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Julio 2013Lima - Perú

“SUPERVISIÓN DE LOS ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE

DISTRIBUCIÓN (VAD)”

Sistema Eléctrico Modelo Sullana IV EtapaSector Típico SER

CONTENIDO:

INFORME DE REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DEOBSERVACIONES DE LOS ESTUDIOS VAD

Sector Típico SER Informe de Revisión y Análisis de la Absolución de Observaciones

PRICONSA 1 OSINERGMIN

INFORME DE REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE OBSERVACIONES DE LOS ESTUDIOS VAD – SECTOR TIPICO SER

Contenido

1.0 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 2

1.1 Objetivo ................................................................................................................................................. 2 1.2 Antecedentes ........................................................................................................................................ 2

2.0 RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES Y VALIDACIÓN – FORMATO “A” Y “B” ....................... 3

2.1 Observaciones de carácter general: .................................................................................................... 3

3.0 AJUSTE INICIAL DE COSTOS – FORMATO “C” ......................................................................... 4

3.1 Observaciones de carácter general: .................................................................................................... 4

4.0 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTMIZACIÓN (ETAPA III-FORMATO D) ..................................................................................................................................... 6

4.1 Observaciones de carácter general: .................................................................................................... 6 4.2 Criterios sugeridos para el desarrollo de la Creación de la Empresa Modelo ..................................... 6

5.0 RESULTADOS DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO EFICIENTE .............. 8

5.1 Instalaciones de distribución MT .......................................................................................................... 8 5.2 Instalaciones de distribución –Subestaciones MT/BT ........................................................................ 12 5.3 Instalaciones de distribución –Baja Tensión y Alumbrado Público .................................................... 20 5.4 Costos estándar de inversión: ............................................................................................................ 21 5.5 Optimización del SEM: ....................................................................................................................... 21 5.6 Balance de potencia/energía y determinación de las pérdidas estándar .......................................... 21 5.7 Optimización de los costos de operación y mantenimiento: .............................................................. 21 5.8 Optimización de los costos de gestión comercial y pérdidas comerciales: ....................................... 21 5.9 Optimización de los costos indirectos y su asignación: ..................................................................... 21

6.0 RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ........................... 21

6.1 Cargo Fijo (CF) ................................................................................................................................... 21 6.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) ................................................................................... 21 6.3 Valor Agregado de Distribución BT (VADBT) ..................................................................................... 21 6.4 Pérdidas Estándar de distribución en potencia y energía .................................................................. 21 6.5 Factor de Economía de Escala .......................................................................................................... 21 6.6 Fórmula de reajuste ............................................................................................................................ 21 6.7 Tarifas para Sistemas Prepago .......................................................................................................... 22 6.8 Factor de reposición de las instalaciones .......................................................................................... 22



INFORME DE REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA ABSOLUCIÓN DE

OBSERVACIONES DE LOS ESTUDIOS VAD – SECTOR TIPICO SER

1.0 INTRODUCCIÓN

1.1 Objetivo

El presente Informe tiene como objetivo revisar y analizar el levantamiento de observaciones al Informe Final Definitivo del Estudio de Costos del VAD para el Sector Típico SER, 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.

1.2 Antecedentes

El “Primer Informe Parcial” fue presentado por el consultor DISA – en adelante El Consultor VAD mediante Carta Nº DS-005(VAD)-12 del 03.12.2012.

El “Informe de Avance N° 1” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta Nº DS-007(VAD)-12 del 18.12.2012

Osinergmin, mediante Oficio Nº 0016-2013-GART del 09.01.2013 presentó las observaciones al “Primer Informe Parcial”

El “Segundo Informe Parcial” y “Levantamiento de Observaciones al Primer Informe Parcial” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta Nº DS-010(VAD)-12 del 15.01.2013

El “Informe de Avance N° 2” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta DS-003(VAD)-13 del 05.02.2013

Osinergmin, mediante Oficio del 13.02.2013 presentó las observaciones al “Segundo Informe Parcial”


El “Tercer Informe Parcial” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta DS-19(VAD)-2013 del 05.03.2013


Osinergmin, mediante Oficio N° 0244-2013-GART del 01.04.2013 presentó las observaciones al “Tercer Informe Parcial”

El “Informe Final” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta DS-23(VAD)-2013 del 05.03.2013.

Osinergmin, mediante Oficio Nº 0397-2013-GART del 23.05.2013 presentó las observaciones al “Informe Final”



El “Informe Final Definitivo” y “Levantamiento de Observaciones al Informe Final” fue presentado por El Consultor VAD mediante Carta DS-25(VAD)-2013 del 07.06.2013

2.0 RECOPILACIÓN DE ANTECEDENTES Y VALIDACIÓN – FORMATO “A” Y “B”

2.1 Observaciones de carácter general:

No cumple con presentar la lista de verificación de la información recopilada, que indique los formatos presentados, si corresponde a la empresa o sistema eléctrico representativo y el periodo de la información (año, trimestre), la información complementaria solicitada y la pendiente de entrega. En el Anexo N° 1 se adjunta el cuadro elaborado por la supervisión en base a la información presentada y que debe ser completado con las observaciones de El Consultor VAD

Respuesta del Consultor VAD: En el informe final definitivo se está adjuntando un cuadro de los formatos

recopilados a nivel de empresa y Sistema eléctrico modelo SER (Ver Carpeta “Lev. de Obser. al Inf. Final” - CUADRO RESUMEN FORMATOS.xls”, se está indicando si son a nivel empresa o del SER.

Análisis del Supervisor: Absuelta

No presenta cuadros resúmenes de los antecedentes; no presenta los formatos A I-1, I-2, V-3 año 2011 ni formatos V-3 del año 2012.

Respuesta del Consultor VAD: Los referidos formatos se adjuntan en el Informe Análisis del Supervisor: Absuelta

No presenta los Formatos B I-1, I-2, V-3, VIII-2; los Formatos B II, III, IV, VII, VIII,

IX, X no se consideran validados debido a que El Consultor VAD interpreta erróneamente los TdR pag. 21 respecto a la validación del 20% de los costos de distribución; no cumple con explicitar los procedimientos y metodología solicitada en los TdR para la Etapa II.

Respuesta del Consultor VAD: Los formatos B I-1, I-2, V-3, VIII-2 se están adjuntando en el informe final

definitivo. En lo que se refiere al 20% de la validación de los costos de distribución de

acuerdo a los TdR el procedimiento y la metodología es la siguiente: 1.- Se ha revisado los formatos A en cuanto lo que son los ingresos y egresos

con los Estados Financieros (Balance general, Estado de Pérdidas y Ganancias, Patrimonio Neto) del año 2011 auditado y del 2012 con los definitivos ya que está haciendo la auditoria. Por lo cual en el formato B se está adjuntado dos cuadros II, III dondo se da la conformidad de lo que concuerda con los EE.FF.

2.- También se ha solicitado al Concesionario los gastos y servicios efectuados en el sistema de distribución, no incluye la compra de energía, donde se verificó con las facturas, órdenes de compra, ordenes de servicios, su conformidad del servicio y compra, sus voucher de pago de Enero a Diciembre-2012, se adjunta un cuadro de los servicios y compra de los meses Enero, abril, julio, octubre y diciembre. Donde se valida un 20% de sus gastos. Se adjunta el cuadro de gastos verificados y los comprobantes de pago escaneados (Ver Anexo “16 Anexo 16 - Revisión del 20% cd”).

