD2009 OS/CD

Lima. 2 de diciembre de 2 009Lima. 2 de diciembre de 2 009

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EnsaEnsaEnosaEnosaHidrandinaHidrandinaElectrocentroElectrocentro DISTRILUZDISTRILUZ

1’612,000 CLIENTES

CUBRIMOS EL 40% DEL PAIS

SECTORES TIPICOS

2, 3, 4, 5 Y SER

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EnsaEnsaEnosaEnosaHidrandinaHidrandinaElectrocentroElectrocentro CONTENIDOCONTENIDO

1. PETITORIO2. MARCO LEGAL3. FUNDAMENTOS DEL RECURSO

3.1 Nulidad de la resolución impugnada3.2 Incumplimiento del marco legal

3.2.1 Reconocimiento de estructuras (postes) utilizadas en los ST 4 y 53.2.2 Reconocimiento de inversiones no eléctricas en el ST 2.3.2.3 Reconocimiento de Sistemas de Protección de Baja Tensión.3.2.4 Reconocimiento de costos de supervisión en el CoyM.3.2.5 Reconocimiento de pérdidas técnicas y no técnicas de energía.3.2.6 Imposibilidad de Traslado de IGV en Amazonía.

3.3 Inobservancia de Principios de la LPAG y del RG del OSINERGMIN.3.3.1 Reconocimiento de actividades de mantenimiento3.3.2 Reconocimiento de costos del comité corporativo de gestión.3.3.3 Consideración de costo de herramientas de escalamiento.3.3.4 Determinación del cargo fijo.3.3.5 Inconsistencia de los estudios de caracterización de la carga.

3.4 Utilización incorrecta de fuentes y errores materiales3.4.1 Información incorrecta del SICODI para determinación del VNR-SED3.4.2 Error material en rendimientos del CoyM.

4. INFORME TECNICO Y ANEXOS

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EnsaEnsaEnosaEnosaHidrandinaHidrandinaElectrocentroElectrocentro 1. PETITORIO1. PETITORIO

Pretensión Impugnatoria Principal

Solicitamos que la Resolución Impugnada sea declarada NULA por contravenir las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, en materia de reglas de procedimiento de fijación del Valor Agregado de Distribución.

Pretensión Impugnatoria Subordinada

En la hipótesis negada que se desestime nuestro pedido de nulidad, solicitamos que se MODIFIQUE la Resolución Impugnada en los términos planteados en el presente Recurso de Reconsideración. La Resolución Impugnada debe ser modificada por haber inobservado disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas, de la Ley del Procedimiento Administrativo General, del Reglamento General del OSINERGMIN, así como otras normas reglamentarias.

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EnsaEnsaEnosaEnosaHidrandinaHidrandinaElectrocentroElectrocentro 2. MARCO LEGAL2. MARCO LEGAL

• Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), y su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM (Reglamento de la LCE).

• Resolución OSINERGMIN Nº 001-2003-OS/CD, Procedimiento para fijación de precios regulados y Resolución OSINERGMIN Nº 775-2007-OS/CD, que aprobó el Texto Único Ordenado y Concordado de esta norma.

• Resolución OSINERGMIN N° 668-2008-OS/CD, Procedimiento Especial para las Tarifas de Distribución Eléctrica: VAD del Periodo 2009-2013.

• Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, reglamento que regula los principios que deben orientar la actuación regulatoria de OSINERGMIN.

• Ley 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los procedimientos de Tarifas.

• Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General,

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EnsaEnsaEnosaEnosaHidrandinaHidrandinaElectrocentroElectrocentro 3. FUNDAMENTOS DEL RECURSO3. FUNDAMENTOS DEL RECURSO

• El marco regulatorio eléctrico ha previsto que los estudios técnicos para la fijación del VAD en cada sector típico deben ser desarrollados por consultores independientes seleccionados de acuerdo con los requisitos que establezca OSINERGMIN y bajo la supervisión del mismo.

