Declaran fundado en parte e infundado extremos de recurso de reconsideración interpuesto por Enel Distribución Perú S.A.A. contra la Res. Nº 080-2021-OS/CD

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN

EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN

Nº 160-2021-OS/CD

Lima, 1 de julio de 2021

CONSIDERANDO:

1. ANTECEDENTES

Que, con fecha 29 de abril de 2021, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución Nº 080-2021-OS/CD (en adelante “Resolución 080”), mediante la cual se aprobaron los Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento (“COyM”) de las instalaciones de transmisión, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2021 y el 30 de abril de 2027;

Que, contra la Resolución 080, el 20 de mayo de 2021, la empresa Enel Distribución Perú S.A.A (en adelante “ENEL”), dentro del término de ley, interpuso recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.

2. EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Y ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, ENEL solicita modificar la Resolución 080 de acuerdo a lo siguiente:

1. Incluir actividades de mantenimiento adicionales dentro del módulo de mantenimiento de edificios de control y modificar costos y tasas;

2. Modificar frecuencias de actividades de mantenimiento y costos unitarios;

3. Considerar los costos de reparación de cables subterráneos;

4. Considerar la modificación del costo de las actividades de mantenimiento;

5. Considerar costos de mantenimiento preventivo de celda GIS 220 kV;

6. Considerar los costos del mantenimiento preventivo de celda de acoplamiento de 220 kV;

7. Modificar costos de mantenimiento;

8. Considerar el movimiento de transformadores;

9. Considerar la participación en las utilidades;

10. Modificar los costos de gestión;

11. Considerar la encuesta de Korn Ferry.

2.1 Incluir actividades de mantenimiento adicionales dentro del módulo de mantenimiento de edificios de control y modificar costos y tasas

2.1.1 Sustento del petitorio

Que, la recurrente solicita que en los módulos de mantenimiento se realicen las siguientes modificaciones: a) Inclusión del mantenimiento de edificios de las instalaciones de 10, 20, 60 y 220 kV; b) cambio en el rendimiento del mantenimiento de edificios de 200% a 160%; c) inclusión del costo de personal técnico y cambio del porcentaje de gastos generales y utilidades asignado de 10 % a 20% (10 % para cada rubro).

2.1.2 Análisis de Osinergmin

Que, sobre la solicitud a), la actividad SAMEDC-01CO033 “Mantenimiento de Edificio de Control” considera la infraestructura civil necesaria para mantener operativas las instalaciones de transmisión, siendo, en la práctica, esta infraestructura independiente del nivel de tensión del equipamiento que lo conforma, ya que puede estar compuesto por elementos en diversos niveles de tensión (10, 33, 60 y 220 kV), por lo que no corresponde hacer una desagregación de esta actividad por nivel de tensión;

Que, sobre la solicitud b), el rendimiento fijado para la actividad SAMEDC-01CO033 “Mantenimiento de Edificio de Control” se encuentra expresado en m2 y no en porcentaje, como indica la recurrente. Asimismo, el valor fijado para dicho rendimiento en la región costa es de 200 m2, valor igual al fijado para la región selva (SAMEDC-01CO033) y superior a los 180 m2 para la región sierra (SAMEDC-01SI033). La consideración de dichos rendimientos cuenta con un antecedente regulatorio en el proceso de fijación 2015-2021; cabe señalar que dichos valores, para efectos de confirmar la razonabilidad de los costos de operación y mantenimiento, se homologaron mediante el benchmarking internacional considerando referencias eficientes;

Que, sobre la solicitud c), se advierte que la actividad SAMEDC-01CO033 “Mantenimiento de Edificio de Control” incluye el costo del personal técnico, movilidad y materiales, cuyo detalle se presenta en los archivos de sustento considerados en la Resolución 080; y que, respecto al cambio del porcentaje de gastos generales y utilidades, dentro del presente proceso, ENEL no presentó evidencia que permita verificar si dicho valor reflejaba valores de mercado. Además, la información sobre los mantenimientos, que proporcionen las titulares de transmisión, debe incluir el detalle de las partidas y subpartidas de actividades de mantenimiento sustentadas con facturas, así como el análisis de costos unitarios concordantes con lo facturado por la ejecución del mantenimiento. En ese sentido, de los procesos llevados a cabo en este mismo segmento de transmisión, se contó con información de contratos de servicio, los mismos que sustentan la aplicación del 10% como porcentaje correspondientes a gastos generales y utilidades;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.2 Modificar frecuencias de actividades de mantenimiento y costos unitarios

2.2.1 Sustento del petitorio

Que, la recurrente solicita realizar modificaciones en las frecuencias y costos unitarios de diversas actividades de mantenimiento, los cuales se muestran a continuación: a) modificación de frecuencias de mantenimiento, b) costos unitarios de inspección termográfica, c) costos unitarios de inspección, toma de muestra y pruebas de control de celda encapsulada (GIS), d) costos unitarios de mantenimiento mayor de encapsulado (GIS) y, e) costos unitarios de regeneración de aceite aislante. Como sustento de su solicitud adjunta información complementaria.