En lo que se refiere al formato C son los mismos formatos que B solo se hace el Ajuste inicial de costos en los montos que ha variado en gastos del personal, ya que se ha modificado al personal a nivel de empresa y se ha considerado 03 trabajadores al SER Sullana IV Etapa. Por lo cual los montos del formato C ha



variado en el rubro gastos del personal. Solo se está modificando del año 2012, del 2011 no se adjunta los formatos C por ser anteriores.


No se presentan los resultados de la validación de la estructura organizacional, de los costos del personal, de los costos de servicios de terceros, de los costos de explotación técnica y comercial, de los indicadores de calidad de servicio eléctrico y del balance de energía y potencia. De acuerdo con los resultados de la validación de los costos, el Consultor VAD debe efectuar los ajustes pertinentes a fin de garantizar que la información se encuentre válida para el desarrollo de las siguientes etapas del estudio

Respuesta del Consultor VAD: Los aspectos referidos en la presenta observación son presentados en el informe

final definitivo. Análisis del Supervisor: Absuelta

Queda pendiente de desarrollo la Etapa II (Formatos B). El Consultor VAD no

cumple con los requisitos mínimos exigidos en los TdR. Respuesta del Consultor VAD: Los aspectos referidos en la presenta observación son presentados en el informe

final definitivo. Análisis del Supervisor: Absuelta

3.0 AJUSTE INICIAL DE COSTOS – FORMATO “C”


El Consultor VAD no presenta los Formatos C I-1, I-2, V-1, V-2, V-3, VI, VII-2, VIII-1, VIII-2, X-II; presenta como Formatos C los mismos Formatos B II, III, IV, IX, X-1 sin explicitar la metodología de ajuste como lo indican los TdR; el “Ajuste Inicial de Costos – Formatos C” queda pendiente de presentación ya que toma como base la “Validación y Revisión de Antecedentes – Formatos B” la cual está observada. (ver numeral 2.1 anterior).

Respuesta del Consultor VAD: En la presentación del informe final en esta etapa se revisó y validó el 20% de

los costos de distribución, por ende se toma como punto de partida los Formatos B validados, El ajuste inicial de costos se presenta a nivel de los costos de la carga de personal tanto en la empresa y el sistema eléctrico modelo, como puede ser apreciado al detalle en el informe correspondiente.


Deben incorporarse tablas de resumen de la información ajustada, de los principales rubros, a efectos de un mejor seguimiento del informe. Así como deben mostrar las variaciones de la información ajustada, de ser el caso, con respecto a la información validada y la recopilada

Respuesta del Consultor VAD: En el Informe final se adjunta lo solicitado. Análisis del Supervisor: Absuelta

No presenta análisis de la estructura organizacional, no son suficientes los

parámetros tomados, el análisis requiere mayor detalle y profundidad; el análisis estadístico realizado es global y no aporta en los aspectos sustanciales

Respuesta del Consultor VAD: El análisis estadístico efectuado es referencial y corrobora la cantidad de

personal que tiene actualmente la empresa ENOSA, con la misma estructura



orgánica y la asignación de personal a cada área correspondiente, a esta estructura se ha adicionado dos áreas, las cuales son: el Área de Planeamiento y el Área de Estudios Tarifarios, con una cantidad adicional de 4 profesionales, para una adecuada gestión de la empresa.


En la comparación de los costos unitarios del personal no se precisa la fuente ni periodo de la información.

Respuesta del Consultor VAD: La propuesta de ajuste de los costos del personal de ENOSA, se realizó en

función a la categoría salarial del promedio de 10 empresas del mercado nacional que cuentan con Sistemas Eléctricos Rurales y similares características, las fuentes y período de información es presentado nuevamente a continuación:

Electro Ucayali S.A. Política Remunerativa (Resolución G-215-211-EU- fuente página web)

Electrosureste S.A.A. Política Remunerativa aprobada y vigente (2012- IV)- fuente página web.

Electrosur Política Remunerativa aprobada y vigente (2012- IV)- fuente página web.

Electro Oriente S.A. Política Remunerativa aprobada y vigente (2012- IV)- fuente página web.

Electro Puno S.A.A. Política Remunerativa aprobada y vigente (2012- IV)- fuente página web.

SEAL Política Remunerativa aprobada y vigente (2012- IV)- fuente página web. ENSA Política Remunerativa aprobada y vigente (2012- IV), Presupuesto

Analítico del Personal- fuente página web. ELECTROCENTRO Política Remunerativa aprobada y vigente (2012- IV),

Presupuesto Analítico del Personal- fuente página web. HIDRANDINA Política Remunerativa aprobada y vigente (2012- IV), Presupuesto

Analítico del Personal- fuente página web. ENOSA, información de planillas de personal 2012. Análisis del Supervisor: Absuelta

Se deberá revisar, ajustar o completar, de ser el caso, la información presentada

en medio electrónico. Además, la información debe organizarse de acuerdo con la estructura del informe para una mejor identificación de los archivos que sustentan el desarrollo de las actividades.

Respuesta del Consultor VAD: En el Informe Final se adjunta lo solicitado. Análisis del Supervisor: Absuelta

Queda pendiente el desarrollo de la Etapa II (Formatos B y C). El Consultor VAD

no cumple con los requisitos mínimos exigidos en los TdR. Respuesta del Consultor VAD: Se regulariza la validación del formato B y la presentación del formato C

cumpliendo con los TDR del VAD Análisis del Supervisor: Absuelta



4.0 CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO – PROCESO DE OPTMIZACIÓN (ETAPA

III-FORMATO D)


El Consultor VAD, para el desarrollo de los capítulos 5 y 6, debe considerar los contenidos mínimos indicados en los TdR; en el capítulo 5 se debe describir la metodología seguida, los criterios y los cálculos sustentatorios, y en el capítulo 6 presentar los resultados de la Estructura Modelo Eficiente para el SEM Sullana IV Etapa

Respuesta del Consultor VAD: En el desarrollo de los capítulos 5 y 6 se describe la metodología seguida para la

Estructuración de la Empresa Modelo Eficiente; partiendo de la caracterización de la carga, para pasar a determinar la tecnología adaptada, seguido de los criterios de diseño de las instalaciones eléctricas, la determinación de los costos estándar de inversión y finalmente la optimización de las instalaciones eléctricas, de los costos de OyM; verificando que el modelo cumpla con los estándares de calidad del servicio


Queda pendiente la presentación de los formatos D, pues solo se constata la presentación de los Formatos D I-1 (VNR) y D VI (Balance de Energía y Potencia)

Respuesta del Consultor VAD: Se adjunta al Informe (Ver: “05 Anexo 05 – Formatos D”) Análisis del Supervisor: Absuelta

4.2 Criterios sugeridos para el desarrollo de la Creación de la Empresa Modelo

No presenta información sustentatoria del diagrama de carga de los alimentadores. Se reitera a El Consultor VAD el requerimiento de coordinar con ENOSA una medición diaria en baja tensión para una SED del SER Sullana IV Etapa que permita validar el diagrama de carga y el factor de carga a utilizar.

Respuesta del Consultor VAD: Los factores de carga y los factores de pérdidas utilizados por el consultor por el

Consultor VAD, se basa en la información entregada por la empresa Enosa. Para este fin Enosa ha realizado mediciones de los perfiles de carga durante los días 2013-05-24 al 2013-05-27; el punto de medición se ubicó en el lado de baja tensión de las SED E151532 - LA MANGA y E150656 - CHILACO.

