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Pág. 224508 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 12 de junio de 2002 Es decir, si por efectos de recalificación se variara el VNR del SPT, también el COyM variará proporcionalmente a esta modificación, al haber sido determinado sobre la base de la relación COyM/VNR. • Los costos de gestión fueron determinados para una empresa modelo en general y la asignación de costos al SPT fue utilizando los mismos factores propuestos por ETECEN. • La información presentada por ETECEN para la regu- lación de Tarifas en Barra de mayo 2002, corresponde en gran parte a la misma que fue presentada con ocasión de las regulaciones de mayo 2000 y mayo 2001. La diferencia sustancial entre las propuestas presentadas corresponde a la redefinición de instalaciones de transmisión pertene- cientes al SPT; es decir, la propuesta de mayo 2002 inclu- ye, entre otras, el COyM de las instalaciones tales como la subestación Huacho, la línea de Huánuco-Tingo María, que no estuvieron definidos en el año 2000 como parte del SPT. El siguiente cuadro, muestra lo señalado: Costos de Mantenimiento propuestos por ETECEN Línea de Transmisión Costos de Mantenimiento ( US$ ) Mayo 2000 Mayo 2002 Diferencia Chiclayo Oeste - Guadalupe 260 272 260 272 0% Guadalupe - Trujillo Norte 308 807 308 807 0% Chimbote 1 - Paramonga Nueva 700 880 700 880 0% Paramonga Nueva - Zapallal 690 870 690 870 0% Chavarria - Santa Rosa 49 643 49 643 0% Paragsha II - Huánuco 122 193 Huánuco - Tingo María 157 189 • Por otro lado, de acuerdo a la información contenida en la propuesta de Tarifas en Barra de mayo 2002, la mis- ma que fue evaluada en su oportunidad, y debido a que la recurrente no presenta nueva información que justifique modificar las conclusiones previas, además del hecho cier- to que la relación COyM/VNR recoge las variaciones de la redefinición de las instalaciones del SPT, el OSINERG ha considerado que se deben mantener los resultados de los estudios anteriores sobre el COyM para las instalaciones pertenecientes al SPT de ETECEN. Que, en consideración a las razones expuestas, la peti- ción de ETECEN en este punto no se encuentra fundada. 2.2 REVISIÓN DE COSTOS ASUMIDOS POR OSI- NERG 2.2.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, en relación con este asunto, ETECEN señala lo siguiente: Que, con relación a los Costos de Operación, ETECEN señala que los pesos ponderados por nivel de tensión del Cuadro H.1.2 del Informe GART/RGT Nº 019-2002, no co- rresponden a los formularios proporcionados por la enton- ces Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG). ETE- CEN señala también que no resulta coherente que los ru- bros de mano de obra y servicios en subestaciones no ha- yan sido incrementados en la misma proporción al incre- mento en el número de operadores de las subestaciones del SPT; Que, ETECEN señala que su propuesta sobre los cos- tos de mantenimiento contempla actividades reconocidas por la entonces Comisión de Tarifas de Energía y no consi- dera ninguna actividad redundante, ni alguna otra que agre- gue valor al mantenimiento. En tal sentido, ETECEN afirma que OSINERG no debió eliminar ninguna de dichas activi- dades; Que, la recurrente menciona que "OSINERG afirma ha- ber considerado precios de mercado, para los costos de mano de obra, sin embargo ha establecido precios están- dares diferentes para ETECEN y ETESUR, considerando un sobreprecio de 15% a favor de esta última argumentan- do que se debe a lo restringido del mercado de ETESUR (…)". Sobre la base de este argumento, ETECEN culmina señalando que " (…) OSINERG no ha utilizado costos es- tándares como afirma en su informe ."; Que, con relación al criterio utilizado por OSINERG de fusionar las unidades de transmisión norte y norte medio y las unidades de transmisión de la sierra, ETECEN señala que esto no se justifica por cuanto cada unidad de transmi- sión tiene particularidades distintas. Asimismo, ETECEN menciona