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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
TRANSCRIPCIÓN
Procedimiento Especial para la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de
Distribución (VAD), Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013
Exposición y Sustento de los Criterios, Metodología y Modelos Económicos utilizados en el Análisis de los
Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) y de la Prepublicación de las Tarifas de
Distribución Eléctrica del Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013
Sectores Típicos 4, 5, y SER
Audiencia Pública Descentralizada Lima - Cusco
Miércoles, 02 de Setiembre de 2009
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Contenido
Presentación de la Audiencia ____________________________________________ 1 Moderador - Lima____________________________________________________ 1 Sr. Gonzalo Iwasaki __________________________________________________ 1
Apertura de la Audiencia _______________________________________________ 2 Ingeniero Víctor Ormeño Salcedo _______________________________________ 2 Gerente Adjunto de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN _________________ 2 Moderador - Lima____________________________________________________ 7 Sr. Gonzalo Iwasaki __________________________________________________ 7 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo ______________________________________ 7 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART ___________________ 7 Moderador - Lima___________________________________________________ 23 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 23
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 4 ______________________________ 24 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 24 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 24 Moderador - Lima___________________________________________________ 35 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 35
Preguntas y Respuestas de la Audiencia-Lima______________________________ 35 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 35 Ingeniero Rafael Laca________________________________________________ 35 Representante de la empresa ELEMIX __________________________________ 35 Moderador - Lima___________________________________________________ 38 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 38 Respuesta Nº 01-A __________________________________________________ 38 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 38 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 38 Respuesta Nº 01-B __________________________________________________ 38 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 38 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 38 Respuesta Nº 01-C __________________________________________________ 40 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 40 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 40 Ingeniero Rafael Laca________________________________________________ 40 Representante de la empresa ELEMIX __________________________________ 40 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 41 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 41 Ingeniero Rafael Laca________________________________________________ 41 Representante de la empresa ELEMIX __________________________________ 41 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 41 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 41 Respuesta Nº 01-D __________________________________________________ 41 Ingeniero Rubén Collantes ____________________________________________ 41
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Representante de División de Distribución Eléctrica de la GART _____________ 41 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 41 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 41 Moderador - Lima___________________________________________________ 42 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 42 Pregunta Nº 02 _____________________________________________________ 42 Sr. Audaz Egocheaga ________________________________________________ 42 Representante del Consejo de Usuarios del OSINERGMIN __________________ 42 Respuesta Nº 02 ____________________________________________________ 43 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 43 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 43 Moderador - Lima___________________________________________________ 44 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 44 Pregunta Nº 03 _____________________________________________________ 44 Sr. Polo Arauzo ____________________________________________________ 44 Representante de ELECTROCENTRO __________________________________ 44 Moderador - Lima___________________________________________________ 46 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 46 Respuesta Nº 03-A __________________________________________________ 46 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 46 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 46 Respuesta Nº 03-B __________________________________________________ 46 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 46 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 46 Moderador - Lima___________________________________________________ 49 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 49 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 49 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 49 Moderador - Lima___________________________________________________ 49 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 49 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 50 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 50 Moderador - Lima___________________________________________________ 50 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 50 Pregunta Nº 04 _____________________________________________________ 51 Señor Walter Rosales Campos _________________________________________ 51 Usuario ___________________________________________________________ 51 Respuesta Nº 04-A __________________________________________________ 52 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 52 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 52 Respuesta Nº 04-B __________________________________________________ 55 Dra. Jacqueline Amez Diaz ___________________________________________ 55 Asesora Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria _______________ 55 Moderador - Lima___________________________________________________ 56 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 56
Preguntas y Respuestas de la Audiencia-Cusco_____________________________ 57 Moderador - Cusco __________________________________________________ 57 Sr. Nicanor Moscoso ________________________________________________ 57 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 57 Ingeniero Luis Grajeda _______________________________________________ 57
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Funcionario de Electro Sur Este ________________________________________ 57 Moderador - Lima___________________________________________________ 59 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 59 Respuesta Nº 01-A __________________________________________________ 59 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 59 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 59 Respuesta Nº 01-B __________________________________________________ 62 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 62 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 62 Moderador - Lima___________________________________________________ 63 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 63 Moderador - Cusco __________________________________________________ 63 Sr. Nicanor Moscoso ________________________________________________ 63 Pregunta Nº 02 _____________________________________________________ 63 Sr. Jackson Escudero ________________________________________________ 63 Egresado de la Facultad de Ingeniería Mecánica de la UNSAAC ______________ 63 Moderador - Lima___________________________________________________ 64 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 64 Respuesta Nº 02-A __________________________________________________ 64 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 64 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 64 Respuesta Nº 02-B __________________________________________________ 65 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 65 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 65 Moderador - Lima___________________________________________________ 65 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 65
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 5 ______________________________ 65 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 65 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 65 Moderador - Lima___________________________________________________ 71 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 71
Preguntas y Respuestas de la Audiencia-Lima______________________________ 72 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 72 Ingeniero Rafael Laca________________________________________________ 72 Representante de la empresa ELEMIX __________________________________ 72 Moderador - Lima___________________________________________________ 73 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 73 Respuesta Nº 01-A __________________________________________________ 73 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 73 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 73 Respuesta Nº 01-B __________________________________________________ 74 Sr. Paul Morales ____________________________________________________ 74 Representante de PRICONSA _________________________________________ 74 Moderador - Lima___________________________________________________ 75 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 75 Pregunta Nº 02-A ___________________________________________________ 75 Sr. Jorge Vargas ____________________________________________________ 75 Representante de HIDRANDINA ______________________________________ 75 Moderador - Lima___________________________________________________ 76
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Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 76 Respuesta Nº 02-A __________________________________________________ 76 Sr. Paul Morales ____________________________________________________ 76 Representante de PRICONSA _________________________________________ 76 Respuesta Nº 02-B __________________________________________________ 76 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 76 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 76 Respuesta Nº 02-C __________________________________________________ 77 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 77 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 77 Pregunta Nº 02-B ___________________________________________________ 77 Sr. Jorge Vargas ____________________________________________________ 77 Representante de HIDRANDINA ______________________________________ 77 Moderador - Lima___________________________________________________ 78 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 78 Respuesta Nº 02-D __________________________________________________ 78 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 78 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 78 Moderador - Lima___________________________________________________ 79 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 79 Pregunta Nº 03 _____________________________________________________ 79 Sr. Walter Rosales Campos ___________________________________________ 79 Usuario ___________________________________________________________ 79 Moderador - Lima___________________________________________________ 80 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 80 Respuesta Nº 03 ____________________________________________________ 80 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 80 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 80 Moderador - Lima___________________________________________________ 82 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 82 Moderador - Cusco __________________________________________________ 83 Sr. Nicanor Moscoso ________________________________________________ 83 Moderador - Lima___________________________________________________ 83 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 83 Moderador - Cusco __________________________________________________ 83 Sr. Nicanor Moscoso ________________________________________________ 83 Moderador - Lima___________________________________________________ 83 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 83
Preguntas y Respuestas de la Audiencia-Cusco_____________________________ 83 Moderador - Cusco __________________________________________________ 83 Sr. Nicanor Moscoso ________________________________________________ 83 Moderador - Lima___________________________________________________ 83 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 83 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 83 Ingeniero Virgilio Román_____________________________________________ 83 Representante de Electro Sur Este ______________________________________ 83 Respuesta Nº 01 ____________________________________________________ 84 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 84 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 84 Moderador - Lima___________________________________________________ 85
v
Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 85 Moderador - Cusco __________________________________________________ 85 Sr. Nicanor Moscoso ________________________________________________ 85 Pregunta Nº 02 _____________________________________________________ 85 Ingeniero Luis Grajeda _______________________________________________ 85 Funcionario de Electro Sur Este ________________________________________ 85 Moderador - Lima___________________________________________________ 86 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 86 Respuesta Nº 02-A __________________________________________________ 87 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 87 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 87 Respuesta Nº 02-B __________________________________________________ 87 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 87 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 87 Moderador - Lima___________________________________________________ 89 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 89
Exposición de la Audiencia – Sector Típico SER____________________________ 89 Ingeniero Luis Prieto ________________________________________________ 89 Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER ______________________ 89 Moderador - Lima___________________________________________________ 96 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 96
Preguntas y Respuestas de la Audiencia- Lima _____________________________ 97 Pregunta Nº 01 _____________________________________________________ 97 Sr. Pedro Flores ____________________________________________________ 97 Consultor _________________________________________________________ 97 Moderador - Lima___________________________________________________ 97 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 97 Sr. Pedro Flores ____________________________________________________ 98 Consultor _________________________________________________________ 98 Respuesta Nº 01 ____________________________________________________ 98 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo _____________________________________ 98 Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART __________________ 98
Finalización de la Audiencia ___________________________________________ 99 Moderador - Lima___________________________________________________ 99 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 99 Moderador - Cusco __________________________________________________ 99 Sr. Nicanor Moscoso ________________________________________________ 99 Moderador - Lima___________________________________________________ 99 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 99 Moderador - Cusco __________________________________________________ 99 Sr. Nicanor Moscoso ________________________________________________ 99 Moderador - Lima___________________________________________________ 99 Sr. Gonzalo Iwasaki _________________________________________________ 99
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AUDIENCIA PÚBLICA DESCENTRALIZADA
Procedimiento Especial para la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de Distribución (VAD),
Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013
Lima - Cusco Miércoles, 02 de Setiembre de 2009
Presentación de la Audiencia
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Muy buenos días señoras y señores, estamos en la hora prevista para
comenzar nuestra audiencia pública, va nuestro saludo también a la audiencia
del Cusco ya que ésta va a ser una audiencia descentralizada, vamos a estar
conectados por video conferencia para que puedan seguirnos desde el local
donde se encuentra la audiencia en el Cusco.
Nuestra … las exposiciones para este proceso que estamos llevando adelante
en OSINERGMIN. Ustedes han recibido una hoja al ingreso que son las
directivas de nuestra audiencia, información puntual sobre este procedimiento
especial para fijar las tarifas de distribución eléctrica, el valor agregado de
distribución, el VAD para el periodo que va de noviembre de este año 2009
hasta Octubre del año 2013. Vamos a tener la exposición, el sustento de los
criterios, la metodología, los modelos económicos que ha utilizado
OSINERGMIN en el análisis de los estudios del VAD y que han sido pre-
publicados en el … ya incluso están en el sitio web, el web site o página web
como le llaman algunos también de OSINERGMIN para que puedan haber sido
consultados debidamente. En estas hojas tienen ustedes aquí mas o menos lo
que es la directiva especial en cuanto a las exposiciones que son mas o menos
45 minutos que va a tomar la exposición más la intervención de los asistentes
tanto en Lima como en el Cusco. Al terminar la exposición pueden intervenir …
vamos hacerlo primero con la audiencia de Lima, luego con la del Cusco con
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las preguntas, comentarios, algunas precisiones que consideren necesarias a
la exposición que se va a presentar a continuación. El tiempo aproximado que
debe tomar cada persona para intervenir es de unos tres minutos pero
entendemos que es un tiempo relativo, habida cuenta que sí es un tema
importante que hay que terminar de desarrollarlo queremos nosotros porque es
la finalidad de la Audiencia Pública el poder agotarlo y que quede el tema
debidamente contestado, que quede claro.
Vamos a exponer primero el Sector Típico 4, luego el Sector Típico 5, todo el
estudio de la estructura de costos y luego el Sector Típico SER. Hay una
encuesta adicional que se ha entregado en la carpeta que han recibido
ustedes, que nos gustaría que por favor la puedan ir llenando en el transcurso
de la audiencia y entregarla en cualquier momento o sino al final de la
audiencia en la mesa de registro, nos va servir de mucho para orientar el
desarrollo, el diseño de nuestras próximas Audiencias Públicas. Vamos a abrir
nuestra audiencia con las palabras de nuestro Gerente Adjunto de Regulación
Tarifaria, el Ingeniero Víctor Ormeño Salcedo
Apertura de la Audiencia
Ingeniero Víctor Ormeño Salcedo Gerente Adjunto de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN Muchas gracias Gonzalo, muy buenos días. Le doy la bienvenida nuevamente
a esta segunda audiencia relacionada a la fijación del VAD. Hoy día
continuamos con lo que había inaugurado el día de ayer el Ingeniero Dammert,
donde hizo una … bastante detallado explicación del contexto y al cual yo me
voy a referir solamente para tener una referencia completa de la regulación que
estamos hoy día realizando. Entonces, sin mas yo voy a tratar de ser un poco
breve porque ya ayer como lo señalé, el Ingeniero Dammert había dado una
bastante detallada explicación sobre el contexto, yo voy a tratar estos mismos
temas que ayer se refirieron, la siguiente por favor.
Los objetivos de la audiencia, el marco legal, lo que son las tarifas de
distribución mismas, que hoy día estamos en el proceso de regulación y lo que
corresponde a la fijación del VAD del periodo Noviembre 2009 a Octubre 2013
que es la … el tema central de la regulación esta vez.
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Bueno, como objetivos aquí se puede apreciar en la siguiente transparencia, la
siguiente por favor, la exposición y sustentación de los criterios, metodología y
modelos económicos utilizados en el análisis de los estudios del costos del
VAD; esto es lo que nos manda la ley y hoy día estamos dando cumplimiento a
esta etapa del proceso, entonces en esta … en esta audiencia se va hacer una
exposición y sustentación de la pre-publicación del proyecto de resolución de
las tarifas de distribución del periodo Noviembre 2009 a Octubre 2013, que ha
sido recientemente pre-publicada. La siguiente.
La audiencia descentralizada se está realizando en dos etapas, la primera que
fue el día de ayer en donde se tuvo la exposición de lo correspondiente a los
sectores típicos 1, 2 y 3, y el sector especial; hoy día nos corresponde exponer
lo relativo a los sectores típicos 4, 5 y al Sistema Eléctrico Rural. La audiencia
se está dando como ha señalado Gonzalo hace un momento en dos ciudades
simultáneamente en Lima y en Cusco.
El marco legal que nos ocupa … la siguiente por favor … es la Ley de
Concesiones Eléctricas y sus reglamentos, y así como la Ley General de
Electrificación Rural, estos dos normas … estos dos perdón … conjunto de
normas en general establecen el marco técnico de la regulación con la
complementación de la Ley de Transparencia y Simplificación de los
Procedimientos Administrativos que establece las pautas procedimentales,
estamos hoy día atendiendo a la audiencia que va explicar la resolución que ha
sido recientemente pre-publicado como señalé, la resolución que fija el valor
agregado de distribución que se hace cada cuatro años.
Entonces para poner el contexto de lo que es la tarifa de distribución eléctrica
quisiera señalar … la siguiente por favor … que hay estas actividades
diferentes en el sector eléctrico, la cosa habida generación, la parte productiva,
la parte relacionada al transporte de electricidad de las centrales hasta las
ciudades donde está el consumo concentrado y la propia distribución que ya la
regulación o la parte que tiene que ver con las redes dentro de la ciudad para
llegar a los diferentes consumidores del servicio eléctrico. Esta regulación de
hoy del valor agregado de distribución tiene que ver con la regulación de las
redes de distribución. Y en un esquema unifilar … la siguiente por favor … en
un esquema unifilar de las diferentes partes de la red de distribución eléctrica
podemos mirar que la cosa empieza en la red de media tensión realmente.
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Después de la generación tenemos la entrada hacia la red de alta tensión,
transformadores que llevan o transportan la electricidad por las redes de alta
dentro de la ciudad probablemente; una vez que se ha llegado a los principales
centros de consumo se reduce el voltaje hasta la media tensión, 22.9 kV o
menos, y luego en media tensión se sigue distribuyendo la electricidad dentro
de la ciudad. Todavía a ese nivel no se pueden alimentar a la gran mayoría de
consumidores, a este nivel de tensión de media tensión se alimentan
únicamente consumidores industriales o grandes consumidores. Para llegar a
nuestras casas hay que reducir la tensión a 220 V que llamamos baja tensión y
es ese nivel al que nos llega a nuestras casas. Ahora todo esto forma parte de
la red de distribución que está en este momento bajo regulación.
Las tarifas que vamos a regular … la siguiente por favor … están, está ahí
mostrado, tienen los siguientes componente. Hay tres grandes rubros en que
se divide el Valor Agregado de Distribución: primero los costos asociados al
usuario que es relativamente menor en monto, corresponde a los cargos fijos
que tiene que ver con facturación y otras cosas; luego hay una parte que
corresponde a las pérdidas que hay que reconocer en la red porque cualquier
producto que se distribuya a través de redes sufre mermas, consumo eléctrico
que se producen pérdidas y esto es necesario reconocerlo. Entonces hay unos
factores de expansión de pérdidas que reconocen este fenómeno físico y en
algunas partes también comercial porque no estamos exentos de la posibilidad
de … hasta hurto en electricidad. Entonces algunas cosas se pueden controlar,
otras es imposible controlarlas y entonces de alguna manera hay un … siempre
un factor de pérdidas comerciales que es necesario reconocer en la tarifa y
esto está contemplado en la legislación. Además tenemos … esto si lo … la
parte más importante, los costos de estándar de inversión y de operación y
mantenimiento, esto sí es lo grueso en la tarifa y que se descompone a su vez
en tres partes: uno correspondiente a la media tensión o al valor agregado de
media tensión, el correspondiente a la baja tensión, el correspondiente a las
subestaciones de distribución de media tensión a baja tensión. Además de este
esquema estamos regulando hoy en día también la tarifa eléctrica rural.
La tarifa eléctrica rural tiene una característica importante con relación a la
anterior, diferente con relación a la anterior y es que los costos de conexión
eléctrica forman parte de la tarifa hoy en día, no es como en los otros sectores
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en donde el consumidor es el que … el usuario es el que paga los costos de
conexión, en este caso no, en este caso se está refiriendo a abastecimiento de
sectores muy marginales, rurales en donde muchas veces el costo de conexión
es el obstáculo para que los consumidores finales se conecten, existen muchos
casos en los cuales las redes están pasando por encima de las casas de los
consumidores y estos no se conectan porque no tienen para pagar el costo de
esta conexión. Entonces hace un tiempo se promulgaron algunas normas para
promover la conexión de estos consumidores y ahora dentro de la tarifa, dentro
del cargo de la tarifa está incluido el costo de conexión de tal manera que el
consumidor que está pasando o por cuyas casas pasan redes que pudieran
abastecerlo de electricidad hoy en día solamente tienen que solicitar la
conexión para que se puedan … puedan recibir el servicio.
Bueno, esos costos de conexión además del valor agregado de distribución
convencional son las cosas que se suma para constituir la tarifa eléctrica rural,
estos factores además de proporción que se señalan en la transparencia tienen
que ver con aquellos casos en los cuales las inversiones que se están
regulando en una parte han sido proporcionadas por el Estado en cuyo caso no
existe la necesidad de rentar esas inversiones, solamente reponerlas. En el
caso de inversiones que hayan sido hecho por empresas concesionarias sí …
en ese caso sí es necesario reconocer el tratamiento convencional de
rentabilidad que le permite la ley; y hay otras inversiones de entidades que
también están aportando esto. Y todas estas cosas entran de diferente forma a
impactar en la tarifa rural y estos factores de proporción están tomando en
cuenta esas … esas proporciones … esas perdón, esa forma en que interviene.
Bueno, el método … el método para determinar la tarifa eléctrica sigue el
procedimiento que está indicado aquí, que va a ser explicado de una manera
mucho más completa a lo largo de la presentación que se va … de las
presentaciones que se van hacer ahora, pero tienen que ver con un esquema
en el cual se utiliza un modelo … un modelo que luego es contrastado con la
realidad eficiente y si la tarifa que ha resultado del modelo y la tasa interna de
retorno que se obtiene para una empresa eficiente no dan lo suficiente
entonces la tarifa debe ser reajustada, si da demasiado es reducida, si da muy
poco es incrementada y esto es lo que se está mostrando en esta
transparencia. No quiero insistir más en esto solamente que el mensaje es que
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la tarifa debe ser suficiente para reconocer la prestación de servicios para
sistemas operando de manera eficiente.