La información correspondiente a las mediciones se presenta en archivo magnético en la Carpeta Anexo 6.1. “Perfiles de Carga del SEM” (en las Carpetas “1. E150656 – CHILACO” y “2. E151532 - LA MANGA” se muestran las mediciones en archivos fuente; y en la hoja Excel “Determinación Factor de Carga del SEM.xls” se detalla el cálculo del Factor de Carga)

Resultando el siguiente valor:

Determinación del Factor de Carga - Valores Promedio; Tarifa BT5B

MEDICIONES EFECTUADAS

Máxima Demanda Promedio

kW

Demanda media

Promedio kW

Factor de Carga

Promedio

E151532 - LA MANGA (SP) 4,06 1,10 0,270

E150656 - CHILACO (SP) 1,89 0,54 0,290

PROMEDIO 0,280



Los resultados obtenidos de las mediciones de los perfiles de carga, determinaron un factor de carga igual a 28,00%, valor que refleja una correspondencia con las cargas de bajos consumos (18 kW.h/mes promedio) del sistema eléctrico modelo; asimismo para el Sector Típico SER en el periodo regulatorio VAD 2009 – 2013, se determinó el factor de carga igual a 0,289 (208 NHUBT), valor muy similar al estimado con las mediciones en el presente estudio.

Por lo tanto el factor de carga para el modelamiento del SEM es:


En los alimentadores en MT no discrimina los consumos de potencia y energía correspondientes al SER de otros sistemas (sector típico 4).

Respuesta del Consultor VAD: Los consumos de potencia y energía en los alimentadores de MT han sido

plenamente identificados, como se puede verificar en los análisis efectuados, tanto en los análisis de “Caracterización de la Carga” (Ver: 07 “Anexo 07 - Caracterización Mercado” - Anexo 7.2 Caracterización del ME (archivo fuente).xls); como en todos los cálculos del modelamiento de la red (Ver: “10 Anexo 10 - Optimización Instalaciones” – “Anexo 10.1. Optimización Redes MT” – archivos (10.1.1 DIAGRAMAS DE FLUJOS DE CARGA MT.pdf; 10.1.2 DEMANDAS DE UTILIZADAS EN LOS FLUJOS DE POTENCIA ST 4.xls; 10.1.3 Optimización de Redes MT.xls; Anexo 10.1. Archivos FF CC.nepprj; FC-AÑO-01-25 mm2.pdf; FC-AÑO-04-25 mm2.pdf)


Presenta demandas unitarias de 91 y 56 W/lote sin sustento; estos valores no son coherentes con el factor de carga de 0.289 asignados.

Respuesta del Consultor VAD: Los demandas finales del SEM son:

Resultados:

Potencia Máx. (kW)-1 Potencia Máx. (kW)-3

Tipo I 0,111 No Aplica

Tipo II 0,068 No Aplica

Las mismas que están debidamente sustentadas en el Capítulo 5, ítem 5.1 del

Informe Presentado, asimismo ver los sustentos y cálculos efectuados en “Anexo 7.2 Caracterización del ME (archivo fuente).xls”. Evidentemente estos valores de demanda corresponden al factor de carga de 28%; determinado por medio de mediciones en el lado de BT de dos subestaciones de distribución, antes explicado.


Respecto al balance de potencia y energía, de la comparación de los Formatos B-VI y Formato D-VI del Informe Final se observan las siguientes inconsistencias: el valor de energía de las ventas BT5B del balance optimizado es menor al balance real, el balance optimizado no usa los mismos factores de carga en cada tarifa del balance real.

Respuesta del Consultor VAD: Se ha corregido el Formato B-VI en orden a la observación Análisis del Supervisor: Absuelta

Fc = 0,280



5.0 RESULTADOS DE LA ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO

EFICIENTE

5.1 Instalaciones de distribución MT

El Supervisor ha efectuado el análisis mecánico de las estructuras y ha validado que para las líneas en MRT de 25mm2 AAAC es suficiente el uso de postes de madera 11m clase7 para los armados de construcción típicos de alineamiento, fin de línea y cambio de dirección. El Consultor VAD debe cambiar los postes 11m clase6 considerados.

Respuesta del Consultor VAD: Se ha realizado el análisis del empleo de postes de madera importada de 11 m

clase 6 o clase 7 en redes de media tensión (líneas primarias); para este fin se ha tenido en cuenta dos criterios que rigen el modelamiento del SEM adaptado en los procesos regulatorios. El primero verificar que los elementos que conformarán en SEM adaptado corresponden a la tecnología técnica y económicamente más conveniente. En segundo lugar que la tecnología propuesta se ajuste a la normativa vigente que dictamina la Ley de Electrificación Rural, en este caso las Normas DGE.

CRITERIO DE CÁLCULOS MECÁNICOS DE LAS ESTRUCTURAS En principio se realizó la verificación de las prestaciones mecánicas de las estructuras tanto de 11m – clase 6, como 11 m – clase 7. Para el cálculo mecánico de conductores y estructuras se considera las siguientes hipótesis de cálculo.

Hipótesis de Cálculo Mecánico (CNE 2011. Tabla 250-1-B)

Hipótesis

I II III IV

Templado Máximo Viento

Máxima Temperatura

Mínima Temperatura

Temperatura (ºC) 25 15 50 5

Velocidad de Viento (km/h)

0 80 0 0

Esfuerzo % del Tiro de Rotura

18% 60% 60% 60%

Tomando en cuenta que el vano promedio es de 180 m en las líneas primarias, y que las estructuras de alineamiento tipo PS1-0 según la normalización de la DGER con no poseen retenidas, estas están expuestas a esfuerzos trasversales, principalmente por la fuerza del viento y tiros del conductor por los ángulos de deflexión de la LP que soportan hasta 5 °, como se muestra en el esquema siguiente.

Por lo tanto se ha realizado la verificación mecánica de los portes 11 de clase 7 y clase 6, considerando como escenario crítico las estructuras de alineamiento tipo PS1-0; estas estructuras están especificadas hasta 5° de ángulo de deflexión de la

180 m 180 m

Vano Viento: 180

m

Presión de Viento



LP. En el “Anexo 08 - Tecnología Adaptada” se presentan las hojas Excel de cálculo mecánico de conductores y estructuras, a continuación se presenta los resúmenes.

Para el caso del poste de clase 7 se verifica que solo es posible su empleo hasta un vano viento de 176 m sin la necesidad de retenidas en este caso transversales.

Tipo de estructura PS1-0 Angulo 0°- 5° DATO S DEL CO NDUCTO R PRINCIPAL S / RET C/RET

Tipo de Poste 11/7 Sección: 25 mm² AAAC V. Viento 176 2204 m

V (km/h) ÁNGULO TO PO GRÁFICO

80,0 5 Esfuerzo Fuerza Indicador DEFLEXIO N FLEXIO N

Vano Tiro H. Fuerza Fuerza MVP MVC MTC MCW MRN-CNE MRN-DGE Total Equivalente de

(Con

FSobrecarga y

FR)

Viento CP viento/CP. Tiro/CP. (N-m) (N-m) (N-m) (N-m) (N-m) (N-m) Empot. Punta vano Y d % C.S. Requiere

(m) (N) (N) (N) (Mpa) (N) Máximo (/m) <= 4% >1 Retenida..?

