Fijación de los Costos de Conexión Eléctrica 2015 2019 - Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Distribución Eléctrica Resolución ...
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Informe N° 440-2015-GART
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
División de Distribución Eléctrica
Fijación de los Costos de Conexión
Eléctrica 2015 - 2019
Resolución de Fijación
Expediente N° 472-2014-GART
Julio 2015Contenido
1. Resumen ______________________________________________________________ 4
1.1 Objetivo_________________________________________________________________ 4
1.2 Antecedentes ____________________________________________________________ 4
1.3 Procedimiento de Fijación __________________________________________________ 4
1.4 Aspectos Relevantes _______________________________________________________ 5
1.5 Conclusiones _____________________________________________________________ 7
2. Introducción ____________________________________________________________ 9
2.1 Antecedentes ____________________________________________________________ 9
2.2 Conexión Eléctrica ________________________________________________________ 9
2.3 Procedimiento de Fijación _________________________________________________ 11
2.3.1 Desarrollo de los Procesos ________________________________________________________ 12
3. Costos de Instalación ____________________________________________________ 15
3.1 Estructuración de la Conexión Eléctrica _______________________________________ 15
3.1.1 Materiales _____________________________________________________________________ 15
3.1.2 Recursos_______________________________________________________________________ 16
3.1.3 Armados_______________________________________________________________________ 16
3.1.4 Conexiones Eléctricas ____________________________________________________________ 16
3.2 Criterios Generales _______________________________________________________ 18
3.2.1 Conexiones Eléctricas en Baja Tensión _______________________________________________ 18
3.2.2 Conexiones Eléctricas en Media Tensión _____________________________________________ 19
3.2.3 Costos de Conexión Eléctrica para Zonas de la Amazonía ________________________________ 19
3.3 Costos de Materiales _____________________________________________________ 20
3.4 Costos de Recursos _______________________________________________________ 21
3.4.1 Mano de Obra __________________________________________________________________ 21
3.4.2 Transporte y Equipos ____________________________________________________________ 22
3.5 Costo de Stock y Gastos Generales __________________________________________ 22
3.5.1 Costo de Stock __________________________________________________________________ 22
3.5.2 Gastos Generales________________________________________________________________ 23
3.6 Costos de las Conexiones en Baja Tensión ____________________________________ 23
3.6.1 Costos de Armados ______________________________________________________________ 23
3.6.2 Costos de Conexiones ____________________________________________________________ 26
3.7 Costos de las Conexiones Básicas en Media Tensión ____________________________ 29
3.7.1 Costos de Armados ______________________________________________________________ 29
3.7.2 Costo de Conexiones _____________________________________________________________ 30
3.8 Costos de Otros Elementos Electromecánicos en Media Tensión __________________ 30
3.8.1 Costos de Armados ______________________________________________________________ 30
Informe N° 440-2015-GART Página 2 de 583.8.2 Costo de Conexiones _____________________________________________________________ 32
4. Costos de Mantenimiento ________________________________________________ 34
4.1 Estructuración ___________________________________________________________ 34
4.1.1 Tipos de Mantenimiento __________________________________________________________ 34
4.1.2 Costo de las Actividades de Mantenimiento __________________________________________ 37
4.1.3 Costos de Mantenimiento_________________________________________________________ 37
4.2 Costos de Mantenimiento _________________________________________________ 38
4.2.1 Costos de Materiales _____________________________________________________________ 38
4.2.2 Costos de Recursos ______________________________________________________________ 38
4.2.3 Costo de Stock y Gastos Generales __________________________________________________ 38
4.2.4 Actividades de Mantenimiento Preventivo ___________________________________________ 38
4.2.5 Actividades de Mantenimiento Correctivo ___________________________________________ 41
4.2.6 Resultados _____________________________________________________________________ 43
5. Cargo de Reposición y Mantenimiento _____________________________________ 44
5.1 Cargo de Reposición ______________________________________________________ 44
5.1.1 Cargos de Reposición en Baja Tensión _______________________________________________ 45
5.1.2 Cargos de Reposición en Media Tensión _____________________________________________ 47
5.1.3 Reposición de Elementos Sustraídos por Terceros en Baja Tensión (CRER) __________________ 48
5.2 Cargo de Mantenimiento __________________________________________________ 52
5.2.1 Cargos de Mantenimiento ________________________________________________________ 52
5.3 Cargo de Reposición y Mantenimiento _______________________________________ 54
6. Fórmulas de Actualización _______________________________________________ 55
6.1 Presupuestos de Instalación y Cargos de Reposición ____________________________ 55
6.2 Cargos de Mantenimiento _________________________________________________ 56
6.3 Parámetros de las Fórmulas de Actualización __________________________________ 56
7. Anexos _______________________________________________________________ 58
Informe N° 440-2015-GART Página 3 de 581. Resumen 1.1 Objetivo Presentar los antecedentes, desarrollo y resultados que sustentan la Resolución de Fijación de los Costos de Conexión Eléctrica del periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019. 1.2 Antecedentes El Artículo 22° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas establece que Osinergmin debe fijar, revisar y modificar los montos que deberán pagar los usuarios del servicio público de electricidad por el costo de acometida, equipo de medición y protección y su respectiva caja y el monto mensual que cubre su mantenimiento y permite su reposición en un plazo de 30 años. Además, establece que tratándose de equipo de medición estático monofásico de medición simple, se considerará una vida útil no menor de 15 años. En cumplimiento de la disposición mencionada, Osinergmin a través de la Resolución Osinergmin N° 153-2011-OS/CD, modificada con la Resolución Osinergmin N° 189-2011-OS/CD, fijó los costos de conexión eléctrica, vigentes hasta el 31 de agosto de 2015, correspondiendo fijarlos nuevamente para el periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019, de acuerdo con las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), su Reglamento y demás normas complementarias, así como siguiendo el Procedimiento contenido en el Anexo B.2 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 080-2012-OS/CD. 1.3 Procedimiento de Fijación El Procedimiento de Fijación de los Costos de Conexión Eléctrica se encuentra contenido en el Anexo B.2 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 080-2012-OS/CD. De conformidad con el Procedimiento, la fijación de los costos de conexión eléctrica del periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019, se inició el 01 de octubre de 2014 con la presentación, por parte de las empresas de distribución eléctrica, de la información de costos de materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos), utilizados en la instalación, reposición y mantenimiento de las conexiones eléctricas. Posteriormente, el 05 de enero de 2015, las empresas presentaron sus propuestas de costos de conexión eléctrica que fueron sustentadas por sus representantes en Audiencia Pública convocada por Osinergmin. La Audiencia Pública fue realizada el día 23 de enero de 2015. El 20 de febrero de 2015, Osinergmin, a través de su Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), comunicó las observaciones a las propuestas de las empresas. La absolución de observaciones y las propuestas definitivas fueron presentadas por las empresas el 13 de marzo de 2015. Informe N° 440-2015-GART Página 4 de 58
