ELSE-5.2-Análisis de Observaciones€¦ · Costos unitarios de las instalaciones eléctricas. Definición de la tecnología adaptada. Optimización técnica-económica. Cálculo

Sector Típico 5 Informe de Análisis de la Absolución de Observaciones

P R I C O N S A O S I N E R G M I N

INFORME DE ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE OBSERVACIONES DE LOS ESTUDIOS VAD

Contenido

1. INTRODUCCIÓN 2. ANTECEDENTES 3. OBSERVACIONES

3.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 3.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS 3.3 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 3.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS 3.5 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO 3.6 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA 3.7 PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA 3.8 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

3.8.1 Costos de Explotación Técnica 3.8.2 Costos de Explotación Comercial 3.8.3 Optimización de los Costos Indirectos

3.9 TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 3.10 FORMATOS D

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INFORME DE ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE OBSERVACIONES DE LOS ESTUDIOS VAD

11.. IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN

El presente informe corresponde al análisis del levantamiento de observaciones al Informe Final Definitivo del Estudio de Costos del VAD para el Sector Típico 5, presentado por el Consultor VAD, las cuales están divididas en los siguientes aspectos:

Recopilación de Antecedentes de la Empresa Real (Etapa I): Observaciones relacionadas con la información recibida de la Empresa Distribución y los Formatos A.

Validación y Revisión de Antecedentes (Etapa II, Revisión 1): Observaciones con respecto a la documentación utilizada para revisar y validar la información y Formatos B.

Revisión Inicial de Costos (Etapa II, Revisión 2): Observaciones realizadas con respecto a los Formatos C.

Creación de la Empresa Modelo-Proceso de Optimización (Etapa III): Observaciones relacionadas a la definición de la tecnología adaptada y diseño de las instalaciones eléctricas, metodología de determinación de los costos estándar de inversión y estándar de calidad de servicio.

Resultados (Etapa IV): Observaciones relacionadas con la Estructuración de la Empresa Modelo y Cálculo de Tarifas de Distribución, conformado por el costo fijo, cálculo del Valor Agregado de Distribución (incluye el costo fijo, VAD: MT, SED y BT), determinación de las Pérdidas Estándar de Distribución en Potencia y Energía, del Factor de Economía de Escala y de la Fórmula de Reajuste.

22.. AANNTTEECCEEDDEENNTTEESS

La LCE y el RLCE señalan que las tarifas a usuarios finales comprenden las tarifas en barra y el “Valor Agregado de Distribución” (VAD). Las tarifas en barra son fijadas en abril de cada año y el Valor Agregado de Distribución cada cuatro años por la “Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería” (OSINERGMIN-GART)

El OSINERGMIN-GART estableció Valores Agregados de Distribución a partir del 01 de noviembre del 2005 y, en consecuencia, a partir del noviembre del 2009 se requiere establecer nuevos valores.

La LCE establece que los concesionarios de distribución encargarán los Estudios VAD a empresas consultoras precalificadas por el OSINERGMIN-GART.

Como resultado del concurso de méritos efectuado por “Electro Sur Este S.A.A.” (ELSE) se le otorgó a la empresa “Centro de Conservación de la Energía y del Ambiente” (CENERGIA) la Buena Pro para el desarrollo de los Estudios VAD del ST 5. Por lo cual se viene desarrollando el presente estudio con sujeción a los correspondientes Términos VAD y bajo la supervisión de OSINERGMIN-GART.

Se elaborarán Estudios VAD para cada uno de los sectores de distribución típicos establecidos por el “Ministerio de Energía y Minas” (MINEM) mediante Resolución Directoral Nº 028-2008 EM/DGE, indicados a continuación:

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Sector de Distribución Típico Descripción Sistema Empresa

1 Urbano de alta densidad Lima Norte Edelnor 2 Urbano de media densidad Piura Electronoroeste 3 Urbano de baja densidad Camaná Seal 4 Urbano-Rural Junín-Shelby Vicco-Smelter Electrocentro 5 Rural Combapata Electro Sur Este

Sistema Eléctrico Rural (SER) SER Calificado por el MINEM según la LGER PSE Sandia II Etapa Electro Puno

Especial Sistema de Distribución Eléctrica Villacurí Villacurí Coelvisac

Los Estudios VAD comprenden el desarrollo de las siguientes etapas: Etapa I: Recopilación de antecedentes.

VNR Eléctrico y No eléctrico. Otras inversiones. Mercado eléctrico. Costos de explotación. Estados financieros. Organigrama y recursos humanos. Compra y venta, y balance de energía y potencia.

Etapa II: Validación y revisión de antecedentes. Revisión 1: Validación y revisión de antecedentes. Revisión 2: Ajuste inicial de costos. Etapa III: Creación de la empresa modelo. Caracterización del mercado eléctrico. Definición del tipo de red. Costos unitarios de las instalaciones eléctricas. Definición de la tecnología adaptada. Optimización técnica-económica. Cálculo de pérdidas estándar y balance de energía y potencia. Estándares de calidad de servicio. Optimización de los costos de explotación técnica y comercial. Optimización de los costos indirectos. Creación de la empresa modelo.

Etapa IV: Cálculo de tarifas. Cargo fijo. Valor agregado de distribución MT, BT. Pérdidas estándar de distribución. Factor de economía de escala. Fórmulas de reajuste.

OSINERGMIN determinó para el ST 5: Rural, el “Sistema Eléctrico Modelo” (SEM) Combapata perteneciente a ELSE, comprendido por 4 alimentadores (CO01, CO02, CO03 y CO05) del centro de transformación Combapata. Cabe señalar que dicha subestación actualmente atiende a 5 alimentadores, incluyendo el C004, alimentador que no se encuentra comprendido en el SEM.

Los Supervisores VAD, definidos por el OSINERG-GART, será de acuerdo al siguiente cuadro:

Partida Supervisión VAD Nº 1 ST 1 Nº 2 ST 2, 3 y Especial Nº 3 ST 4, 5 y SER

“Prieto Ingenieros Consultores S.A.” (PRICONSA) ha sido designada por el OSINERG-

GART para supervisar los Estudios VAD de los Sectores Típicos 4, 5 y SER. Durante la supervisión del estudio, el OSINERGMIN revisó y analizó los informes

parciales primero, segundo y tercero, formulando las observaciones pertinentes, las cuales fueron comunicadas mediante los Oficios N° 312-2009-GART, N° 464-2009-

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GART y N° 640-2009-GART respectivamente. Los oficios fueron remitidos a Electro Sur Este y el Consultor VAD.

El 09/06/2009, Electro Sur Este mediante el Consultor VAD CENERGÍA, presento con carta N° 00217/Dir/Tec el Informe Final del Estudio con la propuesta de las tarifas de distribución eléctrica para el Sector Típico 5.

OSINERGMIN-GART formuló las observaciones al Informe Final, las mismas que se pusieron en conocimiento de CENERGIA mediante el oficio Nº 0768-2009-GART, del 08 de Julio del 2009, conforme a lo dispuesto en el Artículo 68° del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).

El 22/07/2009, Electro Sur Este mediante el Consultor VAD CENERGÍA, presento con carta N° 00265/Dir/Tec el Informe Final Definitivo del Estudio con la propuesta de las tarifas de distribución eléctrica para el Sector Típico 5 y el levantamiento de observaciones que formulo el OSINERGMIN-GART.

33.. OOBBSSEERRVVAACCIIOONNEESS

A continuación se analizó cada absolución clasificación por el capitulo y tema observado correspondiente al Informe Final Definitivo del Consultor VAD:

3.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

Observación 1: Los clientes de las siguientes subestaciones de distribución-SED presentados en el Anexo 6.1.1-2 no coinciden con los presentados en el Archivo Digital “Anexo 3.1-3-1.xls”, según lo siguiente:

Cuadro Nº 1: SED con diferencias de Clientes SED Anexo 6.1-2 Anexo 3.1-3-1 Diferencia

40032 210 117 93 40034 334 261 73 40035 279 206 73 40040 223 127 96

El Consultor VAD debe considerar lo siguiente: Utilizar el número de usuarios señalados en el Anexo 3.1-3-1. No considerar puntos de iluminación para SED de terceros. Calcular el número de puntos de iluminación por SED considerando el redondeo al

entero inferior según lo indica la Norma DGE “Alumbrado Público en Áreas Rurales”. Asimismo el número de puntos de iluminación determinado en el Anexo 6.1.1-2 no coincide con lo señalado en el Cuadro Nº 6.42 del Informe Final, y los metrados de la red de AP pueden ser modelados como el producto de las luminarias por el vano promedio de la zona a la que corresponda (45 m y 73 m para zona concentrada y dispersa respectivamente, definidos por el Consultor). Adicionalmente el Consultor VAD debe considerar el uso de lámparas de vapor de sodio de 70 W en zonas concentradas (para cumplir con los niveles de iluminación exigidos por la Norma DGE “Alumbrado Público en Áreas Rurales”).

Respuesta del Consultor: El Consultor, dentro del proceso de validación de la información ha considerado en sus cálculos los clientes consignados en el Anexo 6.1.1-2, los mismos que han sido validados con respecto a la información comercial (formatos VI-1B, VI-3B) y la información reportada en el FOSE, presentadas por ELSE, considerando el total de 15 396 clientes a nivel del sistema modelo. El número de clientes presentado en el Anexo 3.1-3-1 ha sido corregido, a fin de mantener la coherencia de la información comercial, ya que este corresponde al valor consignado inicialmente en el VNR-GIS. No se ha considerado puntos de iluminación para terceros, tal como se presenta en el Anexo 6.1.1-2, del Informe Final.