10 2331,46 14,59 203,4 1402,45 140,07 1952,58 0,00 5931,92 3495,11 8,69 644,77 6,47 0,0023 2,072 4,901 NO

20 2331,46 29,18 203,4 1402,45 280,15 1952,58 0,00 6240,08 3635,18 9,14 678,27 6,15 0,0023 2,155 4,659 NO

30 2362,28 43,77 206,1 1402,45 420,22 1978,39 0,00 6581,80 3801,07 9,64 715,41 5,83 0,0024 2,253 4,417 NO

40 2402,3 58,36 209,6 1402,45 560,30 2011,91 0,00 6933,53 3974,66 10,16 753,64 5,53 0,0026 2,356 4,193 NO

50 2449,34 72,96 213,7 1402,45 700,37 2051,30 0,00 7292,91 4154,13 10,68 792,71 5,26 0,0027 2,463 3,987 NO

60 2501,4 87,55 218,2 1402,45 840,44 2094,90 0,00 7657,75 4337,80 11,22 832,36 5,01 0,0028 2,571 3,797 NO

70 2556,83 102,14 223,1 1402,45 980,52 2141,33 0,00 8026,26 4524,30 11,76 872,42 4,78 0,0029 2,682 3,622 NO

80 2614,3 116,73 228,1 1402,45 1120,59 2189,46 0,00 8397,00 4712,50 12,30 912,72 4,57 0,0030 2,794 3,462 NO

90 2672,83 131,32 233,2 1402,45 1260,67 2238,47 0,00 8768,88 4901,59 12,84 953,14 4,37 0,0032 2,906 3,316 NO

100 2731,68 145,91 238,3 1402,45 1400,74 2287,76 0,00 9141,12 5090,96 13,39 993,60 4,20 0,0033 3,018 3,180 NO

110 2790,29 160,50 243,4 1402,45 1540,81 2336,85 0,00 9513,09 5280,11 13,93 1034,03 4,03 0,0034 3,130 3,056 NO

120 2848,27 175,09 248,5 1402,45 1680,89 2385,40 0,00 9884,38 5468,75 14,48 1074,39 3,88 0,0035 3,242 2,941 NO

130 2905,35 189,68 253,5 1402,45 1820,96 2433,21 0,00 10254,69 5656,62 15,02 1114,64 3,74 0,0036 3,353 2,835 NO

140 2961,32 204,27 258,3 1402,45 1961,04 2480,08 0,00 10623,79 5843,57 15,56 1154,76 3,61 0,0038 3,464 2,737 NO

150 3016,04 218,87 263,1 1402,45 2101,11 2525,91 0,00 10991,52 6029,47 16,10 1194,73 3,49 0,0039 3,574 2,645 NO

160 3069,42 233,46 267,8 1402,45 2241,18 2570,62 0,00 11357,80 6214,25 16,64 1234,54 3,38 0,0040 3,684 2,560 NO

170 3121,41 248,05 272,3 1402,45 2381,26 2614,16 0,00 11722,57 6397,87 17,17 1274,19 3,27 0,0041 3,793 2,480 NO

180 3171,98 262,64 276,7 1402,45 2521,33 2656,51 0,00 12085,79 6580,29 17,70 1313,67 3,17 0,0042 3,901 2,406 NO

190 3221,1 277,23 281,0 1402,45 2661,41 2697,65 0,00 12447,43 6761,51 18,23 1352,98 3,08 0,0044 4,008 2,336 SI

200 3268,78 291,82 285,2 1402,45 2801,48 2737,58 0,00 12807,51 6941,51 18,76 1392,12 2,99 0,0045 4,115 2,270 SI

210 3315,04 306,41 289,2 1402,45 2941,55 2776,32 0,00 13166,03 7120,33 19,28 1431,09 2,91 0,0046 4,221 2,208 SI

Cálculo Mecánico de Estructura de Madera Importada de 11 m, Clase 7



Para el caso del poste de clase 6 se verifica que solo es posible su empleo hasta un vano viento de 529 m sin la necesidad de retenidas en este caso transversales. De acuerdo al análisis de la distribución de estructuras y vanos de las líneas primarias en el SEM, se concluye que:

Descripción N° de Vanos

% Participación

menor a 180 m 456 60%

mayor a 180 m 308 40%

El 40% de los vanos son mayores de 180 m, por lo tanto el 40% de las estructuras como mínimo deberían ser de clase 6, de lo contrario se tendrían que incluir retenidas transversales juntamente con los postes de clase 7.

CRITERIO DE LA NORMATIVA VIGENTE De acuerdo a la Ley de Electrificación Rural, los SER son implementados en orden a las prescripciones de las normas rurales en este caso la norma DGE; en el caso de los soportes (postes) para electrificación se tiene la Norma Técnica Rural de Suministro para Líneas y Redes Primarias, que en la página 19 presenta las clases de postes de 11 m de madera importada normalizados, donde únicamente normaliza los portes de clase 6 y 5 para las líneas primarias. CONCLUSIÓN:

Tipo de estructura PS1-0 Angulo 0°- 5° DATO S DEL CO NDUCTO R PRINCIPAL S / RET C/RET

Tipo de Poste 11/6 Sección: 25 mm² AAAC V. Viento 529 0 m

V (km/h) ÁNGULO TO PO GRÁFICO

80,0 5 Esfuerzo Fuerza Indicador DEFLEXIO N FLEXIO N

Vano Tiro H. Fuerza Fuerza MVP MVC MTC MCW MRN-CNE MRN-DGE Total Equivalente de

(Con

FSobrecarga y

FR)

Viento CP viento/CP. Tiro/CP. (N-m) (N-m) (N-m) (N-m) (N-m) (N-m) Empot. Punta vano Y d % C.S. Requiere

(m) (N) (N) (N) (Mpa) (N) Máximo (/m) <= 4% >1 Retenida..?