Luego del análisis de la absolución y propuestas definitivas de las empresas, Osinergmin, a través de la Resolución Osinergmin N° 076-2015-OS/CD, dispuso la publicación del proyecto de resolución de fijación de los costos de conexión eléctrica 2011-2015, la cual fue realizada el 28 de abril de 2015. Posteriormente, el proyecto fue sustentado en Audiencia Pública realizada en Lima y Cusco, el 13 de mayo de 2015. Seguidamente, se recibieron las opiniones y sugerencias de las empresas Electro Sur Este, Distriluz, Seal, Luz del Sur, Edelnor y Edecañete, así como del Sr. Rafael Laca, hasta el 10 de junio de 2015. Luego del análisis de las opiniones y sugerencias, corresponde a Osinergmin efectuar la fijación de los costos de conexión eléctrica 2015-2019 a más tardar el 23 de julio de 2015. 1.4 Aspectos Relevantes A efectos de la publicación de la resolución de fijación, la determinación de los costos de conexión eléctrica tomó como referencia la fijación realizada en el año 2011 correspondiente al periodo 01 de setiembre de 2011 al 31 de agosto de 2015; la información de costos y propuestas iniciales presentadas por las empresas en la presente fijación; las observaciones formuladas por Osinergmin a dichas propuestas; la absolución de observaciones y propuestas definitivas presentadas por las empresas en atención a las observaciones formuladas por Osinergmin; y las opiniones y sugerencias formuladas por los interesados sobre el proyecto de resolución publicado. En cuanto a los materiales, la determinación de sus costos tomó en cuenta las compras efectuadas por las empresas, sustentadas a través de órdenes de compra, facturas y contratos. Se consideró costos de mercado, es decir, costos que correspondan a precios vigentes y a economías de escala adecuadas. Se destaca el incremento de los costos de cables de cobre, lo cual ha llevado al cambio de los cables de acometida aérea de cobre por cables de aluminio. También se destaca el incremento de los costos de los medidores electrónicos, a excepción de los monofásicos que han presentado una ligera reducción. En el caso de los recursos (mano de obra, transporte y equipos), se aprecia un incremento de sus costos, debido al incremento de los salarios e insumos en los servicios prestados por terceros. Respecto a los componentes de la conexión eléctrica, se mantiene la utilización de los medidores electrónicos y cajas portamedidor poliméricas por sus ventajas técnicas, económicas y de seguridad. En el caso de la acometida de conexiones aéreas en baja tensión, según lo indicado, se está considerando la utilización de cables de aluminio por su ventaja económica respecto a los cables de cobre. Por otro lado, para el caso del murete en baja tensión, se está adoptando el murete prefabricado en reemplazo del murete de mampostería, por su ventaja económica debido al mayor uso de los muretes prefabricados, diferenciándose muretes para conexiones monofásicas y trifásicas. Adicionalmente, se evaluaron los rendimientos de instalación (cantidad de conexiones instaladas por día), en particular, de las conexiones con opción tarifaria BT5B (aéreas y subterráneas, monofásicas y trifásicas, hasta 20 kW), producto de propuestas de disminución de dichos rendimientos de diversas empresas. De acuerdo con los análisis de tiempos de ejecución y desplazamientos para la instalación de conexiones eléctricas, efectuados por Osinergmin, se encuentran valores similares a los valores de rendimientos considerados en la última fijación del año 2011, por lo que para efectos de mantener la estandarización de costos de conexión eléctrica para fines regulatorios, se adopta los valores de la fijación del año 2011, ya que dichos valore son conservadores y se encuentran dentro de los valores obtenidos en los análisis del presente año 2015. Lo mencionado se explica debido a los menores tiempos registrados para el traslado entre suministros por la mayor cantidad de conexiones a instalar Informe N° 440-2015-GART Página 5 de 58
en las zonas de trabajo, así como al uso de una mayor cantidad de bases de operaciones
descentralizadas, que permiten una mejor cobertura de la zona de concesión, disminuyendo los
tiempos de traslado a las zonas de trabajo y, por consiguiente, la mejora de los rendimientos de
instalación de las conexiones eléctricas (cantidad de conexiones instaladas por día). No obstante,
cabe indicar que los tiempos de traslado a las zonas de trabajo se han incrementado respecto a los
valores de la fijación del año 2011 pero que han sido compensados por los menores tiempos de
traslado entre suministros.
Con relación a los costos de mantenimiento, de acuerdo con la normativa vigente de calidad de
servicio y de fiscalización, que establece la contrastación del 5% del parque de medidores
semestralmente, se está considerando las actividades de contrastación de medidores electrónicos de
simple medición monofásicos y trifásicos, utilizando los equipos adecuados para dicha contrastación
(equipos patrón y de carga).
Por otro lado, considerando la información estadística de conexiones por tipo, instaladas en los
últimos años a nivel nacional, se está considerando la simplificación de los tipos de conexiones a
regular. En ese sentido, las acometidas dobles se hacen equivalentes a las acometidas simples ya que
los costos son similares, las conexiones mixtas (aérea-subterránea) se hacen equivalentes a las
conexiones subterráneas debido al uso del mismo cable de acometida subterránea de llegada a la
caja de medición. Para las conexiones múltiples se está considerando un único costo unitario de caja
toma, calculado sobre la base de una caja toma para 12 usuarios, el cual se aplicará para las
conexiones múltiples de 3 o más usuarios como un valor promedio. En el caso de las conexiones
prepago solo se regula las conexiones monofásicas hasta 10 kW, considerando una conexión con
medidor monocuerpo de códigos, debido a la cantidad de conexiones prepago instaladas. Asimismo,
para las conexiones trifásicas hasta 20 kW, opciones tarifarias BT2, BT3 y BT4, se está considerando
el mismo tipo de medidor multifunción, a efectos de una mayor calidad en el registro y medida de los
parámetros de facturación. Lo mismo se aplica para las conexiones trifásicas mayores a 20 kW, en
media y baja tensión, opciones tarifarias BT5A, BT5B, BT2, BT3, BT4, MT2, MT3 y MT4.