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El cálculo del número de puntos de iluminación se ha realizado considerando lo indicado en la Norma DGE “Alumbrado Público en Áreas Rurales”, con lo cual se ha obtenido 4 359 puntos de iluminación para el SEM Combapata, cuyo valor coincide con lo indicado en el Cuadro Nº 6.42. Con respecto al uso de lámparas de mayor potencia (70 W) en las zonas concentradas, el Consultor se ratifica en el uso de las lámparas de 50W en todas las zonas, con lo cual se cumple con los niveles de iluminación exigidos, habiéndose obtenido 4 lux en las zonas concentradas para un vano de 45 m, lo cual es coherente con el rango normado (2 a 6 lux para calzada oscura). Asimismo, el uso de lámparas de 50W coincide con la regulación anterior (2005) para el Sector Típico 5. Además, con este criterio se tiene mayores puntos de iluminación lo cual favorece a los usuarios de la zona rural.

Análisis del Supervisor: El Consultor VAD corrigió el Anexo 6.1.1-2, pero mantiene el uso de lámparas de Na 50 W para zonas concentradas, por lo que el Supervisor reitera la observación e indica que las lámparas Na de 70 W son más eficientes en iluminación en un 40% con respecto a las de 50 W, cumplen con los requisitos de la Norma de “Alumbrado Público en Areas Rurales”, y manteniendo su costo unitario. El planteamiento del Consultor VAD de utilizar lámparas Na de 50 W en zonas concentradas implica incrementar la cantidad de lámparas y los km de redes de alumbrado público, tal como se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 2: Metrado de Redes de AP vs Metrado de SP Real

SED N° de Usuarios

Puntos de Iluminación

Long. SP Real

Long. AP Optimizado

Diferencia SP - AP %

40034 334 97 2 835,43 5 947,70 -3 112,27 -110% 40040 223 65 1 421,26 3 985,57 -2 564,32 -180% 40132 399 116 2 475,06 7 112,71 -4 637,65 -187% 40134 194 57 1 207,95 3 495,04 -2 287,09 -189% 40135 155 45 1 111,79 2 759,24 -1 647,45 -148% 40141 294 86 1 875,88 5 273,22 -3 397,34 -181% 40147 142 41 1 152,80 2 513,98 -1 361,18 -118% 40169 151 44 1 204,25 2 697,93 -1 493,68 -124% 40249 123 36 832,13 2 207,39 -1 375,26 -165% 40251 112 33 881,45 2 023,44 -1 142,00 -130% 40444 30 9 5,00 551,85 -546,85 -10 937%

* La Longitud de AP Optimizado se obtiene del producto del vano medio de AP considerado por el Consultor (61,32 m) y el número de PI.

Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada.

Observación 2: La suma de las máximas demandas del servicio SP por SED pertenecientes a ELSE (231 SED) presentadas en el Anexo 6.1.1-2 es mayor a la demanda de la tarifa BT5B de 1 266,37 kW (formato VII-D), resultando 1 492,19 kW un 18% por encima de la tarifa BT5B. El Consultor VAD debe replantear el cálculo de máximas demandas para el servicio de SP de manera que el total coincida con el presentado en el Formato VII-D sin la aplicación del factor de coincidencia, además la demanda de AP optimizado por SED para el año final debe ser igual a la del año 2008.

Respuesta del Consultor: El valor consignado en el balance de energía y potencia, corresponde a la demanda de la tarifa BT5B coincidente con la máxima demanda del sistema, producto de la suma de los consumos de cada uno de los suministros multiplicada por el Número de Horas de Uso (NHUBT = 262 horas/mes); por otro lado el valor consignado en el Anexo 6.1.1-2, considera los factores de simultaneidad que deben aplicarse a los suministros de baja tensión, que varían de 0.5 a 0.6 para este caso de zonas rurales. Inicialmente se ha aplicado un factor de simultaneidad de 0.6 el cual al ser cambiado a 0.5 (considerado en la regulación vigente año

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2005), resulta una demanda coincidente con la máxima demanda registrada y un factor de coincidencia igual a 0.99, con lo cual la demanda acumulada de todas las SEDs, las pérdidas y las demandas de usuarios de MT resulta similar a la máxima demanda del sistema existente. Asimismo, esta demanda guarda relación con la calificación eléctrica de los suministros BT5B (200 W/lote) equivalente a una demanda de 100 W/lote aplicando el factor de simultaneidad de 0.5. El Consultor ha calculado la demanda de AP considerando el número de clientes proyectado al 2013, de acuerdo a la metodología indicada en los Términos de Referencia, se considera una tasa de crecimiento de 1% para el periodo regulatorio de 4 años 2009-2013 y desde el año cinco (5) hasta el año 30 se considera una tasa de crecimiento cero.

Análisis del Supervisor: El Consultor VAD corrigió el Anexo 6.1.1-2, reduciendo la demanda para cada SED y número de lámparas, pero la potencia instalada por SED no sufrió variación. Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada.

3.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Observación 3: El Consultor VAD propone el uso de cuatro (4) recloser y once (11) seccionalizadores para el SEM, lo cual no es aplicable técnicamente, debido a que los recloser propuestos tienen una corriente nominal (In) de 650 A, mientras que las In que se obtienen en los cuatro (4) alimentadores del SEM están entre 4 y 26 A, es decir entre el 0,6 al 4% de la In de recloser. Este último rango de la corriente nominal se ubica dentro de la zona de insensibilidad del transformador de corriente del recloser, motivo por el cual se descarta la utilización de dicho equipo para estos casos. Asimismo, dado que los seccionalizadores actúan con los recloser, éstos también quedarían técnicamente descartados. De igual manera, se debe reducir los veinticuatro (24) seccionadores fusibles-SF en líneas primarias, donde se atiende a un grupo de SED, los cuales sacarían fuera de servicio a la LP para fallas temporales y transitorias, quitándole confiabilidad al tramo protegido. Por los motivos antes expuestos, se recomienda utilizar los Seccionadores Fusibles Reconectadores-SFR, que son 3 cut-out en paralelo que se utilizan actualmente en el país, operando bajo el mismo criterio que el SF, por lo que no requiere de ninguna norma especial, con la diferencia de que repone el servicio para las fallas temporales y transitorias. En el Anexo N° 1, se adjunta como referencia, la especificación técnica para los equipos de protección y seccionamiento propuestos, que el Consultor VAD deberá revisar y evaluar su aplicación.

Respuesta del Consultor: El Consultor indica que hubo un error en la descripción del Recloser para el SEM optimizado el cual aparece con una corriente nominal de 650 A en lugar de 50 A, tal como se indica en el siguiente cuadro:

Descripción Fases Cantidad RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 kV, In = 50 A, Icc = 1250 A 3 4 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 2, 15/26 kV, 50 A 2 4 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 15/26 kV, 50 A 1 6 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 15/26 kV, 50 A 3 14 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 14,4 kV, In = 10 A, Icc = 1600 A 3 11

Total 39 Asimismo, la corriente nominal normalizada de los seccionalizadores es de 10 A y de los cut-out de 50 A (con fusibles de acuerdo a la carga y su ubicación respectiva en la red de MT). No se considera la utilización de Seccionadores Fusibles Reconectadores-SFR, debido a que este equipo es una tecnología nueva que no tiene referencias de buen desempeño y que no garantiza la protección del sistema eléctrico asociado. Se ha verificado que ninguna empresa concesionaria en el Perú lo está utilizando actualmente. Asimismo, presenta

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normas de fabricación NRF-029-CFE y NMX-J-149-2 desconocidas en nuestro país, en lugar de normas INDECOPI u internacionales como la IEC o ANSI. No presentan especificaciones técnicas de operación del equipo para su análisis, adjuntan catalogo de dos hojas.

Análisis del Supervisor: Actualmente en el mercado internacional se utilizan recloser en vacío y SF6, habiéndose descontinuado los recloser hidráulicos, y los primeros son de 630 y 800 A, para corrientes del orden de 4 a 26 A, lo cual implica que no se garantice su operación. Asimismo, al descartar el recloser, queda descartado el seccionalizador, ya que operan conjuntamente. Por tal motivo, el Supervisor VAD considera que la alternativa de los Seccionadores Fusibles Reconectadotes – SFR es la más adecuada técnica y económicamente para el SEM, dada las características propias del Sistema. Este equipo consta de 3 cut-out en paralelo, los mismos que se utilizan actualmente en el país, por lo que no requiere de ninguna norma especial, con la diferencia de que repone el servicio para las fallas temporales y transitorias. El Consultor VAD se limitó a la información de referencia presentada por el Supervisor VAD para desestimar esta alternativa, según los Términos VAD: “La tecnología adaptada será aquella que técnica y económicamente resulte más conveniente para el desarrollo de las instalaciones eléctricas de la empresa modelo, la misma que será escogida dentro de la disponibilidad que ofrece el mercado internacional actual sólo si es factible su utilización y su adaptación a las condiciones locales” Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada, el Supervisor VAD adjunta mayor información referida al equipo.

Observación 4: El Consultor VAD deberá revisar el empleo de pararrayos-P y la utilización de los descargadores de rayo-DR presentados en la optimización de los equipos de protección propuestos, toda vez que no corresponde con una configuración óptima, como se explica a continuación. En el Anexo N° 2 se presenta la ubicación de P y DR en las cumbres; así como a lo largo del recorrido de las líneas que no están apantalladas por los cerros, donde se ubican cada 7 km; de esto se obtiene un total de 40 P y 12 DR, versus los 58 P propuestos por el Consultor.

Respuesta del Consultor: Se ha considerado la inclusión de 58 descargadores de rayos DR en la red de MT. La ubicación y número de pararrayos tipo descargadores de rayo fueron definidos considerando las zonas de alta descarga atmosférica proporcionado por ELSE, la cual se basa en experiencia real de operación del sistema, lo cual ha permitido reducir las salidas o interrupciones en el sistema eléctrico a niveles aceptables. Asimismo según normas internacionales como la IEEE 1410, se deben distinguir los tipos de sobretensiones que se presentan para determinar los tipos de protección a utilizar, las mismas que son inducidas y directas. En caso de directas como es nuestro caso – zonas altas - dicha norma indica protección en cada estructura y fases y no cada 7 km.