460 4097,17 671,19 357,4 1574,12 6443,40 3431,35 0,00 22099,30 11448,87 18,06 2402,10 2,36 0,0039 3,608 2,358 NO

470 4117,22 685,78 359,2 1574,12 6583,48 3448,14 0,00 22429,29 11605,73 18,33 2437,97 2,33 0,0040 3,658 2,323 NO

480 4136,65 700,37 360,9 1574,12 6723,55 3464,41 0,00 22758,61 11762,08 18,60 2473,76 2,29 0,0040 3,707 2,289 NO

490 4155,48 714,96 362,5 1574,12 6863,62 3480,18 0,00 23087,27 11917,92 18,87 2509,49 2,26 0,0041 3,756 2,257 NO

500 4173,74 729,55 364,1 1574,12 7003,70 3495,47 0,00 23415,31 12073,29 19,14 2545,14 2,23 0,0041 3,805 2,225 NO

510 4191,44 744,14 365,7 1574,12 7143,77 3510,30 0,00 23742,75 12228,19 19,41 2580,73 2,20 0,0042 3,854 2,194 NO

520 4208,6 758,73 367,2 1574,12 7283,85 3524,67 0,00 24069,59 12382,63 19,67 2616,26 2,17 0,0042 3,902 2,165 NO

530 4225,24 773,32 368,6 1574,12 7423,92 3538,61 0,00 24395,87 12536,64 19,94 2651,73 2,14 0,0043 3,951 2,136 NO

540 4241,38 787,92 370,0 1574,12 7563,99 3552,12 0,00 24721,61 12690,23 20,21 2687,13 2,11 0,0043 3,999 2,108 NO

550 4257,04 802,51 371,4 1574,12 7704,07 3565,24 0,00 25046,82 12843,42 20,47 2722,48 2,08 0,0044 4,048 2,080 SI

560 4272,24 817,10 372,7 1574,12 7844,14 3577,97 0,00 25371,53 12996,23 20,74 2757,77 2,06 0,0045 4,096 2,054 SI

570 4286,98 831,69 374,0 1574,12 7984,22 3590,31 0,00 25695,74 13148,65 21,00 2793,02 2,03 0,0045 4,144 2,028 SI

580 4301,29 846,28 375,2 1574,12 8124,29 3602,30 0,00 26019,48 13300,70 21,27 2828,20 2,00 0,0046 4,192 2,002 SI

590 4315,17 860,87 376,5 1574,12 8264,36 3613,92 0,00 26342,76 13452,40 21,53 2863,34 1,98 0,0046 4,240 1,978 SI

600 4328,66 875,46 377,6 1574,12 8404,44 3625,22 0,00 26665,61 13603,77 21,79 2898,44 1,96 0,0047 4,287 1,954 SI

610 4341,75 890,05 378,8 1574,12 8544,51 3636,18 0,00 26988,02 13754,81 22,06 2933,48 1,93 0,0047 4,335 1,931 SI

620 4354,46 904,64 379,9 1574,12 8684,59 3646,83 0,00 27310,02 13905,53 22,32 2968,48 1,91 0,0048 4,382 1,908 SI

630 4366,81 919,24 381,0 1574,12 8824,66 3657,17 0,00 27631,63 14055,95 22,58 3003,44 1,89 0,0048 4,430 1,886 SI

640 4378,8 933,83 382,0 1574,12 8964,73 3667,21 0,00 27952,85 14206,06 22,85 3038,35 1,87 0,0049 4,477 1,864 SI

650 4390,45 948,42 383,0 1574,12 9104,81 3676,97 0,00 28273,69 14355,89 23,11 3073,23 1,84 0,0049 4,524 1,843 SI

660 4401,78 963,01 384,0 1574,12 9244,88 3686,46 0,00 28594,19 14505,46 23,37 3108,06 1,82 0,0050 4,571 1,822 SI

Cálculo Mecánico de Estructura de Madera Importada de 11 m, Clase 6



De acuerdo a los cálculos mecánicos no es posible incluir en todas las estructuras el poste de 11 m – clase 7, además teniendo en cuenta que ningún SER en el país ha sido implementado con postes 11 m – clase 7, incluir este tipo de material no permitiría alcanzar los criterios de economía de escala necesarios para que empresas como las del grupo Distriluz alcancen buenos niveles de competitividad, lo cual iría en contra del espíritu de la regulación. Por otro lado, normativamente no es posible usar postes clase 7 en redes de media tensión, ya que estos no están normados. Por lo tanto para las redes de MT (LP y RP) del SER Sullana IV Etapa se emplearán postes de clase 6.

Análisis del Supervisor: El poste clase 7 de la especie de madera de Pino Amarillo del Sur, Americano tiene según norma el valor de 1200 Lb de carga de rotura, las dimensiones físicas de acuerdo a la especie de madera (módulo de elasticidad y esfuerzos de fibra) y de acuerdo a la norma nacional el factor de seguridad para determinar las cargas de trabajo es de 3.0. Bajo estos criterios el poste estaría en condiciones de trabajar a 181.8 kg (1782 N) Considerando el esfuerzo máximo del conductor de 25 mm2 incluido el factor de seguridad (225 kg a 60%), el ángulo de 5 grados y viento de 80 km/hr el poste para el vano indicado por el Consultor VAD (170 m) trabajaría a una carga aplicada final de 71 kg (695 N), es decir al 40% de la carga de trabajo (13% de la carga de rotura). Según los cálculos efectuados por El Supervisor VAD para un vano de 350 m y tiro del conductor al 60% de la carga de rotura el poste para la aplicación en MRT estaría con una carga mecánica de 100 kg (980 N), es decir al 18% de la carga de rotura (55% de la carga de trabajo considerando un factor de seguridad de 3). El criterio asumido por El Consultor VAD de limitar al poste a una deflexión de 4% considera la sub utilización de los postes de madera en el orden del 50% de las cargas de trabajo. Es importante aclarar en este punto que el poste de madera normalizado para el Sector Típico SER es de madera de pino amarillo del sur (SYP) de procedencia americana. En cuanto a la normativa vigente que alude El Consultor, la DGE tiene normada especificaciones técnicas de equipos y materiales comúnmente usados en sus proyectos, las cuales no excluyen propuestas diferentes. Por lo mencionado El Supervisor VAD ha considerado el uso de los postes recomendados. El CNES estipula la necesidad de puestas a tierra en las partes metálicas

expuestas y cuando los equipos de operación sean accesibles (alturas menores a 2.2 m); El Consultor VAD está considerando el uso de equipos de seccionamiento. Es necesario considerar el armado de construcción típico de puesta a tierra en los lugares donde se defina la ubicación de los equipos de seccionamiento, y en las estructuras de cambio de dirección y fin de línea de las líneas y redes primarias, es decir, las únicas estructuras en las líneas primarias que no llevan puestas a tierra son las que corresponden a los armados de construcción típicos de alineamiento. Respecto a los equipos de protección y seccionamiento, se deberá revisar la asignación que corresponde al SER. Se están considerando equipos que deben ser asignados al sector 4 (Sullana).

Respuesta del Consultor VAD: Para las redes MT se está considerado una puesta a tierra tipo PAT-1C en cada

estructura de cambio de dirección y fin de línea. Respecto a los equipos de protección y seccionamiento, es incorrecta la

observación en cuanto a que se está considerando en el SER equipos que deben ser asignados al Sector Típico 4 (Sullana); a continuación se detallan los equipos asignados al SER y al Sector 4.




En la siguiente tabla se presentan los indicadores principales de la configuración MT y los obtenidos por El Supervisor VAD

Descripción Consultor

VAD Supervisor

VAD

Sección en mm2 de conductor AAAC – MRT 25 25

Vano promedios en RP (MRT, bifásico y trifásico) 100 100

Vano promedios en LP (MRT, bifásico y trifásico) 200 200

Postes en LP y RP – líneas MRT 11m C6 11m C7

N° de puestas a tierra por km – LP 5 2

N° de puestas a tierra por km – RP 10 8

N° de puestas a tierra por equipo de protección/seccionamiento No especifica 1

Aislador tipo PIN (por exceso de polución y pocas lluvias) ANSI 56-3 ANSI 56-3

Seccionalizador unipolar 2 1

Seccionador unipolar cut-out – 3 etapas 11 8

Seccionador unipolar tipo cut-out simple 5 6

Respuesta del Consultor VAD: El Consultor considera lo siguientes: Sección en mm2 de conductor AAAC-MRT: 25 Vano promedio LP (RP): 200(100) Poste LP y RP (MRT): 11m C6 N° de PAT/km LP (RP): 2(8) N° Pat-1, equip. Secc. Y protección: 1 Aislador Pin: Ansi 56-3 Seccionador unipolar: 2 1xSFR: 11 Cut Out simple: 5 Respecto a la reducción de equipos de protección que propone el supervisor, no

presenta ninguna justificación o los criterios asumidos en revisión realizada. Análisis del Supervisor: Absuelta

5.2 Instalaciones de distribución –Subestaciones MT/BT

Análisis del Supervisor: Se observa a El Consultor VAD lo siguiente:

El Consultor VAD está considerando tablero para las SED sin justificar su uso. Con el objeto de lograr una eficiencia técnica y económica se han revisado las normas de distribución rural de empresas eléctricas de países latinoamericanos como Brasil, Argentina, Ecuador y Colombia validando que en ninguna de ellas se hace uso de tableros en los transformadores. Se ha visitado dos empresas importantes en Ecuador y Colombia con instalaciones rurales y se ha validado la práctica del uso del transformador de distribución con protección con fusibles en MT (práctica habitual en Perú) y un interruptor en BT (sin tableros)

Respuesta del Consultor VAD: El Consultor considera los siguientes aspectos que justifican el uso de tableros

de distribución JUSTIFICACIÓN TÉCNICA, NORMATIVA Y ECONÓMICA DEL TABLERO DE DISTRIBUCIÓN: I. La regulación eléctrica obliga a las empresas distribuidoras a instalar

sistemas de medición de energía para el Alumbrado Público

Al respecto, debe tenerse en consideración que de acuerdo a la regulación referida a la prestación del servicio de Alumbrado Público, el cual debe ser



observado por las empresas distribuidoras, así como el propio accionar del OSINERGMIN, en su función fiscalizadora, las empresas concesionarias de distribución se encuentran obligadas a instalar el sistema de medición del Alumbrado Público, el mismo que de no considerar el tablero en la empresa modelo adaptada, no tendría un reconocimiento tarifario. Las condiciones de la prestación de servicio de Alumbrado Público se encuentran reguladas en la LCE, su Reglamento, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Elé -MEM/DM que establece las disposiciones aplicables para el cálculo del porcentaje máximo de facturación por el servicio de alumbrado público.