• El artículo 68 de la LCE señala que OSINERGMIN, una vez recibidos los estudios elaborados por los consultores comunicará sus observaciones a los referidos estudios, las que deberán ser absueltas en un plazo determinado.

• OSINERGMIN deberá determinar los VAD para cada concesión en función de los estudios de los consultores, los mismos que incorporan las observaciones realizadas por el regulador.

• En la etapa final del proceso de fijación tarifaria, OSINERGMIN deja de lado los resultados obtenidos por los estudios de los consultores y utiliza, como fuente única las conclusiones de los estudios paralelos de las empresas supervisoras contratadas por el propio regulador.

• Por lo anterior, consideramos que el procedimiento de fijación del VAD desarrollado por OSINERGMIN adolece de vicios de nulidad, al contravenir las reglas establecidas por la LCE para este procedimiento.

3.1 Nulidad de la resolución impugnada

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3.2 Incumplimiento del marco legal

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3.2.1 Reconocimiento de estructuras (postes) utilizadas en los ST 4 y 5.Utilización de postes de madera nacional

•La vida útil de los postes de Pino Tratado llega comprobadamente a 30 años. •Facilidad de manipuleo

•Existe oferta suficiente de postes de concreto en el país con fábricas debidamente constituidas y reconocidas, que ofrecen garantías.•La vida útil de los postes de concreto llega comprobadamente a 30 años en la sierra y selva central. •Las localidades consideradas dentro del ST 4 rural concentrado permiten usualmente acceso para transporte de postes de concreto, y en los casos en que no lo tuvieran los postes pueden transportarse hasta los puntos de izaje(Referencia obras en Selva Central). Adicionalmente, también existen los postes de concreto seccionados que facilitan su transporte.•Costo competitivo frente a los postes de pino importado.•Al ser centrifugados no permiten el desgaste ante agentes externos como la lluvia, hongos, insectos.•Permite proteger la bajada de Cu a tierra, que es indispensable para aterrar toda superficie aterrada.

•Bajo costo inicial.•Facilidad de manipuleo

Ventajas

Pino Tratado ImportadoConcreto Armado Centrifugado (CAC)Madera Tratada

Nacional (Eucalipto)

TIPOS DE POSTES

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•Alto costo.•Se debe importar y solo es posible adquirir en grandes lotes.•Demora en el proceso de adquisición y transporte.

•Es más pesado y requiere mayor equipamiento para manipuleo.

•La vida útil comprobada está entre 8 y 10 años como máximo, lo que implica mayores costos de mantenimiento y operaciones; su reemplazo obliga a programar cortes de energía que pueden dar lugar al pago de multas y compensaciones a los clientes por mala calidad si los indicadores superan las tolerancias definidas por el marco legal.•No existe competencia entre empresas dedicadas a este negocio en el país; y las empresas que existen desaparecen luego de un corto período de producción por lo que no ofrecen garantía de durabilidad del producto por plazos extendidos.•Presentan rajaduras que permiten el ingreso de agentes desintegradotes.•Las bajadas de Cu a tierra quedan a la intemperie lo cual facilita el hurto del conductor de Cu.

Desventajas

Pino Tratado Importado

Concreto Armado Centrifugado (CAC)Madera Tratada Nacional (Eucalipto)

TIPOS DE POSTES

3.2.1 Reconocimiento de estructuras (postes) utilizadas en los ST 4 y 5

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COSTOS

Fuente: IV CEDELEF 2008

3.2.1 Reconocimiento de estructuras (postes) utilizadas en los ST 4 y 5

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Fuente: Sector 622006 - Dirección Ricardo palma Nº 1780 – Huancayo – Electrocentro S.A.

Poste de MT, retirado. Los poste de madera deben ser reemplazados antes que se Derriben por la podredumbre de su base.