Análisis del Supervisor: La alternativa del Consultor VAD es similar a la del Supervisor, el cual considera 45 equipos de protección entre descargadores de rayo tipo Franklin - DR y pararrayos de distribución, repartidos en zonas de alta incidencia de descargas atmosféricas reportados por la empresa concesionaria. Cabe resaltar que las zonas altas los pararrayos son colocados en armados antes, después y el mismo del DR (Estructuras consecutivas). Por estas consideraciones se puede considerar superada la observación.

Observación 5: El Consultor VAD no ha adjuntado la evaluación económica de las estructuras en MT, por tal motivo se reitera la observación referente a la evaluación de los postes a utilizar en la empresa modelo, debiendo tenerse en cuenta las siguientes consideraciones:

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Corregir los costos unitarios de los postes a evaluar (poste de C.A, postes de madera: eucalipto, pino radiata y pino amarillo). Se adjunta el Anexo N° 3 de cotizaciones de postes como referencia.

Indicar la vida útil y peso de las alternativas. Incluir los siguientes costos que están directamente relacionados con el peso de los

poste evaluados: Transporte a almacén de obra. Transporte de almacén de obra a punto de izaje. Instalación de los postes.

Costo adicional a incurrir en los postes de concreto, para el equipamiento y/o costos de explotación y calidad de suministro para conseguir el nivel de aislamiento requerido (300kV) para hacerlo comparable con los de madera o sufrir mayores problemas de calidad de servicio. Se deberá cuantificar el costo adicional de las espigas reforzadas con fibra de vidrio para el caso de postes de concreto u otra alternativa que propondrá el Consultor.

Costos detallados de operación y mantenimiento. Por lo expuesto, el Consultor VAD debe reformular la evaluación para la selección de postes, mediante una correcta asignación de costos se espera que el poste seleccionado resulte el pino radiata, por su menor costo y peso unitario, con respecto a otras alternativas.

Respuesta del Consultor: La observación es contradictoria e incorrecta ya que la evaluación económica sí fue presentada, como el mismo texto de la observación lo señala en su último párrafo, al solicitar que se “reformule” la misma, pues sólo se reformula algo que ya ha sido formulado previamente. No obstante lo anterior y con el fin absolver las inquietudes planteadas en la observación, se ha desarrollado la evaluación económica de los postes conforme es requerida y los criterios y detalles de la misma se describen en el Anexo Nº 1, que se adjunta al presente documento. En esta evaluación se han considerado los costos de transporte desde el punto de entrega hasta el punto de izaje, los costos de instalación y los demás aspectos solicitados. En relación con la última afirmación que se realiza en la observación, se debe señalar que es incorrecta y es el resultado de un análisis incompleto, pues hace referencia al peso unitario de los postes pero no toma en cuenta la distancia que éstos deben ser transportados, según la alternativa que se analice. Es cierto que un poste de madera pesa menos que uno de concreto, pero también es cierto que el poste de madera debe ser transportado una mayor distancia hasta ubicarlo en el almacén de obra, como se puede apreciar en las mismas cotizaciones que fueron entregadas como parte de las observaciones. Por lo señalado previamente, el Consultor VAD considera que la alternativa más económica para los soportes de las redes de distribución son los postes de concreto armado, tal como ya fue sustentado como parte del estudio desarrollado y se vuelve a sustentar en la evaluación económica del Anexo Nº 1.

Análisis del Supervisor: La evaluación contenida en el levantamiento de observaciones presentada por el Consultor presenta las siguientes observaciones:

El Consultor VAD no utiliza las cotizaciones entregadas por el Supervisor VAD, las mismas que contienen precios menores para los postes de madera de pino amarillo y madera nacional; los precios considerados por el Consultor VAD para el poste de 11m CL-6 por ejemplo, está al 70,7% por encima de su precio de las cotizaciones adjuntas por la Supervisión.

Por otro lado, para el caso del precio de los postes de CAC, considera precios entre 25 y 43% menos que los precios que figuran en la factura adjunta. Esto puede evidenciar que los precios considerados para la evaluación, son cotizaciones de postes entregados en Lima, con lo que el gasto por transporte hasta el SEM sería mucho mayor.

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En cuanto a los criterios considerados para determinar los costos de operación y mantenimiento se considera cantidades, para el caso del concreto y la madera, que no corresponden con las experiencias actuales de las empresas. Asimismo no debería considerarse el mismo costo de operación y mantenimiento para los distintos tipos de poste de manera dada las características distintas entre ellas.

Debido a estos criterios se considera que la evaluación realizada por el Consultor no refleja la realidad presente para las estructuras en MT y la observación se considera no superada.

Cuadro Nº 3: Variación en precios de estructuras en MT (US $) Tipo de Poste Supervisor Consultor Variación

Concreto 202,1 165,0 -18% Pino Amarillo 185,5 309,0 67% Pino Radiata 116,9 114,3 -2%

Eucalipto 181,5 186,2 3%

Observación 6: De la misma manera que en la evaluación de estructuras en MT, se deberá corregir la evaluación de estructuras en BT, teniendo especial énfasis en los costos unitarios de los postes y los costos de trasporte e instalación.

Respuesta del Consultor: Se debe señalar que la evaluación de las alternativas de soportes sí fue realizada de manera correcta y permitió obtener resultados válidos por lo que no requiere correcciones; sin embargo a fin de considerar todos los aspectos solicitados en las observaciones se ha vuelto a realizar la misma y los resultados se presentan en el Anexo Nº 1 del presente documento. Es pertinente señalar que esta observación también contradice lo indicado en la primera parte de la observación Nº 5 (donde se indica que la evaluación económica no fue presentada) ya que solicita “corregir” la evaluación y sólo se puede corregir algo que si ha sido presentado.

Análisis del Supervisor: Teniendo en cuenta las mismas consideraciones que en la observación anterior se concluye que la evaluación realizada por el Consultor no refleja la realidad presente para las estructuras en BT y la observación se considera no superada.

Cuadro Nº 4: Variación en precios de estructuras en BT (US $) Tipo de Poste Supervisor Consultor Variación

Concreto 112,7 74,3 -34% Pino Amarillo 99,2 145 46% Pino Radiata 49,8 70,7 42%

Eucalipto 117,8 129,3 10%

Observación 7: El Consultor VAD deberá considerar vanos de 45 m en zonas concentradas de la RS, y para cumplir con los niveles de iluminación requerido por la NT-DGE de Alumbrado Público Rural, se deberá considerar las lámparas de 70 W de Na, cuyo costo unitario es equivalente al de 50 W pero con una ventaja en flujo luminoso de un 20%.

Respuesta del Consultor: La zona concentrada tiene la particularidad de poseer redes secundarias con menores vanos (en comparación a la zona dispersa), esto debido principalmente a las características típicas de catastro (calles, avenidas, parques) y distribución próxima de los suministros. Estas características de las redes secundarias son observadas en la selección de SEDs en la zona concentrada (SEDs 40134 y 40095). El Consultor VAD “si” consideró dentro del estudio un vano promedio en zonas concentradas de 45 m. Para el cumplimiento de los niveles de iluminación contemplados en la Norma Técnica DGE de Alumbrado Publico Rural fueron usadas lámparas de Vapor de Na de 50 W en forma uniforme de acuerdo a las

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Tipo de Vía Tipo de Alumbrado

Longitud(Km.)

Promedio de Ancho de Vía

Pastoral considerada

(m)

Potencias Luminarias

(W)Tipo de Luminaria

Nivel de ilum. Media Requerida

(lux)

Vano Max. obtenido

de Calculux

Ilumin. media

obtenidaIII A 35,50 5,75 1,5 70 Vapor de Sodio 4,0 65,00 4,0III A 35,50 5,75 1,5 50 Vapor de Sodio 4,0 45,00 4,0IV B 105,15 5,69 1,5 70 Vapor de Sodio 2,0 110,00 2,0IV B 105,15 5,69 1,5 50 Vapor de Sodio 2,0 74,00 2,0V C 116,96 6,62 1,5 70 Vapor de Sodio 2,0 110,00 2,0V C 116,96 6,62 1,5 50 Vapor de Sodio 2,0 70,00 2,0

características observadas en las zonas concentradas, siendo el nivel de iluminación obtenido de 4 lux (Ver Cuadro adjunto). Los vanos promedios de 45 m y 73 m de las zonas concentradas y dispersas, respectivamente, se ajustan al diseño de iluminación de lámparas de 50 W (ver vanos máximos). Las lámparas de 70 W solo podrían ser usadas en la zona concentrada con un vano promedio superior (65 m) al vano promedio en esta zona lo que no permite una óptima utilización considerando la topología de calles y catastro vistos en el SEM Combapata, a no ser que se pretenda tener un nivel de iluminación mayor en algunas zonas en lugar de tener más localidades con mayores puntos de iluminación. Esta observación no se acepta por las razones explicadas anteriormente.

Análisis del Supervisor: Si bien la alternativa de considerar lámparas de 50W cumple con los niveles de iluminancia considerados en la NTCSER, vale recordar el criterio incluido en los TdR de los Estudios de Cálculo del VAD, que en el Punto 6.1.4, menciona: “Las instalaciones de alumbrado público que se recomiendan serán aquellas que representen el mínimo costo total”, y para el caso del SEM el Supervisor considera que lámparas de mayor potencia presentan mayor eficiencia y costos similares, sin embargo se reduce el número de unidades de AP, además como se vio anteriormente, de considerar sólo lámparas de 50W, la cantidad de km de redes de AP requeridos, seria en algunas SED mayor a los km de SP existentes, lo cual implicaría tener cierta cantidad de km de AP exclusivo, incrementando el VNR de BT. Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada.