La simplificación indicada permitirá la mejora de la aplicación de los presupuestos y cargos de costos
de conexión eléctrica por parte de las empresas. Asimismo, permitirá a los usuarios una mejor
evaluación económica de los costos de instalación de las conexiones eléctricas de acuerdo con sus
requerimientos al momento de solicitar nuevos suministros.
Finalmente, producto de las opiniones y sugerencias presentadas por los interesados, así como las
formuladas en la audiencia pública de sustentación del proyecto de resolución, se efectuaron los
siguientes ajustes en la propuesta de costos de conexión eléctrica considera en el proyecto de
resolución:
Revisión de los precios de materiales (cajas tomas, precintos e interruptores termomagnéticos),
verificando que los precios reflejen costos de mercado y precisando sus sustentos, e
incorporación del sticker respectivo para las actividades de contraste.
Incorporación como parte de los recursos, Grúa Grande para los postes de media tensión y
Equipo Patrón Trifásico Multifunción para el contraste de los medidores de múltiple medición.
Incorporación en los costos de mano de obra del beneficio por trabajos en altitud.
Ajuste de los armados de cable de acometida de media tensión, a efectos de considerar como
recurso Grúa Grande y los materiales para la cimentación de la estructura (poste).
Informe N° 440-2015-GART Página 6 de 58 Ajuste de los rendimientos de contraste de medidores electrónicos trifásicos (9 contrastes por
día).
Incorporación de la actividad de contraste de medidores electrónicos multifunción a efectos de
considerar el equipo patrón adecuado para dichos medidores.
Incorporación del precinto tipo forza y sticker en las actividades de contraste de medidores.
Incorporación del precinto tipo forza en diversas actividades de mantenimiento preventivo y
correctivo (cambio de batería; cambio de tapa, cerradura y visor; cambio de interruptor
termomagnético, fusible y base portafusible; reemplazo, calibración y reprogramación de
medidor; y atención de reclamo).
Precisión respecto a los cargos de mantenimiento de las conexiones múltiples.
Precisión respecto a la actualización y publicación de los pliegos tarifarios de los costos de
conexión eléctrica, así como la definición de sus formatos de publicación.
Incorporación de los esquemas de las conexiones eléctricas típicas referenciales para la
estructuración de los costos de conexión eléctrica con fines regulatorios (ver Anexo N° 11).
Revisión de la recaudación y utilización del cargo de reposición de elementos sustraídos por
terceros en baja tensión para Edelnor, Luz del Sur y Seal.
1.5 Conclusiones
Se propone la adopción del uso de cables de aluminio para las conexiones aéreas en baja tensión
y muretes prefabricados para baja tensión, debido a sus ventajas técnicas y económicas, a
efectos de promover la eficiencia en las actividades de instalación, reposición y mantenimiento
de las conexiones eléctricas. Asimismo, según la normatividad de calidad de servicio y de
fiscalización, se incorporan las actividades de contrastación de medidores electrónicos de simple
medición monofásicos y trifásicos.
Según los resultados de los análisis de rendimientos de instalación (cantidad de conexiones
instaladas por día), se encuentran valores similares a los valores de rendimientos considerados
en la última fijación del año 2011, por lo que para efectos de mantener la estandarización de
costos de conexión eléctrica para fines regulatorios, se adopta los valores de la fijación del año
2011, ya que dichos valore son conservadores y se encuentran dentro de los valores obtenidos
en los análisis del presente año 2015.
Se propone la simplificación de los tipos de conexiones a regular con la finalidad de mejorar la
aplicación de los presupuestos y cargos de costos de conexión eléctrica por parte de las
empresas, así como permitir a los usuarios una mejor evaluación económica de los costos de
instalación de las conexiones eléctricas de acuerdo con sus requerimientos al momento de
solicitar nuevos suministros.
Los resultados de costos de las conexiones eléctricas más relevantes y su comparación con los
valores vigentes a Diciembre de 2014, son los siguientes:
Informe N° 440-2015-GART Página 7 de 58Baja Tensión
Presupuestos Conexión en Baja Tensión - Nuevos Soles
Potencia Vigente Variación
Propuesta
Fases Conectada Opción Tarifaria Dic-2014 (%)
(B)
(Pc) (A) (B/A-1)
Zona Urbana - Aérea
Monofásica Pc ≤ 3 kW BT5B (2 hilos) 253 259 2,4%
BT5B (3 hilos) 256 267 4,3%
Zona Urbana - Subterránea
Monofásica Pc ≤ 3 kW BT5B (2 hilos) 315 364 15,6%
BT5B (3 hilos) 317 372 17,4%
Zona Rural - Aérea
Monofásica Pc ≤ 3 kW BT5B (2 hilos) 304 314 3,3%
BT5B (3 hilos) 306 322 5,2%
Cargo de Reposición y Mantenimiento Conexión en Baja Tensión - Nuevos Soles
Potencia Vigente Variación
Propuesta
Fases Conectada Opción Tarifaria Dic-2014 (%)
(B)
(Pc) (A) (B/A-1)
Zona Urbana - Aérea
Monofásica Pc ≤ 3 kW BT5B (2 hilos) 0,60 0,94 56,7%
BT5B (3 hilos) 0,60 0,97 61,7%
Zona Urbana - Subterránea
Monofásica Pc ≤ 3 kW BT5B (2 hilos) 0,61 0,99 62,3%
BT5B (3 hilos) 0,61 0,99 62,3%
Zona Rural - Aérea
Monofásica Pc ≤ 3 kW BT5B (2 hilos) 0,63 0,97 54,0%
BT5B (3 hilos) 0,63 1,00 58,7%
Media Tensión
Presupuestos Conexión Básica en Media Tensión - Nuevos Soles
Potencia Vigente Variación
Propuesta