2.2.2 Análisis de Osinergmin

Que, sobre el ítem a), no se observa una correspondencia entre los valores propuestos con los documentos presentados, que justifiquen dichos valores.

Que, en cuanto al ítem b), en las órdenes de trabajo OT 80043 y OT80044, se consignan los costos unitarios de inspección termográfica por subestación mientras que los costos unitarios definidos en las actividades CEPTER-02CO220, CEPTER-10CO220, CEPTER-12CO220 y CEPTER-01CO060 se realizan por celda; asimismo, debido a que las subestaciones tienen una cantidad variable de celdas, no es posible hacer una correlación directa con los costos presentados por ENEL al tener unidades de medida distintas;

Que, respecto a los ítems c) y d), el nivel de detalle del presupuesto “OPP-19-2934558-ENEL-Plan de Mantenimiento.pdf” no permite hacer un análisis de costos unitarios que justifique modificar las actividades CEITPGI-02CO220 y CEITPGI-02CO060, debido que al tratarse de una cotización no resulta válida para determinar costos de operación y mantenimiento eficientes;

Que, sobre el ítem e), la Tabla de costos presentada como referencia de precios de mercado no ha sido acompañada de documentos de sustento como contratos y facturas;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.3 Considerar los costos de reparación de cables subterráneos

2.3.1 Sustento del petitorio

Que, la recurrente solicita modificar los costos de la actividad reparación de cables subterráneos, para lo cual presenta como sustento los siguientes documentos: (i) Orden de Trabajo Nº G&C SIMA-71422701-2021 de fecha 27 de enero de 2021, el cual no detalla si los precios unitarios incluyen o no el IGV; (ii) cotización CM-003-2021-PL de fecha 30 de enero de 2021; (iii) liquidación de mano de obra Nº23200, la cual no detalla si los precios unitarios incluyen o no el IGV; (iv) partes de maniobras efectuadas con números y fechas ilegibles; (v) vale de predespacho Nº10783 de fecha 28 de enero de 2020, el cual no detalla si los precios unitarios incluyen o no el IGV; (vi) vale de predespacho Nº10774 de fecha 28 de enero de 2020, el cual no detalla si los precios unitarios incluyen o no el IGV.

2.3.2 Análisis de Osinergmin

Que, los documentos presentados pertenecen a fechas posteriores al 31 de diciembre de 2019, fecha de cierre de la información para la presente fijación. Asimismo, en la mayoría de documentos no se identifica si se incluye o no el IGV. La orden de trabajo Nº G&C SIMA-71422701-2021 incluye actividades no estandarizadas dentro de la formulación del módulo de reparación de cable subterráneo. La Tabla de costos presentada por ENEL no permite hacer un análisis de costos unitarios que sustente la variación de los módulos de reparación de cable subterráneo. Por lo tanto, la información alcanzada no puede ser considerada en el presente proceso;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.4 Considerar la modificación del costo de las actividades de mantenimiento

2.4.1 Sustento del petitorio

Que, la recurrente propone que se modifiquen los costos de diversas actividades de mantenimiento, en razón de que, a su entender, Osinergmin no ha considerado el costo de personal técnico (supervisor, operarios y ayudantes) conformado por una cuadrilla de cuatro personas además de la movilidad; y, los gastos generales y utilidades deben considerarse por separado con un valor del 10% para cada uno;