Observación 8: La sección de los conductores mostrados en el archivo digital “Fichas Resumen” no corresponde a lo presentado en los planos del anexo 6.1.4-4 según lo siguiente:

Cuadro Nº 5: Metrado por SED modelo -Ficha resumen Metrado por SED modelo -Ficha resumen (metros)

Tipo de conductor SED 40134

SED 40095

SED 40070

SED 40111

SED 40174

1x16 mm2 1 648,16 1 122,38 2 881,13 1 062,91 1 169,35 3x16 mm2 783,47 957,52 1x25 mm2 148,17 483,13 1x35 mm2 190,93 3x25 mm2 104,92 8,37 Total (metros) 2 684,72 2 088,27 3 555,19 1 062,91 1 169,35

Cuadro Nº 6: Metrado por SED modelo Planos Anexo-6.1.4-4 Metrado por SED modelo Planos Anexo-6.1.4-4 (metros)

Tipo de conductor SED 40134

SED 40095

SED 40070

SED 40111

SED 40174

1x16 mm2 2 684,72 2 088,27 3 555,19 1 062,91 1 169,35

De lo anterior se observa que el conductor de sección de 16 mm² fue con el que se logró la optimización de redes de baja tensión, por lo que el Consultor debe corregir sus resultados.

10



Respuesta del Consultor: La información presentada en las fichas resumen es la correcta y corresponde al metrado de red BT de servicio particular optimizada obtenida para las SEDs seleccionadas en el estudio. Esto puede ser verificado en el Cuadro 6.41 (Metrado y características de las inversiones en redes de BT de servicio particular – SEM optimizado) donde se muestran las características del metrado correspondiente a la red BT de servicio particular optimizada de todo el sistema modelo optimizado. En los planos del Anexo 6.1.4-4 (Detalle de los resultados de la red BT optimizada) se observan códigos VNR equivocados los cuales no coinciden con los códigos VNR del Cuadro 6.41. Al parecer el error fue generado por la base GIS, esta no fue actualizada al momento de generar los planos del dicho anexo. Esta observación se encuentra fundada, en consecuencia los planos del Anexo 6.1.4-4 serán actualizados tal como lo reporta las fichas resumen.

Análisis del Supervisor: Observación absuelta.

3.3 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Observación 9: El Consultor VAD deberá incluir los costos estándares de inversión que corresponde al levantamiento de observaciones del ítem 5.2 “Definición de la Tecnología Adaptada y Diseños de las Instalaciones Eléctricas” e ítem 5.4 “Optimización Técnica Económica de las Instalaciones Eléctricas” del presente informe. Es decir, una vez determinadas las instalaciones que resulten técnico-económicamente convenientes.

Respuesta del Consultor: Se han incluido los costos estándares de inversión que corresponden al levantamiento de observaciones del ítem 5.2 “Definición de la Tecnología Adaptada y Diseños de las Instalaciones Eléctricas” e ítem 5.4 “Optimización Técnica Económica de las Instalaciones Eléctricas” del presente informe, luego de determinar las instalaciones resultantes del análisis técnico-económicamente conveniente.

Análisis del Supervisor: La observación se considera no superada, debido a que no absolvió satisfactoriamente las observaciones de los ítems “Definición de la Tecnología Adaptada y Diseños de las Instalaciones Eléctricas” y “Optimización Técnica Económica de las Instalaciones Eléctricas”, lo cual se ve reflejado en el siguiente cuadro comparativo:

Comparación de Informes del Consultor Variación Ítem Descripción Unidad

Electro Sur Este“Real”

Informe Final

Informe Final

Definitivo (%)

A METRADOS A.1 Redes Aérea de MT km 517 471 471 0%

A.2 Equipos P&S U 72 97 97 0%

A.3 Subestaciones distribución MT/BT U 231 231 231 0% A.4 Red Aérea de BT km 483 408 408 0% A.5 Red Aérea de AP km 242 286 281 -1,8% A.6 Luminarias de AP U 4 470 4 473 4 359 -2,6% B VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 7 082 6 665 6 702 0,6% 0,6%

B.1 VNR MT Miles US$ 2 895 2 467 2 533 2,6% 1,0%

B.2 VNR SED Miles US$ 831 684 677 -1,0% -0,1% B.3 VNR BT Miles US$ 2 139 2 326 2 326 0% 0% B.4 VNR AP Miles US$ 732 1 097 1 076 -2,0% -0,3% B.5 VNR Instalaciones no Eléctricas Miles US$ 485 90 90 0% 0%

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3.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Observación 10: Los conductores de bajada de puesta a tierra-PT de Cu son costosos, por lo que se recomienda la utilización del conductor de bajada de acero cobreado (cooperweld) en lugar de Cu. Asimismo, por razones de lograr el equipotencial alrededor de los postes (para la seguridad de las personas y los animales), se plantea la PT tipo PAT-0, conformada por un anillo de 1 m de radio alrededor del poste de las LP y RP, conforme se viene aplicando en los proyectos de electrificación que viene ejecutando la DGER/MEM.

Respuesta del Consultor: En esta parte el supervisor hace referencia a la diferencia de costo al conductor de bajada de cobre respecto al conductor de bajada de acero cobreado (cooperweld); al respecto, no se ha encontrado referencia sobre el material indicado ni como estándar ni como compras registradas por la empresa de distribución eléctrica. También, el supervisor plantea la utilización de la puesta a tierra tipo PAT-0 que conforma un anillo de 1 metro de radio alrededor del poste de las LP y RP que utiliza la DGER/MEM en sus proyectos que viene ejecutando; pero al respecto, por lo expuesto en el párrafo anterior y además de la revisión de las normas de la DGER/MEM (Norma DGE “Especificaciones Tecnicas de Soportes Normalizados para Lineas y Redes Primarias para Electrificacion Rural – diciembre 2003 – lámina Nº 077: detalles de puesta a tierra zonas con descarga atmosférica) no se visualiza el conductor de bajada de acero cobreado como elemento parte del sistema de puesta a tierra, sino el cobre recocido, lo cual justamente para garantizar la seguridad de las personas y animales. Es por ello, que consideramos conveniente mantener el esquema planteado en el informe cuarto, en consideración a las normativas del mismo DGER/MEM indicado para electrificación rural.

Análisis del Supervisor: El Consultor VAD no demuestra mediante una evaluación técnica-económica la conveniencia de utilizar para puestas a tierra en LP y RP los conductores de cobre en vez de la alternativa de acero cobreado (cooperweld). El Consultor VAD sólo se limita a indicar que no se ha encontrado referencia sobre el acero cobreado (cooperweld), ni como estándar ni como compras registradas por la empresa de distribución eléctrica. Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada.

Observación 11: El Consultor VAD deberá corregir la metodología empleada para determinar la longitud de las Redes Primarias-RP, o en todo caso medirlas, puesto que sus resultados representan un 189% de las obtenidas mediante mediciones por el Supervisor VAD, las cuales fueron determinadas mediante la revisión de cada catastro y sus RP de las localidades involucradas en el SEM.

Cuadro Nº 7: Comparación en el Metrado de LP y RP

Respuesta del Consultor: Los resultados obtenidos por el Consultor y el Supervisor presentan diferencias por las siguientes razones:

La red MT obtenida por el Consultor posee un total de longitud de 471,1 km como resultado del proceso de optimización de trazado explicado en la sección 6.1.4.1 y mostrado en detalle en el Anexo 6.1.4-2 (Detalle de los resultados de la red MT optimizada). El Supervisor no menciona su metodología de reducción de redes por lo que

Consultor Supervisor Comparación Descripción km km p.u. Línea Primaria 373,3 414,37 0,90 Red Primaria 97,7 51,81 1,89

Total 471,1 466,18 1,01

12



Vértice n del Tramo (xn,yn) (x,y)

Subestación (x,y)

Vértice 0 del Tramo (x0,y0) (x,y)

no se puede intuir que redes existentes se mantienen en la red optimizada y en qué proporción.

Como criterio principal para medir las redes primarias se construyó un algoritmo, basado en que la red primaria se considera la distancia entre el punto de derivación de la troncal o línea primaria hasta la SED correspondiente, el cual captura el conjunto de los tramos de red MT contenidos en los círculos construidos usando un radio de 1 km con centro en cada una de las SEDs (ver procedimiento adjunto). Este cálculo puede ser verificado de la Figura 6.7 (Clasificación de redes MT en líneas y redes primarias).

Procedimiento para realización de algoritmo para selección de Redes Primarias

El algoritmo usado para la identificación de las redes primarias fue el siguiente: Escogemos la subestación de la cual queremos hallar la red primaria, y hallamos sus

coordenadas UTM Subestación (x,y) Buscamos las coordenadas UTM Subestación (x,y) en la tabla de Tramos de MT, y

seleccionamos los tramos que coincidan algunos de sus vértices con la coordenada Subestación (x,y)

Una vez encontrados los Tramos MT, hallamos los vectores dirección del Tramo MT, con su respectiva longitud a través de las siguientes ecuaciones:

Si la magnitud del vector resultante es menor o igual a 1000 m el Tramo MT se clasifica como red primaria; sino se clasifica como línea primaria, con este criterio se puede observar en la Figura 6.7 muchas subestaciones solo tiene asociado una LP.

Esta observación se encuentra infundada por las razones explicadas anteriormente.

Análisis del Supervisor: Los kilómetros de redes primarias obtenidos por el Supervisor VAD se han obtenido metrando las instalaciones de MT que recorren por zonas urbanas y suburbanas, habiéndose metrado asimismo la variación en MT, SED y RS que se han efectuado, por razones de agrupación de SED, obteniéndose un metrado real. A continuación se presenta el resumen del metrado de RP por sección de conductor, comparado con el metrado estimado del Consultor.

13



Cuadro Nº 8: Comparación en el Metrado de RP medido vs. modelado Supervisor Consultor Variación Código

VNR Descripción km RP km RP (%)

AA01601 Red Aerea Conductor de AA o Simil. 1x16 mm2 45,29 AA02502 Red Aerea Conductor de AA o Simil. 2x25 mm2 2,93 AA02503 Red Aerea Conductor de AA o Simil. 3x25 mm2 3,59

Total 51,81 97,70 89% Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada.