Fases Conectada Opción Tarifaria Dic-2014 (%)
(B)
(Pc) (A) (B/A-1)
Aérea
Trifásica Pc ≤ 1000 kW MT2/MT3/MT4 15 466 16 859 9,0%
Subterránea
Trifásica Pc ≤ 1000 kW MT2/MT3/MT4 25 135 31 796 26,5%
Cargo de Reposición y Mantenimiento Conexión en Media Tensión - Nuevos Soles
Potencia Vigente Variación
Propuesta
Fases Conectada Opción Tarifaria Dic-2014 (%)
(B)
(Pc) (A) (B/A-1)
Zona Urbana - Aérea
Trifásica Pc ≤ 1000 kW MT2/MT3/MT4 13,24 14,72 11,2%
Zona Urbana - Subterránea
Trifásica Pc ≤ 1000 kW MT2/MT3/MT4 16,60 19,88 19,8%
Informe N° 440-2015-GART Página 8 de 582. Introducción El presente informe contiene los antecedentes, desarrollo y resultados que sustentan la Resolución de Fijación de los Costos de Conexión a la Red de Distribución Eléctrica del periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019. En esta parte, se presentan los antecedentes y una breve explicación de lo que es una conexión eléctrica y los costos involucrados. Asimismo, se presenta una descripción de los procesos desarrollados hasta el momento en cumplimiento del Procedimiento de Fijación de los Costos de Conexión a la Red de Distribución Eléctrica del periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019. 2.1 Antecedentes El Artículo 22° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas establece que Osinergmin debe fijar, revisar y modificar los montos que deberán pagar los usuarios del servicio público de electricidad por el costo de acometida, equipo de medición y protección y su respectiva caja y el monto mensual que cubre su mantenimiento y permite su reposición en un plazo de 30 años. Además, establece que tratándose de equipo de medición estático monofásico de medición simple, se considerará una vida útil no menor de 15 años. En cumplimiento de la disposición mencionada, Osinergmin a través de la Resolución Osinergmin N° 153-2011-OS/CD, modificada con la Resolución Osinergmin N° 189-2011-OS/CD, fijó los costos de conexión eléctrica, vigentes hasta el 31 de agosto de 2015, correspondiendo fijarlos nuevamente para el periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019, de acuerdo con las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), su Reglamento y demás normas complementarias, así como siguiendo el Procedimiento contenido en el Anexo B.2 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 080-2012-OS/CD. 2.2 Conexión Eléctrica La conexión eléctrica es un conjunto de componentes requeridos para el suministro de electricidad a los usuarios desde las instalaciones de la empresa distribuidora. En el siguiente esquema se muestra la ubicación de la conexión eléctrica dentro del sistema eléctrico: Informe N° 440-2015-GART Página 9 de 58
~ MAT : Muy alta tensión
AT : Alta tensión
Generación
MT : Media tensión
BT : Baja tensión
MAT
Transmisión MAT
Principal
AT
Transmisión
AT
Secundaria
Conexión
MT Eléctrica
en BT
MT BT
Conexión
Eléctrica
en MT
Distribución en Distribución en
Media Tensión Baja Tensión
La conexión eléctrica está compuesta por el empalme, la acometida, la caja de medición y
protección, el sistema de protección y seccionamiento (interruptor termomagnético) y el medidor.
En el siguiente esquema se muestra una conexión eléctrica en baja tensión:
Al tablero general
del usuario
Conexión Eléctrica
• Nivel de tensión: 220 V (Baja Tensión)
Red subterránea • Tipo de red: Subterránea
• Tipo de acometida: Simple
3 • Opción tarifaria: BT5B
• Potencia conectada: C1.1 (Hasta 3 kW)
• Fases: Monofásica
5
kW.h
4
Componentes
1. Empalme
2. Acometida
3. Caja de Medición y Protección
4. Sistema de Protección y Seccionamiento
(interruptor termomagnético)
5. Medidor
2
1
Acceder al suministro de electricidad por parte de los usuarios involucra una serie de costos
denominados costos de instalación, costos de mantenimiento y costos de reposición.
Los costos de instalación se traducen en presupuestos de conexión eléctrica, abonados por los
usuarios al solicitar un nuevo suministro de electricidad. Los costos permiten la atención del nuevo
suministro, es decir, la instalación de una conexión eléctrica, lo cual implica el uso de diversos
materiales (medidor, cable, caja, interruptor termomagnético, etc.), así como recursos (mano de
obra, transporte y equipos) para el montaje.
Los costos de mantenimiento permiten mantener la conexión eléctrica en adecuadas condiciones de
operación, durante su vida útil. Comprenden costos de actividades de mantenimiento preventivo y
Informe N° 440-2015-GART Página 10 de 58correctivo que implican el uso de diversos materiales y recursos para su ejecución. Los costos de
mantenimiento se traducen en cargos de mantenimiento que son abonados mensualmente por los
usuarios.
Finalmente, los costos de reposición permiten reponer los componentes de la conexión eléctrica al
término de su vida útil. De igual forma, las actividades de reposición implican el uso de diversos
materiales y recursos para su ejecución. Los costos de reposición se determinan sobre la base de los
costos de instalación y se traducen en cargos de reposición que son abonados mensualmente por los
usuarios. Con ello se generan los recursos económicos necesarios para la reposición automática de
una conexión eléctrica al término de su vida útil, sin la necesidad, por parte de los usuarios, de
abonar un nuevo presupuesto de conexión eléctrica.