Vida útil

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100%4%42%54%%

23,3659399,81212,614PASCO

TOTALFIERROCONCRETOMADERAUN / SEM

Daño al medio ambiente:

• Incumplimiento de la Ley Orgánica para el aprovechamiento sostenible de los recursos naturales, Ley Nº 26821 y Reglamento de la Ley Forestal y de Fauna Silvestre, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 014-2001-AG

• La madera de Eucalipto utilizada para producir postes requiere evidentemente de la tala de árboles de Eucalipto.

• Según información pública la madera es muchas veces extraída de forma ilegal,

• Los árboles de eucalipto tardan en crecer 10 años,• El 30% de los bosques de eucalipto del valle del Mantaro han desaparecido

según el diario el Comercio (edición del 22 de noviembre de 2007).• Impacto medioambiental con la sustitución de los postes de madera –

Electrocentro, empresa seleccionada como modelo del Sector Típico 4:

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Teniendo en cuenta todos los argumentos expuestos, se concluye que los postes de CAC son los elementos más eficientes para la actividad de distribución.

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3.2.2 Reconocimiento de inversiones no eléctricas en el ST 2.

Debe reconocerse la inversión en el área de almacenes (al menos 350 m²) y el equipamiento informatico, para el SEM Piura que actualmente atiende a más de 90 mil clientes.

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3.2.3 Reconocimiento de Sistemas de Protección de Baja Tensión.

•Los dispositivos de protección termomagnéticos no son los adecuados para despejar fallas a tierra. Estos dispositivos sólo deben ser utilizados para el despeje de fallas entre fases y sobrecargas.

•Los dispositivos adecuados para despejar este tipo de fallas son los interruptores diferenciales.

•Incumplimiento de lo dispuesto por la regla 017.C del CNE,… las instalaciones de suministro eléctrico deberán disponer del sistema de protección adecuado, para evitar daños al ser humano, deterioros a sus propias instalaciones y de terceros.

Osinergmin debe reconocer los interruptores de protección diferencial dentro de los equipamientos de protección del tablero de distribución.

Revisar el punto 2.1 del Informe Técnico adjunto al Recurso de Reconsideración.

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3.2.4 Reconocimiento de costos de supervisión en el CoyM.

• Se ha considerado que en las actividades tercerizadas, las funciones de supervisión pueden ser ejercidas por el capataz de la cuadrilla, por lo que no se ha reconocido un valor adicional correspondiente al supervisor que se requiere contratar como parte del equipo que realiza estas actividades.

• Incumplimiento de lo dispuesto por el Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas (RSSTAE) . el mismo que establece en varias de sus disposiciones que la supervisión de las actividades de mantenimiento debe ser realizada por otra persona distinta e independiente.

Osinergmin debe reconocer los costos de supervisión de las actividades tercerizadas.

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3.2.5 Reconocimiento de pérdidas técnicas y no técnicas de energía.

Pérdidas Técnicas en ST 4Se han reconocido pérdidas técnicas menores a las que corresponde para el ST 4 debido a que la empresa distribuidora tomada en cuenta como empresa modelo no es representativa.

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Pérdidas Técnicas en ST 4

Comparación de pérdidas técnicas con anterior periodo regulatorio Vigente 2005-2009

0.9000

0.9500

1.0000

1.0500

1.1000

1.1500

1.2000

ST2 ST3 ST4 ST5

Regulación 2009-2013

0.9400

0.9600

0.9800

1.0000

1.0200

1.0400

1.0600

1.0800

1.1000

1.1200

1.1400

1.1600

ST2 ST3 ST4 ST5

PEMTPPMTPEBTPPBT

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Pérdidas No Técnicas en Baja Tensión (ST 2, 3, 4 y 5)

Se estableció un valor inicial de pérdidas no técnicas en Baja Tensión de 2.85% para el año correspondiente a Noviembre 2009 - Octubre 2010 y su reducción gradual de ese valor en los años siguientes hasta llegar a 2.56% de pérdidas no técnicas en Baja Tensión al finalizar el período.