Que, la recurrente señala lo siguiente:

a) Sobre el módulo de mantenimiento de estructuras: el código de la actividad LT-PIES-01CO del mantenimiento de estructuras tiene una codificación de línea de transmisión y no de subestación asumiéndose que los trabajos no son en la subestación. En ese sentido, faltaría que se considere el mantenimiento de conexiones a tierra, pernerías, rótulos (cambiar mantenimiento de rótulos por mantenimiento de estructura e incrementar recursos: incluye pintado, limpieza de base de estructura, ajuste y reemplazo de pernos);

b) Sobre la actividad de mantenimiento para el sistema de barras de 220 kV y 62 kV: existen componentes como aisladores, conductores, estructuras en los sistemas de barras a las que se debe dar mantenimiento. Al respecto, las actividades Cambio de aislador estándar LT-CAIS-01CO y Cambio de ferretería LT-CFER-01CO al tener la codificación de línea de transmisión, no correspondería a actividades de una subestación. Además, no se incluyen los gastos por camión canasto y prueba de megado;

c) Sobre la definición de los equipos que se consideran reserva técnica: en el archivo “Trafos de reserva” se adjunta la información de los equipos de reserva;

d) Con relación a los costos de mantenimiento de baterías y rectificadores que se encuentran incluidos en los costos de mantenimiento de centro de control: en la actividad Mantenimiento de Banco de Baterías y Rectificador SAMBBA-01CO033 los costos considerados están muy por debajo del mercado. Además, el rendimiento de los bancos debe ser 1;

e) Con relación a los costos de operación de campo de las subestaciones: se deben considerar los costos del operador que realiza la operación en la misma subestación aparte de los operarios de control. Adjunta costos y señala que se requieren 15 cuadrillas de campo que realizan turnos de 12 horas. Adjunta el sustento correspondiente en el archivo “ANALISIS DE COSTOS MENSUAL OPERADORES AT”;

f) La actividad de mantenimiento de edifico de control (SAMEDC-02SI033) corresponde a la región sierra, por lo tanto, los costos no son los mismos de la costa debido a la contaminación, humedad, salinidad, fenómenos del Niño y Niña, todo lo cual tiene un impacto en las subestaciones, además no se están incluyendo los edificios de las instalaciones de 10, 20, 60 y 220 kV. Adjunta una tabla donde se indican los costos asociados a estas actividades;

g) Sobre el mantenimiento preventivo de Celdas Híbridas tipo PASS 220 y 60 kV: los costos se asemejan al 150% del mantenimiento especializado de un interruptor de potencia el cual incluye: análisis de gas, overhaul, mantenimiento electromecánico y de un especialista extranjero debido a la complejidad y cantidad de sus componentes. Adjunta un contrato de costos en el archivo “COSTOS OVERHAUL”;

h) Presenta el sustento de los precios de los trabajos ambientales, contenidos en la Tabla 8 donde se indican los costos respectivos;

i) Sobre el costo de disponibilidad de cuadrillas para la atención de emergencias: estas actividades se realizan fuera de las actividades programadas, por lo que se requieren tres cuadrillas disponibles por mes (turno de emergencias). Adjunta un reporte en el archivo “ANALISIS DE COSTOS MENSUAL OPERADORES AT”;

2.4.2 Análisis de Osinergmin

Que, sobre el costo de personal, se verificó que todas las actividades listadas por ENEL cuentan con costos de personal técnico, movilidad, materiales y equipos; y, respecto a considerar para gastos generales y utilidades un valor del 10% para cada rubro, ENEL no ha presentado durante el proceso evidencias que permitan evaluar su pertinencia para verificar si reflejaba valores de mercado. En anteriores procesos, en este mismo segmento de transmisión, se contó con información de contratos de servicio, los mismos que fueron elementos de sustento que validaron la aplicación del 10% como porcentaje correspondiente a gastos generales y utilidad de los contratistas. En esta etapa del proceso, la recurrente plantea aumentar el valor porcentual, sin embargo, en su recurso no adjunta evidencias de contratos firmes efectuados para las actividades de mantenimiento de transmisión, necesarios para evaluar si dichos contratos reflejan valores de mercado producto de un proceso de selección firme que asegure, bajo competencia, la obtención de las mejores condiciones para contratar la gestión de mantenimientos tercerizados;

Que, debe tenerse en cuenta lo siguiente:

a) Se verificó que la actividad LT-PIES-01CO “Mantenimiento de Estructuras” corresponde a actividad que se realiza como parte de los módulos de mantenimiento de líneas de transmisión e incluye el costo del personal técnico, movilidad y materiales. Asimismo, la actividad de mantenimiento de estructuras que forma parte del mantenimiento de celdas que se realiza en las subestaciones, tiene el código “CEPIES-01CO220” e incluye el costo del personal técnico, movilidad y materiales, necesarios para realizar las actividades de conexiones a tierra, pernerías, rótulos, pintado, limpieza de base de estructura, ajuste y reemplazo de pernos, solicitados por ENEL;