2.3 Procedimiento de Fijación
El Procedimiento de Fijación de los Costos de Conexión Eléctrica se encuentra contenido en el Anexo
B.2 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado mediante
Resolución Osinergmin N° 080-2012-OS/CD. En dicho Procedimiento se establecen los procesos a
seguir para la fijación de los costos de conexión a la red de distribución eléctrica, así como los
órganos que intervienen y los plazos máximos de los procesos mencionados. Para el caso de la
fijación del periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019, el cronograma del
procedimiento es el siguiente:
Procedimiento para la Fijación de los Costos de Conexión a la Red de
Distribución Eléctrica
Periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019 (1)
Ítem Procesos Órganos Plazo Máximo Fecha Límite
A más tardar el primer
Empresas de día hábil de octubre del
a Presentación de Información de Costos 01-oct-14
Distribución Eléctrica año anterior al de la
regulación
Empresas de
b Presentación de la Propuesta de Costos 3 meses 05-ene-15
Distribución Eléctrica
Publicación de la Propuesta de Costos y
c Convocatoria a Audiencia Pública de las OSINERGMIN-GART 5 días hábiles (2) 09-ene-15
Empresas
OSINERGMIN-GART
d Audiencia Pública de las Empresas Empresas de 10 días hábiles 23-ene-15
Distribución Eléctrica
e Observaciones a la Propuesta de Costos OSINERGMIN-GART 20 días hábiles 20-feb-15
Absolución de Observaciones y Presentación de Empresas de
f 15 días hábiles 13-mar-15
la Propuesta Definitiva de Costos Distribución Eléctrica
Publicación de la Absolución de Observaciones
g OSINERGMIN-GART 5 días hábiles 20-mar-15
y de la Propuesta Definitiva de Costos
Publicación del Proyecto de Resolución de
Fijación y de la Relación de Información que la
h OSINERGMIN-GART 25 días hábiles 28-abr-15
sustenta, y Convocatoria a Audiencia Pública
del OSINERGMIN-GART
i Audiencia Pública del OSINERGMIN-GART OSINERGMIN-GART 10 días hábiles 13-may-15
Opiniones y Sugerencias respecto a la
Interesados
j Publicación del Proyecto de Resolución de 20 días hábiles 10-jun-15
OSINERGMIN-GART
Fijación
k Publicación de la Resolución de Fijación OSINERGMIN-GART 30 días hábiles 23-jul-15
Interposición de Recursos de Reconsideración
l Interesados 15 días hábiles 17-ago-15
(de ser el caso)
Publicación de los Recursos de
m Reconsideración y Convocatoria a Audiencia OSINERGMIN-GART 5 días hábiles 24-ago-15
Pública de los Recursos
Audiencia Pública para Sustentación de los OSINERGMIN-GART
n 10 días hábiles 07-sep-15
Recursos de Reconsideración Recurrentes
Interesados
Opiniones y Sugerencias sobre los Recursos de
ñ Legitimados 10 días hábiles 21-sep-15
Reconsideración
OSINERGMIN-GART
OSINERGMIN-Consejo
o Resolución de Recursos de Reconsideración 5 días hábiles 28-sep-15
Directivo
Publicación de las Resoluciones que resuelven
p OSINERGMIN-GART 3 días hábiles 01-oct-15
los Recursos de Reconsideración
Audiencias solicitadas por las Empresas
Prestadoras y las Organizaciones
q Interesados Desde el inicio hasta el final del proceso
Representativas de Usuarios (Artículo 8° de la
Ley N° 27838)
(1) La Resolución Osinergmin N° 153-2011-OS/CD, modificada por la Resolución Osinergmin N° 189-2011-OS/CD, aprobó los
costos de conexión eléctrica vigentes hasta el 31/08/2015.
(2) Solo se considera 4 días hábiles.
Informe N° 440-2015-GART Página 11 de 58Cabe señalar que la GART, a través del Oficio N° 812-2014-GART del 02 de setiembre de 2014,
informó a las empresas el inicio del procedimiento de fijación, remitiéndose el cronograma, así como
indicándose los plazos para la presentación de la información de costos y propuestas de costos de
conexión eléctrica por parte de las empresas, que corresponden a las dos primeras etapas del
procedimiento.
Asimismo, la GART habilitó una página web que permite tener acceso a la información de la fijación
por parte de los interesados y público en general: www.osinergmin.gob.pe, opción Regulación
Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Costos de Conexión Eléctrica, Fijación Tarifaria 2015-2019,
dándose el soporte técnico e informático, a través de la página web, el correo electrónico
soporteconexiones@osinergmin.gob.pe y vía telefónica.
2.3.1 Desarrollo de los Procesos
De conformidad con el Procedimiento señalado, la fijación de los costos de conexión a la red de
distribución eléctrica del periodo 01 de setiembre de 2015 al 31 de agosto de 2019, se inició el 01 de
octubre de 2014 con la presentación, por parte de las empresas distribuidoras, de la información de
costos de materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos), utilizados en la instalación,
reposición y mantenimiento de las conexiones eléctricas. Las empresas que remitieron su
información fueron:
Fecha de
Número Empresa Documento
Recepción
1 Coelvisac 02/10/2014 CEV-2716-2014/G.G.
2 Edecañete 01/10/2014 EDECA-2196-2014
3 Edelnor 01/10/2014 GR-235-14
4 Edelsa 13/10/2014 N° 319-GG-EDELSA/2014
5 Electro Dunas 01/10/2014 GG-127-2014/UTC
6 Electro Pangoa 30/09/2014 N° 485-EPASA/G-2014
7 Electro Puno 01/10/2014 N° 337-2014-ELPU/GC
8 Electro Sur Este 01/10/2014 G-1149-2014
9 Electro Ucayali 28/11/2014 ELECTRO UCAYALI/G-2254-2014
10 Electrocentro 01/10/2014 GC-15776-2014
11 Electronoroeste 01/10/2014 C-1878-2014/ENOSA
12 Electronorte 01/10/2014 GR-2222-2014
13 Hidrandina 02/10/2014 GR/F-1830-2014
14 Luz del Sur 01/10/2014 SGPR-038/2014
15 Seal 21/10/2014 SEAL-GG/CM-1255-2014
16 Sersa 09/10/2014 N° 1798-2014/GG-SERSA
Posteriormente, el 05 de enero de 2015, las empresas presentaron sus propuestas de costos de
conexión eléctrica. Las empresas que remitieron sus propuestas fueron:
Informe N° 440-2015-GART Página 12 de 58Número Empresa Fecha de Recepción Documento
1 Adinelsa 05/01/2015 GCS-001-2015
2 Coelvisac 05/01/2015 CEV-0015-2015/GDI.DCM
3 Edecañete 05/01/2015 y 07/01/2015 EDECA-004-2015 y EDECA-027-2015
4 Edelnor 05/01/2015 GR-001-15
5 Edelsa 05/01/2015 N° 001-EDELSA/G-2015
6 Electro Dunas 06/01/2015 y 07/01/2015 GC-0001-2014/FG y GC-0007-2014/FG
7 Electro Oriente 05/01/2015 G-001-2015
8 Electro Pangoa 05/01/2015 N° 007-EPASA/G-2015
9 Electro Puno 05/01/2015 N° 001-2015-ELPU/GC
10 Electro Sur Este 05/01/2015 G-008-2015
11 Electro Tocache 05/01/2015 N° 001-2015-ETOSA/GG
12 Electro Ucayali 05/01/2015 ELECTRO UCAYALI/G-0001-2015
13 Electrocentro 05/01/2015 GG-006-2015
14 Electronoroeste 05/01/2015 GG-004-2015
15 Electronorte 05/01/2015 GG-005-2015
16 Electrosur 05/01/2015 G-003-2015 y G-004-2015
17 Hidrandina 05/01/2015 GG-007-2015
18 Luz del Sur 05/01/2015 y 06/01/2015 GD.15.017 y GD.15.018
19 Seal 05/01/2015 SEAL-GG/CM-0004-2015
Las propuestas fueron sustentadas por los representantes de las empresas en Audiencia Pública
convocada por Osinergmin el 09 de enero de 2015. La Audiencia Pública fue realizada el día 23 de
enero de 2015 en el Centro de Convenciones Real Audiencia (Av. Del Parque Norte N° 1194, San
Borja).