OSINERGMIN ha señalado que esta reducción gradual busca incentivar la reducción de las perdidas no técnicas, teniendo para ello como referente los resultados de la empresa con menor índice de perdidas (es decir Luz del Sur).

La reducción gradual del porcentaje de pérdidas no técnicas considerada por el OSINERGMIN no tiene sustento técnico ni legal.

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VAD = @VNR + COYM / KW

Inconsistencia entre los plazos para la determinación del VAD y la reducción gradual de los factores de expansión de pérdidas.

Las distintas periodicidades establecidas en el marco legal para el cálculo del VAD y los factores de pérdidas determinan que el VAD no incorpore estas variables reales. Ello, considerando que los factores de expansión de pérdidas son aplicados en los balances de energía y potencia de la empresa modelo para determinar la máxima demanda, variable que es utilizada para la determinación del VAD, tal como se muestra a continuación:

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Efecto Global de Pérdidas ReconocidasELECTRONORTE

REAL RES 181-2009 DIFERENCIAST2 7.27% 6.93% -0.34%ST3 6.21% 6.50% 0.28%ST4 10.41% 9.09% -1.32%ST5 9.33% 10.48% 1.15%

TOTAL 7.24% 7.06% -0.17%

SECTOR TIPICO AÑO 2008

ELECTRONOROESTE


TOTAL 4.31% 3.98% -0.33%


HIDRANDINA


TOTAL 6.57% 6.33% -0.24%


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Solicitamos considerar un valor constante de 2.85% para todos los sectores típicos sin incluir una reducción gradual.

Si de todas formas se decide mantener la reducción gradual del porcentaje de pérdidas no técnicas en baja tensión, solicitamos la respectiva reducción del valor del NHUBT, debido al efecto del valor de máxima demanda considerada en el cálculo del VAD.

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3.2.6. Imposibilidad de Traslado de IGV en Amazonía.• OSINERGMIN ha establecido los VAD y Cargos Fijos aplicables a todas las empresas de

distribución que prestan servicios en la Amazonía sin incluir a ELECTRONORTE, considerando que esta empresa no se encuentra dentro del ámbito de la aplicación de Ley N° 27037.

• No obstante lo anterior, asumiendo erróneamente que les son aplicables los beneficios de la Ley Nº 27037, los usuarios del Servicio Público de Electricidad y usuarios libres de Bagua-Jaén, Bagua-Jaén Rural, Chachapoyas y Chachapoyas Rural no solo se niegan a pagar el IGV sino que han rechazado cualquier intento de cobro de dicho impuesto por parte de ELECTRONORTE, incluso de forma violenta incendiando las instalaciones de la empresa (Año 2000).

• Esta situación produce un costo real que debe asumir ELECTRONORTE, puesto que si bien se encuentra imposibilitada de cobrar el IGV en los sistemas eléctricos de la Amazonía sí debe pagar dicho impuesto al fisco. Sin embargo, la regulación tarifaria del VAD no ha reconocido el costo correspondiente, lo que viene resultando en un perjuicio monetario acumulado de más de treinta millones de Nuevos Soles desde el año 2000

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3.2.6. Imposibilidad de Traslado de IGV en Amazonía.• Este problema social constituye una externalidad negativa derivada de la aplicación de

la Ley Nº 27037, ELECTRONORTE no puede negarse a satisfacer las demandas de energía y potencia de los sistemas eléctricos de su concesión ubicados en la Amazonía. Sin embargo, no puede trasladar a la demanda un costo implícito a la provisión de los servicios que brinda. Corresponde por tanto que el OSINERGMIN reconozca este costo que está siendo asumido íntegramente por ELECTRONORTE como parte del VAD correspondiente a los sistemas eléctricos de Bagua-Jaén, Bagua-Jaén Rural, Chachapoyas y Chachapoyas Rural.