que no existe similitud de las instalaciones yaque cada unidad de transmisión administra instalaciones de diferente nivel de tensión cuyas " (…) características de mantenimiento son completamente distintas (…)" . También se menciona que la fusión de las unidades de transmisión norte y norte medio daría como resultado que las instala- ciones existentes entre los departamentos de Tumbes y Lima sean administradas en una sola sede, lo cual permiti- ría se exceda la capacidad de respuesta, por las distancias existentes; Que, la recurrente señala que no se ha considerado den- tro de los costos de gestión el aumento en el costo de se- guros como resultado del incremento producido en el mer- cado de primas de seguro de infraestructura. Menciona además que "el costo de los seguros del año 2001 a 2002 para el SPT se ha incrementado en la suma de US$ 156 710, incremento que no ha sido reconocido por OSINERG y que consta en el rubro de costos de Gestión" . Asimismo, ETECEN adjunta como prueba instrumental, en el Anexo Nº 3 de su recurso de reconsideración, los contratos de póliza de seguros y las facturas que detallan el incremento propuesto. 2.2.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, de acuerdo al régimen de precios establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas4, los costos estándares de operación y mantenimiento determinados por el OSI- NERG, consideran costos eficientes para el conjunto de instalaciones independientemente de su calificación en sis- tema principal y secundario, de modo de asegurar el servi- cio adecuado al cliente a un precio que no incluya inefi- ciencias de las empresas y a la vez asegurar una gestión sostenida de las mismas; Que, con relación a los Costos de Operación, cabe men- cionar que en general los costos propuestos por ETECEN son inclusive menores que los costos estándar utilizados en la determinación del COyM para esta empresa. Que, la propuesta de costos de mantenimiento de ETE- CEN, tal como se mencionó anteriormente, es exactamen- te igual a los montos presentados en la regulación de mayo 2000. Estos costos fueron analizados y sirvieron de base para determinar el COyM estándar en aquella oportunidad. Se observa que la propuesta de ETECEN en mayo 2000 fue 165% más que el valor aprobado como estándar (es decir, que los costos estándar son menores en 62%) en aquella regulación, tal como se muestra en el siguiente cuadro. Líneas de Transmisión Estándar Propuesta de ETECEN % Mayo 2000 Mayo 2000 Mayo 2002 Variación Chiclayo Oeste - Guadalupe 220 kV 104 824 260 272 260 272 148% Chimbote 1 - Paramonga Nueva 220 kV 275 743 700 881 700 881 154% Paramonga-Zapallal - 220 kV 203 667 690 870 690 870 239% Trujillo Norte - Chimbote 1 220 kV 106 690 344 766 SST 223% Zapallal-Ventanilla - 220 kV 29 554 68 172 SST 131% Ventanilla-Chavarría - 220 kV 35 064 62 281 SST 78% Chavarría-Santa Rosa - 200 kV 31 581 49 643 49 643 57% Santa Rosa-San Juan - 220 kV 51 104 46 159 SST -10% Piura Oeste - Chiclayo Oeste 220 kV 199 436 525 061 SST 163% Guadalupe - Trujillo Norte 220 kV 117 296 308 807 308, 07 163% Ventanilla-Chavarría - 220 kV 29 456 87 353 SST 197% TOTAL 1 184 415 3 144 264 165% SST : Instalaciones que a la fecha forman parte del Sistema Secundario de Transmisión Que, el procedimiento seguido para estandarizar la pro- puesta de ETECEN fue el siguiente: • Se corrigieron errores de unidad en la información pre- sentada por ETECEN5; además se eliminó actividades cuya ejecución normalmente está considerada en la realización de otras actividades. Este proceso, marginal en el costo total, significó que la propuesta de ETECEN en manteni- miento de líneas y subestaciones disminuyeran en 0,07% y 5,0% respectivamente. • Se corrigieron los costos de mano de obra de acuerdo a precios de mercado, para lo cual se analizó los recursos 4Artículos 8º y 42º de la Ley de Concesiones Eléctricas 5Por ejemplo, ETECEN por error ha consignado la cantidad de metros del ítem "Cinta adhesiva" como rollos