Observación 12: Se reitera la observación al Consultor VAD referido a la optimización del sistema de MT, tomando en consideración el límite de caída de tensión indicado en el CNE-Suministros e incrementando el uso de líneas 1φ-13,2kV-MRT (corriente hasta 15 A). El sistema MRT fue aplicado por Electroperú a partir de 1985, y luego por la DEP y DGER/MEM hasta la fecha, en los pequeños sistemas eléctricos – PSE (equivalentes a los ST- 4, 5 y SER), con una corriente nominal de 15 A, osea con una vigencia de 23 años de aplicación en el país. Asimismo dichas líneas generan 2,2 kVAR capacitivos, que se compensan con los reactivos inductivos de las SED.

Respuesta del Consultor: La afirmación que se hace en la observación no se ajusta a la verdad porque parte de un hecho real para concluir con una afirmación incorrecta, tratando de dar a esta última una validez que no tiene. Es cierto que el sistema MRT se ha empleado en el país desde hace bastante tiempo, inicialmente en proyectos de electrificación desarrollados por Electroperú, posteriormente por la DEP/MEM y en los últimos años por la DGER/MEM, sin embargo no es cierto que se tenga establecido el empleo de 15 A tal como se afirma en la observación. Es más, en las normas de electrificación rural de la DGE/MEM no existe una definición de la capacidad nominal de un sistema MRT, tal como también de manera incorrecta fuera señalado en el Acta de Reunión del 26/05/09. De acuerdo con lo señalado, el Consultor VAD se reafirma en que la capacidad nominal de 8 A es razonable ya que considera aspectos de diseño y de operación; además de estar respaldada con sustentos y normas de países donde se ha hecho, y se hace, un uso intensivo de este sistema (Nueva Zelanda y Australia), mientras que la capacidad de 15 A, propuesta en la observación, no ha sido sustentada de la misma manera ya que tan solo se esgrimen hechos históricos que, además, no se ajustan a la verdad. Asimismo, debe indicarse que los resultados obtenidos en la evaluación de la operación red MT mostraron que no existen ramales MRT con corrientes superiores a 8 A, esto debido a las bajas demandas del sistema modelo. Sin perder generalidad, se explica el procedimiento tomado para determinar el número de fases de los conductores MT:

Los circuitos identificados como trifásicos en el modelo corresponden a los pertenecientes a la troncal y a los circuitos de conexión a SEDs trifásicas.

Los circuitos restantes pueden ser monofásicos o bifásicos. Inicialmente todos estos son incorporados como monofásico.

Conforme se realiza la evaluación de caídas de tensión (usando simulación de flujo de carga de sistemas desbalanceados) son cambiados los tramos iniciales de los ramales por bifásicos, esto es realizado en forma cíclica hasta alcanzar la caída de tensión normada (TdR: 7,5 %).

Se comprobó que los ramales resultantes no violan el límite de corriente máxima permisible (en nuestro caso 8 A).

De lo anterior y de los resultados obtenidos en la evaluación de la operación del sistema modelo MT, se concluye que el criterio de corrientes máximas de 15 A en los sistemas MRT como criterio de diseño no afectará el metrado obtenido en las redes MT optimizadas de acuerdo con lo mencionado.

14



Análisis del Supervisor: En el Anexo Nº 1 se presenta una relación de alrededor de 100 proyectos de electrificación rural efectuados por PRICONSA en los últimos 15 años, para la DEP/MEM, DGER/MEM y las empresas de distribución a nivel nacional, aparte de los proyectos desarrollados por los diversos consultores que desarrollan proyectos de electrificación rural, donde se viene aplicando el sistema MRT con 15 A, donde la gran mayoría de los proyectos están en servicio o en proceso de ejecución de obra. La limitación de los 8 A se estableció para limitar la influencia electromagnética de las líneas MRT en las líneas telegráficas, las mismas que ya no se utilizaban en el país cuando se introdujo el sistema MRT. Los metrados de líneas MRT del Supervisor/Consultor (km.) es de: 357,53/188,13 = 1,9 p.u. concluyendo que sí afecta el metrado de las LP y RP, y como consecuencia incrementa los costos de MT. Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada.

Observación 13: El Consultor VAD deberá optimizar las redes de MT mediante la reducción de los kilómetros redes trifásicas e incrementando los kilómetros de redes 1ø-MRT, debido a que las demandas del SEM lo permite, y alimentado las cargas 3φ mediante los conversores de fase 1φ/3φ estáticos. Por lo descrito anteriormente, deberá optimizar las redes de MT, mediante el uso intensivo de las redes 1ø-MRT con una corriente máxima de 15A permitidos. A manera de referencia se muestra un cuadro comparativo de los resultados obtenidos por el Consultor y el ajustado:

Cuadro Nº 9: Metrado de la red en MT (km) Descripción Consultor Ajustado

Red Aérea Monofásica 188,13 357,53 Red Aérea Bifásica 25,00 40,88 Red Aérea Trifásica 257,97 68,04

Total 471,10 466,45

Respuesta del Consultor: Los resultados obtenidos en el Cuadro No. 5 presentan diferencias debido a que los valores del Consultor se ajustan a criterios propios de optimización, principalmente en mantener el total de SEDs como monofásicas. El Consultor ha realizado la optimización considerando el uso de convertidor de fase 1φ/3φ rotativos, considerando el ahorro en la inversión de una línea trifásica versus una línea MRT de US$ 2 000 (Dos Mil dólares americanos). Se ha seleccionado los convertidores de fase rotativos considerando que se mantienen sin restricciones el uso del 100% de la potencia contratada de los usuarios con suministros trifásicos, se ha descartado el uso de convertidores estáticos en vista de las restricciones (60% de su potencia) en su aplicación para el accionamiento de motores eléctricos de los usuarios. Para la evaluación económica de los convertidores de fase rotativos se ha considerado los siguientes costos:

15



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1,3

Costos FOB Costos CIF + Instalación

Costo Total

HP kW US$ US$ (US$)/año VAN (US$) (US$)/año VAN (US$) US$1 0,75 432 562 81 551 16 106 1 2182 1,49 524 681 98 668 16 106 1 4553 2,24 628 816 118 801 12 83 1 7015 3,73 820 1 066 154 1 046 12 83 2 195

7,5 5,60 1 076 1 399 201 1 372 32 215 2 98610 7,46 1 396 1 815 261 1 780 9 58 3 65315 11,19 1 956 2 543 366 2 494 10 65 5 10220 14,92 2 368 3 078 443 3 020 7 50 6 14825 18,65 2 816 3 661 527 3 591 3 23 7 27530 22,38 3 232 4 202 605 4 121 3 23 8 346

Tasa de interés : 12%Vida Util convertidor 15 años

POTENCIA Costo de reposición Pérdidas de Energía + mantenimiento

CALCULO DEL COSTO TOTAL CONVERTIDOR ROTATIVO DE SISTEMA MONOFASICO A TRIFASICO

A continuación se presenta las características de un convertidor de fase 1φ/3φ estático y rotativo.

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La optimización realizada por el Consultor VAD ha tomado en cuenta el criterio de considerar hasta 8 A en los alimentadores MRT. Este es un criterio que, como se señala en la última parte de la respuesta a la observación Nº 10, está sustentado en normas y estándares aplicados en países que hacen uso de este sistema y, además de ello, es de aplicación razonable al sistema modelo. En tanto que, nuevamente reiteramos, los 15 A propuestos en la observación carecen de un sustento válido. En este sentido debemos reafirmar que la optimización efectuada por el Consultor VAD responde a criterios técnicos adecuadamente fundamentados y es totalmente válida, en tanto que la propuesta de utilizar alimentadores MRT de hasta 15 A carece de este sustento y, a juicio del Consultor VAD, no conduce a una optimización de las redes sino sólo a una reducción de costos de inversión que no tiene una perspectiva integral del funcionamiento óptimo de un sistema de distribución como el del sistema modelo.

Análisis del Supervisor: El consultor no ha optimizado adecuadamente las líneas de MT para el SEM, puesto que el criterio de llevar líneas trifásicas hasta suministros trifásicos se ha conservado hasta su informe definitivo, encareciendo el sistema. Por otro lado no todos los 326 clientes trifásicos existentes ameritan técnica y económicamente contar con un suministro trifásico debido a sus características de consumo de energía real, de estos se verificó que 60 clientes presentan consumos entre 101 a 300 kWh y 31 consumos de más de 301 kWh, estos últimos ameritarían un suministro trifásico. Asimismo de estos clientes, sólo 20 necesitan un conversor de fase por tener un suministro monofásico en el SEM optimizado; finalmente del análisis de estos últimos se tiene el siguiente resumen:

17



Cuadro Nº 10: Resumen de convertidores de fase estáticos Modelo Nº HP Peso kg Pot. Máx.-kW Costo US$ Cantidad Costo Total US$ PAM-300HD 1 a 3 1,4 1,5 214,5 4 858 PAM-600HD 3 a 5 1,8 2,5 257,4 10 2 574 PAM-900HD 4 a 8 1,8 4,0 312 3 936 PAM-1200HD 8 a 12 2,2 6,0 432,9 1 433 PAM-1800HD 12 a 18 9,5 9,0 799,5 2 1 599

Total 20 6 400 Se puede apreciar que se está planteado conversores de fase estáticos en lugar de los rotativos debido a las características de consumo de los clientes trifásicos. Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada.