• La situación de la empresa resulta de facto equivalente a la situación de las distribuidoras de la Amazonía, pues no cobra el IGV por los servicios de distribución de energía eléctrica, en tal sentido la decisión del OSINERGMIN resulta contraria al principio de igualdad ante la ley recogido en el numeral 2 del artículo 2 de la Constitución Política de 1993. El Tribunal Constitucional ha precisado que este principio implica que no se trate de una forma dispar a quienes se encuentren en una misma situación, salvo que exista una justificación objetiva y razonable de esa diferencia de trato.

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3.3 Inobservancia de Principios de la LPAG y del RG

del OSINERGMIN.

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3.3.1 Reconocimiento de actividades de mantenimiento

Nº Descripción de la tarea Codigo ST4 ST5 ST2 ST31 Ajuste de lámpara( BT AP) u - - X X2 Balanceo de Cargas (BT) BT-P13 X X - -3 Balanceo de Cargas (MT) MT-P16 X X - -4 Cambio de fusibles - seccionador reconectador MT-P13 X X - -5 Cambio de fusibles - SED's SD-P7 X X - -6 Cambio de TAP's de transformador SD-P8 X X - -7 Enderezado de postes (AP) (incluido en BT) AP-P3 X X - -8 Enderezado de postes (BT) BT-P6 X X - -9 Enderezado de postes (MT) MT-P7 X X - -

10 Inspección nocturna( BT AP) Ptos - - X X11 Medición de tensión en cola BT-P12 X X - -12 Mejoramiento de puesta a tierra (incluye BT) BT-P8 X X - -13 Mejoramiento de puesta a tierra (incluye SED's) SD-P3 X X - -14 Mejoramiento de puesta a tierra (inluye LP y RP) MT-P9 X X - -15 Poda de árboles (mtto de franja de servidumbre en BT) BT-P3 X X - -16 Poda de árboles (mtto de franja de servidumbre en MT) MT-P4 X X - -17 Reemplazo de lámpara( BT AP) u - - X X18 Reposición de célula fotoeléctrica x vida útil AP-P6 X X - -19 Reposición de contactor x vida útil AP-P4 X X - -20 Reposición de contador horario x vida útil AP-P5 X X - -21 Reposición de lámpara 50W x vida útil AP-P8 X X - -22 Reposición de lámpara 70W x vida útil AP-P9 X X - -23 Reposición de luminaria x fallas en el equipo AP-P10 X X - -24 Retemplado de conductores (incluye LP y RP) MT-P5 X X - -25 Retemplado de conductores (incluye RS) BT-P4 X X - -26 Retemplado de conductores( BT AP) m - - X X27 Retemplado de conductores( BT RS AER) m - - X X28 Retemplado de conductores( MT RP AER) m - - X X29 Retemplado de retenidas (MT) MT-P6 X X - -30 Retiro de elementos extraños de la red con tensión (zona rural) MT-P3 X X - -31 Retiro de elementos extraños de la red con tensión (zona urbana) MT-P2 X X - -32 Retiro de elementos extraños de la red de BT BT-P2 X X - -33 Retiro de elementos extraños del AP (incluido en BT) AP-P2 X X - -

Mantenimiento Preventivo

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3.3.1 Reconocimiento de actividades de mantenimientoOsinergmin deberá considerar para los sectores 2 al 5 las siguientes actividades de mantenimiento que no fueron considerados en el estudio resultante:

• Reprogramación de interruptor horario modular del sistema de AP.• Resane o tratamiento de postes de madera• Mantenimiento de armados de media tensión• Mantenimiento de armados de baja tensión• Rotura y reparación de veredas• Actualización del inventario de redes BT• Actualización del inventario de redes de MT y SED• Registro de carga y tensión puntuales en SED• Liberación y normalización de SED• Medición de distancias mínimas predios• Instalación o reparación de conos de protección para postes• Mantenimiento de partes aislantes de SED

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3.3.2 Reconocimiento de costos del comité corporativo de gestión.