El 20 de febrero de 2015, Osinergmin, a través de la GART, comunicó las observaciones a las
propuestas de las empresas mediante los oficios e informes que se indican a continuación:
Empresa Oficio Informe
Edelnor N° 0263-2015-GART N° 0071-2015-GART
Electrocentro N° 0263-2015-GART N° 0072-2015-GART
Electronoroeste N° 0263-2015-GART N° 0073-2015-GART
Electronorte N° 0263-2015-GART N° 0074-2015-GART
Hidrandina N° 0263-2015-GART N° 0075-2015-GART
Luz del Sur N° 0263-2015-GART N° 0076-2015-GART
Edecañete N° 0263-2015-GART N° 0077-2015-GART
Electro Pangoa N° 0265-2015-GART N° 0094-2015-GART
Edelsa N° 0265-2015-GART N° 0095-2015-GART
Electro Tocache N° 0265-2015-GART N° 0096-2015-GART
Electro Oriente N° 0265-2015-GART N° 0097-2015-GART
Electro Sur Este N° 0267-2015-GART N° 0099-2015-GART
Electrosur N° 0267-2015-GART N° 0100-2015-GART
Adinelsa N° 0267-2015-GART N° 0101-2015-GART
Seal N° 0267-2015-GART N° 0102-2015-GART
Coelvisac N° 0267-2015-GART N° 0103-2015-GART
Electro Ucayali N° 0268-2015-GART N° 0104-2015-GART
Electro Puno N° 0268-2015-GART N° 0105-2015-GART
Electro Dunas N° 0268-2015-GART N° 0106-2015-GART
La absolución de observaciones y las propuestas definitivas fueron presentadas por las empresas
hasta el 13 de marzo de 2015.
Informe N° 440-2015-GART Página 13 de 58Recepción
Número Empresa Documento
Osinergmin
1 Adinelsa 13/03/2015 GCS-086-2015-ADINELSA
2 Coelvisac 16/03/2015 CEV N° 756-2015/GDI.DCM
3 Edecañete 13/03/2015 EDECA-447-2015
4 Edelnor 13/03/2015 GR-043-2015
5 Edelsa 13/03/2015 N° 085-2015-GG/EDELSA
6 Electro Dunas 13/03/2015 GG-012-2015
7 Electro Oriente 13/03/2015 G-369-2015
8 Electro Pangoa 13/03/2015 N° 66-EPASA/G-2015
9 Electro Puno 12/03/2015 N° 0155-2015-ELPU/GC
10 Electro Sur Este 13/03/2015 G-277-2015
11 Electro Tocache 13/03/2015 N° 164-2015-ETOSA/GG
12 Electro Ucayali 13/03/2015 ELECTRO UCAYALI/G-493-2015
Electrocentro,
13, 14, 15 y
Electronoroeste, Electronorte 13/03/2015 GCC-033-2015
16
e Hidrandina
17 Electrosur 13/03/2015 G-593-2015 y G-594-2015
18 Luz del Sur 13/03/2015 GD.15.107
19 Seal 13/03/2015 SEAL-GG/CM-223-2015
La absolución de observaciones y propuestas definitivas de las empresas fueron analizadas por
Osinergmin. En el Anexo N° 1, se adjunta los análisis realizados para cada empresa, que sustentan las
decisiones adoptadas a efectos de la publicación del proyecto de resolución de fijación de los costos
de conexión eléctrica, realizada el 28 de abril de 2015 a través de la Resolución Osinergmin N° 076-
2015-OS/CD. Posteriormente, el proyecto fue sustentado en Audiencia Pública realizada en Lima y
Cusco, el 13 de mayo de 2015.
Seguidamente, se recibieron las opiniones y sugerencias de las empresas Electro Sur Este, Distriluz,
Seal, Luz del Sur, Edelnor y Edecañete, así como del Sr. Rafael Laca, hasta el 10 de junio de 2015.
Recepción
Número Empresa Documento
Osinergmin
1 Electro Sur Este 08/06/2015 G-644-2015
2 Electro Sur Este 10/06/2015 Correo electrónico
3 Distriluz 10/06/2015 GCC-077-2015
4 Seal 10/06/2015 SEAL-GG/CM-517-2015
10/06/2015 y
5 Luz del Sur SGPR-037/2015 y SGPR-043/2015
15/07/2015
6 Edelnor 10/06/2015 GR-100-15
7 Rafael Laca 10/06/2015 Correo electrónico
8 Edecañete 10/06/2015 EDECA-1021-2015
Las opiniones y sugerencias fueron analizadas, incorporándose aquellas que se aceptaron según los
resultados del análisis. En el Anexo N° 10, se adjunta una síntesis de las opiniones y sugerencias con
los análisis y respuestas correspondientes.
Luego del análisis de las opiniones y sugerencias, corresponde a Osinergmin efectuar la fijación de los
costos de conexión eléctrica 2015-2019 a más tardar el 23 de julio de 2015.
Informe N° 440-2015-GART Página 14 de 583. Costos de Instalación
Los costos de instalación se traducen en presupuestos de conexión eléctrica, abonados por los
usuarios al solicitar un nuevo suministro de electricidad. Los costos permiten la atención del nuevo
suministro, es decir, la instalación de una conexión eléctrica, lo cual implica el uso de diversos
materiales (medidor, cable, caja, interruptor termomagnético, etc.), así como recursos (mano de
obra, transporte y equipos) para el montaje.