b) Se verificó que la actividad LT-CAIS-01CO “Cambio de aislador estándar” incluye el costo del personal técnico, movilidad y materiales. Asimismo, la actividad de cambio de aislador estándar que forma parte del mantenimiento de celdas que se realiza en las subestaciones tiene el código “CECAIS-01CO” e incluye el costo del personal técnico, movilidad y materiales, necesarios para realizar las actividades solicitadas por ENEL. También se verificó que ENEL no sustentó el uso del camión canasto y prueba de megado a través de evidencias documentarias ni de costos que lo respalden. La actividad LT-CFER-01CO “Cambio de ferretería” incluye el costo del personal técnico, movilidad y materiales. Dicha actividad forma parte de los módulos de mantenimiento de líneas ya que soportan el trabajo mecánico originado por el viento, lo cual justifica su cambio. Asimismo, se verificó que ENEL no sustentó el uso de camión canasto y prueba de megado a través de evidencias documentarias, ni de costos que lo sustenten;

c) En el archivo “Trafos de Reserva.xlsx” figura una relación de 15 transformadores de potencia. La presente fijación se realiza sobre la base de los activos pertenecientes a los Sistemas Secundarios (SST) y Complementarios de Transmisión (SCT) que figuren como activos y sean remunerados a través de los peajes. Sin embargo, ninguno de los 15 transformadores es reconocido como activo del SST o del SCT de ENEL. Por lo tanto, no corresponde determinar el estado de dichos activos;

d) El mantenimiento de Banco de Baterías y Rectificador SAMBBA-01CO033 incluye el costo del personal técnico, movilidad y materiales. Asimismo, se verificó que el listado de costos de mercado presentados por ENEL en la Tabla 6 no tiene el sustento para determinar si se trata de costos eficientes;

e) Los costos de operación de campo de subestaciones a las que hace referencia ENEL son reconocidos en los módulos de operación de subestaciones no atendidas. Dichos módulos fueron estructurados sobre actividades estándar realizadas por las empresas transmisoras y cuentan con un antecedente regulatorio en el proceso de fijación anterior y para efectos de confirmar la razonabilidad de los costos de operación, estos se homologaron en términos de porcentajes resultantes de costos mediante el benchmarking internacional considerando referencias eficientes. De otro lado, el archivo “ANALISIS DE COSTOS MENSUAL OPERADORES AT.xlsx” alcanzado por ENEL consiste en una planilla de cálculo que no tiene una relación directa con documentos de sustento como contratos de servicios o similares que permitan evaluar que las modificaciones solicitadas corresponden a costos eficientes;

f) La actividad SAMEDC-01SI033 “Mantenimiento de Edificio de Control” (en la región sierra) se refiere a la infraestructura civil necesaria para mantener operativas las instalaciones de transmisión, siendo esta en la práctica independiente del nivel de tensión de los elementos que lo conforman, ya que puede estar compuesta por elementos en diversos niveles de tensión (10, 33, 60 y 220 kV), por lo que no corresponde hacer una desagregación de esta actividad por nivel de tensión. Por otro lado, se verificó que los precios de mercado presentados por ENEL en la tabla 8 no se encuentran sustentados con evidencias, como contratos de servicios, ni están vinculados a documentos de sustento que permitan evaluar que las modificaciones solicitadas corresponden a costos eficientes;

g) El archivo “COSTOS OVERHAUL.pdf” consiste en una relación de precios unitarios y no tiene una relación directa con documentos de sustento como contratos de servicios o similares que permitan evaluar que las modificaciones solicitadas corresponden a costos eficientes. Además, la información sobre los mantenimientos que proporcionen las titulares de transmisión debe incluir el detalle de las partidas y subpartidas de actividades de mantenimiento sustentadas con facturas; así como el análisis de costos unitarios concordantes con lo facturado por la ejecución del mantenimiento. Asimismo, cabe precisar que los módulos de operación y mantenimiento fueron estructurados sobre actividades estándar realizadas por las empresas transmisoras y cuentan con un antecedente regulatorio en el proceso de fijación anterior; para efectos de confirmar la razonabilidad de los costos de operación, estos se homologaron en términos de porcentajes resultantes de costos mediante el benchmarking internacional considerando referencias eficientes;

h) La Tabla 8 “precios de mercado” para actividades relacionadas al retiro de residuos peligrosos de aceite mezclados con agua de los pozos colectores de aceite de los transformadores de potencia, consiste en una relación de precios unitarios que no tienen una relación directa con documentos de sustento como contratos de servicios o similares que permitan evaluar si las modificaciones solicitadas corresponden a costos eficientes;