OSINERGMIN no ha considerado para la determinación de los costos de operación y mantenimiento del ST 2 los costos en los que incurren todas las empresas del Grupo para el mantenimiento del ComitéOperativo de Gestión.

Sin embargo, para el cálculo de la fijación tarifaria sí ha reconocido las importantes reducciones de precios que han sido obtenidas por las empresas del Grupo DISTRILUZ al realizar sus compras en forma conjunta.

Suministros Diversos

Cargas de Personal

Servicios Personales Terceros

Costos de División de

Gestión TOTAL

3,049 299,118 421,316 106 723,591

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3.3.3 Consideración de costo de herramientas de escalamiento

El artículo 37º del RSSTAE dispone que para el escalamiento de postes u otro tipo de infraestructuras deberán utilizarse escaleras, andamios u otros medios apropiados que permitan desarrollar las actividades de escalamiento, bajada y permanencia de forma segura.

Por su parte, el Artículo 79° del RSSTAE establece los criterios generales para la selección de los equipos de protección personal, entre ellos las escaleras y andamios, señalando que dichos equipos deben cumplir con proporcionar una protección efectiva contra el riesgo.

De acuerdo con ello, al ser las escaleras embonables las que posibilitan una protección más efectiva contra el riesgo para las personas asociado a las actividades de mantenimiento en media tensión, corresponde que el costo adicional de dichas escaleras sea reconocido como parte de los costos de operación y mantenimiento de las empresas distribuidoras.

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3.3.4 Determinación del cargo fijo.

Los valores de CFS determinados por OSINERGMIN para los distintos sectores típicos no guardan coherencia con la distinta densidad poblacional que existe en cada uno de los sectores típicos.

En tal sentido, si la densidad poblacional se reduce progresivamente desde el sector típico 1 (más poblado) hasta el sector típico 5 (menos poblado), resulta lógico que los costos fijos relativos a la operación de las empresas distribuidoras en dichos sectores típicos se incrementen mientras se reduce la densidad poblacional.

Sectores CFE CFS CFH CFE CFS CFH1 2.256 2.680 3.214 2.346 3.993 4.708 2 2.297 4.782 4.782 2.391 4.021 4.731 3 2.950 7.387 7.387 2.413 4.008 4.008 4 2.985 7.022 7.022 2.499 6.777 6.777 5 3.120 8.977 10.067 2.650 9.539 9.539

Especial 3.635 16.056 16.056 2.696 15.973 15.973 SER 3.337 10.309 10.309 2.650 9.539 9.539

Vigente al 4/12/2008(S/./mes)

Publicación(S/./mes)

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3.3.4 Determinación del cargo fijo.

De otro lado, de la revisión efectuada se advierte que el monto del cargo fijo determinado para las tarifas binomio resulta ser insuficiente para cubrir los costos involucrados en realización de las actividades involucradas en este cargo fijo.

La subestimación de los costos por este concepto se debe a que OSINERGMIN ha asumido que determinadas actividades, como la toma de lectura y el reparto al cliente son tercerizadas por las empresas de distribución, cuando en la práctica ello no sucede en ninguna de las empresas del Grupo DISTRILUZ, en las que estas actividades son realizadas por las propias empresas. En tal sentido, las estructuras de costos que presentan las empresas por este concepto son mayores a las planteadas por el regulador.

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• Tamaño de la muestra especificado en los términos de referencia para los sectores típicos 2, 4 y 5 no cuentan con validez estadística.