De conformidad con lo señalado en el artículo 85 de la Ley de Concesiones Eléctricas, referido a la prestación del servicio público de electricidad, corresponde al concesionario efectuar, a su costo, todas las obras de electrificación definitiva de las zonas habitadas que cuenten con habilitación urbana y que tengan un índice de ocupación predial mayor a 40%, incluyendo las redes secundarias de servicio particular y alumbrado público.

Así mimo, el artículo 94 de la mencionada ley, establece que la prestación del servicio de alumbrado público es de responsabilidad de los concesionarios de distribución, en lo que se refiere al alumbrado general de avenidas, calles y plazas.

Al respecto, el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas precisa que la facturación por servicio de alumbrado público de la concesión, no deberá exceder del 5% del monto facturado total y será distribuida entre los usuarios en importes calculados de acuerdo a los factores determinados por dicha norma, que están en función al nivel de consumo medidos en kWh de cada usuario. En este sentido, de acuerdo a la regulación vigente, el costo de la inversión en infraestructura y los costos relacionados a la operación y mantenimiento del sistema de alumbrado público debe ser asumido por la demanda vía el reconocimiento tarifario, y el costo de la energía destinada a este servicio vía el cargo incluido en la facturación mensual. Ahora bien, siendo el costos de la energía un concepto trasladable a la demanda, es decir a los usuarios del servicio público de electricidad, el Ministerio de Energía y Minas ha establecido cuales son los parámetros y criterios que deben utilizarse e implementarse por parte de las empresas concesionarias de distribución a fin de calcular los valores facturables. Es así que la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, en su Título Octavo referido a la Calidad del Alumbrado Público, cuando se refiere a las obligaciones del suministrados, establece que dentro de estas obligaciones está la de adquirir todos los equipos de medición y registro necesarios, y de realizar los trabajos de instalación y/o montaje que se requieran. En esta misma línea, la Resolución Ministerial N° 074-2009-MEM/DM, que establece disposiciones aplicables para el cálculo del porcentaje máximo de facturación por el servicio de alumbrado público, dispone en su artículo 2º que la facturación por el servicio de alumbrado público de los Sectores de Distribución Típicos 2, 3, 4, 5 y Especial corresponderá al consumo leído mensualmente, no debiendo superar el porcentaje máximo de facturación por el servicio de alumbrado público calculado sobre la base de un factor fijado para cada Sector Típico (Factor KALP), facturación por Alumbrado Público del último semestre y precio de la energía fijado en la tarifa BT5C.



Adicionalmente, la misma norma en su artículo 7 estableció que para el caso de los Sistemas Eléctricos Rurales, en tanto no se apruebe el factor KALP, se deberá tomar el correspondiente al Sector de Distribución Típico 5, dejando en claro que las disposiciones de la Resolución Ministerial N° 074-2009-MEM/DM son aplicables a todos los Sectores Típicos, inclusive al Rural. En este sentido, como se puede apreciar, la regulación eléctrica establece como requisito para que las empresas concesionarias de distribución puedan facturar a los clientes el precio de la energía destinada al Alumbrado Público, que dicha energía sea leída mensualmente, para lo cual es regulatoriamente obligatorio contar con un sistema de medición que permita dar cumplimiento a la mencionada disposición, por lo tanto contar con un tablero para albergar estos equipos. El sustento utilizado para asumir la posición de que en la optimización del sistema eléctrico no es indispensable la inclusión de los tableros y sistema de medición de Alumbrado Público, sería que mediante Resolución Ministerial N° 017-2003-EM/DGE se aprobó la Norma DGE denominada “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales”, la misma que establece como directiva general que las lámparas de alumbrado público podrán ser alimentadas directamente de las redes de servicio particular, indicando que en estos casos la determinación del consumo de energía del servicio de alumbrado público se realizará mediante la utilización de células fotoeléctricas, no siendo necesario la implementación de contadores de energía. Al respecto, debe tenerse en consideración que la mencionada disposición de la Resolución Directoral N° 017-2003-EM/DGE ha quedado derogada con la aprobación de la Resolución Ministerial N° 074-2009-EM, toda vez que siendo esta última una norma posterior y de rango superior, ha regulado expresamente la forma de determinación de la energía destinada al alumbrado público, estableciendo expresamente que dicha energía debe ser medida mensualmente, y disponiendo la aplicación de este criterio para todos los sectores típicos, incluyendo el Sector Típico Rural. Más aún, el artículo 8 de la RM N° 074-2009-EM expresamente dispone dejar sin efecto todas las disposiciones que se opongan a la indicada norma, por lo cual es claro que la RD N° 017-2003-EM/DGE, en lo que se refiere a la forma de cálculo de energía destinada a Alumbrado Público por ser contraria a lo dispuesto por la referida Resolución Ministerial, ha quedado derogada. En este sentido, debe concluirse que de acuerdo a lo dispuesto por la regulación eléctrica vigente, es obligación de los concesionarios de distribución cuyos sistemas eléctricos están calificados en cualquiera de los sectores típicos, incluyendo en Sector Típico SER, contar con sistemas de medición de energía para el servicio de alumbrado público, caso contrario no estarán habilitados a facturar el costo de dicha energía a los usuarios.

II. El OSINERGMIN, en cumplimiento de su función fiscalizadora, ha

ratificado la obligación de las distribuidoras de instalar sistemas de medición para el Alumbrado Público

La Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN, en cumplimiento de su labor fiscalizadora, ha ratificado en pronunciamientos reiterativos que datan desde hace varios años atrás, que la facturación del servicio de alumbrado público debe corresponder al consumo leído mensualmente, señalando expresamente la obligación de las empresas distribuidoras de instalar equipos de medición del consumo del servicio de alumbrado público. Más aún, se puede advertir que el OSINERGMIN ha aplicado multas a las empresas de distribución eléctrica que, en la ejecución de procesos de



fiscalización, ha advertido que no cuentan con dichos equipos de medición para el total del servicio de alumbrado público de sus concesiones. A efecto de ilustración podemos citar algunos de los procesos sancionadores y multas impuestas por el OSINERGMIN a distintas empresas de distribución:

acción /Oficio OSINERGMIN

Imposición

de multa

Resolución

de

G

G-‐ 002272

26.03.200

9

2008-‐235 Electronorte S.A. “En tal sentido, debe

resaltarse que

ELECTRONORTE tiene la

obligación de medir la

totalidad del parque de

alumbrado público, puesto

que su facturación la

realiza sobre la base de la

medición de consumo…”

3 UIT

Imposición

de multa

Resolución

de

G

G-‐ 006599

22.02.201

0

2009-‐234 Electronorte S.A. “En tal sentido, debe

precisarse que la

facturación del servicio de

alumbrado público

corresponde al consumo

leído mensualmente …”

Proceso

sancionador

Oficio Nº

2651-‐2012-‐ OS-‐GFE

16.04.201

2

201200053

626

Electro Dunas

S.A.A.

“… la verificación de

campo de alguna de

dichas subestaciones, se

puede establecer que

Electro Dunas S.A.A. aún

no ha completado con

instalar equipos de

medición en la totalidad

de subestaciones con

parque de alumbrado

público.”