i) Los costos de disponibilidad son reconocidos en los módulos de operación de subestaciones no atendidas. Dichos módulos fueron estructurados sobre actividades estándares realizadas por las empresas transmisoras y cuentan con un antecedente regulatorio en el proceso de fijación anterior, además de que cumplen con los criterios de las mejores prácticas en mantenimiento de subestaciones en el ámbito nacional; para efectos de confirmar la razonabilidad de los costos de operación, estos se homologaron en términos de porcentajes resultantes de costos mediante el benchmarking internacional considerando referencias eficientes. Asimismo, el archivo “ANALISIS DE COSTOS MENSUAL OPERADORES AT.xlsx” consiste en una planilla de cálculo que no tienen una relación directa con documentos de sustento como contratos de servicios o similares que permitan evaluar si las modificaciones solicitadas corresponden a costos eficientes. Además, se debe señalar que la información sobre los mantenimientos, que proporcionen las titulares de transmisión debe incluir el detalle de las partidas y subpartidas de actividades de mantenimiento sustentadas con facturas; así como el análisis de costos unitarios concordantes con lo facturado por la ejecución del mantenimiento;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.5 Considerar costos de mantenimiento preventivo de celda GIS 220 kV

2.5.1 Sustento del petitorio

Que, la recurrente solicita considerar los costos de análisis de GIS, pruebas en GIS, y los costos de ENEL para los relés, para lo cual presenta una cotización como sustento y señala que los precios fijados están muy por debajo del costo real de mercado considerando que se trata de un trabajo especializado;

2.5.2 Análisis de Osinergmin

Que, de la revisión del presupuesto “OPP-19-2934558-ENEL-Plan de Mantenimiento.pdf”, se observa que el nivel de detalle del documento presentado no permite realizar un análisis de costos unitarios que sustente la modificación de las actividades CEITPGI-02CO220 y CEPCRM-02CO220. Asimismo, al tratarse de una sola cotización no permite establecer y/o reflejar una eficiencia en los costos de operación y mantenimiento. Se precisa que los módulos de operación y mantenimiento, definidos para este proceso fueron estructurados sobre actividades estándares realizadas por empresas transmisoras y cuenta con un antecedente regulatorio en el proceso anterior, además de seguir las mejores prácticas de mantenimiento de subestaciones; y para efectos de confirmar la razonabilidad de los costos de operación, estos se homologaron en términos de porcentajes resultantes de costos totales mediante el benchmarking internacional considerando referencias eficientes;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.6 Considerar costos de mantenimiento preventivo de celda de acoplamiento 220 kV

2.6.1 Sustento del petitorio

Que, la recurrente solicita considerar los costos del mantenimiento preventivo de celda de acoplamiento de 220 kV, para lo cual presenta un contrato de overhaul y un cuadro de precios de mercado y los costos considerados en los módulos de mantenimiento.

2.6.2 Análisis de Osinergmin

Que, de la revisión del archivo “COSTOS OVERHAUL.pdf”, se verifica que consiste en una relación de precios unitarios los cuales no se presentan conjuntamente con documentos de sustento como contratos de servicios o similares de modo que se pueda realizar un análisis de eficiencia de costos. Cabe precisar que los módulos de operación y mantenimiento, definidos para este proceso regulatorio, fueron estructurados sobre actividades estándares realizadas por empresas transmisoras y cuenta con un antecedente regulatorio en el proceso anterior, además de seguir las mejores prácticas de mantenimiento de subestaciones; y que para efectos de confirmar la razonabilidad de los costos de operación, estos se homologaron en términos de porcentajes resultantes de costos totales mediante el benchmarking internacional considerando referencias eficientes;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.7 Modificar costos de mantenimiento

2.7.1 Sustento del Petitorio

Que, la recurrente presenta el sustento de los costos del camión canasto en los archivos “PRESUPUESTO 0006” y “PRESUPUESTO 0015”, para su consideración en los trabajos de mantenimiento en subestaciones. También, adjunta baremos de los cuales señala que se debe considerar el doble para subestaciones AT/AT (dos cuadrillas), conforme al archivo “ANALISIS DE COSTOS MENSUAL OPERADORES AT”.

2.7.2 Análisis de Osinergmin

Que, los archivos “PRESUPUESTO 0006.pdf”, “PRESUPUESTO 0015.pdf” y el archivo “COMENTARIO-24.xlsx”, así como el archivo “ANALISIS DE COSTOS MENSUAL OPERADORES AT.xlsx”, consisten en una planilla de cálculo que consigna valores distintos a los presupuestos presentados, además no presenta evidencia de un cálculo justificativo;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.8 Considerar el costo de movimiento de transformadores

2.8.1 Sustento del Petitorio

Que, la recurrente solicita que se considere el movimiento de cinco transformadores, conforme al sustento que alcanza.