Con respecto a la fijación de tarifas del periodo Noviembre 2009 a Octubre
2013, tenemos que los sectores típicos de distribución están mostrados en esta
… en este cuadro. Los sectores 1, 2 y 3 y el Sector Especial fueron explicados
el día de ayer, hoy en día como señalé hace un momento se va explicar lo
relativo a los sectores 4, 5 y el sector SER al que llamamos SER que
corresponde a los Sistemas Eléctricos Rurales. Están ahí indicados los
sistemas de distribución que han utilizado … que se han utilizado como modelo
y la empresa responsable correspondiente.
El procedimiento para la fijación está contemplado en la resolución de
OSINERGMIN 668 del año 2008, el año pasado, donde se estableció el
procedimiento especial para la fijación de tarifa de distribución eléctrica del
periodo que nos ocupa. El procedimiento indica los procesos, responsables y
plazos máximos para la fijación. Los principales … las principales etapas de
este proceso están mostradas en la siguiente transparencia.
Como ven, el proceso regulatorio empezó el 10 de Diciembre del año 2008,
han habido una serie de etapas y hoy en día estamos en la exposición,
sustentación de la pre-publicación que está pintado ahí en color celeste. Hoy
día corresponde como señalé a la Segunda Audiencia Pública y final de esta
parte, después habrán otras audiencias que tendrán que ver con eventuales
recursos de reconsideración que se presenten, pero por ahora estamos en esta
etapa. Luego tenemos hasta el 16 de Setiembre de este año para recibir su
opinión, sugerencias a la pre publicación que se ha hecho y a lo que se haya
explicado hoy en día; y la publicación de la fijación de tarifas la hemos previsto
para el 16 de Octubre, a partir de allí habrá un tiempo de espera en el cual los
interesados todavía podrán reconsiderar lo que el Concejo Directivo de
OSINERGMIN apruebe el 16 de Octubre, y se podrá entonces tener eventuales
recursos de reconsideración que deberán ser resueltos en término de 30 días
útiles. Una vez resuelto esto, es la última etapa del procedimiento
administrativo, si alguien todavía considera que los resultados de la regulación
deben ser observados por algún motivo, el único camino que queda a partir de
ahí es el Poder Judicial.
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Entonces yo con esto quisiera dar por inaugurado la sesión de hoy día y dejar
al moderador para que continúe con el resto de las presentaciones. Muchas
gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, muchas gracias al Ingeniero Víctor Ormeño nuestro Gerente Adjunto de
Regulación Tarifaria y vamos ahora mas bien a presentarles los resultados del
impacto de las tarifas de distribución eléctrica, tema que es importante también
que ustedes lo tengan presente, va estar a cargo el Ingeniero Miguel Révolo
Acevedo nuestro Gerente de Distribución Eléctrica. Ingeniero Révolo adelante.
Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, ante todo muy buenos días, vamos a continuar con la audiencia pública.
El día de hoy vamos a enfocarnos fundamentalmente a la explicación de los
resultados de las tarifas de distribución para los sectores típicos 4, 5 y el sector
eléctrico rural.
De todas maneras vamos hacer un recuento breve de yo diría de los temas
más relevantes que se han tocado el día de ayer, sencillamente para poner en
auto a la nueva audiencia que se integra en este segundo día de sesiones. Así
que el contenido de esta presentación tiene los siguientes ítems: como la
propuesta de los consultores del VAD y supervisores, vamos a señalar los
resultados, vamos hablar un poco sobre la verificación de la rentabilidad, el
tema del VAD en la amazonía y un impacto de los resultados.
Con relación a las propuestas de los sectores típicos 1 que es un recuento muy
breve, solamente voy a detenerme digamos en el resumen principal, yo diría
digamos de estos sectores para información. Las propuestas tanto del
consultor VAD como del supervisor VAD para el sector 1 se pueden ver en la
gráfica y los valores en la parte inferior. Aquí el consultor VAD propuso un valor
de 13.5 soles por kW-mes versus los 12.16 soles por kW-mes del supervisor
VAD; en el VAD de baja tensión la propuesta fue de 49.21 soles por kW-mes
versus 44.4; y el VAD a nivel de la SED es de 11.079 versus 10.626. Habría
que señalar y precisar de que este último VAD a nivel de la subestación de
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distribución ha sido fijado fundamentalmente digamos para que se aplique
aquellos clientes de suministro provisional conectados directamente en las
subestaciones de distribución, es decir, son clientes de suministro provisionales
que no hacen uso de la red de baja tensión; es específicamente digamos para
este tipo de casos. En cuanto a los cargos fijos igualmente el consultor
presentó 2.35 soles versus los 2.25 soles que ha propuesto el supervisor y 4
soles versus los 2.68 propuestos por el supervisor y 4.82 soles versus los 3.21
soles propuestos por el OSINERG.
Vamos a pasar directamente en este caso al resumen del Sector Típico 2,
sencillamente digamos como un hecho informativo que también igualmente se
tiene que en el Sector Típico 2 el consultor VAD ha propuesto 8.99 soles por
kW-mes versus los 9.11 soles que está proponiendo el supervisor; en la baja
tensión el consultor VAD propone 42.66 soles por kW-mes mientras que el
supervisor VAD propone 38.78 soles por kW-mes y a nivel de las
subestaciones el consultor VAD propone 11.38 versus los 6.89 soles que
propone el OSINERGMIN, en este caso la propuesta del consultor VAD tiene
un error material por ello digamos que es que el valor le sale ilógico e
irrazonable.
Vamos a señalar ahora el resumen del Sector Típico 3. En este caso tenemos
que a nivel del VAD de media tensión el consultor propone 24.37 soles versus
17 propuestos por el supervisor, en el caso del VAD de baja tensión propone
56.199 soles por kW-mes mientras el supervisor propone 50.454 soles por kW-
mes y a nivel del VAD del SED aquí tiene una propuesta inferior versus los
9.913 soles. Aquí fundamentalmente también el problema en este sector fue
detectado a nivel digamos del balance energía y potencia que evidentemente
también no estuvo correctamente realizado, por eso también se encuentra
digamos una … un valor ilógico en la propuesta.
Bien, ahora vamos a continuar con el tema a que nos concurre el día de hoy,
que es hacer la explicación mucho más diría precisa sobre los impactos del
Sector Típico 4. El Sector Típico 4 como podemos ver es … involucra al sector
denominado urbano-rural, en este caso el sector típico como ya se mencionó
en la exposición anterior corresponde pues al sistema Shelby-Vicco-Junín y
Smelter que es un sistema eléctrico ubicado en el departamento de Junín, la
provincia de Junín y que es administrado por ELECTROCENTRO. La
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propuesta está resumida en los cuadros, se puede ver de que a nivel del VAD
de media tensión la propuesta fue de 31.91 soles versus los 23.83 que está
proponiendo el OSINERGMIN; a nivel del VAD de baja tensión 59.79 versus los
61.44 que propone OSINERGMIN, a este nivel casi diríamos las cifras están
más o menos comparables y a nivel del VAD de SED también. En el caso de
los cargos fijos que es el cargo que pagan los usuarios por el tema de toma de
lectura, reparto de recibo, cobranza. Para el medidor de simple medida, es el
BT5B, el consultor VAD propone 2.14 y el supervisor VAD 1.20 y a nivel del
cargo fijo por medición 5.53 mientras que el supervisor VAD propone 3.79. El
horario completo no hubo una propuesta completa del consultor VAD pero el
supervisor VAD propone el mismo valor digamos para la medición anterior.
En cuanto a los metrados, ¿qué se puede decir de los metrados?. Los
metrados resultan del modelamiento ya de las instalaciones eléctricas, en este
caso de este pequeño sistema eléctrico. Se tiene 136 kilómetros, el consultor
VAD señala que solamente se requieren 94 kilómetros y el supervisor del VAD
dice que se requieren 103 kilómetros. En cuanto a las subestaciones de
distribución en el sistema real tiene 95 subestaciones, el consultor VAD señala
que se requieren 67 y el supervisor señala que se requieren solo 52. En el caso
de la red de baja tensión se tiene 300 kilómetros, el consultor VAD señala que
se requieren 223 y el supervisor VAD señala que se requieren 232 y esto tiene
una explicación, en el caso del supervisor VAD ha realizado una tarea de
inspección digamos de localidad por localidad y lo ha evaluado de esa forma y
bueno ha visto la posibilidad definitivamente digamos de poder unir en dos
subestaciones, eso significaba digamos la reducción de un mayor número de
subestaciones pero a su vez digamos el incremento de una mayor longitud de
redes de baja tensión, justamente digamos para que se puedan conectar
digamos las dos redes vecinas diríamos, entonces como resultado
evidentemente baja el número de subestaciones pero se incrementa un poco
digamos la red de baja tensión. Esto explica un poco yo diría el resultado,
dado que haciendo esta eficiencia se encuentra digamos un valor económico
justamente el que busca la ley, una red digamos de mínimo costo. Y también lo
que la reducción fundamental de los 300 kilómetros a los valores al que llegó el
consultor y también digamos el supervisor se refiere a que en la provincia de
Pasco allí hay una ciudad que se llama Pasco que tiene redes que han sido …
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que están instaladas de baja tensión pero que por el momento todavía digamos
no se ocupan las redes. Entonces alguien dejó redes en una buena cantidad
digamos pero nadie está ocupando las redes, o sea, se espera que
próximamente posiblemente en previsión a que los pobladores de Cerro de
Pasco se trasladen y están esperando pues los próximos usuarios, pero lo que
dice el modelo es de que mientras digamos las redes digamos no tengan una
alimentación no se puede reconocer, entonces esas redes han sido retiradas
del estudio.
Bien, en la siguiente lámina mostramos los costos estándar de distribución …
de inversión y a nivel de la media tensión lo que se puede ver es de que el
consultor VAD tiene costos por kilómetro mayores en este caso del 26% y esto
… la diferencia fundamental es la tecnología en cuanto digamos a la torsión del
tipo de material del poste. El consultor ha visto la conveniencia de usar postes
de concreto y el supervisor VAD ha propuesto la utilización de postes de
madera y son postes de madera de pino también, tipo radiata que se evalúa en
su momento y también estuvo evaluándose el tema del pino amarillo digamos
del sur, digamos de fabricación canadiense, pero al final digamos en la
comparativa económica resultó más eficiente digamos el pino radiata y eso es
lo que se está proponiendo digamos como tecnología y que más adelante el
supervisor que es la firma PRICONSA lo explicará con mayor detalle. En
cuanto a los equipos de protección y seccionamiento también hay una
diferencia digamos en costos y esto también un poco la diferencia se da porque
el consultor está proponiendo una mayor cantidad digamos de seccionadores
fusible reconectadores que parece que … que ahí hay un tema de costeo y
también algunos equipos adicionales que se estarían duplicando con lo que ya
digamos se contaría digamos en la subestación AT/MT en el lado justamente
de la media tensión estas salidas deberían contar digamos con este tipo de
recloser para poder digamos despejar las fallas en forma automática y
reponerlas también. En cuanto a las costos del monoposte lo que tenemos ahí
es una diferencia del 21% pero en negativo, son menores costos, hemos
revisado nosotros también al detalle este tema pero no encontramos una
referencia concreta digamos sobre la base de los costos, nosotros como
OSINERGMIN estamos adoptando el valor que se muestra pero evidentemente
los valores nuestros están sustentados con facturas y órdenes de compra
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digamos del periodo analizado que corresponde al 2008 y por eso se toma el
valor digamos sustentado. En cuanto al servicio particular la diferencia
igualmente se da en poco menos diríamos en 6%; el alumbrado público
también aquí tenemos un problema, al parecer digamos no se está costeando
el alumbrado público en forma completa, entonces hay una diferencia
importante del 66% y una diferencia menor en el caso digamos de lo que es
luminarias y en el caso de equipos de control se tiene digamos una diferencia
un poco mayor.
Como resultado final a nivel de valor nuevo de reemplazo podríamos decir que
a nivel de media tensión el consultor VAD propone un incremento del 14,3%,
en las subestaciones 1,2%, propone una reducción del VAD de baja tensión en
13,5% y a nivel del VNR conjunto propondría digamos una reducción del 3,8%.
La siguiente lámina, o sea muestra digamos los costos de OyM donde el
consultor VAD propone digamos costos de OyM menores a los … por lo menos
en lo que es media y baja tensión a lo reconocidos por el supervisor, aquí lo
que se ha encontrado es una omisión de los insumos y materiales que se
requieren para la tarea de operación y mantenimiento, entonces eso digamos
hace la diferencia fuerte diríamos en este rubro.
En cuanto a las pérdidas estándar el consultor VAD propone en la media
tensión un reconocimiento de 1,55% y en la baja tensión 6.92% y propone un
número de horas de uso de 300 horas. El supervisor VAD reconoce en la
media tensión … propone1%, en la baja tensión 9,5%. Este 1% en realidad
resulta de un hecho, lo que pasa que en la empresa modelo … Junín que es la
localidad más importante tiene al costado la subestación AT/MT, entonces a
nivel de media tensión se diría de que no hay muchas pérdidas técnicas porque
la carga está cerca digamos a la fuente, entonces es lógico digamos de que a
este nivel no se tenga un mayor porcentaje de pérdidas, sencillamente esta es
una explicación, es un hecho actual digamos de la estructura del modelo
estudiado. En cuanto a la baja tensión sí hay una diferencia, son 9,5% que se
está proponiendo y en cuanto al número de horas de uso 305, ahí diríamos
que casi, casi hay una similitud.
Bueno, resumiendo las principales diferencias serían las siguientes: el
consultor VAD ha considerado postes de concreto en media y baja tensión que
consideramos que son menos eficientes comparados con los postes de
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madera, en el punto de menos eficiente técnica y económicamente hablando.
En cuanto también se ha detectado mayores costos de inversión en las redes
de media tensión y el neutro, mayores cantidades de estructuras con
seccionamiento fusible reconectadores y estructuras con pararrayos elevando
el VNR para la red de media tensión, evidentemente al estar ubicado esta
instalación a 4100 m.s.n.m., de hecho que hay un problema de … lo que sería
el nivel de aislamiento, también digamos la concurrencia de rayos entendemos
pero parece que en cuanto a colocar digamos un pararrayo cada 300 metros
nos parecía obviamente exagerado, de forma que a lo mejor también haya sido
impulsado porque están usando postes de concreto, entonces al usar los
postes de concreto lo hace más vulnerable desde el punto de vista de
aislamiento. Entonces, en este sentido el OSINERG lo que está haciendo es
usar postes de madera que le da digamos una mayor capacidad de aislamiento
a la línea en sí y así mismo digamos permite una mejor utilización de los
equipos de protección por sobrecargas externas en este caso rayos y otros.
Entonces, en este sentido digamos hay una diferencia en cuanto a las
cantidades propuestas por el … tanto el consultor como por el supervisor.
También se ha encontrado una inconsistencia en cuanto a los costos de
inversión para la red compartida de alumbrado público y digamos las
subestaciones de distribución, el porcentaje de pérdidas como hemos señalado
propuesto para la baja tensión por el consultor es menor digamos al requerido
dado que estas líneas tienen un menor factor digamos de uso, evidentemente
los transformadores pierden más, siempre hay una tendencia a perder más
cuando no se utiliza en forma efectiva digamos estos transformadores. No se
consideró los materiales de reposición de las actividades de mantenimiento y
un incremento injustificado en los costos comerciales.
El Sector Típico 5, los resultados se muestran igualmente, aquí una diferencia
importante del VAD en cuanto a la media tensión de 53 soles versus 38
calculados por el supervisor, el VAD de baja tensión 88 versus 88, aquí
diríamos hay un empate y en el SED hay una diferencia también bastante
próxima diríamos, pero la diferencia está en la media tensión. En este caso la
diferencia fundamental se ha dado en cuanto digamos a la topología del mismo
sistema de distribución estudiado. La siguiente por favor.
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En el sistema Combapata lo que se tiene son en la red de media tensión 517
kilómetros,.el consultor VAD ha propuesto 471 kilómetros y el supervisor
igualmente, evidentemente este es un sistema bastante extenso, estamos
hablando de 500 kilómetros, es un poco más que irse … yo diría si a Huancayo
hay 315 kilómetros, esto es un poquito más lejos que eso, o sea como redes
estoy hablando en longitud, realmente es una longitud bastante importante.
Haciendo digamos la revisión de las líneas que deberían en forma eficiente
utilizarse se ha llegado al número de 471 y hay una coincidencia entre el
consultor y el supervisor. En cuanto a las subestaciones el consultor ha
señalado 231 subestaciones la misma cantidad, el supervisor VAD nuestro
igualmente ha hecho una tarea de verificación digamos de localidad por
localidad y ha encontrado de que era factible digamos juntar dos subestaciones
juntas para tener una sola, a veces no siempre digamos el tener una mayor
cantidad de subestaciones necesariamente va dar digamos un menor valor
eficiente diríamos o económico. En ese caso la propuesta nuestra es una
disminución del 22% en cuanto al número de subestaciones; en caso de la red
aérea en servicio particular el consultor VAD propone 688 kilómetros y el
consultor 688 y el supervisor 649, aquí proponen 6% más de redes.
A nivel de los costos de inversión el consultor VAD propone como costo
promedio diríamos 39% más, este promedio se eleva porque sencillamente la
composición digamos de la red de distribución primaria es distinta entre lo
propuesto por el consultor y el supervisor. El consultor VAD privilegia digamos
el mayor uso de redes trifásicas y bifásicas mientras que el consultor … el
supervisor nuestro solamente privilegia digamos la red trifásica en aquella
sección troncal que es indispensable y lo demás se desarrolla en un sistema
digamos de retorno por tierra dado digamos el mercado que alimenta este tipo
de redes que fundamentalmente es de tipo monofásico y como ya explicará
nuestro supervisor en el caso digamos de usuarios trifásicos está considerando
digamos utilizar otros elementos como los desfasadores de tensión que sería
digamos el elemento tecnológico más adecuado para buscar eficiencias
digamos en este tipo de sistemas. En cuanto a la cantidad de subestaciones
igualmente el consultor VAD tiene un precio un poco mayor, en cuanto al
servicio particular 4%, las cifras son bastante próxima diríamos pero estamos
en el nivel. A nivel del valor nuevo de reemplazo en concreto el consultor VAD
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propone un 40% de incremento digamos en el VNR de la media tensión, a nivel
de las subestaciones propone un 30% por encima de lo calculado por el
supervisor y en el VNR en conjunto representa un incremento del 18,2%.
En cuanto a los costos de OyM igualmente proponen costos mayores, la media
tensión del 40%, en la baja tensión del 19%, el alumbrado público 34%, en el
cargo fijo de 36% haciendo un total de diferencia del 31%.
A nivel de las pérdidas estándar se puede ver de que el consultor VAD propone
3,01% de pérdidas en la media tensión y 7,65% de pérdidas en nivel de baja
tensión, el supervisor 262 horas de uso, el supervisor VAD propone 2,43%,
bueno … y en la baja tensión si reconoceríamos un mayor porcentaje 10,95%
posiblemente producto de la unión de las redes vecinas diríamos entonces
tiene digamos una mayor cantidad digamos de redes.