(…)

“Electro Dunas S.A.A.

debe completar con la

instalación de equipos de

medición del consumo del

servicio de alumbrado

público y cumplir con lo

establecido en el artículo

2º de la R.M.

074-‐2009-‐MEM/DM,

respecto al consumo

leído del servicio de

alumbrado público.”

Por lo tanto es indispensable contar con medición de AP, e inherentemente con el tablero de distribución que permite albergar estos equipos (medidores, ITM´s, Control del AP)

III. La Medición de AP es indispensable para una buena gestión de

Pérdidas.

De acuerdo al Informe N° 433-2009-GART (Informe Técnico) de la regulación 2009 – 2013, se establece: “De acuerdo a los análisis de las opiniones y sugerencias presentadas por las empresas distribuidoras, los factores señalados consideran un porcentaje de



pérdidas no técnicas estándar de 2.85% para todos los sectores típicos. Al respecto, con la finalidad de fijar una señal que incentive a las empresas distribuidoras reducir sus pérdidas no técnicas, se considera conveniente reducir gradualmente año a año el porcentaje señalado hasta alcanzar el valor de 2.08% en dos fijaciones tarifarias (8 años). Este último porcentaje es el valor que, junto con las pérdidas técnicas estándar para el periodo noviembre 2009 - octubre 2013 respectivas, permite alcanzar el nivel de pérdidas del año 2008 de la empresa con mejores resultados en la reducción de pérdidas (Luz del Sur), el cual sería revisable al término de las dos fijaciones tarifarías ó cuando se considere razonable. En ese sentido, los porcentajes de pérdidas no técnicas a reconocer año a año son los siguientes”

Por lo tanto a fin de lograr una gestión adecuada de pérdidas técnicas y no técnicas es indispensable contar con medición que permite dicho control, y que prescindir de la medición de AP y SP (por lo tanto del tablero) contravendría el espíritu de la regulación tarifaria que incentiva a la eficiencia por medio de la reducción de pérdidas de Energía y Potencia; y estas al no ser posible de controlarlas, porque resultaría en un incremento económico para los gastos de control de pérdidas (no reconocidos), resultaría en la obligación de incrementar el porcentaje de pérdidas no técnicas reconocidas. Por lo tanto es indispensable contar con medición de AP, e inherentemente con el tablero de distribución que permite albergar estos equipos (medidores, ITM´s, Control del AP)

Análisis del Supervisor: El Supervisor VAD ha ajustado el VNR elaborado por el Consultor VAD considerando lo siguiente: La RM Nº 074-2009-MEM-DM menciona que la facturación del servicio de AP

para los ST-4 y 5 corresponderá al consumo leído mensualmente, pero considerando la Norma DGE de AP, deja abierta la medición del AP considerando 360 horas/mes (12 horas x 30 días), cuando la luminaria tenga el control de encendido y apagado de la lámpara, dejando abierta las alternativas de medición con un medidor de energía, o de calcularlo considerando unas 360 horas/mes.

Respecto al Art. 7, se menciona que al SER se le aplicará lo correspondiente al ST-5 sólo para la aplicación del factor KALP, motivo por el cual, para el ST-SER, sólo es vigente esta RM para el factor KALP, y no tiene por qué interpretarse que reemplaza a toda la NT de Alumbrado de Vías Públicas Rurales.

En las localidades rurales, donde la demanda de AP está en el orden de 4 lum/SED promedio (con una demanda promedio de 4x60W = 0,24kW/mes y 86,4kWh/mes), el costo de medición de AP resulta más caro que el cobro del consumo del AP, motivo por el cual en este caso se plantea efectuar la medición del AP mediante fotoceldas en las luminarias, eliminando así el control del AP



que tendría que ir en un tablero en la SED, y el conductor de AP. Asimismo se reemplaza el tablero en la SED por un interruptor + caja portainterruptor.

La medición del AP en las SED´s se justificaría en las capitales provinciales y distritales, donde se tiene AP en todos los postes, pero en el SER sólo se tienen localidades rurales

Se ha revisado la norma de alumbrado público-AP para zonas rurales que incluyen los sectores típicos 4, 5, 6 y SER y es factible el control del alumbrado mediante luminarias con fotocélulas y el conteo de lámparas considerando entre 8 y 12 horas para la medición; es decir, en las normas nacionales para el sector rural no existe la obligación del uso de hilo piloto para AP ni la exigencia de un tablero para medición y control de AP.

Respuesta del Consultor VAD: La Medición de AP es indispensable para una buena gestión de Pérdidas. De acuerdo al Informe N° 433-2009-GART (Informe Técnico) de la regulación

2009 – 2013, se establece: “De acuerdo a los análisis de las opiniones y sugerencias presentadas por las

empresas distribuidoras, los factores señalados consideran un porcentaje de pérdidas no técnicas estándar de 2.85% para todos los sectores típicos. Al respecto, con la finalidad de fijar una señal que incentive a las empresas distribuidoras reducir sus pérdidas no técnicas, se considera conveniente reducir gradualmente año a año el porcentaje señalado hasta alcanzar el valor de 2.08% en dos fijaciones tarifarias (8 años). Este último porcentaje es el valor que, junto con las pérdidas técnicas estándar para el periodo noviembre 2009 - octubre 2013 respectivas, permite alcanzar el nivel de pérdidas del año 2008 de la empresa con mejores resultados en la reducción de pérdidas (Luz del Sur), el cual sería revisable al término de las dos fijaciones tarifarías ó cuando se considere razonable.

En ese sentido, los porcentajes de pérdidas no técnicas a reconocer año a año son los siguientes”

Por lo tanto a fin de lograr una gestión adecuada de pérdidas técnicas y no

técnicas es indispensable contar con medición que permite dicho control, y que prescindir de la medición de AP y SP (por lo tanto del tablero) contravendría el espíritu de la regulación tarifaria que incentiva a la eficiencia por medio de la reducción de pérdidas de Energía y Potencia; y estas al no ser posible de controlarlas, porque resultaría en un incremento económico para los gastos de control de pérdidas (no reconocidos), resultaría en la obligación de incrementar el porcentaje de pérdidas no técnicas reconocidas.

Por lo tanto es indispensable contar con medición de AP, e inherentemente con el tablero de distribución que permite albergar estos equipos (medidores, ITM´s, Control del AP)



Asimismo a continuación se presenta una evaluación económica que demuestra que el control centralizado de AP es la alternativa más eficiente

EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL TIPO DE CONTROL DE AP Se analizarán dos alternativas:

a) Equipo de control (Fotocélula y Contactor) centralizado en el tablero de

distribución, más hilo piloto de 16 mm2 AAAC sobre las redes de SP.

b) Fotocélula Individual por Lámpara.

Para determinar la alternativa más conveniente se cuantificará los costos de inversión y explotación asociados a cada alternativa:

Costos de la Alternativa 1 Inversiones

COMPONENTES Unidad Cantidad Costo

Unitario (USD)

Costo Total (USD)

Equipo de Control AP compuesto por Fotocélula y Contactor

Und. 55 41,14 2262,95

Hilo Piloto (*) km 18 640,93 11541,23

Total 13804,19

Total Anualizado 1713,70

(*) Cantidades y costos resultantes del SEM Adaptado

Nota: No existen costos asociados de explotación ya que estos de todas maneras están inmersos en la red SP

Costos de la Alternativa 2 Inversión Inicial


Unitario (USD)

Costo Total (USD)

Fotocélula Individual por Lámpara Und. 275 20,00 5500,00


Reposición por Vida Útil de 5 años; en un horizonte de 30 años

COMPONENTES Valor

Presente Año1 Año5 Año10 Año15 Año20 Año25 Año30

Fotocélula Individual por Lámpara 6973,80 0 5500,00 5500,00 5500,00 5500,00 5500,00 5500,00


Costos de Explotación Anual


Unitario Anual (USD)

Costo Total (USD)

Limpieza de Fotocélula y Verificación de Funcionalidad

Und. 275 5,00 1375,00

Costo Total Anual por Alternativa

ALTERNATIVAS Costo Total (USD)

% Comparativo

Costos de la Alternativa 1 1713,70 100%



Costos de la Alternativa 2 2923,54 171%

CONCLUSIÓN: La alternativa de control de AP centralizado e hilo piloto resulta económicamente más eficiente, esto sumado a que posibilita la medición de AP para los procesos de facturación e inherentemente la mejora en la gestión de las ventas de energía y el control de pérdidas de energía y potencia.