2.8.2 Análisis de Osinergmin

Que, dentro de la formulación de todos los costos de operación y mantenimiento no se incluye el IGV, ya que este es agregado en la tarifa aplicada al usuario final; asimismo, se utiliza el tipo de cambio de S/ 3,317 correspondiente al valor venta publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros al 31 de diciembre de 2019.

Que, se procede a incluir los siguientes traslados en el cálculo de rotación de transformadores: (i) traslado de un transformador de 40 MVA y 60/10 kV de la SET Pando a la SET Santa Rosa (documento OT MHV 3698 de fecha 31 de enero de 2018); (ii) traslado de un transformador de la SET Barsi a la SET Chavarría, cuya capacidad y relación de transformación no se indica (documento OT MHV 4002 de fecha 15 de diciembre de 2018); (iii) traslado de un transformador de 220/60/10 kV de la SET Industrial a la SET Puente Piedra (documento OT 60785 de fecha 16 de febrero de 2017);

Que, con relación a las órdenes de trabajo OT MHV 3335 y OT 61955, estas corresponden a trabajos de emergencia y no a una rotación planificada, toda vez que el costo de reposición de activos por fallas se considera consecuencia de ineficiencias en la operación y/o mantenimiento del sistema eléctrico, que no se debe trasladar al usuario. Por lo cual, dichas órdenes de trabajo no son consideradas dentro de la rotación de transformadores;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado fundado en parte, fundado en el extremo de considerar el movimiento de tres transformadores (con órdenes de trabajo OT MHV 3698, MHV 4002 y OT 60785) con rotación planificada, e infundado en el extremo de no considerar los movimientos de dos transformadores (con órdenes de trabajo OT MHV 3335 y OT 61955) por corresponder a reposición de activos.

2.9 Considerar la participación en las utilidades

2.9.1 Sustento del Petitorio

Que, la recurrente señala que no se ha considerado como parte del costo de gestión de personal el asociado a la participación de los trabajadores en las utilidades (PTU), que es un costo laboral establecido normativamente y que, por tanto, debe formar parte del COyM a reconocerse, lo cual guarda concordancia con lo manifestado por Osinergmin en los procesos tarifarios del Valor Agregado de Distribución (VAD) y costos de conexión y de corte y reconexión;

Que, estima, no considerar la PTU como parte de los costos laborales es una decisión incorrecta, al tratarse de una obligación legal ineludible.

2.9.2 Análisis de Osinergmin

Que, la PTU tiene su fundamento en la Constitución Política del Perú, en cuyo artículo 29 se señala que el Estado reconoce el derecho de los trabajadores a participar en las utilidades de la empresa;

Que, en esa misma línea, en el Decreto Legislativo Nº 892, modificado por la Ley Nº 31110, establece en su artículo 2 que los trabajadores de las empresas comprendidas en la referida norma, participan en las utilidades de la empresa, mediante la distribución por parte de ésta de un porcentaje de la renta anual antes de impuestos;

Que, en ese sentido, el ordenamiento jurídico vigente ha establecido de forma expresa un derecho, a favor de los trabajadores sujetos al régimen privado, de participar en las utilidades de las empresas, de acuerdo con los requisitos, porcentajes, entre otros, que se dispongan en el Decreto Legislativo Nº 892 y su Reglamento. De ese modo, cuando en un determinado ejercicio una empresa ha generado utilidades, un porcentaje de estas es repartida a los trabajadores;

Que, teniendo como premisa el respeto al principio de legalidad, es preciso mencionar que el artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE) establece que el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión, corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, y de operación y mantenimiento; asimismo, se prevé que el costo anual estándar de operación y mantenimiento de instalaciones será equivalente a un porcentaje del costo de inversión, que será determinado y aprobado por Osinergmin cada 6 años. De ese modo, Osinergmin establece los costos que deberán reconocerse, conforme a los criterios técnicos y legales que rigen su accionar;

Que, de igual manera como ocurre con otras actividades eléctricas cuyas tarifas son reguladas por Osinergmin en otros procesos regulatorios, se advierte que, en el marco normativo vigente asociado al sector eléctrico, y en específico en el RLCE, no se ha establecido de forma expresa que se deba reconocer la PTU en el proceso de determinación de los porcentajes de COyM. Tampoco existe disposición que establezca que las empresas que están constitucionalmente obligadas a dar participación a sus trabajadores en las utilidades, compartan dicha obligación con los usuarios de electricidad, es decir, no se encuentra previsto normativamente que las empresas trasladen a terceros su obligación constitucional, por lo que no cabe interpretación normativa que ampare dicho supuesto ahora impugnado por la recurrente;