En cuanto a … en forma concreta las diferencias son las siguientes: que a nivel
de media y baja tensión el consultor VAD ha considerado igualmente postes de
concreto, para nosotros como ya habíamos señalado son menos eficientes
comparados con los postes de madera, a una mayor cantidad digamos de
subestaciones de distribución y esto ha originado una capacidad
significativamente mayor, más del doble de la potencia simultánea demandada,
o sea está sobre … hay una sobre instalación diríamos de estas subestaciones
pues la inadecuada proporción de redes trifásicas, bifásicas y monofásicas que
no se corresponden con el mercado eléctrico, como ya había señalado que
eran predominantemente monofásicas, porcentaje de pérdidas inconsistentes
dada las características del sector menor al requerido sobre todo en la baja
tensión, insuficiente cantidad de redes de baja tensión y mayores costos de
explotación y costos asociados al usuario, no se consideró adecuadamente el
desarrollo de los rendimientos, o sea me parece que los rendimientos por lo
menos considerados son menores, debería tener un mayor rendimiento
diríamos, entonces hay menos rendimiento por lo tanto hay mayor costo de
OyM considerado.
La siguiente lámina sencillamente es un resumen de lo que se explicó el día de
ayer, fue correspondiente al sistema eléctrico Villacurí, sencillamente para
información de la audiencia se va señalar de que la propuesta del consultor
VAD fue de 29.18 soles, el supervisor … su propuesta es 17.58, a nivel de la
baja tensión prácticamente hay un empate y a nivel del SED casi igual. En
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cuanto al cargo fijo el consultor propuso 3.4 soles, la propuesta del supervisor
3.51; a nivel de los cargos de medición horaria 20.40 versus 15.72. Esto se ha
discutido el día de ayer en mayor profundidad de forma que solamente era para
… solamente poner en autos a la audiencia.
Ahora sí, directamente vamos hablar de lo que es el sector típico SER, los
sistemas eléctricos rurales calificados por el Ministerio de Energía y Minas.
Aquí yo creo que vale la pena digamos aclarar que esto se está calculando por
el mandato de la Ley General de Electrificación Rural, o sea la Ley de
Electrificación Rural había señalado de que se va a fijar digamos esa tarifa
siguiendo el procedimiento de cálculo del VAD considerado digamos en la Ley
de Concesiones Eléctricas, entonces un poco por una eficiencia administrativa
estamos incorporándolo dentro de los estudios y el proceso … la fijación de
esta tarifa para nosotros que es muy enfocada digamos para el desarrollo de
estos sistemas eléctricos rurales. Entonces como ya lo había señalado el
Ingeniero Ormeño y ayer el Ingeniero Dammert, la diferencia de esta tarifa es
de que incorpora en el valor nuevo de reemplazo el costo de conexión, y que
solamente digamos y en forma específica se incorpora digamos para los
sistemas que se desarrollan bajo la Ley General de Electrificación Rural y que
sean calificados como tal por el Ministerio de Energía y Minas, esas son
digamos las dos condiciones importantes que se deben tomar nota. Se
entiende de que esto es para el desarrollo de lo que se llama pues la frontera
eléctrica, que son digamos aquellos sistemas mucho más alejados donde se
requiere una alta participación del gobierno, es por esta razón que inclusive
hemos calculado las tarifas con participación digamos del 100% del Estado, es
decir hundiendo las inversiones y la otra se ha calculado … el VAD digamos, si
es que la empresa invierte el 100% de las inversiones. Y como se ha señalado
también la presentación anterior lo que hace OSINERGMIN finalmente para
establecer la tarifa final calcula un factor de proporción en el caso que también
digamos la inversión se ha desarrollado en parte digamos con el capital de la
empresa y en parte con capital del Estado, de manera que el usuario pague
exactamente digamos la tarifa y remunere el capital justo digamos de las
inversiones. Entonces, lo que se va a mostrar es el resultado efectuado para lo
que sería digamos el medidor convencional o sea el medidor que se lectura y
se factura que es digamos el sistema de comercialización yo diría para este
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sistema un poco más caro como sistema de comercialización. En tanto que
esperemos hacia futuro baje pues el prepago y tal vez digamos la cosa sea
diferente pero por el momento voy a señalar eso.
En cuanto a los resultados en sí, la propuesta del consultor VAD en la media
tensión es de 29.13 soles, la del supervisor 22.57, en el VAD de baja tensión
33 soles versus 25.68 y 8.37 versus 7.43; en el caso del cargo fijo 1.17 soles
por el consultor, el supervisor 2.02, las mediciones horarias 2.43 y el supervisor
VAD 6.59, aquí una diferencia importante y como recordarán este sistema es
el sistema Sandia que está ubicado en Puno y como veremos también es un
sistema realmente también amplio para ser rural en ese sistema, bastante
disperso sobre todo en las localidades, entonces evidentemente hay unos
mayores costos en cuanto al traslado. Estos resultados que se había mostrado
era con la participación del Estado, es decir teniendo en consideración que la
inversión se hunde y solamente se hace un reconocimiento de la reposición
digamos de la inversión para que a los 30 años se puedan cambiar las
instalaciones con unas nuevas, pero no está pagando la inversión.
La siguiente lámina que es con 100% de la empresa significa que no hay
ningún tipo de subsidio, no se hunde la inversión y ahí sí digamos la figura es
distinta, el valor sube a 49 soles por kW-mes en la media y 50 soles en la
media tensión, en la baja tensión 77 soles versus 75.93, la comparación es
entre consultor y supervisor; y en el VAD a nivel de la SED bueno es casi
comparable.
Vayamos a ver un poco ya a los temas, sería del modelado, o sea ya del
resultado, se tiene en la realidad 115 kilómetros en la media tensión, el
consultor VAD propone 107, el supervisor VAD 109 kilómetros, a nivel de las
subestaciones de distribución el consultor VAD propone 37, el supervisor
propone 42 subestaciones. Aquí fundamentalmente la característica de este
PSE SANDIA es bastante disperso pero lo que hemos encontrado como
característica es de que de alguna manera digamos la baja tensión no es tan
dispersa, bueno eso es lo que se ha encontrado digamos en este PSE.
Entonces, el que no sea tan disperso, mejor dicho solamente son localidades, o
sea son localidades que están separadas unas de otra pero a varios kilómetros,
entonces no hay mucha posibilidad digamos de juntar subestaciones, es que
una subestación es casi para una localidad. Entonces, en ese esquema
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digamos no se puede optimizar el número de subestaciones sino mas que se
necesita … hay una localidad mínimo se necesita una subestación, entonces
en ese orden de ideas es de que nosotros cuasi hemos considerado la
cantidad de subestaciones existentes. En cuanto a la red de baja tensión se
tiene la misma, o sea 33 kilómetros calculados por tanto el consultor y el
supervisor, no hay ninguna diferencia. En el tema del alumbrado público el
consultor VAD no ha considerado digamos el alumbrado público y el supervisor
VAD sí, aquí digamos hay una diferencia en cuanto a la propuesta.
En cuanto a los costos estándares de inversión los costos utilizados por el
consultor significan un 23% de menos en diferencia, en cuanto a los equipos de
protección y seccionamiento igualmente 43%, en las subestaciones sí hay un
incremento del 1% y en el servicio particular 13%, pero en números totales la
propuesta del consultor versus el supervisor son de 25% de reducción en la
media tensión, 10,7% del VNR en la baja tensión, 26% de reducción digamos
en las redes de baja y a nivel del total del VNR en un 22,3% de reducción.
A nivel de los costos de OyM proponen 44% más de OyM en la media tensión,
72% más de OyM en la baja tensión, una reducción de 14% en el tema de
alumbrado público, una reducción del OyM del cargo fijo en 41% haciendo un
total de 20%.
En cuanto a las pérdidas el consultor VAD propone 3,10% versus los 3,55%
calculados por el supervisor, en la baja tensión 7,8% versus los 9,15%
calculados por el supervisor, el número de horas de uso de baja tensión es
mucho menor que el sector típico rural porque estamos hablando de 262 horas
en este caso baja 201 horas y en el caso calculado por el OSINERGMIN es
208 horas, evidentemente pues hay un menor número de uso por lo tanto
digamos hay una reducción importante de este valor.
Las principales diferencias se deben a lo siguiente: consideramos que el
consultor ha usado vanos promedios muy elevados para líneas primarias y
para redes primarias. Si es posible, bueno se ha encontrado digamos de que
aquí hay una diferencia importante que a nosotros en general digamos no nos
parece que pueda ser también ya razonable esos niveles. Una insuficiente
cantidad de redes de media tensión así como una menor cantidad de redes de
media tensión monofásicas con retorno por tierra respecto al total, aquí también
digamos un tema de ponderación o sea cuánta red realmente del sistema de
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retorno por tierra se debe usar, yo creo que esto lo va explicar con mayor
profundidad el Ingeniero Prieto de PRICONSA y esto tiene que ver entiendo
mucho digamos con el nivel máximo de corriente que se puede utilizar digamos
para operar este tipo de sistemas y el nivel de tensión obviamente. Falta de
redes de alumbrado público y en este caso el consultor VAD no ha presentado
los casos de 100% con inversión de la empresa y 100% con inversión del
Estado, esto es lo que no ha presentado.
Ahora sí voy a entrar a la segunda parte y va a ser mucho más rápida respecto
digamos a los resultados de las tarifas de distribución eléctrica propuestas y
pre-publicadas por el OSINERGMIN. La siguiente cuadro por favor.
Ahí en el cuadro se ve en las dos primeras líneas los VAD vigentes, las
siguientes tres líneas verde los VAD propuesto por los consultores VAD, las
que están en celeste las propuestas por los supervisores VAD y en la parte
inferior tenemos las diferencias. En este caso en el Sector Típico 4 lo que
propone el consultor VAD es un incremento del 5,2% en la media tensión, en la
baja tensión 7,3%, en la media tensión en el caso del sector 5 se está
proponiendo un incremento del 37,8% y un incremento del 11,3% en la baja
tensión, a nivel del SER proponen un incremento del 89% en la media tensión y
una disminución del 9,7% en la baja tensión y al SER el 100% financiado con
fondos de la empresa 22,1% en la media y -24,2% en la baja tensión. La
propuesta de OSINERGMIN es una reducción del VAD de media tensión en
21,5% en la media y un incremento del VAD de baja tensión del 10,2%, en el
sector 5 una disminución del 0,3% del VAD de media tensión y un incremento
del 11,6% en el VAD de baja tensión, al nivel del Estado estamos señalando un
incremento del 47,1% en la media tensión y una disminución del VAD de baja
tensión en 30,7%, igualmente en la media tensión un incremento de 23,8% y
una disminución digamos en la baja tensión de 26%. Evidentemente los
sistemas digamos de expansión sobre todo lo que más pesa es la red primaria,
o sea es digamos el componente yo diría que económicamente es más caro
porque evidentemente se construye para grandes longitudes, distancias, pero
evidentemente lo que lo encarece digamos es sobre lo que se divide porque
hay un consumo muy bajo y al hacer la división de inversión, operación y
mantenimiento sobre un consumo muy bajo, en este caso los consumos
promedio estamos hablando pues de 12-13 kW.h-mes y convertidos a potencia
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evidentemente digamos se hace de que el valor digamos sea bastante bajo. A
nivel de baja tensión en este caso se encontró como señalé de que son
localidades si bien es cierto dispersas pero a nivel de la baja tensión yo diría no
hay dispersión en la baja tensión es por eso que mejora mucho digamos el
VAD de baja tensión, pero ya vemos de que en el total evidentemente habría
que evaluar digamos el impacto total de la media y la baja tensión al final
digamos del camino.
A nivel de los cargos fijos sencillamente se muestra la tabla general, esto de
alguna forma hay diferencias evidentemente entre los propuestos por los
consultores y OSINERGMIN y en general son temas que entiendo se irán
revisando como ya se ha conversado el día en la Audiencia Pública del día de
ayer, y por ejemplo en el caso del Sector Típico 4 ya había señalado que los
consultores como se pueden ver están presentando digamos respecto de los
propuestos por el supervisor en el caso … en ambos casos digamos mayores
valores tanto para el sector 4, sector 5; igualmente sucede digamos con los
sistemas eléctricos rurales.
En conclusión la propuesta del OSINERGMIN ¿qué es?, los consultores VAD
no levantaron satisfactoriamente las observaciones formuladas, el
OSINERGMIN con el apoyo de los supervisores hizo el seguimiento a los
estudios y los ajustes pertinentes y la propuesta pertinente, se originaron
diferencias significativas respecto a los resultados de los supervisores VAD por
lo cual el OSINERGMIN consideró los resultados de los consultores VAD no
aplicables y en aplicación del artículo 68 de la Ley de Concesiones Eléctricas,
el OSINERGMIN propone adoptar los resultados obtenidos con el apoyo de los
supervisores del VAD. Entonces, la propuesta pre-publicada se basa en los
estudios de nuestros supervisores, los mismos que están en la página web y
pueden ser descargados y como ya se señaló también en la presentación
anterior.
Las propuestas en resumen publicadas en la resolución son las que se
muestran en el cuadro, tal vez aquí mencionar un aspecto que me parece es
importante señalarlo en cuanto a lo que sería el Sistema Eléctrico Rural
prepago y el Sistema Eléctrico Rural pero con medidor digamos convencional.
Se ve de que a nivel de la media tensión el valor es algo inferior diríamos en el
VAD de media tensión, pero en el VAD de baja tensión el valor es un poco
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mayor, bastante mayor yo diría. Pero ¿a qué se debe esta diferencia?. A que
el costo del medidor prepago es muy superior digamos al medidor convencional
en el caso de la inversión, y como se hace una asignación de costos de OyM
en función de la inversión, evidentemente más se carga la baja tensión y
menos a la media. Por eso la media tensión termina disminuyendo un poquito
respecto digamos lo del … que del medidor convencional. Eso es un poco
digamos el tema y en realidad digamos el mayor peso de la diferencia todavía
sigue siendo digamos el tema del capital, pero sin embargo, y aquí yo creo que
lo que yo quiero señalar la lección importante, es que cuando lo financia el
Estado, prácticamente digamos el VAD o el costo de servicio es menor en la
media tensión como ya se había señalado, el VAD de baja tensión está ya muy
próximo al valor digamos del VAD de baja tensión del estado convencional y el
VAD en cuestión digamos de SER es mas bajo. Entonces, esto es un tema
importante porque en realidad digamos ante … o sea de financiarse las obras
digamos de alguna forma, el VAD final prácticamente casi sería cuasi
indiferente hacer las obras con medidor convencional o medidor prepago,
sencillamente esa era la lección importante. Entonces, con cara digamos hacia
futuro digamos es posible que la señal pensando que los medidores prepago
disminuyan, a lo mejor valdría la pena digamos impulsar los sistemas de
medición prepago digamos como una tecnología estándar digamos hacia más
adelante, son cosas que uno tiene que … como se dice meditar y pensar y
realmente mirar los resultados, pero esta es nuestra impresión realmente de los
resultados que se están mostrando.
La siguiente lámina es los resultados de los cargos fijos que ya se había
mencionado y ahora voy a explicar muy brevemente en cuanto digamos a los
parámetros de cálculo tarifario. Están referidos a los factores de expansión, de
pérdidas estándar, a los factores de coincidencia, de contribución a la punta y
el número de horas de uso, de los factores de corrección del VAD y los factores
de balance de potencia en horas de punta. Los factores de expansión de
pérdidas realmente reflejan las pérdidas estándar de energía y potencia que se
presentan en las instalaciones eléctricas optimizadas, están conformadas por
las pérdidas técnicas y por las pérdidas no-técnicas, el resumen de este
porcentaje de pérdidas se presenta en el siguiente cuadro … adelante por
favor, una más … que como se puede ver las pérdidas en energía reconocidas
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para el sector 1, perdón para el sector 4 es de 1%, para el sector 5 2,43% y
para el SER de 3,55. A nivel de lo que es baja tensión para el sector 4 9,5; para
el sector 5 10,95% y para el SER 9,15%. Y a nivel de pérdidas no-técnicas se
reconoce 2% para los sectores 4, 5 y sector rural. La siguiente tabla es
consecuencia de estos porcentajes, sencillamente están expresados en
factores de expansión que son ya aplicables digamos para el cálculo de los
pliegos tarifarios. Los siguientes sigue, los factores de coincidencia y
contribución a la punta, en este caso son valores que se han adoptado a los
estudios exteriorizados por el OSINERGMIN en cada uno de los sistemas
eléctrico modelo, los resultados se pueden ver digamos en el cuadro que se
está mostrando en pantalla, tanto digamos los factores de contribución a la
punta en media tensión y baja tensión para los sectores 4, 5 y SER y también
los factores de contribución a la punta. En la siguiente lámina vamos a mostrar
el número de horas de uso, se puede ver cuando el sector digamos es menos
denso, el número es menor, 305 para el sector 4, 305 horas para el sector 5,
272 horas y para el SER 208 horas.
En cuanto a los factores de corrección del VAD, es un cálculo que se hace
para ajustar el VAD por las ventas de potencia en las horas fuera de punta y los
valores se muestran en la siguiente … en el siguiente cuadro, que han sido
calculados en función de las ventas de cada empresa. El factor de balance de
horas de punta igualmente es un factor que ajusta el VAD con el objetivo de
evitar la sobreventa o sub-venta de la potencia de punta, de forma tal que
exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la
potencia de punta supuestamente vendida. Los valores por sistema eléctrico y
por empresa se muestran en la siguiente tabla.
Ahora vamos hablar un poco sobre la verificación de la rentabilidad. En este
caso de acuerdo al artículo 69, la ley establece que en función a las tarifas
obtenidas el OSINERGMIN debe estructurar un conjunto de precios básicos; el
artículo 70 señala que el OSINERGMIN debe calcular la TIR para un conjunto
de concesionarios considerando un periodo de análisis de 25 años y evaluando
los ingresos de costos de operación y mantenimiento y el VNR. Esta
verificación de rentabilidad de acuerdo a la ley se hace calculando la TIR, la
cual no debe diferir en cuatro puntos porcentuales la Tasa Efectiva Anual del
12%, esta verificación se operacionaliza de la siguiente forma: se conforman el
22/101
conjunto de concesiones en los que el VAD no difiere en más del 10% y para
cada conjunto se obtienen los valores totales de ingresos y costos y el VNR de
las concesionarias confortantes; y la verificación tomó en cuenta en este caso
la pre-publicación efectuada del VNR para el OSINERGMIN que es la base de
cálculo, los ingresos calculados por las ventas de energía y potencia del año
2008 con los VAD propuestos, los costos de operación y mantenimiento
estándar determinados considerando la información económica y financiera de
las empresas del año 2008, la clasificación de los sistemas de distribución
eléctrica de acuerdo a lo dispuesto en la resolución directoral 028 y pre-
publicadas por la resolución del OSINERGMIN 148-2009-OS/CD. Los grupos
conformados son los siguientes: el grupo 1 se tiene ELECTRO PANGOA,
EMSEUSA, COELVISAC, EDECAÑETE, ELECTRO UCAYALI, ELECTROSUR,
ELECTRONOROESTE y SEAL; en el grupo 2 ELECTRO ORIENTE, ELECTRO
SUR MEDIO, ELECTRONORTE, HIDRANDINA, EDELNOR y LUZ DEL SUR;
en el grupo 3 SERSA, EMSEMSA, ELECTRO SUR ESTE, ELECTROCENTRO;
en el grupo 4 ELECTRO PUNO y en el grupo 5 ELECTRO TOCACHE.
Los resultados de la verificación nos dan que para el grupo 1 se tiene una TIR
del 11,8%; para el grupo 2 11,7%; para el grupo 3 10,7%; para el grupo 4 9% y
para el grupo 5 8,7%. Estando la TIR dentro de la franja señalada por la ley que
sería entre 8 y 16%, entonces sencillamente en este caso los VAD se
consideran aceptados.
Ahora voy a referirme muy brevemente a las tarifas en la Amazonía. ELECTRO
UCAYALY y ELECTRO ORIENTE han solicitado a OSINERGMIN se incorpore
dentro de la fijación del VAD los costos del IGV por compra fuera de la
amazonía que no pueden ser trasladados a los usuarios finales, esto es por la
Ley de la Amazonía, en este sentido se han incorporado los costos del IGV a
los insumos de las tarifas del VAD tanto en inversión y en OyM y la variación
por la incorporación se ven en la parte inferior que varían entre … yo diría en
promedio un 5% … 6% en promedio, se podría decir que es el incremento en el
VAD.