A efectos de la publicación de la resolución de fijación, la determinación de los costos de conexión
eléctrica tomó como referencia la fijación realizada en el año 2011 correspondiente al periodo 01 de
setiembre de 2011 al 31 de agosto de 2015; la información de costos y propuestas iniciales
presentadas por las empresas en la presente fijación; las observaciones formuladas por Osinergmin a
dichas propuestas; la absolución de observaciones y propuestas definitivas presentadas por las
empresas en atención a las observaciones formuladas por Osinergmin; y las opiniones y sugerencias
formuladas por los interesados sobre el proyecto de resolución publicado.
Los costos de instalación consideran costos de mercado de los materiales y recursos requeridos en la
instalación de las conexiones eléctricas, normas técnicas relativas y rendimientos de instalación
eficientes. Asimismo, consideran los respectivos gastos generales y utilidad del contratista, así como,
el costo de stock y los gastos generales de la empresa distribuidora.
3.1 Estructuración de la Conexión Eléctrica
La conexión eléctrica se estructura de acuerdo a los armados que la componen. Dichos armados a su
vez están compuestos por los materiales y recursos requeridos para su instalación.
3.1.1 Materiales
Los materiales son los elementos que conforman la conexión eléctrica. Los materiales se clasifican en
los siguientes grupos:
Aisladores.
Cables.
Cables de control.
Cajas.
Conductores desnudos.
Conectores y empalmes.
Estructuras de soporte.
Ferretería y accesorios.
Medidores.
Protección de sobretensión para media tensión.
Protección de sobrecorriente para baja tensión.
Protección de sobrecorriente para media tensión.
Seccionamiento para media tensión.
Transformadores de corriente.
Informe N° 440-2015-GART Página 15 de 58 Transformadores de tensión.
Transformadores de tensión/corriente.
3.1.2 Recursos
Los recursos son los elementos que permiten la instalación o montaje de la conexión eléctrica. Están
conformados por recursos de mano de obra y recursos de transporte y equipos.
3.1.3 Armados
Los armados están compuestos por los materiales y recursos requeridos para su instalación. Los
armados se clasifican en los siguientes grupos:
Cable de acometida.
Caja de medición y protección.
Empalme de acometida.
Excavación y compactación de zanja
Rotura y reparación de vereda.
Medidor.
Sistema de protección y seccionamiento.
Transformadores de medida.
El costo de los armados incluye, además de los costos de materiales y recursos, los gastos generales y
utilidad del contratista que se calcula sobre la base del costo de los recursos. Dichos gastos y utilidad
se incorporan a través de un porcentaje denominado porcentaje del contratista.
3.1.4 Conexiones Eléctricas
Las conexiones eléctricas se estructuran de acuerdo a los armados que la componen. A este nivel, se
incluye el costo de stock y los gastos generales de la empresa distribuidora. El costo de stock se
calcula sobre la base del costo de los materiales y los gastos generales se calculan sobre la base del
costo directo de la conexión eléctrica.
Las conexiones eléctricas se clasifican según:
Tipo de conexión.
Subtipo de conexión.
Nivel de tensión (baja tensión y media tensión).
Fases (monofásica y trifásica).
Potencia conectada.
Tipo de red (aérea, subterránea y mixta).
Tipo de acometida (simple, doble y múltiple para baja tensión, y PMI y Celda para media
tensión).
Opción tarifaria.
Considerando la información estadística de conexiones por tipo, instaladas en los últimos años a nivel
nacional, se está considerando la simplificación de los tipos de conexiones a regular con respecto a
los tipos considerados en la última fijación del año 2011. En ese sentido, las acometidas dobles se
hacen equivalentes a las acometidas simples ya que los costos son similares, las conexiones mixtas
Informe N° 440-2015-GART Página 16 de 58(aérea-subterránea) se hacen equivalentes a las conexiones subterráneas debido al uso del mismo
cable de acometida subterránea de llegada a la caja de medición. Para las conexiones múltiples se
está considerando un único costo unitario de caja toma, calculado sobre la base de una caja toma
para 12 usuarios, el cual se aplicará para las conexiones múltiples de 3 o más usuarios como un valor
promedio. En el caso de las conexiones prepago solo se regula las conexiones monofásicas hasta 10
kW, considerando una conexión con medidor monocuerpo de códigos, debido a la cantidad de
conexiones prepago instaladas. Asimismo, para las conexiones trifásicas hasta 20 kW, opciones
tarifarias BT2, BT3 y BT4, se está considerando el mismo tipo de medidor multifunción, a efectos de
una mayor calidad en el registro y medida de los parámetros de facturación. Lo mismo se aplica para
las conexiones trifásicas mayores a 20 kW, en media y baja tensión, opciones tarifarias BT5A, BT5B,
BT2, BT3, BT4, MT2, MT3 y MT4.
3.1.4.1 Conexiones Eléctricas en Baja Tensión
Las conexiones eléctricas en baja tensión se resumen en el siguiente cuadro:
Conexiones Eléctricas en Baja Tensión (220 V y 220/380 V)
Tipo Subtipo Fases Potencia Aérea Subterránea
conectada (Pc) (1)
C1 C1.1 Monofásica Pc ≤ 3 kW BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E
BT6-BT7 BT6-BT7
C1 C1.2 Monofásica 3 kW < Pc ≤ 10 kW BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E
BT6-BT7 BT6-BT7
C2 C2.1 Trifásica Pc ≤ 10 kW BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E
BT6 BT6
BT2-BT3-BT4 BT2-BT3-BT4
C2 C2.2 Trifásica 10 kW < Pc ≤ 20 kW BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E
BT6 BT6
BT2-BT3-BT4 BT2-BT3-BT4
C3 C3.1 Trifásica 20 kW < Pc ≤ 50 kW BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E
BT2-BT3-BT4 BT2-BT3-BT4
C4 C4.1 Trifásica 50 kW < Pc ≤ 75 kW BT2-BT3-BT4 BT2-BT3-BT4
C4.2 Trifásica 75 kW < Pc ≤ 150 kW BT2-BT3-BT4
C4.3 Trifásica 150 kW < Pc ≤ 225 kW BT2-BT3-BT4
C4.4 Trifásica 225 kW < Pc ≤ 300 kW BT2-BT3-BT4
(1) Derecho de potencia otorgado por cada tipo de conexión eléctrica.
Cabe indicar que las conexiones múltiples comprenden la conexión propiamente dicha y la caja toma
para alimentar a 3 o más usuarios. Se considera los siguientes armados:
Excavación y compactación de zanja.
Rotura y reparación de vereda.
Cable de acometida (cable entre la caja toma y la caja portamedidor).
Caja de medición y protección.