Que, en el supuesto negado en que se acepte la incorporación de la PTU en el proceso de determinación de COyM, es decir, si en este cargo tarifario que es trasladado a la tarifa de electricidad mediante los peajes de transmisión se incluyera la PTU como un costo, se generaría una contravención al principio de legalidad, específicamente al artículo 29 de la Constitución Política del Perú y al Decreto Legislativo Nº 892, ya que se trasladaría a los usuarios del servicio público de electricidad, la obligación de las empresas de otorgar parte de sus utilidades a sus trabajadores;

Que, además, si Osinergmin considerara la PTU como un costo a ser incluido en la determinación del COyM, se estaría creando, a través de una disposición infralegal como lo es un acto administrativo, un régimen especial a favor de unas determinadas empresas (los titulares de transmisión) y otorgándoles un beneficio que no es amparado por la Constitución ni por otra norma con rango de ley;

Que, en el proceso de determinación de COyM, tal como se ha venido aplicando en procesos anteriores, se reconocen costos eficientes, es decir, costos que tienen una relación con las actividades que permiten el desarrollo del servicio de transmisión, reconociéndose los costos que se incurren en la operación y el mantenimiento del referido servicio. Si esto no fuera así, se deberían reconocer todos los costos, a pesar de que no guarden una relación con el servicio de transmisión, como las obligaciones de las empresas;

Que, la PTU no puede ser considerada como un costo que esté relacionado con la operación y el mantenimiento de las instalaciones de transmisión, puesto que se trata de una obligación constitucional de las empresas que desarrollan actividades generadoras de rentas de tercera categoría y que, además, esta, de acuerdo con el artículo 4 del Decreto Legislativo Nº 892, es calculada sobre el saldo de la renta imponible del ejercicio gravable que resulta luego de haber compensado las pérdidas de ejercicios anteriores con la renta determinada en el ejercicio; supuesto que no se encuentra dentro de la estructura de costos del COyM, ya que lo que lo interesa, para efectos del COyM, es incluir costos necesarios para que las instalaciones de transmisión operen en condiciones eficientes;

Que, la PTU es el derecho de los trabajadores de participar en las utilidades de una determinada empresa; ello implica que cuando una empresa determina las utilidades va a definir los porcentajes que corresponden a cada trabajador, luego de cumplir con los requisitos correspondientes. En este punto, es importante tener en cuenta que así existan o no utilidades, ya se adquirió o se contrató lo necesario para hacer sostenible el servicio, por lo que el servicio no se tornará ineficiente o no será viable su mantenimiento por el hecho de que se reconozcan o no las utilidades. Por lo tanto, no puede afirmarse que las utilidades sean un costo necesario para prestar el servicio o que sea un costo de operación o de mantenimiento;

Que, la determinación de COyM es diferente a los procesos de distribución, tienen diferente finalidad y no comparten la misma naturaleza. En ese sentido, las alegaciones sobre el reconocimiento de la PTU en tarifa del VAD, ha sido materia de pronunciamiento en el Informe Nº 582-2018-GRT, informe de sustento de la Resolución Nº 205-2018-OS/CD, mediante la cual se resolvió el recurso de reconsideración del ENEL, contra el VAD. Asimismo, el Informe Nº 502-2019-GRT se desarrolla la motivación por el cual no se reconoce la PTU en los procesos del VAD, con lo cual podemos afirmar que en el VAD tampoco se reconoce la PTU;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.10 Modificar los Costos de Gestión

2.10.1 Sustento del Petitorio

Que, según la recurrente, la cantidad de 43 trabajadores con dedicación exclusiva para la gestión del sistema de transmisión obtenida por Osinergmin en la estructura “empresa eficiente” resulta insuficiente. Por dicha razón, solicita se reconsidere la inclusión del puesto Operador de AT, dado que, esta posición realiza actividades de mantenimiento predictivo. Adicionalmente, solicita se reconsidere el destino de la actividad compartida por los puestos: Analista Senior de Telecontrol, Analista Telecontrol y Analista de Telecontrol Jr, hacia la actividad de transmisión al 100%, dado que su dedicación a esta última es completa.