Observación 14: Se reitera la observación referida a la optimización de los tableros en las SED, previéndose utilizar un interruptor termomagnético 2φ de protección del transformador, y el control del AP (un contador de energía, un contactor, y una célula fotoeléctrica en el exterior del tablero), eliminándose la barra y los circuitos de salida, y reduciéndolo a un tablero metálico que contenga el interruptor y el control de AP. Esta optimización deberá eliminar la utilización del tablero convencional de forma de obtener una alternativa más económica con la misma protección y operación, y cumpliendo con la norma técnica a prueba de intemperie. Por tanto, el Consultor VAD deberá evaluar esta alternativa para optimizar la red. Cabe resaltar que no se observó las características del tablero sino el equipamiento eléctrico y minimizar el tamaño del tablero suficiente para cumplir con su cometido.

Respuesta del Consultor: Se ha admitido la observación, considerando las sugerencias del supervisor, entre ellos se ha considerado un tablero de menor dimensión que otorga menor costo al armado, así también no se está considerando la barra y los circuitos de salida de acuerdo a lo sugerido. Por otro lado, cabe indicar respecto a la utilización de un interruptor termo magnético 2φ de protección del transformador que es poco comercial para su adquisición y por economías de escala no sería factible su uso.

Análisis del Supervisor: El costo considerado por el Consultor VAD del tablero de distribución para S.E monoposte hasta 75 kVA es elevado, tal como se muestra en la pag. 1546 de su Informe Final Definitivo, y cuyo resumen es el siguiente (no incluye ingeniería, gastos generales ni interés intercalario):

Costo Unitario US$ Ítem Descripción Unidad Cant. Materiales Costo

de Stock Mano de

Obra Transporte y Equipos

CASE09-

SM075

Tablero de distribución para SE monoposte hasta 75 kVA

Jgo 1 536,54 38,54 19,92 14,66

El Supervisor VAD considera que los tablero de distribución trifásico tienen un costo de 100 US$ (Suministro o material), teniendo en cuenta el equipamiento de la observación 14 y las dimensiones mínimas del tablero. Por lo motivos expuestos, la observación se considera no absuelta.

Observación 15: El Consultor consideró un factor de sobrecarga de 1,20 para el diseño de los transformadores de distribución el cual no cuenta con sustento, por lo que deberá determinar la sobrecarga admisible para los transformadores mediante la aplicación de la Norma IEEE Std. C57.91-1995 y sin afectar la vida útil de 30 años. De manera referencial se

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le indica que por las características que presenta el SEM dicha sobrecarga está en el orden del 40% al 50%.

Respuesta del Consultor: La referencia mencionada por el Consultor IEEE Std C57.91-1995 (IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers) provee una guía para analizar el desempeño de transformadores de distribución y potencia para cargas aplicadas mayores a las condiciones nominales. Esta guía se centra en los siguientes aspectos: Temperaturas ambiente mayores o menores a las nominales. Carga aplicada mayor a los datos KVA de placa con expectativa de vida normal. Cargas aplicadas que resultan en reducción de la expectativa de vida. Esta guía provee el mejor conocimiento a cerca de cargas aplicadas a transformadores bajo diversas condiciones basadas en sistemas de aislamiento de devanados típicos y basados en la mejor información de ingeniería disponible en el tiempo de preparación. Esta guía discute las restricciones de operación de los componentes auxiliares y devanados que limitan la capacidad de los transformadores. No obstante en esta referencia no se sugiere ningún valor de sobrecarga factible en la operación, esto debido a que los modelos aplicables a transformadores de distribución solo sugieren limites de carga de corta duración o menor a media hora (según la tabla 6 de la referencia: Suggested limits of temperature and load for loading above nameplate distribution transformers with 65°C rise) lo que no corresponde a un esquema de operación a sobrecarga (normalmente en un rango de temperatura de 120 °C a 130 °C).

Tal como lo especificado por la referencia, los efectos de la temperatura (que podemos asociar a la operación en sobrecarga) en la expectativa de vida están siendo investigados continuamente y nuevos datos de transformadores pueden afectar las revisiones futuras de esa guía. Por otra parte, es necesario resaltar que dentro de la actual normativa existen mecanismos de regulación que definen criterios para el diseño de la potencia KVA de transformadores, principalmente estos se encuentran descritos en el cálculo del VNR. De acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N° 329-2004-OS/CD “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”, la potencia KVA de las subestaciones de distribución MT/BT son obtenidas usando la siguiente expresión:

Donde la máxima demanda es la suma de las máximas demandas coincidentes reportadas en el Sistema VNRGIS para el Servicio Particular y Alumbrado Público. El factor de potencia (f.p.) es 0,90 y el factor de utilización (f.u.) es igual a 0,90. De la expresión anterior comparada con la propuesta para la optimización de subestaciones del estudio VAD (sección 5.2.1.4 Optimización técnica económica del sistema de distribución) toma en cuenta un factor de sobrecarga que prácticamente tiene un valor de 1. En conclusión, en el estudio VAD se está considerando el factor de sobrecarga de 1,2 tomando en cuenta la mejor utilización del transformador y considerando la sobrecarga de mediana duración promedio sin comprometer la expectativa de vida a condiciones de servicio. Las condiciones de servicio optimas son consideradas como lo mencionado en la referencia IEEE Std C57.12.00-2000 (IEEE Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers). Asimismo, la Norma de

19



sobrecarga de transformadores es la IEC354 y considera un factor de sobrecarga de 1,20 para el diseño de los transformadores de distribución, según lo indicado en las Especificaciones Técnicas para el suministro de materiales y equipos de Subestaciones para Electrificación Rural del MINEM.

Análisis del Supervisor: El consultor VAD no realizó el cálculo del factor de sobrecarga, el cual según la norma IEEE mencionada esta en el orden de 40 a 50% (1,4 – 1,5), sin afectar la vida útil del transformador, por tal motivo la observación no se encuentra superada toda vez que no se cálculo el factor de sobrecarga.

Observación 16: El Consultor VAD deberá replantear la optimización de las SED, considerando el uso de la potencia mínima para las subestaciones de distribución-SED en 3 kVA, debido a que el uso de dichos transformadores representaría un 37% del total de SED. La utilización de una potencia mínima de 5 kVA en lugar de 3 kVA, para demandas muy pequeñas no sólo incrementa el costo, sino las pérdidas de potencia y energía, motivo por el cual el Consultor debe usar transformadores de 3 kVA. En el Anexo N° 4, se adjunta cotizaciones de transformadores de 3 kVA, los mismos que utilizan tecnología convencional y son de fabricación nacional. Por lo expuesto anteriormente, el Consultor VAD debe introducir para el SEM el uso de transformadores de 3 kVA, debido al beneficio que obtiene por menor costo y menores pérdidas con respecto a los de 5 kVA. Como referencia se presenta un cuadro comparativo del número de subestaciones de 3 y 5 kVA que se podrían utilizarse:

Cuadro Nº 11: Comparación de SED optimizadas de 3 y 5 kVA

Descripción Consultor Ajustado

S.E. Aérea Monoposte 1x3 kVA 68 S.E. Aérea Monoposte 1x5 kVA 117 31

Respuesta del Consultor: Se analizó en forma técnica y económica la inclusión de potencias normalizadas de transformadores incluyendo 3 kVA, en consecuencia en los informes anteriores se destaca el uso de potencias de diseño a partir de 5 KVA. Los resultados anteriores se explican debido a que los costos de inversión de transformadores de 3 kVA son menores a los de 5 kVA pero no lo suficiente para compensar las mayores pérdidas de energía y potencia (los transformadores de 3 kVA poseen mayores pérdidas en el Cu que los de 5 kVA). Adicionalmente a esto, el supervisor dio por aceptado en sus observaciones anteriores (observaciones al 2do informe parcial) el uso de transformadores a partir de 5 kVA y potencias normalizadas mayores, lo que contradice nuevamente su posición inicial. Esta observación se encuentra infundada por las razones explicadas anteriormente. Para aclarar este punto se adjuntará el sustento respectivo dentro del informe definitivo.

Análisis del Supervisor: Los transformadores de 3kVA presentan menores pérdidas en el Cu que los de 5kVA, esto se puede verificar en los datos técnicos de ambos transformadores. Por el contrario la utilización de una potencia mínima de 5 kVA en lugar de 3 kVA, para demandas muy pequeñas no sólo incrementa el costo, sino las pérdidas de potencia y energía. Por tal razón la observación no se encuentra superada.

Observación 17: El Consultor VAD debe considerar agrupaciones de SED en función de evaluaciones técnicas y económicas. El Consultor VAD deberá verificar la conveniencia de estas

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agrupaciones de SED y plantear la agrupación de SED técnica y económicamente más conveniente.

Respuesta del Consultor: Como lo detallado en el Informe final, se realizó el análisis de ruralidad de las SEDs y cálculo de los radios efectivos de cada grupo de SEDs. Primero, por criterio de densidad de carga existe una homogeneidad rural, lo que manifiesta la existencia de redes extensas inviabilizando el uso de criterios de diseño aplicados a zonas urbanas. Segundo, los radios efectivos de las tres únicas posibles agrupaciones son menores al radio real de cada grupo, esto quiere decir que existirá una mayor caída de tensión impuesta por estas longitudes resultando inviable su agrupación. En caso se agrupasen las SEDs los costos aumentarán por el uso de secciones mucho mayores al inicio de SED, no compensando en ahorro de menor kVA del transformador provocando altas caídas de tensión. Esta observación se encuentra infundada por las razones explicadas anteriormente. Para aclarar este punto se adjunta el sustento respectivo dentro del informe definitivo.

Análisis del Supervisor: El consultor VAD sólo presenta un juicio de valor al respecto de la alternativa de agrupar las subestaciones que se encuentran dentro de un radio de acción óptimo, el Supervisor realizo la evaluación económica de la factibilidad de esta alternativa considerando el ahorro en redes primarias de MT, SED’s y sin dejar de considerar el incremento de sección de conductores, kilómetros de redes de SP y pérdidas, verificándose el ahorro que esta alternativa representa. Por tal razón la observación no se encuentra superada.