Tabla Nº 1: Tamaño de muestra por sector típico según Términos de Referencia

Fuente: Términos de referencia – PAAC: 391

Tabla Nº 2: Tamaño de muestra aplicando el método de proporciones

Se puede visualizar que el tamaño de muestra propuesto por Osinergmin esinferior a lo determinado estadísticamente

3. FUNDAMENTOS DEL RECURSO3. FUNDAMENTOS DEL RECURSO

3.3.5. Falta de consistencia en la valoración de los Estudios de Caracterización de la Carga para los distintos sectores típicos.

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Inconsistencia del cálculo de Tamaño de Muestra para el Estudio de caracterización de la carga

• Incumplimiento de numero de mediciones de clientes binomios (ST4 Y ST5).Tabla Nº 3: Mediciones a realizar

según términos de referencia publicada por Osinergmin

Tabla Nº 4: Diferencia de mediciones para el sector típico 4 y 5 entre lo

ejecutado y lo dispuesto en los términos de referencia

Total: 17 Mediciones no efectuadasTotal: 17 Mediciones no efectuadas

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Considerando que el tamaño de muestra para el estudio de caracterización de la carga de los sectores típicos 2, 4 y 5 carecen de validez estadística, así como, habiéndose evidenciado el incumplimiento de las mediciones requeridas según términos de referencia; se solicita que para sectores típicos 2,4 y 5 se consideren los factores actuales (vigentes), similar al adoptado por OSINERGMIN para el sector típico 3.

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3.4 Utilización incorrecta de fuentes y errores materiales.

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3.4.1 Información incorrecta del SICODI para determinación del VNR-SED

En el Informe “Anexo 02 – Análisis Comparativo S2-I” del Estudio del VAD aprobado mediante Resolución N° 181-2009 OS/CD publicado el 16 de octubre del 2009, en su página 7 señala:

“2.3 Costos Estándar de InversiónPara efectos del estudio se ha tomado como punto de partida los costos determinados al 31 de diciembre del 2008 por el OSINERGMIN-GART los cuales se encuentran en la base de datos del sistema SICODI.”

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1875 18936unidadS.E. AEREA MONOPOSTE 25 kVA (3F), 10 000 / 380-220 V


1 5518 473183unidadS.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F), 10 000 / 380-220 V


42111 70536unidadS.E. AEREA BIPOSTE 200 kVA (3F), 10 000 / 380-220 V

11419 0796unidadS.E. COMPACTA PEDESTAL 250 KVA (3F), 10 000 / 380-220 V


4 286433

unidad

Subestaciones de Distribución MT/BT

VNR (miles US$)

Dic.08

Costos Unitarios

US$ / Unidad

MetradoUnidad

Fuente: Bases de datos del SICODI publicada el 15-10-2009.

Al consultar dicha base de costos del SICODI se obtiene el siguiente VNR de las subestaciones de distribución:

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Por su parte, la valorización de las subestaciones de distribución efectuada por OSINERGMIN en la Resolución Nº 181-2009-OS/CD basado en los costos del SICODI contenidos en la versión prepublicada de la Nº 180-2009-OS/CD es la siguiente:





3609 99636unidadS.E. AEREA BIPOSTE 200 kVA (3F), 10 000 / 380-220 V



3 665433

unidad

Subestaciones de Distribución MT/BT

VNR (miles US$)

Dic.08

Costos Unitarios US$

/ UnidadMetradoUnidad

Fuente: Bases de datos del SICODI prepublicada el 06-08-2009.

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3.4.1 Rendimientos

En la actividad de ajuste conectores incluida en el Sector Típico 3, el OSINERGMIN ha incurrido en un error material al consignar el rendimiento de dicha actividad,

16.00166.00JgoAjuste de conectores

REND./DIAREND./DIAUNIDADACTIVIDADES

Sugerido en las opiniones y sugerencias

Considerado en la publicación

OSINERGMIN deberá corregir el rendimiento de actividades de operación y mantenimiento consignado en la Resolución Nº 181-2009-OS/CD, reemplazándolo por el valor de aprobado en el análisis de opiniones

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GRACIAS POR SU ATENCION…

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