En cuanto al impacto de los resultados, para esto se ha hecho una valuación
de … se ha hecho el cálculo de los ingresos tomando en cuenta las
propuestas tarifarias, también los factores de ponderación del VAD por
empresas, los factores de mercado publicados, tales como factores de
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coincidencia, contribución, números de horas de uso, factores de corrección,
factores de balance y potencia y los precios de generación y transmisión
digamos ya vigentes, se le ha agregado digamos el nuevo valor del VAD y con
esto tenemos la tarifa usuario final. Siguiente por favor.
Estos son los VAD por cada uno de los sectores típicos ya calculados.
Siguiente por favor. Estos son los VAD ponderados por empresa, las
diferencias entre los propuestos y los vigentes, se ve una reducción diría
generalizada excepto que está subiendo en sur este, también digamos en
ELECTRO SUR y en SERSA, en la media tensión pero en la baja tensión baja.
Siguiente por favor.
A nivel nacional se ve de que en Lima el impacto digamos ya a cliente final total
es una reducción en EDELNOR de 1,7% en LUZ DEL SUR 2,9%, en
EDECAÑETE -0,8%, COELVISAC -2,2%, en ELECTRO SUR MEDIO -4,2, en
SEAL -1,3, en ELECTRO SUR un incremento de 0,6, en ELECTRO PUNO 1,7,
en ELECTRO SUR ESTE -0.4%, en ELECTRO UCAYALI es indiferente se
hace cero, en SERSA -0,7%, en ELECTRO ORIENTE 0,3%, en EMSEMSA -
10,9%, en ELECTRONOROESTE -1,9%, en ELECTRONORTE -0,6%, y
finalmente en HIDRANDINA -2,5%. Evidentemente estas reducciones en
general diríamos que obedecen también a que el Perú realmente en los últimos
4 años ha tenido un importante digamos incremento del consumo, entonces
eso en alguna forma realmente crea digamos eficiencias, en cuanto digamos al
precio final. Bueno eso es … hasta aquí tenemos la presentación final y de esta
parte y más bien voy a pedir digamos al presentador para que continúe
digamos con la siguiente exposición. Muchas gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien gracias Ingeniero Révolo. Vamos a pasar inmediatamente con el Ingeniero
Luis Prieto, a exponer y sustentar el estudio de costos que ha puesto
OSINERGMIN del VAD, del Valor Agregado de Distribución, para el Sector
Típico 4.
Vamos a destinar aproximadamente unos 45 minutos, tiempo relativo entre la
exposición y la intervención. En el Cusco, atención donde nos están siguiendo
en este momento para coordinar con nuestro moderador que se encuentra en
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el Cusco, Nicanor Moscoso Salazar, al terminar esta primera exposición vamos
a tener opción de tener preguntas primero acá en Lima y luego pasamos hacia
allá, al Cusco, para que pueda ir consultando la participación o ir ordenándola,
igualmente vamos a tener la viva voz, vamos a escuchar la intervención del
Cusco, con la pregunta, la consulta o el comentario y luego responderemos
aquí desde la mesa central en Lima. Ingeniero Prieto, buenos días.
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 4
Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Ante todo tengan ustedes muy buenos días, vamos a tocar el estudio del
sistema modelo del Sector Típico 4. Aquí se ha tratado como sistema típico
modelo … se ha tomado los sistemas de Junín-Shelby-Vicco y Smelter,
ubicado dentro de la empresa de ELECTROCENTRO.
Aquí vamos a tratar los temas que son la caracterización del mercado eléctrico,
la definición de la tecnología adaptada, los costos estándar de inversión, la
optimización técnica económica de las instalaciones, el balance de energía y
potencia, los costos de explotación y el cálculo de la tarifa de distribución.
Como punto número 1 tenemos la caracterización del mercado eléctrico, que
tiene por objetivo que a partir del consumo de energía y de la máxima demanda
se determine la zonificación para determinar el tipo de las redes que usará
durante el proceso de optimización. Se clasifican 2 tipos de usuario: el
concentrado y el disperso. De los datos tomados de los sistemas mencionados,
vemos que se cuentan estos sistemas con 83 subestaciones de distribución,
5900 clientes, las demandas de 639 kW en la zona concentrada y 63 kW en la
zona dispersa. Como se ve a pesar este sistema que es urbano rural, la mayor
demanda se ubica en la zona concentrada. Las demandas unitarias también
son de 131 W/abonado. La tasa de crecimiento que se ha obtenido es de
2.47%, la proyección de la demanda … tenemos la demandas unitarias de …
las demandas unitarias en las zonas concentradas de 131 W/abonado y la
demanda dispersa de 66 W/abonado.
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En la definición del sistema de la tecnología adaptada se tiene 3 centros de
carga, el sistema Smelter con una subestación de 2.4/10 kV, el sistema Shelby-
Vicco con una subestación de 50/10 kV y la subestación Junín de 50/13.2 kV.
Como se ve, en media tensión tenemos los niveles de tensión del 10 kV y
13.2/7.62 kV, de la evaluación de los 2 niveles de tensión se ha escogido el
sistema de 13.2/7.62 kV que es un sistema con neutro corrido … neutro corrido
múltiple puesto a tierra que tiene la ventaja de permitir pues líneas trifásicas,
bifásicas y monofásicas con neutro corrido. La tensión trifásica estaría y
bifásica en 13.2 kV y la monofásica en 7.62 kV. En las subestaciones de … en
las subestaciones de partida considerando que en 10 kV se tiene un sistema
delta, se está considerando transformador zig-zag para poner a tierra el
sistema y que actúe la protección … la protección. Algo importante en estos
sistemas considerando que se encuentra sobre los 4000 metros es … hemos
priorizado lo que es lograr el aislamiento de los 300 kV, este punto con la
finalidad de lograr una eficiencia de sistema contra las descargas atmosféricas.
Para ello se ha propuesto … ya vamos a tocar más adelante que la … para
lograr los 300 kV sabiendo que normalmente con el aislamiento del aislador se
está por los … en 13.2 por los 110 kV, de 95 a 110. Para lograr los 300 kV se
tiene que compensar con la estructura, entonces ello se logra a través de la …
el poste de madera, la cruceta de madera y eventualmente la diagonal de
madera, para este caso específico de 4000 metros para arriba debemos lograr
incrementar drásticamente el aislamiento en forma indirecta a través de estos 3
elementos de tal forma que con los 300 kV podamos lograr pues reducir a la
mínima expresión las salidas fuera de servicio por descargas indirectas. Como
altura de poste se han considerado postes de 11 y 12 metros para líneas
trifásicas y para las monofásicas de 10 y 11 metros, los conductores que se
han considerado son de aleación de aluminio de 16 y 25 mm2, también se han
considerado conversores de fase de monofásico a trifásico para aquellos
usuarios … pocos usuarios que tengan un suministro trifásico y que se
encuentren alimentadas por líneas o redes de distribución monofásicas. Aquí
también hay algo … una gran diferencia en media tensión con respecto a los
sistemas típicos 1,2 y 3, aquí ya se hace la diferencia entre líneas primarias y
redes primarias. Las líneas primarias digamos con vanos que enlazan
localidades, con vanos promedio de 167 metros y las redes primarias que están
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dentro de la localidad, que digamos en zonas concentradas está por los 45
metros y en las zonas … en las localidades rurales por los 90 a 91 metros.
Luego pasamos a lo que son la evaluación de las estructuras. Para la
evaluación de las estructuras se ha evaluado postes de madera y de los tipos
de madera de pino radiata, pino amarillo y postes de eucalipto considerando
madera nacional, y los postes de concreto que son ampliamente utilizados en
el país. Entonces, en cada una de estas estructuras se ha evaluado aspectos
de vida útil, su calidad como aislamiento, su precio, el peso. Entonces podemos
ver que la relación de … en peso, un poste de madera equivalente al de
concreto está debajo del 50%, entre 40 al 45% del peso de un poste de
concreto, eso implica que, digamos, tiene una relación directa en los costos de
transporte y en los costos de instalación. Así mismo, ya entrando a la madera
hemos evaluado los postes de pino radiata, los postes de pino amarillo,
digamos de procedencia canadiense, americana y los postes de eucalipto … o
sea con los postes de eucalipto son ampliamente conocidos, tienen una menor
vida útil, si bien mecánicamente estos postes son superiores a los de pino
radiata y algo mejores a los del pino amarillo, pero por problemas de
tratamiento y escasez de bosques en el país se tratan los postes de una
variedad de eucalipto que en muchos casos no corresponde a las que fueron
seleccionadas en los años 70 en un estudio que elaboraron la Universidad
Agraria con el Ministerio de Energía y Minas, donde se seleccionó un tipo de
madera de eucalipto ah doc para ser utilizado en postes de madera. Con
respecto entonces de la evaluación que se ha hecho, si bien por precio está
resultando más conveniente el poste de pino radiata, el poste de pino amarillo
está bastante cerca, entonces son postes pues muy … que se tiene una amplia
experiencia en el país y en el extranjero y yo creo que cualquiera de esos
postes podrían ser utilizados con un buen resultado.
Respecto a las subestaciones de distribución, se tienen 95 subestaciones de
distribución con un total de 5295 kVA. Aquí en el proceso de optimización de
las subestaciones se han tenido en cuenta que el sobredimensionamiento entre
la demanda máxima y la potencia instalada genera no solamente un mayor
costo sino incrementa las pérdidas por tener una potencia instalada para una
demanda baja. Para este caso digamos estamos hablando de más o menos
una relación de 3 a 1, para el Sector Típico 5 hemos tenido una relación de 5 a
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1, o sea la demanda está por el 20% de la potencia instalada, ello implica unas
pérdidas de potencia y energía permanentes para sistemas que tienen …
digamos cuya demanda fuera de punta que es la del mayor tiempo digamos
unas 21 a 22 horas fuera de punta, digamos donde el factor de carga puede
estar en 0.3 o 0.35, los sobredimensionamientos que le decía de 3 a 1, 5 a 1 de
repente se multiplican a 8, 9 o 10 a 1, y eso va directamente … tiene una
influencia directa con las pérdidas. Las subestaciones se han considerado
subestaciones monofásicas 440/220 y 380/220 que es de amplia difusión en el
país; se han efectuado agrupación de subestaciones de distribución, de
aquellas que estaban cercanas y a la hora de la unión donde se han hecho
unión de redes se han metrado las sumas y restas, o sea se disminuyen las
subestaciones de distribución, se disminuye la red primaria pero se incrementa
la red secundaria al haberse considerado el tramo de enlace de red secundaria
por la unión.
Otro aspecto que está relacionado con la demanda es que en este sistema, en
el sector típico 4, alrededor del 40% de las demandas por subestación a pesar
de los enlaces de subestaciones está debajo de 2 kW, entonces eso ha
implicado que se seleccione transformadores de 3 kVA, que bueno como precio
con respecto al de 5 kVA que es ampliamente utilizado en el país es alrededor
del 5%, pero con respecto a las pérdidas sí tiene una influencia más
importante. Entonces, como transformadores monofásicos se han considerado
de 3, 5, 10, 15, 25 y 37.5. El otro aspecto también que se ha considerado es
referente a los tableros de distribución, aquí se está considerando una caja o
tablero pequeño con un interruptor general y el control del alumbrado público.
El factor de potencia considerado en el estudio de 0.9, el factor de utilización de
0.9 y el otro aspecto también que se ha considerado es un factor de sobrecarga
del 25%. A la hora que se hacen los cálculos para el diagrama de carga rural,
aplicando norma permite una sobrecarga de alrededor de un 57 al 59%, se le
deja un margen por razones de operación y con este 25% se permite pues que
… reducir el sobredimensionamiento de los transformadores de distribución y
por lo tanto ajustar pérdidas y ajustar inversión.
En las instalaciones de baja tensión se han considerado digamos … se han
obtenido 159 kilómetros para digamos la red secundaria y 140 para lo que es
alumbrado público, o sea alumbrado público ha salido una cantidad algo menor
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de la … de lo que es la … el servicio particular. Las redes en baja tensión se
han propuesto, se han definido con cables autoportantes que ahora pues son
ampliamente difundidos en el país, todas las redes en los últimos 15 años se
vienen ejecutando con este tipo de cable autoportante que es un cable pues
que digamos que tiene un aislamiento de polietileno reticulado, que tiene
mucha mayor vida útil a los conductores forrados o protegidos que se utilizaban
antes, que tenían una cubierta de PVC, la cual se cuarteaba y con el tiempo,
con los años iba perdiendo su protección. Se ha considerado los postes
también en baja tensión, postes de madera de 8 metros de clase 6, los cables
autoportantes mayormente … predominantemente de 16 mm2, hay de 16, hay
de 25 mm2, hay monofásicos, bifásicos y trifásicos de acuerdo a lo que la red
lo requiera. En el caso de Junín que es la capital provincial, ahí se ha logrado
… ahí las redes son trifásicas, predominantemente trifásicas 380/220 y en las
localidades rurales son predominantemente monofásicos con el sistema
440/220.
En lo que es el alumbrado público se ha considerado 70 W para las zonas
concentradas y 50 W para las zonas dispersas. En las lámparas de 70 W,
considerando que se pasa vanos promedios de 45 metros en la zona
concentrada, con la lámpara de 70 W se permite pues una regularidad de
iluminación con lo cual se cumple con la norma de alumbrado público para las
zonas rurales en zonas concentradas. En las zonas dispersas ya no se exige
una regularidad de alumbrado público sino se exige una iluminación guía,
entonces para eso se ha seleccionado la lámpara de 50 W de sodio. El KALP
que se ha aplicado está en 7.4, el vano promedio como habíamos mencionado
inicialmente … bueno para el caso de zonas concentradas está en 50 metros y
la zona urbana rural en 71 metros.
Ahora pasamos a los costos estándar de inversión. El objetivo es determinar
los costos de inversión de las redes de media y baja tensión, subestaciones de
distribución y alumbrado público con la respectiva adaptación técnico
económica. Para los materiales se utilizaron los costos unitarios vigentes en el
mercado nacional a los cuales se les consideró un adicional de inventario, así
mismo se han considerado costos correspondientes a la ingeniería, gastos
generales, interés intercalario y utilidades del contratista. Respecto a la mano
de obra, se han utilizado los costos publicados por CAPECO.
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En los costos estándares de inversión, bueno uno tiene en CAPECO pues ya
los diferentes costos del personal para ejecución de obra. Luego tenemos los
costos por módulo, los costos por módulo se han determinado siguiendo la
asignación de rendimiento de personal, la cantidad de personal que interviene
en cada actividad, las horas de trabajo efectivo, los materiales que intervienen,
las horas de uso, de utilización de maquinaria pesada y de vehículos y los
rendimientos por actividad. Para eso se ha contado con la información de las
subcontratistas de ELECTROCENTRO y de ELECTROSURESTE, entonces se
tienen los contratos, la información, rendimientos y costos unitarios que le
reconocen las empresas a sus subcontratistas.
Luego pasamos a lo que son los costos estándares de inversión, entonces aquí
en la media tensión como les mencioné anteriormente está dividido … la media
tensión en líneas primarias y redes primarias. En líneas primarias tenemos
costos que van de los 3000 a 5500 dólares por kilómetro, dependiendo si es
una línea monofásica a una línea trifásica. De los costos de 3000 dólares
estamos hablando de la … de una línea monofásica en 7.62 kV con neutro
corrido. Los costos de las redes primarias son un poco más altos, van de los
4700 a los 8300 dólares. En las redes primarias si bien pueden tener una
sección menor, los vanos son más pequeños y por lo tanto los costos unitarios
se elevan, entonces aquí tenemos por un lado las líneas primarias tienen un
costo unitario más bajo que las redes primarias pero la incidencia de las líneas
primarias están alrededor del 75%, o sea estos dos elementos son
fundamentales, uno es la diferenciación de líneas y redes primarias, y los otros
son sus costos unitarios y la incidencia. Entonces en los sectores 4 … en el
Sector Típico 4 la incidencia de líneas primarias es el 75% del total de la media
tensión. Luego tenemos … se ha valorizado el conductor neutro, los equipos de
protección. Para los equipos de protección aquí introducimos un equipo que es
el seccionador fusible reconectador. El seccionador fusible reconectador es un
equipo de protección ampliamente utilizado en la electrificación rural de Brasil y
que es un conjunto de 3 cut-out clásicos con un sistema de enganche que
permite utilizar un criterio similar al recloser para muy bajas demandas,
entonces cuando digamos hay una falla temporal … hay una ventisca, una
rama de un árbol digamos choca con la red, entonces se produce una falla a
tierra, actúa el primer fusible, se quema y al caer engancha al segundo cut-out,
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entonces en un tiempo prudencial, eso permite que la fallas temporales que
son de alrededor del 70% se limpien sin necesidad de corte de servicio,
entonces se engancha el segundo cut-out y la línea … o sea se repone el
servicio en forma automática. Si hablamos del 30% de las … que son las fallas
francas, se queman los 3 fusibles y el equipo … digamos la red sale fuera de
servicio. Entonces, este equipo recién se va a introducir en el país, en los
proyectos de electrificación rural a cargo del Ministerio de Energía y Minas.
Para este proyecto nosotros hemos considerado en puntos una determinada
cantidad de equipos que permita pues que … incrementar la confiabilidad de la
red. Entonces aquí introducimos dos criterios fundamentales: uno el nivel de
aislamiento de la red de lograr los 300 kV y lo otro de un equipamiento que
permita la reconexión automática para demandas bajas. Ojo que estarán
pensando en un recloser, un recloser … los recloser comerciales tienen
corrientes de 630 y 800 A, de los cuales por razones comerciales normalmente
están colocando de 800 A para corrientes que se encuentran entre los …
alrededor de los 15 A. Entonces si uno coloca un recloser … un recloser clásico
que se viene vendiendo de hace 15 años en el mercado nacional, ese recloser
no va a operar debido a que las mínimas corrientes con respecto a la corriente
nominal de recloser hace que el transformador de corriente … esa corriente
entra en su zona de insensibilidad y pierda su confiabilidad, entonces la ventaja
de estos seccionadores fusibles reconectadores es que van con los fusibles
clásicos y uno pone el fusible de acuerdo a la demanda, fusible de 5, 10, 15, 25
A, lo que el sistema lo requiera.
En lo que se refiere ya a las subestaciones de distribución, ya había
mencionado … se está introduciendo los transformadores de 3 kVA y tableros
… y tableros digamos … se podría decir con una implementación básica que es
un interruptor general y el control del alumbrado público. Si comparamos que
en el mercado internacional, partiendo de Estados Unidos … en Latinoamérica
y en Estados Unidos no se utilizan tableros de distribución, bueno en Estados
Unidos los transformadores vienen con un interruptor incorporado en baja
tensión y no se efectúa la medición … la medición del alumbrado público,
entonces no existen tableros. Aquí como se está controlando el alumbrado
público se tiene la necesidad de poner el control y como no se está
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incorporando el interruptor dentro del transformador, el interruptor se coloca
fuera de él.
Luego también, aquí hay unos … se ha hecho una evaluación de aquellos
usuarios que tienen un suministro trifásico y que se habían alimentado por
líneas monofásicas, entonces está considerando los conversores de fase. Nos
están resultando unos … para el caso del Sector Típico 4, 29 conversores de
fase con una demanda promedio de 3 kW, de tal forma de que no haya …
todos los usuarios sea la línea trifásica o monofásica puedan ser atendidos. Por
si acaso en el mercado internacional se tiene … el mercado comercial de los
conversores de fase es hasta 100 HP, hay de más de 100 HP pero hasta 100
HP se tiene los precios comerciales.
Luego tenemos lo que es el servicio particular. En el servicio particular las
redes han sido predominantemente, salvo en Junín, donde las redes son
trifásicas, en la mayoría de las localidades rurales han resultado redes
monofásicas y normalmente con las secciones pequeñas de 1x16, 2x16 y
también 2x25 mm2.
