Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Mantenimiento

Con relación a los costos de mantenimiento, la PROPUESTA FINAL de ELECTROCENTRO, presentó inconsistencias al considerar un único módulo de mantenimiento para líneas de transmisión de distintas características. Así mismo, no se optimizaron las actividades de mantenimiento de subestaciones, debido a que se emplea las actividades en forma desagregada, en lugar de agruparlas por su similitud y así aprovechar las economías de escala al compartir recursos comunes, tales como movilidad, entre otros. Por otro lado, el titular no presentó el sustento de las periodicidades y rendimientos empleados para las distintas actividades.

Con relación a los costos de operación, ELECTROCENTRO no presentó el sustento de los costos de operación, en el cual se analicen distintas

alternativas, que consideren la automatización de actividades debido a la inclusión del centro de control. En su defecto, mantiene la operación de subestaciones en forma atendida a pesar de que el centro de control permite el ahorro en personal. Por otro lado, en la operación del centro de control, ELECTROCENTRO no consideró el personal adecuado para dicha instalación. Así mismo, en el mantenimiento del centro de control consideró equivocadamente, nueve veces la cantidad propuesta.

Con relación a los costos de gestión, la metodología empleada, por ELECTROCENTRO, se basa en factores aplicados al costo de inversión, por tal motivo dicho costo variará conforme varíe el costo de inversión. Con relación a los costos de seguridad, las hojas que contienen los cálculos correspondientes, muestran valores agregados sin el detalle respectivo, ni tampoco guardan relación con la información impresa de costos de seguridad que adjunta en el Anexo 8.12 de su PROPUESTA FINAL.

En consecuencia, por las razones expuestas anteriormente en este numeral, el OSINERG ha procedido a determinar los costos de operación y mantenimiento sobre la base de las instalaciones que han sido consideradas en el SEA.

Con relación a los costos de mantenimiento

Se ha empleado la metodología del Costeo Basado en Actividades, la cual permite realizar el análisis de cada proceso y de sus actividades visualizando los que tienen mayor incidencia en los costos totales.

Los criterios generales aplicados al mantenimiento de líneas de transmisión y subestaciones son los mismos que los empleados en la regulación del año 2002:

• La configuración evaluada es la del SEA considerado por el OSINERG. • Los salarios del personal se ajustan a precios del mercado.

• Considerando la gran variedad de precios por los mismos equipos y herramientas existentes en el mercado, según marca y procedencia, los costos de equipos y materiales obedecen a precios del mercado con estándares de calidad y seguridad en su manipuleo.

• Los procesos y actividades de mantenimiento obedecen a actividades realizables y aplicables según las características de la infraestructura elegida.

• Los intervalos de intervención y los alcances obedecen al requerimiento de las instalaciones por condiciones climáticas, ubicación geográfica, niveles de tensión, tipo de instalación. Se debe considerar que la instalación es nueva y responde a un SEA.

• Los rendimientos de una actividad responden a las condiciones ambientales, ubicación geográfica de la instalación, calidad del recurso humano y características de la instalación.

Con relación a los costos de operación

• Se considera una configuración de operación mediante personal de operación dedicado a las subestaciones y un centro de control. Para tal efecto las subestaciones se clasifican como atendidas, semiatendidas, compartidas y no atendidas.

• Las estructura organizacional para la operación de ELECTROCENTRO es la que se muestra en el grafico siguiente:

Jefe Centro de Control Operador de Centro de Control Coordinador Operación de Subestaciones Ingeniero de

Análisis del Sistema

Subestaciones Atendidas Subestaciones Semi-atendidas Subestaciones Compartidas Subestaciones No atendidas

OPERACIÓN DEL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN ELECTROCENTRO

• El personal de operación de centro de control considera turnos de 8 horas y el personal de operación de subestaciones 12 horas por turno. El centro de control considera un jefe de centro de control, un ingeniero de análisis, 4 operadores de centro de control, todos ellos en turno de 8 horas.