3.5 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

Observación 18: En el Ítem 6.1.6, el Consultor debe desarrollar, según los Términos VAD, el estándar de calidad de servicio eléctrico: Se debe determinar la tasa de fallas de la empresa optimizada, a partir del modelado adecuado, considerando las tecnologías adquiridas en buen estado de conservación y los equipos de protección y seccionamiento propuestos, asimismo se deberá determinar los indicadores SAIFI y SAIDI para la empresa modelo, verificando el cumplimiento con la norma técnica de calidad de servicios eléctricos rurales-NTCSER.

Respuesta del Consultor: En el informe definitivo se presenta el estándar de calidad de servicio eléctrico. Asimismo se presenta la tasa de falla de la empresa modelo y los indicadores SAIFI y SAIDI verificando que estos cumplan con la NTCSER.

Análisis del Supervisor: La observación se encuentra superada.

Observación 19: El Consultor VAD deberá resumir los aspectos importantes para garantizar la Calidad del Servicio Comercial, es decir cómo la empresa se ha estructurado de tal forma que satisfaga las exigencias de la norma de calidad.

Respuesta del Consultor: En este informe definitivo se han desarrollado estos aspectos, observando los términos de referencia y las buenas prácticas.

Análisis del Supervisor: La observación se encuentra superada.

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3.6 BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

Observación 20: El Consultor VAD debe recalcular las pérdidas de potencia no técnica, ya que la presentada representa el 2,1% del ingreso en BT, siendo el valor estándar reconocido de 2%. Asimismo debe recalcular las potencias de ingreso en MT y BT.

Respuesta del Consultor: El Consultor ha calculado las pérdidas de potencia no técnica, considerando las pérdidas equivalentes al 2% de la energía y el factor de carga de la tarifa residencial BT5B, asumiendo que la mayoría de los hurtos de energía son producidos por usuarios residenciales clandestinos, por lo cual correspondería un factor de pérdidas asociado al consumo residencial.

Análisis del Supervisor: La observación se considera no superada, el Consultor considera un porcentaje mayor al 2% en pérdidas de potencia no técnica.

Observación 21: El Consultor VAD deberá considerar como pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas y en el Formato VIID, el 40% de las pérdidas no estándar determinadas en el Formato VIIC.

Respuesta del Consultor: El Consultor ha calculado las pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas en el formato del balance de potencia y energía, considerando lo sugerido por el Osinergmin. El nuevo balance de energía y potencia se presenta a continuación:

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Día, Mes y Hora de Máxima Demanda: 4 de septiembre 07:30:00 PM

Ingreso a MT 6 376,59 0,3719 1 952,06 Pérdidas Estándar en Media Tensión 192,06 0,3695 59,17

Técnicas redes 73,94 0,1850 45,50 Técnicas Aisladores 118,12 0,9836 13,67

No Técnicas - - - Ventas en Media Tensión 65,71 0,4088 16,23 MT2 6,13 0,1163 4,44 MT4P 24,80 0,2295 7,52 MT4FP 34,79 0,3246 4,27 Otros (*)Ingreso a BT 6 118,81 0,3712 1 876,67 Pérdidas Estándar en Baja Tensión 467,83 0,2737 194,57 Técnicas 345,46 0,1845 155,65 Subestaciones MT/BT 152,14 0,1845 93,90 Redes BT - SP 84,51 0,1845 52,16 Acometidas 0,48 0,9836 0,055 Medidores 108,32 0,1845 9,54 No Técnicas 122,38 0,3579 38,92 Ventas en Baja Tensión 5 650,98 0,3825 1 682,09 BT5C 1 183,00 0,5000 269,35 BT5B 3 981,47 0,3579 1 266,37 BT6 92,64 0,5000 21,09 Otros (*) 393,87 0,3579 125,28 (*) Pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas

Energía MT MW.h 6 377 Energía BT MW.h 6 119

Factor de Carga Ingreso BT 0,3712

Resúmen del Balance de EnergíaAño 2008

DescripciónEnergía Anual

MW.hFactor de carga o factor de pérdidas

Potencia kW

Análisis del Supervisor: La observación fue absuelta.

Observación 22: El Consultor VAD deberá revisar los factores de coincidencia para las diferentes opciones tarifarias del SEM, teniendo como referencia el estudio de caracterización de la carga realizado para la regulación del 2005.

Respuesta del Consultor: El Consultor ha considerado los factores de coincidencia correspondiente a la regulación del 2005 (tarifa MT2 y MT4), incluyendo el Número de Horas de Uso de 262 horas correspondiente a la tarifa BT5B.

Análisis del Supervisor: La observación queda absuelta por parte del Consultor VAD

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3.7 PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA

Observación 23: Se reitera la observación referente a las pérdidas en los aisladores, donde el Consultor VAD considera que estas pérdidas se presentan durante todas las horas del año, lo cual no es exacto, debido a que los aisladores de las líneas aéreas de MT están diseñados para que no existan corrientes de fuga en condiciones de operación normal, tal como se señalan en las especificaciones técnicas aprobadas por las normas técnicas internacionales (ANSI, IEC); dichas pérdidas sólo se presentan en condiciones ambientales de humedad y contaminación, motivo por el cual es incorrecto considerar que dichas pérdidas se presentan durante todo el año, y considerando que sólo se atenúan por efectos del mantenimiento de la red. El Consultor VAD deberá tener en cuenta lo expuesto anteriormente y redefinir y sustentar el número de horas en que se presentan las pérdidas en los aisladores.

Respuesta del Consultor: Los aisladores de las líneas aéreas de MT siempre presentan corrientes de fuga en condiciones de operación normal, tal como se señalan en las especificaciones técnicas aprobadas por las normas técnicas internacionales (ANSI, IEC); ya que no existe un aislador puro. Dicha corriente de fuga depende de las condiciones atmosféricas y de la contaminación del aire, y estas condiciones son variables a lo largo del tiempo y la situación geográfica y disminuye por efectos del mantenimiento de la red. Consideramos que existen corrientes de fuga mínimas (0.1 a 0.2 mA) en condiciones de operación normal, tal como se demuestra en mediciones realizadas por algunas empresas en aisladores de diferentes tipos. De las mediciones realizadas por Luz del Sur de corrientes de fuga iniciales en aisladores de porcelana tipo pin clase 56.2, se ha obtenido corrientes de 0.1 a 0.2 mA en el primer día de su instalación, dichas corrientes se incrementa a medida que pasan los días y el grado de polución de las zonas donde se encuentran instaladas (Ver Anexo 6.1.5-1). El Consultor ha considerado de forma conservadora para el aislador de porcelana el valor de 0.16 mA de forma permanente, a pesar de que se estiman mayores pérdidas en este tipo de aisladores (0.48 mA). Esta corriente es equivalente a considerar corrientes de fuga (0.25 mA) en periodos de lluvia (5 meses) y 0.1 mA en periodos secos (7 meses). Además consideramos mínimas las pérdidas de potencia de 13.7 kW dado el tamaño de red asociado (507 km con 6 435 aisladores).

Análisis del Supervisor: Se reitera la observación.

Observación 24: El Consultor deberá recalcular las pérdidas técnicas en MT, SED y BT de acuerdo a las observaciones planteadas anteriormente.

Respuesta del Consultor: El Consultor está incluyendo la modificación correspondiente a las pérdidas en exceso no reconocidas, ratificando los valores las pérdidas técnicas en MT y BT obtenidos en el Informe Final.

Análisis del Supervisor: La observación se considera no superada, debido a que no absolvió satisfactoriamente la observación 23.

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3.8 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 3.8.1 Costos de Explotación Técnica

Observación 25: El Consultor VAD deberá definir qué actividades, de las indicadas en su Informe Final, corresponden a actividades de mantenimiento preventivo y mantenimiento correctivo.

Respuesta del Consultor: Se tomó en cuenta la observación y se definió el tipo de mantenimiento (Preventivo, predictivo, correctivo y operativo) de las actividades consideradas en el estudio. Esto se puede observar en el Anexo 6.1.7-1 del informe final definitivo

Análisis del Supervisor: La observación queda absuelta por parte del Consultor VAD

Observación 26: El Consultor VAD deberá considerar una vida útil de 20000 hrs. para las lámparas de vapor de sodio.

Respuesta del Consultor: Las acciones tomadas por el Consultor VAD respecto a las recomendaciones efectuadas por el Supervisor VAD se consideran adecuadas.

Análisis del Supervisor: El Consultor VAD consideró dentro de las actividades de OyM para el AP, una vida útil de las lámparas de 20000 hrs., por lo tanto, la observación queda absuelta.

3.8.2 Costos de Explotación Comercial

Observación 27: El Consultor VAD deberá eliminar los gastos de contraste de medidores, debido a que no se justifican en equipos electrónicos; además, los Términos de Referencia no consideran el contraste de medidores como parte del cargo fijo, sino, al costo de conexión y medición.

Respuesta del Consultor: El criterio tomado por el Consultor VAD no considera los rendimientos definidos en el informe final definitivo (cuadro 5.25 – pág. 178), encontrando costos de comercialización mas elevados que los actuales.