En lo que es luminarias ya les había mencionado, se han utilizado lámparas de
70 y 50 W por abonado y su control de alumbrado público.
Se tiene el gráfico del sistema eléctrico de Junín, aquí uno puede ver en la
zona … bueno, en la parte inferior … en la parte inferior se tiene la capital
provincial Junín y digamos ahí todo el sistema es trifásico y las líneas que
ustedes ven son líneas monofásicas. Aquí se ha podido utilizar el sistema MRT
pero estamos considerando que por estar sobre los 4000 metros de altura,
tenemos zonas pues de una mayor nivel isoceraunico, mayor cantidad de
cargas, entonces se ha visto por conveniente pues que en este caso el sistema
sea con neutro corrido. Entonces digamos, si ven las líneas solamente la red
primaria predominante es la … es Junín, el resto son líneas monofásicas.
Luego pasamos al siguiente sistema que es el de Smelter, de igual manera se
ven … salvo en ese tramo que está mencionando que es un tramo bifásico,
todos los demás tramos son tramos monofásicos. La siguiente.
Aquí tenemos el sistema Shelby-Vicco, de igual manera, de la subestación
hacia el norte se tiene digamos una línea bifásica y hacia el sur tenemos línea
monofásica. Allí hay un tramo que está en celeste que se ha eliminado y el de
la izquierda es un tramo bifásico.
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Entonces como ustedes pueden ver pues estos sistemas aparte de la zona
urbana, es un sistema predominantemente de líneas primarias, en un 75%.
Ahora pasamos a lo que es la optimización técnica económica de las
instalaciones eléctricas. En lo que es el metrado y VNR optimizado de las redes
de media tensión, ahí podemos ver en el cuadro de arriba en la cual el 75% de
las líneas son líneas primarias, el 25% redes primarias y el … digamos la
cantidad de kilómetros y después el porcentaje de incidencia, uno puede ver
que las líneas monofásicas de 1x16 y 1x25 se están llevando el 74% de la
media tensión.
Luego tenemos en el siguiente cuadro, bueno es el conductor neutro. En el
siguiente cuadro viene el equipamiento, aquí los SFR son los seccionadores
fusible reconectadores que hemos aplicado en su totalidad para incrementar la
confiabilidad de la línea.
Luego tenemos lo que son … aparte de los seccionadores fusibles, también se
han considerado pararrayos intermedios en la línea para incrementar la
confiabilidad del servicio. Hemos considerado pararrayos intermedios y
descargadores tipo “Franklin en las cumbres” asociados al pararrayos. Y
también un transformador zig-zag en los sistemas que eran en 10 kV para su
puesta a tierra. En lo que se refiere a las subestaciones de distribución, vemos
que los 52 subestaciones, 19 son subestaciones de 3 kVA y de las 59
solamente 8 son trifásicas, el resto son subestaciones monofásicas. O sea se
nota aquí la influencia predominante de las subestaciones monofásicas
respecto a las trifásicas. También tenemos los conversores que se han
considerado, que son 29 con un promedio de 3 kW promedio por conversor y
bueno, el servicio de alumbrado público que ya les mencioné con lámparas que
tiene 2 partes, uno es el conductor de alumbrado público y lo otro son las
lámparas. Aquí también estuvimos pensando un poquito como alternativa,
también considerando la comparación con Latinoamérica. Se utilizan células
fotoeléctricas, entonces al utilizarse células fotoeléctricas no hay control de
alumbrado público en la subestación, el tablero de la subestación ni hay el
conductor de alumbrado público. Entonces solamente existe la luminaria con
una célula fotoeléctrica. Si se aplicara este sistema los costos de alumbrado
público bajarían drásticamente, quien sabe bajarían a menos de la mitad, de
repente a una tercera parte porque la mayor incidencia la tiene el conductor de
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alumbrado público en la red, pero habría que ver también las experiencias en
zonas de 4000 metros poner células fotoeléctricas pues con las descargas
atmosféricas no tenemos la experiencia suficiente para garantizar que las
células fotoeléctricas puedan operar satisfactoriamente.
Luego tenemos las instalaciones no-eléctricas, tenemos lo que es la
supervisión, la parte comercial de distribución y con toda la subdivisión se han
determinado.
Luego pasamos a lo que son … a lo que es la optimización técnica económica
de las instalaciones eléctricas. En el cuadro que vemos aquí tenemos …
digamos que 563700 dólares en lo que es la media tensión, las subestaciones
de distribución 171600 dólares y la baja tensión 1 millón 600 mil dólares y lo
que es instalaciones no-eléctricas 65000 dólares, lo que hace un total de
alrededor de 2 millones de dólares en la valorización de las instalaciones para
el Sector Típico 4.
En el siguiente punto, balance de energía y potencia. En este balance de
energía y potencia de la red adaptada se han tenido en cuenta los siguientes
criterios. Las ventas de energía por opción tarifaria en media y baja tensión, el
balance del sistema eléctrico modelo real y del sistema eléctrico adaptado, en
el cual se han determinado el exceso de pérdidas totales y las horas de
utilización para la tarifa BT5B. Aquí en el sistema eléctrico adaptado se han
efectuado la determinación de las pérdidas en cada uno de los niveles. Si bien
se ha logrado optimizar el sistema con menores costos de inversión y
paradójicamente debería resultar que al optimizar la inversión se incrementan
las pérdidas, porque si paso de una línea trifásica actual a una línea
monofásica … una línea trifásica en 13.2 a una línea monofásica en 7.62 las
pérdidas se van a incrementar drásticamente, pero como este es un sistema
concentrado … un sistema en la cual la carga … la mayor carga está en la
ciudad de Junín que es trifásica y las líneas monofásicas llevan una menor
carga, entonces se han determinado las pérdidas en las líneas primarias, en las
redes primarias, en las subestaciones de distribución, en las redes secundarias
… y en las redes secundarias, y todas estas pérdidas técnicas han sido
determinadas. Entonces a pesar de la optimización técnica económica nos han
resultado también unas pérdidas técnicas se podría decir eficientes. En el
cuadro, ahí se pueden … en el cuadro que se … en el punto 5 balance ya,
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porcentaje de pérdida, no en el anterior 5 … ahí. Ahí pueden ver las pérdidas,
las pérdidas digamos de energía está en el orden de 1%, de potencia 1.32, en
media tensión no se habla de pérdidas no-técnicas y en baja tensión se están
obteniendo 7.5% en energía, 7.92 en potencia, 2% en no-técnica, lo que hace
un total de 9.5% de pérdidas en energía y 9.92% en potencia.
Luego pasamos a lo que es el balance de energía y potencia, en el balance de
energía y potencia estamos obteniendo unas 305 horas, una demanda en
media tensión de 1,112 kW en media tensión y en baja tensión de 973 kW. El
porcentaje de pérdida ya lo habíamos conversado.
Luego pasamos a los costos de explotación. Los costos de operación y
mantenimiento ascienden a 97800 dólares de los cuales 32500 corresponden a
media tensión, 55500 a lo que es la baja tensión y 9700 a lo que es alumbrado
público, así mismo se tiene unos 28600 dólares correspondiente a la
comercialización. En el cuadro que se muestra a continuación ahí se tienen los
… la asignación de costos de operación y mantenimiento en los costos
directos, costos indirectos, los costos de gestión comercial y los de operación
comercial.
Entonces en el siguiente cuadro … en la parte inferior del cuadro, ahí se tienen
los costos resultantes. En media tensión se tiene 108 dólares por kilómetro,
100 dólares por subestación, 93 dólares por kilómetro en baja tensión y 2.1
dólares por unidad de alumbrado público.
Pasamos a lo que son los cálculos de las tarifas de distribución. Los costos
asociados a los clientes de acuerdo a la opción tarifaria se tiene … en un costo
total asociado al cliente de 89570 soles, ya aplicados como … en soles por kW-
mes se está obteniendo 1.19 soles por kW-mes y 3.78 soles por kW-mes.
Ya aplicado digamos el … aplicando digamos ya todos los componentes se
tiene el valor nuevo de reemplazo, la anualidad del VNR, los costos anuales de
explotación, los costos totales anuales, la máxima demanda obtenida y por
último ya el valor agregado de distribución que en soles por kW-mes está … se
ha obtenido 23.83 para media tensión, 61.4 para baja y 11 para las
subestaciones de distribución. Bueno, esos mismos resultados se obtienen en
dólares por kW-mes, o sea 7.58 para la media tensión, 19.5 para la baja
tensión y 3.52 para las subestaciones de distribución. Bueno, yo creo que eso
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sería todo en cuanto a la exposición respecto a las tarifas para el Sector Típico
4. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Vamos a comenzar la participación del público aquí en Lima, luego en el Cusco
le vamos avisando a Nicanor Moscoso Salazar nuestro moderador en el Cusco
para ir ordenando la participación desde allá. A viva voz, primero el Ingeniero
Rafael Laca nos pide la palabra, por favor si le vamos a alcanzar el micrófono,
ya lo tenemos listo, gracias Jorge. Ahí … aún cuando conocemos a alguno de
ustedes les rogaría igualmente presentarse por favor porque siempre este
documento que es la grabación queda como un registro de nuestra audiencia.
Luego allá el señor Egocheaga.
Preguntas y Respuestas de la Audiencia-Lima
Pregunta Nº 01 Ingeniero Rafael Laca Representante de la empresa ELEMIX Buenos días, en primer término quisiera saludar a los conciudadanos del
Cusco, y me aúno a esta lucha que han emprendido por la … digamos por esa
… por ese ímpetu que tienen en reclamar el gas del lote 88 y lo que sugiero…y
que tiene en cierta forma influencia sobre las tarifas y en su oportunidad lo van
a tener, porque finalmente los usuarios de distribución son los que finalmente
pagan el total de la tarifa y lo único que me queda decirles es que revisen el
acápite 5.2, 5.11 del contrato del lote 88 y que soliciten a PERUPETRO los
memorandos y los informes legales en las cuales se establece que hay 2.66
trillones de pies cúbicos que la productora tiene que vender al mercado interno
y que eso no se ha hablado ni tampoco OSINERG, que aparentemente ellos
hacen corridas de tarifas, entonces ese como primer término.
Como segundo término, quisiera felicitar al expositor en cuanto a la exposición
netamente técnica, toda vez que se ha explayado, conozco su experiencia y su
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calidad técnica, sin embargo debo hacer las siguientes observaciones que
están referidas a la siguiente.
Con respecto a CAPECO, que lo vengo cuestionando desde el día de ayer, y
es que hasta la fecha no hay … simplemente se concluye que no hay estudios
porque aquí lo último que se dijo es que no se puede pedir a las contratistas
cuando hoy el Ingeniero Luis Prieto dice que han tenido colaboración de las
contratistas y más aún las contratistas van a colaborar con las empresas
eléctricas porque indudablemente dependen de las empresas eléctricas. Si yo
soy empresa eléctrica, le digo a mi contratista, necesito que me pases
información de costos de mano de obra, de hecho que me la van a dar pues,
porque ya se que en la próxima contratación si no colaboras no lo contrato, así
de simple. Y decir de que las empresas son informales, por lo tanto significa
también por ende de que OSINERGMIN es informal en su fiscalización, porque
OSINERGMIN tiene que fiscalizar las instalaciones. Ahora, se me podrá decir
por ahí de repente como una salida legal de que las horas-hombre en los
mantenimientos no corresponden pues a sueldos de un mes, sí las hay, sí se
puede sacar porque ahí las cuadrillas por ejemplo ahora los alumbrados …
para el servicio de alumbrado público hay cuadrillas establecidas que
necesariamente se les tienen que pagar a obreros o peones durante un mes, o
sea que están en planilla, y lo existe, tengo pruebas acá de empresas que dan
servicios a … de contabilidad que dan a las empresas eléctricas que en su
oportunidad lo voy a tener que formalizar; que por protección a los obreros no
lo puedo mostrar porque ya sabemos en que termina, seguramente
despidiéndolos.
Bueno continuando con el tema de CAPECO, aquí en su informe del Ingeniero
Luis Prieto, en la página 9 de la supervisión de los estudios del costo del valor
agregado de distribución, manifiesta lo siguiente: “Cabe precisar que los costos
de CAPECO corresponden al convenio vigente del 01/06/2008 al 31/05/2009,
incluye remuneración básica” ¿Quisiera saber cuál es el monto de la
remuneración básica?, para poder compararlo con la planilla del trabajador …
de los trabajadores antes mencionados. Después dice “más bonificación
unificada de construcción BUC, que incluye desgaste de ropa y herramientas,
leyes y beneficios sociales sobre la remuneración básica, 112.52%, leyes y
beneficios sociales sobre la bonificación unificada de construcción 12% y
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bonificación por movilidad acumulada, además del correspondiente uniforme
dos veces al año”. Quisiera saber ¿cuáles son esos montos? y si no los tiene
disponible a través del moderador quisiera por favor que se haga llegar a
OSINERG y se publique en la página web, porque el día de ayer por ejemplo,
pregunté en el Sector Típico 1, haciendo colación un poco que … hoy día
también se ha hecho un recuento de lo que se ha hecho ayer, yo también creo
que tengo el mismo derecho. Ayer se preguntó si es que se han incluido y creo
que también esta pregunta vale … bueno para este sector típico casi no hay
robos, pero en el sector típico 1 las contratistas … las consultoras estaban
indicando que se les reconozca mayor costos de operación y mantenimiento
por hurto de cables, esa pregunta no se me ha contestado. Entonces reitero en
que quisiera saber y de hecho creo que el Ingeniero Luis Prieto lo va a hacer
porque ha sido muy didáctico y preciso acá en su informe y por eso lo felicito
porque es una del … digamos las empresas que justamente los puntos
cuestionados los ha detallado … los ha detallado entonces esto creo que
conlleva a una solución más rápida.
Ahora con respecto a FONAFE, no se si dentro de las empresas que … del
Sector Típico 4 está incluido lo … las empresas del ámbito de FONAFE, sigo
reiterando mi disconformidad, toda vez que se debe reconocer los costos que
indica FONAFE, igualito que ayer, igual haciendo ese paralelo en la cual se
engancha digamos OSINERGMIN al considerar costos de CAPECO de una
entidad especializada según ellos dicen.
Ahora por otro lado, con la experiencia que el supervisor tiene, ha mostrado los
costos estándares de inversión, ya muestra unos porcentajes; yo quisiera saber
si es que han hecho una comparación con otras empresas a nivel internacional,
por ejemplo si el 6.81 por ejemplo corresponde a los costos de stock … los
costos de stock corresponden a 6.81 me parece con respecto a las inversiones.
Entonces quisiera saber si se han hecho una comparación o simplemente es
del flujo de facturaciones de las propias empresas eléctricas, porque ahí
también se puede generar pues un … digamos una facturación elevada y
estaríamos incurriendo en un sobrecosto en las tarifas, quisiera saber eso.
Después no se ha tocado el tema de las horas punta, en los diferentes
procesos tarifarios … las resoluciones tarifarias paralelamente al VAD se hacía
una pre-publicación de las resoluciones tarifarias, en las cuales se incluía 5
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horas de punta, después inclusive se … en contra del usuario se redujo las
horas punta … creo que fue en las fijaciones anteriores o tras anterior, pero acá
hay un hecho real, la demanda del sistema cada vez es más plana por lo tanto
nos correspondería a nosotros los usuarios regulados tener menores horas
punta. Una comparación con el sector libre, en el sector libre se puede llegar a
obtener hasta una a dos horas punta, quisiera saber si ya existen estudios o si
OSINERGMIN ha encargado estudios para la reducción de las horas punta, en
mi opinión las horas punta debería estar bordeando las 3 horas y media y no 5
horas.
Finalmente el supervisor ha presentado el VNR para la media tensión versus la
baja tensión … no, el VNR de la media tensión y baja tensión correcto.
Entonces quisiera saber en promedio cuánto es la tarifa para el sector que ha
evaluado de la media tensión y la baja tensión, toda vez que el VNR o en todo
caso el VAD, es prácticamente entre baja y media cerca del triple. Entonces
quisiera saber cuánto es la tarifa también. Eso es todo, muchas gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias Ingeniero Laca.
Respuesta Nº 01-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, vamos a empezar a dar respuesta a las inquietudes de Rafael Laca. Voy
a pedirle por favor a Luis Prieto que proceda a dar las respuestas de … con
relación digamos a la parte técnica. Adelante Lucho.
Respuesta Nº 01-B Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Bueno, habían … se han tocado varios puntos. Uno de ellos es el de las horas
de utilización, en realidad si hablamos del Sector Típico 4 y ahora que
entremos al 5 y SER, las horas pues … las horas punta son algo menores, se
podría coincidir. Tengo entendido que las 5 horas es en promedio a nivel
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nacional para todos los sistemas entonces quien sabe la propuesta podría ser
pues que se determinen horas de utilización por sector típico, yo no se que tan
factible sería pero bueno … ese punto sería para evaluar; lo que se ha hecho,
bueno, es aplicar lo que … lo vigente que son las 5 horas.
El otro aspecto, en lo que se refiere al … a lo que son las remuneraciones. Se
tiene 2 aspectos; uno a lo que es al personal trabajador, digamos que se ha
aplicado CAPECO; en CAPECO se establecen las remuneraciones y se indican
todos aquellos puntos que están incluidos, o sea la remuneración, los
beneficios sociales, la ropa que utiliza, entonces todos esos rubros están
incluidos dentro del … dentro de los costos establecidos. Y con respecto a las
remuneraciones del personal de las empresas, se ha asumido los sueldos que
establece FONAFE para la administración pública considerando que …
digamos todas las empresas que tienen los sectores o la mayoría de empresas
que tienen pues los sectores típicos 4 … 4 bueno más adelante va a ser el 5 y
el SER, son empresas públicas que se rigen por el FONAFE.
Bueno, la comparación con respecto a costos internacionales … bueno primero
los modelos tarifarios no necesariamente son similares, entonces lo que hemos
procurado tomar del digamos a nivel internacional, es el de lograr instalaciones
eficientes. Entonces se han hecho visitas a empresas de Brasil y de Chile; en el
caso del Brasil se visitó la empresa COPEL y en el caso de Chile se visitó la
empresa de OSORNO al sur de Chile, que son empresas que tienen un alto
desarrollo de la electrificación sur urbano y rural, entonces hemos tratado de
rescatar todo aquello que sea aplicable como tecnología … por un lado
tecnología y por otro lado también cómo manejan lo que son las … la operación
y el mantenimiento. En buena parte en el caso de Chile, como es un sistema
que … digamos del cual hemos tomado como modelo … tenemos bastante
cercanía y en forma similar; en el caso digamos de Brasil, su sistema tarifario
es algo diferente, pero también en forma similar se ha … nos hemos … hemos
visto digamos igualito, tercerizan todo lo que son las … lo que es la … las
labores de operación y mantenimiento, la supervisión permanece con personal
de la empresa; lo que sí no es tan fácil hacer comparaciones ya en el plano
tarifario, entonces ahí no hemos encontrado una información que nos sirva de
paralelo.
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Entonces, bueno en líneas generales, hemos tratado de todo aquello …
asimilar todo aquello que sea aplicable al medio.
Respuesta Nº 01-C Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, voy a pasar a contestar dos preguntas que han quedado, en relación
digamos la pregunta respecto de que si se están reconociendo en las tarifas de
distribución el tema de hurtos. No, el OSINERGMIN considera que esta es una
gestión de las empresas eléctricas y que consideramos de que no es un
elemento de costo operativo, que debe ser incluido dentro de la gestión de la
empresa modelo, entonces en ningún sector se ha incorporado digamos este
costo solicitado por las empresas.