• Se cuenta además con 1 operador coordinador para dirigir y coordinar a los operadores de subestaciones, así como brindar apoyo en la operación del centro de control, en un turno de 12 horas. Adicionalmente, se ha considerado 5 operadores con objeto de cubrir las vacaciones del operador coordinador y de los operadores de las subestaciones.

• La operación de subestaciones atendidas es con dos operadores de subestaciones, las semi-atendidas con un operador de subestaciones en horas de noche y el apoyo de un operador de distribución en horas del día, las compartidas se valorizan de acuerdo a su importancia y se prorratea en función al número de celdas; en las subestaciones aisladas su operación se realiza con el apoyo de dos operadores de distribución. De esta manera ninguna subestación esta totalmente desantendida, pudiéndose reponer el servicio en el menor tiempo posible ante cualquier interrupción y brindar la seguridad del personal técnico.

• Se ha asignado a transmisión el 10% del costo de los operadores de distribución, para el resto del personal se le ha asignado el 75% a transmisión. Así mismo, en todas las subestaciones, se le asigna a la transmisión el 75 % de los costos de operación por concepto de servicios y herramientas. Cabe señalar que el costo de los operadores de distribución incluye el costo de movilidad para el traslado desde el punto en que se encuentran hasta la subestación de transmisión.

• El costo de personal incluye sueldo básico más seguros, bonificaciones y otros, correspondientes por ley a todo trabajador. Para el determinar el

costo del personal que labora en turnos de 12 horas se ha considerando un incremento del 50 % en su remuneración.

Con relación a los costos de gestión

• Los costos de gestión incluyen los costos del personal de las áreas administrativas y jefatura de las áreas operativas, costos indirectos en la administración del negocio de transmisión de energía eléctrica incluyendo seguros, y costos de seguridad necesarios para la vigilancia de las instalaciones que lo requieran.

• En el caso de costos de personal, se empleó el inductor en función del costo de inversión, y al contar ELECTROCENTRO con instalaciones del SST y de distribución, la asignación es el 75% a transmisión, con lo que le costo anual de gestión personal asciende a US$ 83 305.

• Para el caso de los costos no personales, la metodología se basó en la racionalización de los estados financieros correspondientes al año 2003, además se consideraron los costos de seguros, con lo cual los costos de gestión no personal ascienden a US$ 40 509.

• Se ha considerado también el costo correspondiente al Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF) de forma independiente del resto del COyM. Su cálculo se basa en un número esperado de vueltas que dé el dinero, y la tasa impositiva vigente en el mercado, actualmente del 0,0733%.

En el cuadro siguiente se resumen los costos de operación y mantenimiento resultado del análisis del OSINERG.

Cuadro Nº 2-14

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(US$)

Rubro Líneas Subestaciones Centro de _Control Total

Operación 119 826 47 825 167 652 Mantenimiento 115 090 214 279 18 698 348 067 Gestión 40 940 76 223 6 651 123 814 Seguridad de Instalaciones 95 463 95 463 Total 156 030 505 791 73 175 734 996 ITF 1 080 3 501 507 5 088 TOTAL COyM 157 110 509 292 73 682 740 084

En el siguiente cuadro se muestra la evolución del costo de operación y mantenimiento en el horizonte de estudio.

Cuadro Nº 2-15

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$)

Año Operación Mantenimiento Gestión Total 2005 168 348 224 740 2006 168 348 224 740 2007 168 348 224 740 2008 168 348 224 740 2009 168 349 225 742 2010 168 349 225 742 2011 168 349 225 742 2012 168 349 225 742 2013 168 349 225 742 2014 168 349 225 742 2015 169 350 226 745 2016 169 350 226 745 2017 169 350 226 745 2018 169 350 226 745 2019 169 351 226 746

2.9.5

Determinación del Peaje Secundario de