Medidor.
Sistema de protección y seccionamiento.
Empalme de acometida.
El armado empalme de acometida comprende los materiales y recursos necesarios para la instalación
del empalme, cable hacia la caja toma, caja toma y la protección de la caja toma.
3.1.4.2 Conexiones Eléctricas en Media Tensión
Las conexiones eléctricas en media tensión se resumen en el siguiente cuadro:
Informe N° 440-2015-GART Página 17 de 58Conexiones Eléctricas en Media Tensión (10 kV, 13.2/7.62 kV, 20 kV y 22.9/13.2 kV)
Tipo Subtipo Fases Potencia PMI Celda
conectada (Pc) (1)
C5 C5.1 Trifásica Pc ≤ 100 kW MT2-MT3-MT4 MT2-MT3-MT4
C5.2 Trifásica 100 kW < Pc ≤ 400 kW MT2-MT3-MT4 MT2-MT3-MT4
C5.3 Trifásica 400 kW < Pc ≤ 700 kW MT2-MT3-MT4 MT2-MT3-MT4
C5.4 Trifásica 700 kW < Pc ≤ 1000 kW MT2-MT3-MT4 MT2-MT3-MT4
C5.5 Trifásica 1000 kW < Pc ≤ 2500 kW MT2-MT3-MT4 MT2-MT3-MT4
(1) Derecho de potencia otorgado por cada tipo de conexión eléctrica.
El costo de una conexión eléctrica en media tensión se obtiene del costo de los componentes básicos
de la conexión y del costo de otros elementos electromecánicos en media tensión.
Los componentes básicos (conexión básica) son comunes a todas las conexiones y comprende los
siguientes armados:
Caja de medición.
Medidor.
Transformadores de medida.
Los otros elementos electromecánicos en media tensión se adicionan a la conexión básica de
acuerdo a las características de las instalaciones desde donde se efectúa la conexión. Los otros
elementos electromecánicos en media tensión comprenden los siguientes armados:
Cable de acometida.
Caja de protección.
Empalme de acometida.
Excavación y compactación de zanja.
Rotura y reparación de vereda.
Protección sobretensión.
Sistema de protección y seccionamiento.
Protección mecánica (bloque y riel de protección).
3.2 Criterios Generales
3.2.1 Conexiones Eléctricas en Baja Tensión
Los materiales que componen la conexión eléctrica en baja tensión se han adoptado teniendo en
cuenta el costo total eficiente (instalación y mantenimiento).
En ese sentido, se mantiene la utilización de los medidores electrónicos y cajas portamedidor
poliméricas por sus ventajas técnicas, económicas y de seguridad. En el caso de la acometida de
conexiones aéreas en baja tensión, se está considerando la utilización de cables de aluminio por su
ventaja económica respecto a los cables de cobre. Por otro lado, para el caso del murete en baja
tensión, se está adoptando el murete prefabricado en reemplazo del murete de mampostería, por su
ventaja económica debido al mayor uso de los muretes prefabricados, diferenciándose muretes para
conexiones monofásicas y trifásicas.
En cuanto a los empalmes de las conexiones eléctricas subterráneas se mantiene la utilización de
empalmes simétricos en la determinación de los costos de conexión eléctrica, a efectos de brindar
una señal económica que promueva la eficiencia del desarrollo de las actividades de instalación,
Informe N° 440-2015-GART Página 18 de 58reposición y mantenimiento de las conexiones eléctricas, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo
42° de la LCE.
Por otro lado, se continúa con la utilización de cajas de derivación plásticas con gel en las conexiones
aéreas BT5A, BT5B y BT7; conectores tipo perforación bimetálicos de mejor performance que los
conectores doble vía bimetálicos; interruptores termomagnéticos en las conexiones de hasta 20 kW;
precinto de seguridad metálico tipo forza, en los armados de cajas de medición y protección, debido
a sus ventajas en cuanto al control del acceso al sistema de medición, evitándose manipulaciones
indebidas.
Respecto a la conexión rural se mantiene el criterio de considerar el costo de una conexión aérea
para una tensión de suministro de 220 V, monofásica, hasta 3 kW, acometida simple, BT5B, que
considera el empalme directo a través de conectores tipo perforación bimetálicos.
3.2.2 Conexiones Eléctricas en Media Tensión
De manera similar que en baja tensión, se han seleccionado los materiales considerando el costo
total eficiente (instalación y mantenimiento).
En cuanto a los medidores, se han reconocido medidores acordes con los requerimientos de medida
de cada conexión. Para las opciones tarifarias MT2, MT3 y MT4 se considera medidores electrónicos
multifunción.
En cuanto a los componentes complementarios como empalme, cable de acometida, sistema de
protección y seccionamiento, se han considerado materiales de acuerdo a los rangos de potencia
conectada de cada tipo de conexión.
El costo de conexión en media tensión está comprendido por el costo de conexión básica y los costos
de los otros elementos electromecánicos en media tensión requeridos.
La conexión básica que comprende el medidor, la caja de medición y los transformadores de medida
debe ser suministrada e instalada necesariamente por la empresa de forma tal que quede
garantizado su óptimo funcionamiento. Asimismo, se considera que los otros elementos
electromecánicos en media tensión necesarios para la conexión deben ser suministrados e instalados
por la empresa, siempre y cuando se requieran y el usuario lo solicite expresamente.
3.2.3 Costos de Conexión Eléctrica para Zonas de la Amazonía
Para las empresas distribuidoras que operan en zonas de la amazonía y se ven imposibilitadas de
transferir el Impuesto General a las Ventas (IGV), gravado a los bienes adquiridos fuera de dichas
zonas, los costos de conexión eléctrica se determinan a partir de los valores indicados en el presente
informe multiplicándose por un factor igual a 1,12. Dicho factor considera lo siguiente:
Un costo adicional en el rubro de costos de materiales, igual al 18% de los costos de materiales.
Un costo adicional en el rubro de costos de transporte y equipos, igual al 2.4% de los costos de
transporte y equipos. Dicho porcentaje toma en cuenta la incidencia del IGV en los costos de
transporte y equipos por la adquisición de vehículos y equipos fuera de las zonas de la amazonía.
El factor resulta de la relación entre los costos de conexión eléctrica vigentes de la fijación 2011 para
la amazonía y los costos sin costo de IGV (valor promedio).
Informe N° 440-2015-GART Página 19 de 58También puede leer