Otro aspecto relacionado a las horas de punta, en este estudio como es un …
estudio que ve precios medios, la referencia que tenemos nosotros a efectos
de calcular el VAD es la máxima demanda del sistema eléctrico, no interesa
en qué periodo establecido en este caso por la generación se pueda dar, tal es
el caso que para los sectores 1, 2, 3, 4, 5 y el SER evidentemente por tener un
consumo que se da más digamos en las horas de punta digamos esta máxima
demanda se presenta normalmente como se ha visto entre 7 y 8:30 de la
noche, excepto el sector especial como habíamos visto en la audiencia del día
de ayer, que la máxima demanda se presentaba a las 12 del día, por lo tanto a
efectos digamos de este estudio del VAD este es un punto que no es un
aspecto digamos de estudio, en todo caso este es un tema que realmente
viene más aparejado diríamos con la determinación de los precios de
generación en barras, porque son ellos los que tienen que … o definen
digamos los bloques o periodos horarios. Bueno, no se si habrá quedado
alguna pregunta más en el … ah y la tarifa y el impacto final … 1% en el sector
típico 4. Tarifa en el impacto total digamos … es total, eso es lo que yo
entiendo. Usted ha dicho cual es la tarifa …
Ingeniero Rafael Laca Representante de la empresa ELEMIX
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Toda vez que encuentro … disculpe. Toda vez que encuentro diferencias en …
muy grandes entre el VAD o el VNR, entre media tensión y baja tensión, por lo
tanto quisiera saber ¿Cuánto es la tarifa en baja y cuánto es la tarifa en media?
Por decir un ejemplo …
Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Perfectamente ya te entendí la pregunta que está haciendo. Evidentemente las
tarifas en el VAD de … o sea a nivel de media tensión se estarían reduciendo
… 16% se estarían reduciendo en el componente digamos del VAD en media
tensión. En baja tensión está subiendo 18% como VAD pero a cliente final que
es la suma de ambos componentes el impacto final es de 1% digamos de
incremento en la tarifa BT5B, eso es lo que estaba aclarando.
Ingeniero Rafael Laca Representante de la empresa ELEMIX Ingeniero disculpe creo que no me he dejado entender. Lo que quisiera saber
es que si en la tarifa de media tensión es como 3. Quisiera saber ¿Cuánto es
en baja tensión?.
Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Ok. La tarifa en media tensión es como …
Respuesta Nº 01-D Ingeniero Rubén Collantes Representante de División de Distribución Eléctrica de la GART Si la tarifa en media tensión en este caso el sector 4 la tarifa es como 1, en
baja tensión es como 2.5. Ahora los valores exactos que se ha propuesto son
25 soles por kW-mes en la media y 65 soles por kW-mes en la baja. Más o
menos hay una relación de 1 a 2.5.
Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART
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Cabe aclarar que esto solamente a nivel del componente del VAD, ahora si uno
lo traslada digamos a la tarifa total que suma generación-transmisión, estos
valores definitivamente son menores porque el componente digamos de media
tensión aproximadamente en la tarifa de cliente final pesa 10% y el
componente de baja tensión en la tarifa de cliente final está pesando un 20%,
entonces haciendo las ponderaciones se puede hallar exactamente digamos el
valor que quisiera usted encontrar.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien gracias señor. Primero el señor Egocheaga y luego vamos al fondo por
favor. Gracias.
Pregunta Nº 02 Sr. Audaz Egocheaga Representante del Consejo de Usuarios del OSINERGMIN Muchas gracias. Mi nombre Audaz Egocheaga del Consejo de Usuarios de
OSINERGMIN. En primer lugar felicitarle al Ingeniero Miguel Révolo, así mismo
al Ingeniero Luis Prieto con la manera como ha explicado … esa pedagogía
que ha tenido para entender el auditorio creo yo.
Por otro lado, hacer cosa común con la iniciativa que tuvo el Ingeniero Laca,
por la posición que pone también frente a OSINERGMIN y al llamado al pueblo
de Ica, no solamente al pueblo de Cusco, no solamente a Cusco sino todo el
país, porque primero está el … el que el uso del gas natural debe ser en
principio para el uso interno y posteriormente la que viene debe ser para la
exportación, creo que eso es una … es un anhelo nacional y
consiguientemente debo estar al frente …
La pregunta sería … si bien es cierto de que las subestaciones y con toda la
optimización técnica que se pueda dar, incluso en cuanto a que el uso de las …
de los …… que tiene que ver con el trifásico … trifásico puede ser convertidos
en bifásicos y monofásicos, o sea se está utilizando tecnología de punta; a
pesar de eso ¿porqué influye al final … mucho menos … se mantiene menos
… bajar la tarifa final en el usuario?. Por otro lado ¿Cuál sería el impacto en el
sector de la amazonía cuando ellos están dentro de una ley que les protege no
43/101
pagar el IGV? pero sin embargo al final creo que va a ser de todas maneras
van a pagar porque la transferencia que le van a dar está incluido el IGV.
Muchas gracias por la respuesta.
Respuesta Nº 02 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Haber, en cuanto a la primera pregunta del impacto que podría tener digamos
una red monofásica, una red trifásica en el usuario final. En general digamos en
lo que es el … las tarifas del VAD, el costo digamos es un costo promedio, en
realidad digamos la utilización digamos de esta tecnología ya sea monofásica o
trifásica a las finales digamos se ve en forma conjunta, o sea y esto hace de
que el VAD de media tensión por haber digamos utilizado la … yo diría el
sistema de distribución monofásico efectivamente aplicándose digamos a un
mercado que así lo requiere ha significado una reducción de la tarifa a nivel
digamos de media tensión, ese es el efecto fundamental que tiene el usar
digamos uno u otro tipo del sistema, evidentemente monofásico es mucho más
económico, es por eso que termina reduciendo el valor de la … de la tarifa en
media tensión.
Ah bien, con respecto al IGV, como habíamos señalado esto es un pedido que
lo ha formulado tanto la … ELECTRO UCAYALI como ELECTRO ORIENTE.
ELECTRO UCAYALI definitivamente por el hecho de que … ellos al hacer una
empresa que opera en Ucayali y que es la Amazonía, se rige por la ley … …
voy a ser redundante se llama Ley de la Amazonía que impide a la empresa
trasladar digamos el costo del IGV al cliente final, es decir digamos no hacen
uso del crédito fiscal, entonces el OSINERGMIN ya ha venido evaluando este
tema, también los casos de digamos de generación que ya se han dado, en
esta oportunidad en el desarrollo digamos de las tarifas de distribución,
igualmente siguiendo el criterio adoptado, digamos sobre este tema y de
acuerdo a los informes tributarios que se han adjuntado ya en detalle en el
mismo expediente de la regulación, se está incorporando el IGV como un
costo digamos y que se ha mostrado en la tabla que se ha presentado para el
VAD de distribución. Este impacto representa 6% digamos en las tarifas de
distribución a nivel digamos de lo que sería inversión y los costos de operación
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y mantenimiento mostrados directamente digamos a la actividad. Así mismo
entiendo que el OSINERGMIN y eso lo que estamos haciendo se está
tramitando ante el Ejecutivo, que se efectúe la exoneración correspondiente
digamos al tema de lo que sería digamos las ventas de energía que realizan
digamos las empresas no ubicadas en la amazonía a la empresa ELECTRO
UCAYALI, de forma de que finalmente esperemos de que cuando toque
digamos ya publicar la tarifa definitiva, bueno se tenga la exoneración y
finalmente digamos no se … ya no se incorpore este valor del IGV digamos
dentro de la tarifa. Esto es un poco lo que el OSINERGMIN digamos ha tomado
como acuerdo, ya se han mandado los oficios respectivos tanto al Ministro de
Energía y Minas como al Ministro de Economía y Finanzas. Eso es lo que
podría señalar sobre el tema. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias. El señor por favor.
Pregunta Nº 03 Sr. Polo Arauzo Representante de ELECTROCENTRO Bien gracias. Polo Arauzo de ELECTROCENTRO. En primer lugar para felicitar
realmente, ha sido muy clara la exposición, sin embargo tengo dos pedidos.
El primero, habría que precisar … un poco aclarar el tema en cuanto al sector
típico modelo elegido. Es un sector típico 4, realmente muy típico, muy especial
en la cual se puede notar que para alimentar a 5000 clientes se tiene 3
subestaciones de potencia, de 50000 a 22.9, a 10 y 13.2. Entonces habría que
pensar que el nivel de tensión que elige el consultor, o perdón en este caso el
supervisor obviamente va a ser un nivel mínimo que es 13.2, por lo tanto hace
que el VAD sea menor. Si observamos por ejemplo el VAD de media tensión, a
nivel de todos los sectores típicos ha sido … varía en un 10%
aproximadamente para menos comparado lo del consultor con lo del
supervisor. Entonces, para el caso sector 4 disminuye en un 21%, esto se debe
justamente pues al nivel de tensión, a la infraestructura que se requiere para
poder alimentar las cargas. Si fuera así, si no se reconociera entonces las
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redes eléctricas, en este caso de 22.9 que debería ser. Solicito que en todo
caso OSINERG revise la posibilidad de incrementar el VAD de media tensión
considerando la operación y mantenimiento de estas subestaciones de
potencia o la infraestructura mínima que serían celdas, ya que el
OSINERGMIN-GART, hay un informe que dice claramente que voy a leer “el
OSINERG-GART con informe 012A-2005 anexo 2 página 26 indica que las
subestaciones de potencia de Junín al no ser considerado en el estudio del
VAD de transmisión debido a que su nivel de tensión real es menor a 30 kV,
éste debe ser regulada en la determinación del VAD de distribución” porque de
lo contrario sería un modelo de repente no replicable, un poco ajustado,
únicamente a ELECTROCENTRO y tal vez de réplica a … a nivel país podría
crear algunas distorsiones. A su vez, esta elección de la tensión conlleva
también a que los niveles de pérdidas en el Sector Típico 4 difieren mucho
comparado con el resto de sectores típicos, inclusive con el sector típico 5,
hasta el sector típico 1 se ha incrementado o mantiene casi las pérdidas que
del VAD del 2005, entonces agradecería que se revise ese punto de las
pérdidas para el caso del Sector Típico 4.
Nosotros coincidimos con el Ingeniero Prieto respecto a que realmente la … el
sistema modelo también está planteado como muy eficiente, sin embargo
quisiera pedir no perder de vista en cuanto a que nosotros tenemos unas
normas de fiscalización y tendríamos que concordar o conversar con aquellas
normas, nosotros quisiéramos por ejemplo que solamente el alumbrado público
sea con fotocélulas pero no se da porque tenemos que medir, OSINERG exige
que en las zonas rurales sean medido todo el alumbrado público, obviamente
conlleva a que tiene que haber más infraestructura, más reconocimiento de
VAD. Por otro lado, las zonas rurales los tableros eléctricos por ejemplo, cierto
es, bienvenido que sea un solo interruptor como costos eficientes pero como
fiscalización va a originar que cualquier alimentador de una subestación, sea
una carga ocasione una falla, va a tener que salir fuera de servicio toda la
subestación ocasionando mayores compensaciones, mala calidad del servicio
por interrupciones. Entonces yo creo que también por ejemplo las redes en su
preferencia deben ser trifásicas, indudablemente generarán mayor VNR pero
las circunstancias nos obligan a que si queremos crear desarrollo en el país y a
la vez cumplir la normatividad, cuando un cliente solicita su ingreso trifásico
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debe atenderse máximo en un plazo de un año exagerando, entonces yo creo
que en los sectores 4 y 5 donde están los polos de desarrollo debería primar en
la empresa modelo que en un gran porcentaje deberían ser considerados redes
trifásicas. Eso es todo. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Ingeniero Prieto, Ingeniero Révolo.
Respuesta Nº 03-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Voy a pedirle al Ingeniero Prieto que se enfoque en las preguntas técnicas
digamos del desarrollo del estudio porque hay algunas que están como se dice
correlacionadas más bien con la regulación de los sistemas de transmisión
secundaria que lo ha mencionado entre líneas pero es importante digamos
aclarar, digamos para que se pueda entender un poco la pregunta del Ingeniero
Arauzo, así que pedirle a Lucho Prieto por favor que proceda a responder las
preguntas técnicas. Gracias.
Respuesta Nº 03-B Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER … al sistema eléctrico modelo … bueno aquí el amigo Polo Arauzo, bueno nos
podemos tratar de tú.
El sistema es … el sistema 13.2/7.62 es suficiente por el tamaño de las redes,
pero claro mencionas el 22.9/13.2, se hubiese podido aplicar el sistema
22.9/13.2 pero no te olvides que las pérdidas están … de energía están en el
1%. Como el sistema está concentrado … como la mayor demanda está
concentrada y la demanda rural tiene una … es más o menos un tercio de la
demanda total, entonces pasarla a 22.9 … bueno las pérdidas se iban a reducir
de repente a menos de 1, 0.5 o 0.4, más o menos si sacamos una regla de 3
simple es … las pérdidas se reducen al 33%, entonces hubiésemos tenido
0.33% de pérdidas de energía, por ese lado habría un ahorro. Pero ahora en
47/101
cuanto a estructura serían las mismas porque la distancia mínima de seguridad
son las mismas, como conductor hubiésemos tenido una menor sección, de
repente todo nos hubiese salido 16 mm2 y lo que se incrementa es el
aislamiento; entonces, digamos si comenzamos a hacer sumas y restas
normalmente no … de repente va a salir similar, las diferencias serían muy
pequeñas. Para mí francamente no lo … veo que ahí no habría mucha
incidencia.
El otro aspecto que me parece importante es sobre las células fotoeléctricas,
por lo menos en la norma de alumbrado público rural permite la utilización de
células fotoeléctricas, quien sabe lo que habría que hacer es coordinar con el
OSINERG-Fiscalización para que dado que hay una norma DGE vigente ya de
hace varios años, entonces ver que aquellos sitios donde se aplica células
fotoeléctricas no se establezca otro sistema de control del alumbrado público
que ya no sería por medición. Ahora, el aspecto de utilizar células fotoeléctricas
como lo has mencionado tiene dos aspectos fundamentales: disminuye el VNR
en baja tensión porque se elimina el control del alumbrado público y se elimina
el conductor de alumbrado público versus una célula fotoeléctrica pero quien
sabe lo que tiene bastante incidencia son los costos de operación y
mantenimiento o los costos de comercialización porque ustedes se ven
obligados a estar midiendo en cada una de las subestaciones que son rurales y
que requiere un desplazamiento y entonces por qué no utilizamos células
fotoeléctricas a pesar de que uno se recorre Latinoamérica y no … y digamos
en todo sitio se utiliza célula fotoeléctrica. La preocupación un poquito es de
tener la experiencia de que las células fotoeléctricas en zonas de altura,
especialmente pues sobre los 4000 metros, sean eficientes, quien sabe
ustedes dentro de sus … podrían escoger determinados proyectos en la cual le
pongan célula fotoeléctrica y si se garantiza quien sabe eso influiría en la tarifa,
va a influir en la tarifa positivamente o sea que hay algún ajuste de la tarifa,
simplificaría las labores de medición y tendría que establecerse con el
OSINERG-Fiscalización otro sistema del control del alumbrado público que
podría ser en función de las horas de luz del día, eso se tiene entre verano-
invierno … se puede tener pues un … como un diagrama de horas de
utilización diaria y se puede sacar un promedio anual y esas deberían ser las
horas que se consideren.
48/101
Para mí ese punto es algo que se nos ha quedado en el tintero, que
consideramos que se debería aplicar, pero por lo menos en zonas de altura
debemos tener la garantía que las células fotoeléctricas funciona
eficientemente y por otro lado solucionar con OSINERG-Fiscalización la parte
de cómo se va a contabilizar las horas que no … por la no medición.
Después con respecto a las líneas trifásicas y monofásicas … ese punto
también se le ha venido dando vueltas, es otro punto importante, entonces
queremos que el Perú se desarrolle, no solamente que la … digamos la
iluminación pues … sea iluminación para vivienda, si bien el programa de
electrificación del Ministerio de Energía y Minas, bueno hace toda la
infraestructura con cargo a que … aparte de cumplir con la labor social haya un
desarrollo, pero que sea un desarrollo a un costo eficiente, entonces por
ejemplo mucho se ha venido utilizando en la electrificación rural la … los
conversores de fase, entonces se tiene conversores de fase a un nivel
comercial, a un costo comercial eficiente hasta los 100 HP, eso quiere decir
que 100 HP estamos hablando más o menos 75 kW. De los diversos proyectos
que hemos visitado en el país, estoy hablando de los últimos 2 años, hemos
recorrido … nos hemos recorrido se podría decir íntegramente la región
Cajamarca, la región Huánuco y después varias regiones del centro norte del
país, en diversos proyectos que hemos desarrollado para energía y minas y …
bueno primero las cargas productivas que hemos encontrado son poquísimas y
todas están debajo de los … dentro de los 10 kW, entonces íntegramente todas
las cargas productivas se pueden resolver con conversores de fase, entonces
ahora ¿por qué utilizar líneas monofásicas? Porque con la misma inversión
que tiene el Estado puede electrificar más, ahora se está en un reto de
electrificar, subir el coeficiente de electrificación, entonces por ejemplo la región
Cajamarca que actualmente está por el veintitantos por ciento, su coeficiente
subirá pues al 80 al 90% dentro de un año y medio – dos años, porque se está
haciendo todo un programa de electrificación. Entonces nosotros hemos tenido
la suerte de desarrollar estos estudios en la región Cajamarca y prácticamente
lo que hemos tenido que hacer es lograr la … con los escasos recursos hacer
el máximo de electrificación, entonces … pero siempre pensando en que se
resuelva la … el aspecto pues de la cargas productivas y bueno lo estamos
mirando por el lado de los conversores de fase. En Brasil pues se ha utilizado
49/101
bastante los conversores de fase, he visitado empresas pues … la empresa
COPEL que hemos visitado hace 2-3 meses, la he visitado en 3 oportunidades,
la he visitado hace veintitantos años y en ese tiempo tenía transformadores 3-5
kVA y tenían conversores de fase; ahora después de veintitantos años la
vuelvo a visitar y esta empresa ya tiene … ya los de 3 kVA han desaparecido,
ya tienen transformadores de 15 kVA, ya tienen cargas trifásicas de mayor
potencia, entonces han ido migrando, pero eso es producto del desarrollo, las
líneas MRT han pasado a trifásicas y siguen extendiendo líneas MRT, o sea las
zonas que hace veintitantos años eran MRT ahora son trifásicas y uno dice ya
están desapareciendo el MRT, no. Tienen el 70% de sus líneas son en MRT,
en zonas agroindustriales, o sea ellos no electrifican localidades, lo que
electrifican digamos son fundos donde la gente tiene pues lotes … los más
pequeños son de 5 hectáreas, 5-10 hectáreas son lo que vendría ser en el Perú
el mini fundio y después ya son lotes mucho más grandes, entonces allá los
usuarios, lo que quieren son cargas … electrifican una vivienda en un fundo
para cargas productivas, entonces digamos esperamos pues eso sería un
sueño en el Perú, pero siguen con su suministro en MRT, entonces yo pienso
lo que habría que hacer es difundir los conversores de fase … los conversores
de fase porque el programa del Ministerio de Energía y Minas pues … de los
proyectos que hacemos, un 30% son líneas trifásicas y un 70% monofásicas y
esa es la inversión que se va a hacer en los próximos años y así entonces lo
único … no nos vamos a cruzar de brazos, tenemos que buscar la solución vía
los conversores. Yo creo que eso serían todos los puntos.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias, nos están pidiendo en Cusco intervención.
Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART No pero falta responder …
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki
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Ah falta una parte más.
Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, con relación al tema digamos de la empresa modelo en sí, se tiene la
metodología desarrollada, es una metodología de tipo económico como bien
se conoce para el cual este sistema ha sido elegido porque se encuentra
digamos … estadísticamente es representativo del Sector Típico 4. Y con
relación al pedido que está haciendo respecto de la incorporación de algunos
gastos dice no … de operación de estas subestaciones de Junín y Shelby, que
si mal no recuerdo entendí estas, en todo caso yo pienso que
ELECTROCENTRO deberá pedirlo formalmente entiendo y con relación a la
resolución que mencionó, es una resolución del año 2005. Entonces yo creo
que nosotros dentro de lo que sería la fijación de las tarifas de distribución
eléctrica, sencillamente de acuerdo a la ley y de acuerdo a lo señalado en los
términos de referencia fijamos costos relacionados , si se quiere a los
componentes del sistema de distribución y siendo estos componentes
señalados un componente de transmisión secundaria, entiendo de que debería
hacerse en todo caso el pedido formal en esa dirección para que vean que …
que lo incorporen en todo caso pues en la actividad que corresponda, eso un
poco nada más para redondear digamos la … y para culminar yo creo que las
preguntas formuladas por ELECTROCENTRO. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Ingeniero Révolo, muchísimas gracias. Vamos a culminar con el señor Rosales,
quería pedirles en general y al Cusco también una utilización racional del
tiempo. Son las 12 del día, nos quedan todavía dos exposiciones más y
queremos hacer de la mejor manera posible para que realmente la audiencia
cumpla con su cometido. Señor Rosales, por favor adelante. Luego vamos con
el Cusco, Señor Nicanor Moscoso.
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Pregunta Nº 04 Señor Walter Rosales Campos Usuario Muy bien, mi nombre es Walter Rosales Campos. Como usuario me preocupa
lo que viene expresando el OSINERG y la empresa PRICONSA. En este
sentido quiero hablar sobre lo que es el VAD y la rentabilidad de las empresas
del sector eléctrico que en el Perú son muy altas, tal vez las más altas de
Sudamérica, y por lo tanto de la región. Estamos manteniendo en función a la
crisis mundial utilidades que van cerca o bordean o superan el 12% en estas
empresas del sector eléctrico que el OSINERGMIN regula. Hemos visto una
tabla en la cual presentan 11.5 y hasta un 8.5 de TIR, entonces esto me está
preocupando porque teniendo en cuenta de que nadie en el Perú está ganando
tan bien como estas empresas, todavía estas empresas sigan ganando lo que
ganan.
Otro tema también es … en el año 2008 que es el que está tomando el estudio
sobre el año 2009 que es el de ahora. Hay unas grandes diferencias, por
ejemplo, en el tema de lo que es el transporte, por lo tanto los combustibles …
el año 2008 los combustibles estaban en más de 130 dólares el barril en el
mundo, el cual acá en el Perú también era bastante caro el combustible para
los vehículos y transporte; sin embargo el 2009 estamos viendo una baja y esto
no lo vemos en ningún estudio, no vemos ese factor que debería de redundar
en los precios tanto de los productos que tienen que llevarse a las zonas en
donde se necesiten por ejemplo el caso del transporte de los postes, si fueran
de madera o en todo caso si fueran de concreto. Vemos también que también
el año 2008 los precios de los postes tanto de madera como de concreto eran
del 2008, sin embargo el 2009 por cuestiones de demanda y oferta en el
mundo vemos de que no hay mucho desarrollo ni mucho movimiento, por lo
tanto si es madera importada esta madera importada debe ser muy barata, sin
embargo se está manteniendo los precios como del 2008, entonces no se qué
tipo de estudios se están haciendo en donde no vemos una baja sustancial en
las tarifas, es más se habla de que más o menos hay una baja o bueno hay
unas alzas en lo que es media tensión y baja tensión, por ejemplo dicen de que
la media tensión va estar en 25 soles y la baja tensión en 65. Me preocupa esto
porque casi 2.5 a 1, ¿qué significa? la gente que va a consumir en baja tensión
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va a pagar mucho más, entonces no se de qué manera están trabajando, de
qué manera están regulando.
Sobre el tema del IGV, sobre el crédito fiscal de la zona de ELECTRO
UCAYALY. Bueno, esto no es ninguna novedad, hay mucha gente que negocia
en el país y no factura y no hay ningún drama, y esa gente sigue vendiendo de
esa manera; sin embargo una empresa que está haciendo negocio, quiere
aprovechar una condición que no la tiene al no estar en la zona en la cual se da
una ley, la Ley de la Amazonía, sin embargo el regulador está viendo de qué
manera esa empresa va a aprovechar un beneficio que no le corresponde, eso
me está preocupando. En todo sentido quisiera saber cuál es la real
participación del organismo regulador en estos temas porque si van a
simplemente beneficiar a las empresas y los usuarios vamos a tener que pagar
como si tuviéramos bolsillo de payaso en época de crisis, entonces creo que la
cosa está muy asimétrica.
Al margen de la asimetría, acá en la entrada nos están dando una encuesta de
opinión que siempre yo la lleno cada vez que me la dan, pongo mi correo
electrónico, pero sin embargo el día de ayer si no he estado acá en esta
audiencia es porque sencillamente no utilizan los mecanismos que ustedes
tienen de información de la gente que participa en estas audiencias. Yo
siempre dejo esta hoja, sin embargo el regulador no utiliza esta información,
simplemente prefiere utilizar su página web que con una … vamos a decir la
actualiza con 3 días antes o una semana antes de la audiencia y eso de alguna
manera también es una información asimétrica con los usuarios, por eso que
vemos de que casi acá no hay usuarios, no hay una participación real de
usuarios porque sencillamente la gente que maneja el OSINERGMIN el tema
de encuestas, el tema de participación e inscripción no es simétrica con
respecto a las empresas del … reguladas. Gracias.
Respuesta Nº 04-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Muy bien. Bien, la primera pregunta respecto de la rentabilidad. Justamente se
ha mostrado los resultados y efectivamente digamos estos valores están entre
8,5 y 11,8%, de acuerdo a la ley se señala de que esta rentabilidad para la
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validación de la tarifa debería estar muy cerca del 12%, o sea 4 puntos abajo 4
puntos arriba, en este caso se ve de que la TIR está más bien diríamos en el
bloque inferior al 12%. También se ha señalado de que posiblemente estas
tarifas estarían beneficiando a las empresas, pero sin embargo el efecto de las
reducciones que se está dando en esta oportunidad, la verdad que es una … al
final es una reducción como se ha podido ver digamos en el … la última lámina,
está significando reducciones de tarifas … en el caso de Luz del Sur está
reduciéndose en un total de 2,9% en la facturación total de la empresa y en
EDELNOR igualmente; y en el caso de provincias se ha señalado que por
ejemplo en el caso de ELECTROCENTRO se reduce 1,2%,
ELECTRONOROESTE 1,9%, EMSEUSA -10,9%, HIDRANDINA -2,5%,
COELVISAC 2,2%. Evidentemente existe digamos algunos incrementos que en
este caso se están dando en la empresa de ELECTROPUNO, pero esto se da
fundamentalmente porque el mercado de Puno sigue creciendo digamos más
en el sector rural, entonces el sector rural crece más, pero esto no significa
que el cliente final digamos vaya a pagar mucho más, lo que pasa es de que
tenemos un mecanismo que se llama digamos de compensación que es el
FOSE que evita justamente que estos impactos se traduzcan digamos en la
forma que se está señalando, estos son impactos digamos a nivel del VAD o
sea por el VAD, pero a nivel de cliente final o el cliente final en realidad está
viéndolo mucho menos, porque ahí están justamente para los sectores rurales
los descuentos de la tarifa del 50%, que se dan como descuento a usuario final
y en el caso de los sistemas aislados se están dando 62,5% digamos de
descuento. Entonces había que también digamos señalar que estas zonas o
estos usuarios tienen mayores descuentos en las tarifas.
No se … hay algunas otras preguntas más que se podría … Ah bueno, claro en
el costo que … poco habría que hacer la precisión, nosotros estamos haciendo
la comparación digamos a Diciembre del 2008 para todos los efectos, ese es
un poco la comparación que se está haciendo. Evidentemente estos cálculos
de valor agregado de distribución están asociados a una fórmula polinómica de
reajuste, que tiene que ver con los distintos componentes que hacen la tarifa,
entonces se han subdividido en varios componentes. Por ejemplo la tarifa en
realidad como yo señalé en una de las láminas … la tarifa a cliente final está
compuesta por el costo de diversas actividades caso de generación, de
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transmisión, de distribución. En la distribución, en realidad digamos como
elementos relevantes en las tarifas tenemos los costos ya de inversión, estos
costos de inversión tienen los costos de los materiales, el costo de lo que sería
el transporte, pero dentro del costo de transporte a su vez está compuesto por
el costo de los vehículos, por el costo digamos en este caso del operador del
vehículo, el que tiene que conducir y por el mantenimiento del vehículo y
también por el combustible digamos que se le aplica digamos al vehículo para
que pueda prestar el servicio. Entonces estos costos están bien detallados por
OSINERGMIN y se han calculado en función digamos a estos rendimientos.
Pero ya ese componente de combustible respecto de todos los costos digamos
que involucra el cálculo del VAD, realmente ya no es relevante, más bien eso
se traduce digamos en lo que se llama el costo digamos de la inversión
conjunta, entonces están relacionados estos a como cuesta digamos el
kilómetro de red y está descompuesto en sus principales componentes:
materiales nacionales, materiales importados, mano de obra que son los
componentes que se aplican en lo que es una regulación de distribución, pero
el costo de combustible …… fundamentalmente sí hay una variable que sí mide
ese precio y que se está trasladando es en el precio de generación, porque allí
sí al combustible para la generación es un insumo fundamental digamos para
la producción de la energía eléctrica, entonces hay un … y en este caso el
combustible se ha puesto para combustible tipo Diesel, residual, de gas natural
y todos los elementos digamos y las variaciones que puedan hacer porque son
elementos fundamentales para el tema de la generación. En el caso de la
distribución existen estos factores y se aplicarán justamente digamos en
Noviembre lo que significará realmente que estos valores que están a
Diciembre posiblemente en el mes de Noviembre que van a entrar en vigencia
van a tener que reducirse aún más. Eso quiere decir que la tarifa del VAD que
se lleve a aplicar digamos en Noviembre por las fórmulas tarifarias y dado que
se han reducido muchos precios del año 2008, tendrán que reducirse más. Es
posible que el impacto sea mayor al que se está mostrando ahora porque lo
que está mostrando es a Diciembre que es la … el punto digamos de
comparación. Y la aplicación lo iremos posiblemente en la audiencia pública
que tengamos o los resultados que se den el 16 de Octubre, allí se tendrán los
valores definitivos y como se halle la aplicación de las tarifas del primero de
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Noviembre, allí se reajustarán los precios ya de todo el periodo y como van
digamos los indicadores de los distintos componentes va a haber digamos una
reducción adicional a lo que se está mostrando en esta audiencia. Esto es
importante señalarlo, son entiendo temas técnicos y es importante digamos
irlos explicando para el conocimiento de toda la audiencia. No se que otra hay
… la siguiente.
Respuesta Nº 04-B Dra. Jacqueline Amez Diaz Asesora Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Bueno, respecto a la inquietud sobre el tema del IGV, queríamos precisar que
en realidad el IGV no representa un beneficio, el IGV por su naturaleza
tributaria tiene siempre un efecto neutral sobre las empresas en general,
cualquier tema vinculado al IGV debe tener efecto neutral sobre la empresa. Lo
que ha sucedido con la Ley de Promoción a la Amazonía es que esta ley tal
como lo reconoce su artículo … sus artículos primero y segundo cuando dice
que el objetivo de la ley es promover el desarrollo integral de la Amazonía, de
modo que se creen condiciones para la inversión privada y la inversión pública.
Entonces, en ese sentido los expertos tributarios coinciden que el … la finalidad
de la ley es que las empresas vayan y se instalen en la Amazonía, y que toda
la cadena productiva se produzca en la Amazonía, de modo que si por ejemplo
alguien quiere hacer mesas y compra la madera en la Amazonía, esa compra
va a estar exonerada de IGV, pero si compra la madera en Lima o en cualquier
otro departamento que no esté ubicado en la Amazonía va a pagar IGV por esa
madera. Entonces, la ley lo que hace es anima a las empresas a ubicarse en
ese lugar para que sus costos se abaraten y puedan ofrecer mejores
condiciones a los consumidores. En ese sentido no hay una exoneración a las
etapas previas, entonces ¿qué ocurre con el tema eléctrico?, en el tema
eléctrico la empresa eléctrica de distribución está ubicada en la Amazonía, pero
la energía que compra para poder distribuirla la compra a empresas que no
tienen domicilio fiscal … que no están sujetas a esa ley, o sea en el ejemplo
que he dado anteriormente es como comprar la madera a la empresa de Lima y
por lo tanto paga un IGV, entonces esa compra que hace no está dentro de la
ley de promoción. Entonces ese IGV ya no es para ella en el fondo un impuesto
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no más, sino que va a trasladar finalmente y va a ser neutro al momento de fijar
el precio de su producto final, sino que se convierte en un costo; por eso que el
artículo 69 de la Ley del Impuesto General a las Ventas señala que el IGV no
es costo pero luego agrega sí es costo cuando no puede ser utilizado como
crédito fiscal, en esa línea es que OSINERGMIN luego de los análisis
tributarios que se ha pedido a expertos, porque es un tema bien especializado
la tributación, llegó a la conclusión de que esto es un costo en la estructura de
la empresa porque no podía ser trasladada. Entonces repetimos no es un
beneficio porque sobre eso no hay ninguna utilidad sino solamente es la parte
del costo porque solamente hay exoneración cuando se da en toda la cadena
productiva.
En cuanto al tema de convocatoria a audiencias públicas, solo quería
recordarles que desde Enero de este año está en la página web de
OSINERGMIN las fechas de la audiencia pública que hoy estamos llevando a
cabo, y el 24 de Agosto cuando se pre-publicó el proyecto de resolución que
fija la tarifa, cuya fecha también está publicada en … no solo en la página web
sino incluso en la primera audiencia pública que hemos tenido, figura que esta
audiencia se iba a realizar el día de hoy, entonces tenemos meses de
anticipación en que era conocida de que la audiencia se realizaba el día de
hoy. Justo producto de esas encuestas que se hace a los usuarios es que se
acogió el tema de que en la página web de OSINERGMIN se coloca las fechas
en que se lleva a cabo la audiencia con bastante anticipación, porque nosotros
tenemos un proceso que en purismo la ley nos obliga a convocar 3 días antes
en El Peruano y eso es todo, pero no aparte de lo que pueda exigir la norma el
OSINERG lo pone en su página web y con bastante anticipación. Y bueno eso
sería todo.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, gracias. Al Cusco, mil disculpas por la demora pero era importante
hacerlo, ya estamos en contacto Nicanor Moscoso, sé que hay intervenciones
allá en el Cusco, adelante.
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Preguntas y Respuestas de la Audiencia-Cusco
Moderador - Cusco Sr. Nicanor Moscoso Muchas gracias Gonzalo, un saludo para Lima y también queremos expresar el
agradecimiento a las personas que se han adherido a esta demanda que tiene
el macro sur sobre el gas de Camisea. Debo informar que en el panel está el
Ingeniero David Orozco, especialista de la Gerencia de Distribución Eléctrica
de la GART; el Ingeniero Javier Campos, coordinador regional de la oficina
regional Cusco y el Señor Walter Monte representante de PRICONSA.
Tenemos dos intervenciones, en primer término voy a invitar al Ingeniero Luis
Grajeda Puelles, funcionario de ELECTRO SUR ESTE.
Pregunta Nº 01 Ingeniero Luis Grajeda Funcionario de Electro Sur Este Buenos días, primero que nada saludar a la mesa de conducción Lima así
como acá en la ciudad del Cusco. Y felicitar siempre por estas iniciativas de
realizar estas audiencias desconcentradas que creo que es una excelente y
una buena práctica de gestión que tiene el OSINERG.
Tenemos tres preguntas. La primera de ellas está referida a lo que comentó el
Ingeniero Révolo, cuando nos comenta y nos dice de que efectivamente el
estudio final termina siendo el que se … es realizado o trabajado por el
consultor … por el supervisor, y la empresa consultora que ha elaborado el
estudio principal que para el caso nuestro … que para el caso nuestro en el
Sector Típico 5 y en el sector típico 5 precisamente fue Cenergía pues
finalmente se … estos resultados … estos estudios al parecer no se habrían
tomado en cuenta; nos preocupa un tanto a nosotros esto puesto que aquí hay
una inversión importante que se ha hecho en estos estudios, son más de 500
mil soles que significa financiar el desarrollo de estos estudios para que
finalmente quizá no sean tomados en cuenta en su amplitud. No será que hay
un problema en la especificación, en los términos de referencia para que
efectivamente la valides del estudio sea en su real dimensión, yo creo que esto
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es … el OSINERG a través del Ingeniero Révolo podrían en algún momento
explicarnos un poco qué es lo que sucede.
Por otro lado en lo que ha expresado el Ingeniero Prieto, ya en el estudio que
ha presentado para el Sector Típico 4, y por los resultados que también hemos
visto para el Sector Típico 5, ellos están proponiendo la utilización de nuevos
equipos: los equipos seccionador fusible reconectador por ejemplo, el mismo
que se ha mencionado que tienen mucha experiencia y mucho uso en el Brasil,
sin embargo de esto en el mercado local y en las empresas de nuestro país no
hay mayor experiencia en cuanto a su uso, entonces yo quisiera saber y
preguntarle al Ingeniero Prieto que ¿Cuál es en todo caso los indicadores de
operación y mantenimiento que ha habido teniendo estos equipos? ¿Cuál es la
performance? Más allá de lo que los fabricantes puedan recomendar, porque el
fabricante precisamente por querer vender y colocar su producto nos va a decir
seguramente algunas cosas que podrían estar distantes de la realidad.
Entonces lo que creemos nosotros que conviene es que se deba trabajar con
estadísticas reales de operación de este tipo de equipos así como de aquellos
que se han mencionado que son los equipos conversores de fase. ¿Cuál es la
estadística real en cuanto a la performance de estos equipos y su necesidad de
mantenimiento?.
Por otro lado, la tercera pregunta que tenemos nosotros está referido al
proceso de optimización técnico-económica de las instalaciones, en general lo
que hemos visto para el Sector Típico 4 y para el Sector Típico 5 también,
donde nos ha tocado ver, es de que se ha producido una reducción en cuanto
al número de subestaciones, se ha cambiado los tipos de redes … de trifásicos
a bifásicos o a monofásicos o sistemas MRT, se ha mencionado de que se ha
hecho un proceso de optimización técnico-económica. Lo que quisiéramos
preguntarle en todo caso es que si para este trabajo de optimización ¿se ha
seguido algún modelo?, ¿Se haya definido una función-objetivo? Con un
conjunto de restricciones que podría muy bien ser las cargas que se atienden,
o los niveles de … niveles isoceráunicos de las zonas por donde van a transitar
o transitan estas líneas; creo que si hablamos de una optimización realmente
tendría que estar ésta correlacionada con un modelo matemático que
efectivamente muestre esto. Tenemos la sensación nosotros por el trabajo que
hemos visto, por la empresa consultora que ha realizado y el trabajo que ha
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hecho el supervisor, de que ha sido también apreciaciones, no niego la
experiencia que puedan tener unos y otros, pero la diferencia en cuanto a las
reducciones del número de subestaciones, imagino que tiene que obedecer a
un cálculo matemático que efectivamente nos de una optimización real de las
cosas; y esto ustedes y nosotros como técnicos sabemos que son
metodologías que se siguen y se utilizan en … dentro de la Ingeniería. En todo
caso si esto ha sido así, le pido al Ingeniero Prieto que también nos comente o
nos muestre cuál es el método de trabajo que ha seguido y/o si ha considerado
estas metodologías de aplicación.