Análisis del Supervisor: Ver respuesta anterior

Por lo mencionado y con el objeto de lograr una instalación que cumpla con los criterios de eficiencia técnica y económica se recomienda el uso de luminarias con fotocélula y que el AP se conecte al servicio particular con lo cual queda por definir la protección del transformador de distribución para lo cual es suficiente los fusibles en el lado de MT y un interruptor con caja porta interruptor en BT el cual tiene un costo en el orden de los 27 dólares, dado que, las redes BT son aisladas (cable autoportante).

Respuesta del Consultor VAD: Queda justificado el uso de los tableros de distribución, el hilo piloto para AP, la

medición de AP y SP y la protección de los circuitos de AP y SP Análisis del Supervisor: Ver respuesta anterior.

Respecto a la clase del poste considerado para las SEDs, de acuerdo con los

cálculos mecánicos solo es suficiente postes de 12 m clase 6, por lo cual deberá revisar la propuesta de postes 12 m clase 5.

Respuesta del Consultor VAD: Se ha revisado los cálculos mecánicos para las SED y se corrobora lo que para

las SED es suficiente el poste de 12 m clase 6. Por otro lado esta clase de poste esta normalizado por la DGE, lo cual no sucede con los postes de 11m clase 7, que el supervisor propone para las redes de LP.

Análisis del Supervisor: Absuelta; El Supervisor ha ajustado el VNR elaborado por el Consultor con postes de madera clase 7.

En la siguiente tabla se presentan los indicadores principales de la configuración

de las subestaciones MT/BT y los obtenidos por El Supervisor VAD

Descripción Consultor

VAD Supervisor

VAD

Estructura soporte del transformador hasta 15 kVA Monoposte 12m Cl 5 Monoposte 12m Cl 6

Uso de tableros Si No

Uso de interruptor+caja porta interruptor No Si

Respuesta del Consultor VAD: Ver respuestas anteriores

0.00

2000.00

4000.00

Costos de laAlternativa 1

Costos de laAlternativa 2

Costo Total (USD)



Análisis del Supervisor: El Supervisor VAD ha ajustado el VNR elaborado por el Consultor considerando el uso de postes de madera clase 6 para las subestaciones y para la protección del transformador un interruptor con caja porta interruptor.

5.3 Instalaciones de distribución –Baja Tensión y Alumbrado Público

El Consultor VAD ha obtenido un vano promedio de 66.7 en BT. Los cálculos mecánicos para las condiciones del SEM Sullana IV Etapa efectuados por el Supervisor permiten un vano máximo de más de 100m; revisando la configuración catastral y resultado de redes eficientes existentes; sin hilo piloto para AP es factible llegar a un vano promedio de 71.4m siendo suficiente el uso de postes de 8m clase 7. El costo de éstos están en el orden del 85% del de clase 6 y son más livianos.

Respuesta del Consultor VAD: Se ha revisado los cálculos mecánicos para las Redes de BT y se corrobora lo

que para las redes BT es suficiente el poste de 8m clase 7. Por otro lado esta clase de poste esta normalizado por la DGE.


Dado que en la SED MT/BT no se está considerando medición ni control de alumbrado público-AP la configuración del AP debe considerar, en reemplazo del hilo piloto, las luminarias con fotocélulas.

Respuesta del Consultor VAD: Queda justificado el uso de los tableros de distribución, el hilo piloto para AP, la

medición de AP y SP y la protección de los circuitos de AP y SP. Análisis del Supervisor: Ver observación de 5.2

Se sugiere revisar el cálculo de la cantidad de lámparas, de acuerdo con el valor

del KALP para el AP. Se recomienda considerar un % de lámparas de 70W para las plaza y calle principal de las localidades, de presentarse en el sistema modelo en estudio distribuyendo los puntos de iluminación según la Norma Alumbrado de Vias Públicas en Áreas Rurales (RD Nº 017-2003-EM/DGE)

Respuesta del Consultor VAD: Las localidades del SEM escasamente tienen configuración urbana, por lo que

en su mayoría no poseen plazas y calles principales, como probablemente ocurre en localidades de los ST 4 o 5. Esto se puede verificar en los planos de lotización presentados en “Anexo 10.2 Optimización Redes BT – Anexo 10.2.1 y 10.2.2” – 4. Lotización (archivos en DWG)”. Por lo tanto no se justifica el empleo de lámparas de 70 W. Por otro lado se ha verificado el cálculo del N° de PI corroborando que la estimación es correcta, considerando …,:


En la siguiente tabla se presentan los indicadores principales de la baja tensión y alumbrado público y los obtenidos por El Supervisor VAD

Descripción – BT y Alumbrado Público Consultor

VAD Supervisor

VAD

Vano promedio 66.67 71.40

N° puestas a tierra x km 6.00 6.00

Postes 8 Clase 6 8m Clase 7

Longitud de red de alumbrado público en km 18.00 --

Control de alumbrado público en tablero c/fotocélula 55 --

Cantidad de lámparas de 50W 275 221

Cantidad de lámparas de 70W 0 96

Uso de fotocélulas en luminaria No Si



Respuesta del Consultor VAD: Ver respuestas anteriores Análisis del Supervisor: Absuelta

5.4 Costos estándar de inversión:


5.5 Optimización del SEM:


5.6 Balance de potencia/energía y determinación de las pérdidas estándar


5.7 Optimización de los costos de operación y mantenimiento:

Análisis del Supervisor: El Supervisor VAD luego de revisar el Informe Final Definitivo ha actualizado el COyM en función a las siguientes observaciones: Se retira la actividad medición en carga en red (MT-P18) por no ser necesaria. El incluyó la actividad de mantenimiento de Conexión Domiciliaria, según

Resolución Osinergmin Nº153-2011-OS-CD, para medidores convencionales y prepago.

El Consultor VAD asignó el 80 y 180% del costo de personal a los costos de materiales y servicios de terceros respectivamente, porcentajes ajustados por el Supervisor VAD en 20 y 60% respectivamente al no estar debidamente justificados

5.8 Optimización de los costos de gestión comercial y pérdidas comerciales:


5.9 Optimización de los costos indirectos y su asignación:

Análisis del Supervisor: Ver observación 5.7

6.0 RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

6.1 Cargo Fijo (CF)

Análisis del Supervisor: Absuelta; El Supervisor VAD ha procedido a ajustar los resultados en función a los ajustes al VNR y al COyM.

6.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT)


6.3 Valor Agregado de Distribución BT (VADBT)


6.4 Pérdidas Estándar de distribución en potencia y energía

Análisis del Supervisor: Absuelta.

6.5 Factor de Economía de Escala


6.6 Fórmula de reajuste




6.7 Tarifas para Sistemas Prepago


6.8 Factor de reposición de las instalaciones


“supervisiÓn de los estudios de costos … típico ser informe de revisión y análisis de la...

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