Análisis del Supervisor: La observación queda absuelta

Observación 28: Los costos unitarios planteados por el Consultor VAD para las actividades de comercialización no están acordes con los rendimientos propuestos en el cuadro Nº 5.25 Costos unitarios de las actividades de explotación comercial. El Consultor VAD deberá calcular los rendimientos y costos unitarios de la tabla respectiva de acuerdo a las siguientes ecuaciones:

Rendimiento = 8h/día x 60min./h. x Nº personal / tiempo (min.) Costo unitario = Costo diario de personal / rendimiento

El Costo diario del personal considerado en los cálculos debería ser obtenido del cuadro Nº 5.18 (Remuneración del Personal de la Contratista) del informe final de Consultor VAD:

Personal S/./h-h S/.día Oficial 12,26 98,08

Así mismo, los tiempos por actividad propuestos por el Consultor VAD son muy bajos, recomendándose un incremento de los mismos de acuerdo a la siguiente tabla:

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Actividad Nº de personal

tiempo x actividad

Rendimiento x día

Costos Propuestos

Lectura de medidor – BT5B 1 1 min. 480 0,20 S/./unidad Lectura de medidor – MT2 y BT2 1 5 min. 96 1,02 S/./unidad Lectura de medidor – MT3 y BT3 1 5 min. 96 1,02 S/./unidad Lectura de medidores de AP 1 5 min. 96 1,02 S/./unidad Contraste de medidores 1 24 min. 20 - S/./unidad Reparto de recibo – BT5B 1 1 min. 480 0,20 S/./unidad Reparto de recibo – MT2 y BT2 1 5 min. 96 1,02 S/./unidad Reparto de recibo – MT3 y BT3 1 5 min. 96 1,02 S/./unidad Procesamiento de lecturas 1 0,5 min. 960 0,10 S/./unidad Impresión y facturación 1 0,12 min. 4000 0,02 S/./unidad Cobranza de recibo y transporte de efectivo 1 1 min. 480 0,20 S/./unidad

Respuesta del Consultor: Se considera que la estimación de rendimientos propuestos por el supervisor es subjetiva, no habiendo citado la fuente o referencia de que dichos valores correspondan a una práctica aplicada en algún sistema de distribución correspondiente al sector típico en análisis. Específicamente, los tiempos que propone para el desarrollo de estas actividades no son coherentes con el sector típico 5 donde los suministros son totalmente dispersos y con diversas restricciones, siendo quizás aplicables para sector típico que tenga una mayor concentración y mejores condiciones de acceso. En particular los costos unitarios no están acorde a los rendimiento propuestos en el Cuadro Nº 5.25 Costos unitarios de las actividades de explotación comercial, debido a que estos costos no solo están en función de costo de la hora-hombre sino de otros factores complementarios en el análisis como materiales, movilidad y herramientas, razón por la cual se ha tomado parcialmente la observación planteada. El rendimiento de las actividades se han calculado considerando la relación planteada por el supervisor, pero su costeo considera los costos complementarios y adicionales al costo de la mano de obra, tal como se indicó en el párrafo anterior. El análisis de costos unitarios de las actividades consideradas mantiene el valor costo de un oficial de S/.12,26 la hora hombre. En cuanto a los tiempos considerados para el desarrollo de cada una de las actividades, se han calculado de forma objetiva, acorde a las restricciones observadas en campo, considerando diversos factores como:

Dispersión de los puntos de suministros dentro de un centro poblado de poca densidad poblacional.

Dificultas de acceso a los puntos de suministros, sobre todo en la época de lluvias debido a la formación de lodos y acequias que dificultan el desarrollo de las actividades y redundan sobre el rendimiento.

La movilidad a determinados centros poblados, entre otros

Análisis del Supervisor: Como bien es mencionado, los costos asociados al usuario están conformados por la mano de obra (servicios de terceros), materiales, supervisión y costos indirectos, todos considerados en la tabla de asignación de OyM desarrollada por la Supervisión VAD. Así mismo, los rendimientos planteados por la Supervisión tienen en cuenta el grado de dificultad del área del proyecto, así como la dispersión de los suministros. Por lo descrito, la observación planteada al Consultor VAD no se considera absuelta.

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3.8.3 Optimización de los Costos Indirectos

Observación 29: El Consultor VAD aplicó como inductor el VNR (20,85%), para asignar los costos del área administrativa al S.E. Vilcanota, inductor no adecuado a consideración de la Supervisión por lo siguiente: En empresas eléctricas donde se emplea la tercerización para las actividades de operación y mantenimiento técnico y comercial, requiriendo sólo supervisión de estas actividades, es posible determinar la magnitud del área administrativa en función a la cantidad de energía (kWh) administrable por la empresa. Por lo tanto, el Consultor VAD deberá asignar los costos del Área Administrativa de la empresa total al S.E. Vilcanota empleando como inductor la energía facturada (kWh/año), es decir 5,94%.

Respuesta del Consultor: Las acciones tomadas por el Consultor VAD respecto a las recomendaciones efectuadas por el Supervisor VAD se consideran adecuadas.

Análisis del Supervisor: La asignación de costos recomendada por la Supervisión VAD reduce los costos indirectos de 187,37 miles de S/. a 174,43 miles de S/. Sin embargo, el criterio de asignación seguido por el Consultor VAD se considera aceptable, por lo tanto, la observación queda absuelta.

3.9 TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Observación 30: El Consultor VAD deberá ajustar los costos de VNR y OyM de acuerdo a las observaciones planteadas para determinar el nuevo valor agregado de distribución.

Respuesta del Consultor: En el informe final definitivo se han realizado las correcciones necesarias.

Análisis del Supervisor: El Consultor VAD no absolvió el 100% de las observaciones planteadas, por lo que, los formatos de VNR y demás resúmenes de costos no muestran los requerimientos de la Supervisión. La observación se considera no absuelta.

Observación 31: El Consultor debe presentar las hojas de cálculo que sustentan el cuadro 6.92-Cargos Fijos Mensuales.

Respuesta del Consultor: Adjunto al informe Final Definitivo se presenta la hoja de cálculo que sustenta los cálculos.

Análisis del Supervisor: La observación se considera absuelta.

Observación 32: El Consultor debe presentar las hojas de cálculo que sustentan el cuadro 6.98 Factores de Economía de Escala del Cargo Fijo.

Respuesta del Consultor: Adjunto al informe Final Definitivo se presenta la hoja de cálculo que sustenta los cálculos.


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Observación 33: El Consultor debe corregir las demandas utilizadas para el cálculo del VADMT, VADSED y VADBT (Ítems 6.2.2, 6.2.3 y 6.2.4 respectivamente), ya que las utilizadas no corresponden a lo definido en los Términos VAD (pags. 42, 43 y 44), según lo siguiente:

Descripción Consultor Dem. Según Términos VAD (*) Máx. Demanda MT (kW) 1 894,62 1 765,07 Máx. Demanda BT (kW) 1 818,23 1 747,42

(*) Los valores son referenciales ya que hay observaciones al Balance de Potencia y Energía.

Asimismo, para el cálculo del valor mensual del VAD, los costos de operación y mantenimiento mensual se deben obtener de la división del costo anual de operación y mantenimiento respectivo entre 12 (actualmente el Consultor aplica el factor de 0,079073, lo cual no es correcto), y finalmente todos los valores presentados en el cuadro 1.10 y los cuadros de los ítems 6.2.2, 6.2.3 y 6.2.4 deben ser presentados con tres decimales.

Respuesta del Consultor: En este informe final, para el cálculo del VAD se está considerando la demanda corregida de acuerdo a las precisiones realizadas en el Balance de Energía. Asimismo se ha precisado el costo de O&M mensual como la doceava parte del costo anual, presentando los resultados con tres decimales.


Observación 34: Los resultados presentados por el Consultor en el cuadro 6.96 del ítem 6.2.5 (página 308), referente a pérdidas estándar de energía y potencia, no coinciden con los factores de pérdidas utilizados en el cuadro 5.16 (página 165), según lo siguiente:

Porcentaje (%)-Cuadro 6.96

Porcentaje (%)- Según Cuadro 5.16 Nivel de Tensión Tipo

Energía Potencia Energía Potencia Técnica --- --- --- --- MT No técnica --- --- --- ---

SED Técnica 2,67 5,37 2,66 5,16 Técnica 1,48 2,98 1,47 2,87 BT No técnica 2 2,08 1,99 2,08

Acometida Técnica --- --- --- --- Medidor Técnica 1,89 0,55 1,88 0,52

Asimismo el Consultor VAD debe corregir la redacción presentada en el ítem 6.2.5 del informe, debido a que lo presenta dos veces. Por lo explicado anteriormente, el Consultor VAD deberá uniformizar el contenido de los cuadros 6.96 y 6.2.5, y deberá corregir la redacción del ítem 6.2.5.

Respuesta del Consultor: Se ha realizado las modificaciones correspondientes a las pérdidas estándar, manteniendo la coherencia de los cuadros indicados, los resultados se presentan en el Informe Definitivo.


Observación 35: El Consultor VAD deberá incluir el cálculo del cargo fijo semestral de acuerdo a lo previsto en las Resoluciones N° 236-2005-OS/CD y N° 006-2006-OS/CD para los sectores urbano rural y rural (sectores 4 y 5).

Respuesta del Consultor:

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En este informe final, de conformidad con los términos de referencia, adicionalmente se estima el cargo fijo semestral.


Observación 36: Los cálculos de determinación de las tarifas de distribución eléctrica (VAD y Cargos Fijos), fórmulas de actualización y factores de economía de escala, deben ser reformulados de acuerdo a las observaciones indicadas.

Respuesta del Consultor: En el Informe Final Definitivo se han realizado las correcciones necesarias de acuerdo a los cambios y precisiones de cálculo.

Análisis del Supervisor: El Consultor VAD no absolvió el 100% de las observaciones planteadas, por lo que, los resultados de las tarifas de distribución no muestran los requerimientos de la Supervisión. La observación se considera no absuelta.

3.10 FORMATOS D

Observación 37: Los formatos D deberán ser reformulados y corregidos de acuerdo a las observaciones indicadas.

Respuesta del Consultor: En el Informe Final Definitivo se han realizado las correcciones necesarias de acuerdo a los cambios y precisiones de cálculo.

Análisis del Supervisor: El Consultor VAD no absolvió el 100% de las observaciones planteadas, por lo que, los formatos D y demás resúmenes de costos no muestran los requerimientos de la Supervisión. La observación se considera no absuelta.

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ELSE-5.2-Análisis de Observaciones€¦ · Costos unitarios de las instalaciones eléctricas. Definición de la tecnología adaptada. Optimización técnica-económica. Cálculo