2.10.2 Análisis de Osinergmin

Que, en cuanto la solicitud de ENEL de incorporar el puesto de Operador de AT dentro de los costos de gestión, las actividades y costo asociado a las que se refiere el puesto de Operador de AT, están incluidas dentro de los costos directos contemplados en los módulos de costos de operación y dicha posición está asignada exclusivamente a la actividad de transmisión con su costo directo homologado. En ese sentido, no se puede incorporar el puesto de Operador de AT dentro de los costos de gestión;

Que, en relación a la segunda parte del petitorio, se considera pertinente asignar el 100% a transmisión los puestos de Analista Senior de Telecontrol, Analista de Telecontrol y Analista de Telecontrol junior, dado que, para una empresa clasificada como grande, resulta razonable la asignación señalada por la recurrente dada la participación y actividades de los puestos mencionados en las actividades de transmisión relacionadas al análisis del telecontrol y programación de la operación;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado fundado en parte, fundado en el extremo de asignar 100% a transmisión los puestos de Analista Senior de Telecontrol, Analista de Telecontrol y Analista de Telecontrol junior, para una empresa clasificada como grande, e infundado en el extremo de incluir el puesto Operador de AT dentro de los costos de gestión.

2.11 Considerar la encuesta de Korn Ferry

2.11.1 Sustento del Petitorio

Que, la recurrente solicita considerar la encuesta de Korn Ferry para la homologación de las posiciones en la empresa eficiente. Agrega, respecto al análisis realizado en el numeral 2.20 del Anexo A del Informe Técnico Nº 262-2021-GRT y sobre la base de la confirmación de la utilización del percentil 25 superior de la encuesta PWC, solicita se reconsidere tomar en cuenta la encuesta de Korn Ferry dado que los estadígrafos de la encuesta PWC resultan inferiores a los resultados que se obtienen con la encuesta de Korn Ferry.

2.11.2 Análisis de Osinergmin

Que, como criterio de aplicación de encuestas para obtener las remuneraciones de personal de las empresas, en este proceso se consideró la aplicación de la encuesta PWC que incluye a las empresas eléctricas, principalmente por su sustento estadístico y su representatividad, además de incluir a las empresas que son parte de la regulación, precisamente las calificadas como grandes, como ENEL, Electroperú y Luz del Sur. La aplicación de los resultados en consecuencia es objetiva y depende exclusivamente de factores inherentes a la parte estadística;

Que, en el desarrollo del estudio y como práctica de Osinergmin en los procesos regulatorios, se utilizan resultados de encuestas de remuneraciones, así como información estadística de entidades estatales de acuerdo a su disponibilidad y con el detalle correspondiente y aplicable para fines regulatorios. Es así como se observa en el archivo de sustento denominado “PWC_dic2019 - copia.xlsx”, el percentil 25 superior recoge los salarios de las empresas de dicho tamaño. Por otra parte, cabe señalar que la encuesta PWC es realizada por una empresa especializada en análisis de remuneraciones, y la muestra seleccionada del sector eléctrico, como el percentil elegido para aplicar en el estudio, asegura la representatividad de la funcionalidad de los puestos de las empresas de transmisión. Por lo señalado, tanto por el percentil utilizado como por la muestra de las empresas de la encuesta, se considera que son representativos para el cálculo de los costos de personal a la que pertenece ENEL;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio se declara infundado.

Que, finalmente, se han expedido el Informe Técnico Nº 453-2021-GRT y el Informe Legal Nº 454-2021-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el artículo 3, numeral 4, del Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en el Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado con Decreto Supremo Nº 004-2019-JUS; así como en sus normas modificatorias y complementarias; y,

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 25-2021.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por Enel Distribución Perú S.A.A. contra la Resolución Nº 080-2021-OS/CD, en los extremos contenidos en los numeral 2.8.1 y 2.10.1, por las razones expuestas en el numeral 2.8.2 y 2.10.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Enel Distribución Perú S.A.A. contra la Resolución Nº 080-2021-OS/CD, en los demás extremos, por las razones expuestas en los numerales 2.1.2, 2.2.2, 2.3.2, 2.4.2, 2.5.2, 2.6.2, 2.7.2, 2.9.2 y 2.11.2, de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3º.- Incorporar los Informes Nº 453-2021-GRT y Nº 454-2021-GRT, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 4º.- Disponer que las modificaciones en la Resolución Nº 080-2021-OS/CD, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, se consignen en resolución complementaria.

Artículo 5º.- Disponer la publicación de la presente resolución en el diario oficial El Peruano y consignarla, conjuntamente con los informes a que se refiere el artículo 3, en la página Web de Osinergmin: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2021.aspx.

Jaime Mendoza Gacon

Presidente del Consejo Directivo

1969030-1