Aprovecho una última inquietud que se nos ha presentado luego de la
intervención del Ingeniero Révolo, donde él mencionó que en la fijación de
tarifas para los medidores de … para el sistema prepago en las zonas rurales,
se ha empezado ya a trabajar con esto, entonces la pregunta está en que los
equipos que se utilizan hoy para las recargas de las diferentes tarjetas o los
códigos que se utilizan ¿Cómo están siendo considerados los puntos de
recarga? Esto tiene un costo que finalmente va a ser asumido por las diferentes
empresas entiendo, entonces ¿Cómo es que está considerando esto en las
zonas rurales? Nosotros consideramos por la experiencia que se tiene acá en
la región sur este del país de que hay algunas todavía limitaciones primero
para tener por ejemplo una base de datos conectada directamente a los
sistemas de información para que podamos nosotros ir controlando todo el
proceso de consumo de estas tarifas, y lo que significa en todo caso establecer
puntos de recarga muy próximos al cliente y conectados a una … a las redes
de Internet, y no siempre es posible encontrar esta disponibilidad. Esto como
una inquietud para que nos puedan explicar. Muchísimas gracias nuevamente.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien muchísimas gracias también, pasamos entonces con las respuestas y los
comentarios de nuestra mesa.
Respuesta Nº 01-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART
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Bien, vamos a proceder a dar respuesta digamos a las preguntas efectuadas
del Cusco. La primera está relacionado digamos a la preocupación que se tiene
respecto un poco digamos de la no aprobación de los estudios de los
consultores. De acuerdo como yo había señalado ya el día de ayer, en la
audiencia anterior, existe un procedimiento señalado digamos en la Ley de
Concesiones Eléctricas, el cual el OSINERGMIN lleva a cabo. Para esto la ley
establece la fijación justamente a los términos de referencia, la pre-calificación
de los consultores, esta pre-calificación se hace mediante un llamado público
en donde el cual se evalúa digamos a los especialistas que presentan las
distintas consultoras, luego de esto los consultores que cumplan con estos
requerimientos técnicos son pre-calificadas y aptas digamos para el desarrollo
del estudio. Una vez que se tiene toda esta primera parte yo diría digamos de
preparación, el OSINERGMIN lo que hace es también digamos encargar a las
empresas justamente digamos el desarrollo de los estudios y le entrega la lista
de consultores pre-calificados; las empresas seleccionan a los consultores y
empieza el proceso. Durante el proceso el consultor VAD cumple una misión
muy importante que es la de ir a las empresas y hacer todo el trabajo de
recolección y validación de la información para el proceso; entonces son los
que están trabajando con la empresa tratando de encontrar y recolectar esta
información, evidentemente la supervisión hace su trabajo de ir verificando que
esta actividad se cumpla como tal. Luego existe una segunda etapa donde el
consultor presenta un delineamiento digamos preliminar de lo que serían
digamos los criterios que van tomando en función justamente de lo que señala
los términos de referencia, allí una interacción directa con OSINERGMIN y el
supervisor que se va delineando la tecnología digamos a utilizar y demás.
¿Y por qué las diferencias? Porque justamente a veces como los técnicos y las
empresas, cada uno al final tiene una posición, y la posición en este caso de la
empresa consultora que hemos visto en el Sector Típico 4 y un poco también
creo yo de la empresa que se le encargó el estudio, era de que se debería
utilizar justamente digamos los postes de concreto, entonces esa utilización de
postes de concreto al final está siendo digamos una diferencia muy importante
en cuanto al resultado digamos del valor agregado de distribución, propuesto
por el consultor del Sector Típico 4. Entonces como el supervisor y
OSINERGMIN desde un momento les estuvo señalando de que a nosotros no
61/101
nos parecía que esa alternativa tecnológica era la más económica, pero
finalmente digamos el consultor apostó y recomendó el uso de postes de
concreto que a las finales llevan a un mayor costo. Por dicha razón el
OSINERGMIN no aprobó el estudio porque definitivamente hay una diferencia
significativa en los costos y nosotros consideramos de que no es eficiente esa
propuesta. Eso no quiere decir, yo entiendo al final de que esto se haya debido
a que los términos de referencia no se hayan comprendido ni se debe digamos
a ninguna otra cosa, sino sencillamente son criterios y son posiciones que en
su momento, en forma independiente entendemos nosotros y que es así, tanto
el consultor como la empresa en su momento deciden digamos el tipo de
tecnología sobre todo el consultor que se entiende que está actuando en forma
independiente, es el criterio del consultor. En ese caso el OSINERGMIN es
democrático, sencillamente tiene los mecanismos y ya lo ha tenido y ya lo ha
efectuado a través de las observaciones sencillamente.
Voy a saltarme a la última pregunta para luego cederle al Ingeniero Prieto para
que vea los aspectos técnicos que es con relación a la fijación de la tarifa
prepago. Este costo está considerado dentro del cargo fijo comercial, en este
sentido el estudio que sobre el cual basa el costo que tiene el OSINERGMIN ha
sido desarrollado con sumo detalle cuando hemos fijado la tarifa del prepago.
Este estudio ha sido desarrollado sobre estudios pilotos existentes en el Perú y
uno de ellos ha sido el sistema digamos que se utiliza en Yapa, en Cajamarca,
que está administrado por la empresa HIDRANDINA, para el cual justamente
digamos se ha hecho una inspección de campo y se ha trabajado en esa zona.
Allí lo que establece la tarifa es tener digamos un punto de venta de recarga
para 300 usuarios más hasta un 50% de usuarios, entonces se entiende de que
este tipo de puntos de ventas son los suficientes y pertinentes digamos para
poder realizar digamos el trabajo de venta. También aquí en Lima se han
visitado algunos proyectos efectuados digamos por la … por el Ministerio de
Energía y Minas que están siendo atendidos hoy por ADINELSA y se ha visto
que efectivamente inclusive ellos han ido un poco más allá, ahora digamos las
localidades rurales en el Perú tienen acceso justamente digamos a la Internet,
y estos sistemas sí se encontraban digamos interconectados digamos en este
caso con ADINELSA, o sea que yo creo que en realidad no es que digamos
todas las localidades necesariamente tienen que tener un punto de recarga …
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allí digamos hay mucho flujo de los usuarios digamos de localidades de unas a
otras y se ve que el proceso de recarga de tarjetas es muy bueno y sobre todo
digamos de que el usuario final tiene dos condiciones que son fundamentales:
la primera es de que nunca le cortarán el servicio y nunca tendrá que pagar
digamos un cargo digamos de reconexión digamos del servicio, y el otro
aspecto que se ha notado es de que efectivamente nunca le llegará pues al
usuario digamos un recibo por una lectura mal leída que finalmente termine
digamos en un reclamo, entonces muchos aspectos del tema comercial o
problemas desaparece con este tipo de sistema. Este sistema en el mundo
realmente también es una nueva … yo diría estrategia que viene utilizándose
por ejemplo en Sudáfrica todo el sistema rural funciona con sistemas prepago
y funcionan perfectamente bien. Eso es lo que quería decir y entonces por
favor Lucho si podrías seguir con las preguntas técnicas. Gracias.
Respuesta Nº 01-B Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Respecto a los equipos se está mencionando digamos que para la empresa
solamente un equipo que son los seccionadores fusible reconectadores, estos
seccionadores fusibles reconectadores son tres cut-out enganchados por un
engranaje, o sea los cut-out clásicos que son de amplia utilización en el país; la
única diferencia entre … que tiene es que estos tres cut-out van en serie y
cuando existe una falla temporal se quema un fusible, se cae el cartucho
fusible y en ese tiempo engancha al segundo seccionador fusible, no tiene
ninguna otra novedad, este equipo pues viene utilizando … tiene una
experiencia de uso más o menos 40 años, todavía no ha sido utilizado en el
país pero es cuestión de que se compre. A diferencia de los cut-out que
digamos que tienen actualmente en las instalaciones rurales, se quema …
viene una rama de un árbol, se quema el fusible y la línea quedó sin servicio y
se eleva los costos de operación y mantenimiento y se afecta la continuidad del
servicio.
El otro equipo que mencionó es el convertidor de fase. El convertidor de fase
no sería un equipo pues del … de la empresa de distribución sino del usuario, o
sea todo usuario que tenga, que requiera un servicio y la red sea monofásica, y
63/101
requiere un suministro trifásico requerirá un convertidor de fase y lo instalará en
su … digamos en su vivienda, en su planta … que quiere implementarlo.
El otro aspecto se refería a nivel isoceráunico de las líneas digamos … tengo
entendido en MRT … en el sistema en el Sector Típico 4 solamente hemos
utilizado el sistema clásico que es el sistema con neutro corrido, entonces no
se está aplicando el sistema MRT.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, vamos con la segunda intervención en el Cusco, antes de pasar a la
exposición del Sector Típico 5.
Moderador - Cusco Sr. Nicanor Moscoso Perfecto, vamos a tener la intervención del Señor Jackson Escudero Sotelo,
egresado de la Facultad de Ingeniería Mecánica de la Universidad Nacional de
San Antonio Abad del Cusco.
Pregunta Nº 02 Sr. Jackson Escudero Egresado de la Facultad de Ingeniería Mecánica de la UNSAAC Ante todo buenos días, quiero agradecer a los ingenieros de la GART, ante
todo por la respuesta anticipada.
Bueno voy a ser mi pregunta en calidad de usuario. ¿Qué criterios utilizan para
el análisis de costos del VAD en otros países o continentes, llámese los países
potencia?. Esa es mi primera pregunta. Y como segunda he observado en la
presentación que el VAD de ELECTRO SUR ESTE fue incrementado por parte
del supervisor VAD, o sea por parte de OSINERGMIN ¿A qué se debe? Ya que
en la mayoría de los casos se propone una reducción del VAD. Bueno, esas
son mis dos preguntas y una inquietud más sobre … uno de los parámetros
que utilizan para el cálculo es el cambio de postes que propone OSINERGMIN
a postes de concreto, bueno a los postes de concreto … ellos proponen la de
pinos o eucalipto, postes de madera. He visto por viajes, que no viene al caso
mencionar, que en las provincias los postes se deterioran con rapidez ya sea
64/101
por las lluvias, entonces yo pienso que no se debería de pensar en todo el país
que es como Lima, supongo que hay los postes de madera pueda resistir más
que aquí en la sierra. Bueno, eso es todo. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias, pasamos a la respuesta.
Respuesta Nº 02-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bueno, en cuanto al sistema de regulación adoptado en el Perú para el cálculo
de las tarifas de distribución, esto obedece a lo que se denomina pues el
esquema de regulación por incentivos que este es un esquema de regulación
que está siendo utilizado en Inglaterra, también en Holanda, también se utiliza
el mismo sistema digamos en España. En Latinoamérica evidentemente lo
utiliza Brasil y también lo utiliza pues Chile, nosotros y Colombia digamos es
por así llamar o responder rápidamente digamos a la inquietud.
Bueno en otros … bueno el VAD se fija siguiendo la metodología que se usa
acá en Perú, es decir digamos corresponde a un precio medio que para el cual
se analiza a las inversiones, los costos de operación y mantenimiento y la
demanda, y siempre el cargo es de la misma naturaleza. La diferencia que sí
se tiene es una diferencia importante con el sistema de regulación que se
utiliza en Estados Unidos, que más bien es una regulación por tasa de retorno
donde digamos la tarifa se fija de distinta manera, es a través de una auditoría
periódica de los libros contables y en función a las inversiones y a los gastos
de operación de cada empresa eléctrica y en todo caso las revisiones tarifarias
no son periódicas, puede darse digamos en el momento que la autoridad lo
considere conveniente o la empresa lo considere conveniente. Entonces es
otro esquema pero que finalmente ha llegado también digamos a su crisis
porque eso propicia digamos sobreinversiones y esto finalmente no es bueno
digamos si se quiere introducir nuevas tecnologías o nuevos equipos o que
mejoren la eficiencia y por lo tanto digamos como se sabe tienden a reducir las
tarifas que es un tema que las empresas por lo general bueno no quieren
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cambiar digamos el sistema de regulación. Esto es un poco digamos lo que
podría mencionar en ese sentido. Voy a dejarle al Ingeniero Prieto para que
nos pudiera responder el tema de la utilización de los postes de madera.
Gracias.
Respuesta Nº 02-B Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Bueno, respecto a los postes de madera, lo que normalmente se ha venido
utilizando en el Cusco son postes de eucalipto y el … la vida útil pues del
eucalipto y postes tratados por el método Bucherié, los postes antiguos, en la
época de ELECTROPERU se hacía un tratamiento por el método Bucherié que
es un método artesanal y me imagino bueno esos postes pues tienen un
poquito de dificultad de … o sea tienen problemas de vida útil, lo que se han
propuesto en el estudio son postes de pino … pino que tienen digamos otro tipo
de tratamiento y digamos el poste de pino amarillo es un poste pues que tiene
una amplia experiencia aquí en el Perú, hay zonas donde tienen más de 50
años, no solamente para líneas eléctricas sino telefónicas, etc. Entonces … y
las razones de costo y aislamiento han sido las que han inclinado a su digamos
a ser considerados en lugar del poste de concreto.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien muchísimas gracias, vamos a pasar a exponer acá el sustento del estudio
de costos del VAD del Sector Típico 5, siempre con el Ingeniero Luis Prieto.
Exposición de la Audiencia – Sector Típico 5
Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Vamos a tratar sobre los estudios de costo de valor agregado de distribución
del sistema eléctrico modelo Combapata correspondiente al Sector Típico 5.
De igual manera que en el sistema anterior vamos a tratar la caracterización
del mercado eléctrico, definición de la tecnología adaptada, costos estándares
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de inversión, optimización técnica-económica de las instalaciones, balance de
energía y potencia, costos de explotación y el cálculo de las tarifas de
distribución.
En lo que es la caracterización del mercado eléctrico, este sector típico modelo
está conformado por 231 subestaciones de distribución, 15000 clientes, una
máxima demanda de 1266 kW y demandas unitarias de 104 W por abonado en
la zona concentrada, hay 51 W por abonado en la zona digamos dispersa. Las
tasas de crecimiento … la tasa de crecimiento se asume en 1%, y el sistema
eléctrico existente está conformado por la subestación Combapata, una
subestación 138/60/24 kV y digamos que alimenta a 4 circuitos del Sector
Típico 5 y hay un quinto circuito digamos que conforma otro … de otro sistema.
En lo que se refiere a la tecnología adaptada, coincide con el sistema eléctrico
existente, se está aplicando el sistema 22,9/13,2, este sistema aplicado
funciona eficientemente para el sistema eléctrico modelo, no ha habido ningún
problema de regulación de tensión, aquí si ya se introduce el criterio de líneas
trifásicas, bifásicas y monofásicas retorno por tierra; hay una … este sistema es
bastante grande, tiene alrededor de 500 kilómetros de líneas en 4 … dividido
en 4 circuitos. En las líneas … en las líneas MRT se ha considerado pues una
corriente de retorno a tierra de 15 A, en caso similar anterior se ha considerado
pues el aislamiento eléctrico de 300 kV, para los usuarios que … digamos
trifásicos que pudiesen caer en sistemas monofásicos se está considerando los
conversores de fase monofásicos-trifásicos. En lo que se refiere a la utilización
de las estructuras se utilizan postes de 11 y 12 metros para las líneas trifásicas
y bifásicas, y las monofásicas de 10 y 11 metros. Los conductores son de
aleación de aluminio de 16, 25 y 35 mm2, los vanos promedios … estamos
similar al caso anterior 160-170 metros y en red primaria hay zona concentrada
y zona concentrada y dispersa similar al caso anterior también entre 45 y 50
para zona concentrada y alrededor de 90 para zonas dispersas. Se introducen
los seccionadores fusibles reconectadores.
En lo que se refiere a la definición de la tecnología adaptada, tenemos la
evaluación de las estructuras que es similar al caso anterior, se han evaluado
estructuras de madera de pino amarillo, pino radiata, eucalipto y de concreto.
el poste de pino amarillo y radiata comparada al concreto, el poste de pino
amarillo … sus costos han bajado, ya sea uno por el TLC con arancel 0 y el
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otro aspecto por la baja de los precios del combustible, entonces un poste de
pino amarillo americano comparado a su poste equivalente de concreto son
costos bastantes similares; el pino radiata es mucho más económico; el
eucalipto … el precio no es tan económico a pesar de ser un suministro
nacional, pero su vida útil pues es más reducida a los dos anteriores. Entonces
como conclusión aquí se ha obtenido también que el poste de pino, bueno el
pino radiata sale un poco más económico, en segundo lugar y por muy corta
diferencia sale el pino amarillo, se podría decir que hay un empate técnico en la
utilización de los postes entre pino amarillo y pino radiata.
En lo que es las subestaciones de distribución, aquí digamos se ha hecho una
optimización de subestaciones, se ha considerado digamos en la baja tensión
los niveles de 440/220 y 380/220. En las potencias, igual al caso anterior, aquí
hay una mayor incidencia, hay las localidades rurales en este sistema tienen
muy baja demanda, entonces los transformadores de 3 kVA se hacen más
trascendentes que en el Sector Típico 4. De igual manera el tablero de
distribución ya lo mencioné tiene un interruptor general y un control del
alumbrado público. En lo que se refiere a las instalaciones de distribución
bueno tenemos 482 kilómetros en baja tensión y 242 kilómetros en lo que es el
alumbrado público. Se ha considerado postes … en baja tensión postes de 8
metros clase 6, cables autoportantes de aluminio que normalmente han salido
pues mayormente secciones … las secciones mínimas. El alumbrado público
de igual manera 70 W para zonas concentradas y 50 para zonas dispersas, el
factor KALP obtenido está en el 6.3, el vano promedio en zona urbana 50
metros y la rural en 71.4 metros.
En lo referente a los costos estándar de … costos estándar de inversión, ya se
mencionó que se han utilizado precios del mercado nacional eventualmente
internacional de acuerdo al equipo, la mano de obra pues para … se ha
utilizado los … la información de CAPECO y para digamos personal se ha
utilizado la … lo normado por el FONAFE. Dentro de los costos estándar de
inversión, en el punto 3 Costos Estándar de Inversión, de igual manera
tenemos … hacemos la subdivisión de líneas primarias y redes primarias;
líneas primarias enlaza entre localidades y redes primarias son las redes de
media tensión dentro de la localidad rural. Hemos obtenido costos que van de
los 3000 dólares para las líneas MRT, los … cerca de 6000 dólares para las
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líneas trifásicas. Costos bastante similares al sistema TC2 762, la diferencia es
muy pequeña, la diferencia normalmente está en los aisladores, y los
aisladores tienen una incidencia más o menos del 15% en el costo de las líneas
y redes primarias.
En los equipos de protección de igual manera se están utilizando pues los …
se introducen los seccionadores fusibles reconectadores, también los
descargadores tipo Franklin asociados con pararrayos, en este caso en el
sector típico modelo Combapata utilizan los descargadores, entonces hemos
considerado conveniente su … digamos su inclusión. Después en las
subestaciones aéreas de distribución introducimos el transformador de 3 kVA,
luego tenemos lo que son los conversores de fase que se han utilizado para
aquellos usuarios que caigan en líneas que tienen suministro monofásico. En
promedio aquí nos están resultando 22 usuarios con una potencia promedio de
3 kW, o sea sumamente pequeños, no podríamos aquí … de repente si
hacemos una evaluación de estos usuarios quien sabe ni siquiera … tendrán
un suministro trifásico pero quien sabe no tengan cargas trifásicas, pero hemos
considerado pues a todos estos usuarios como que si tuviesen carga trifásica.
Luego tenemos la red de … la red secundaria con cables autoportantes, el
conductor de alumbrado público, las lámparas … las lámparas se han utilizado
de 70 W para zonas concentradas y 50 para zonas dispersas, están los costos
de los equipos de alumbrado público.
Ahora pasamos a lo que es la configuración eléctrica, entonces ustedes
pueden ver aquí todo un árbol, a diferencia del … está la subestación
Combapata, y de la subestación Combapata tenemos un circuito que va hacia
el norte, luego tenemos un circuito que sale hacia la izquierda y de ahí se
deriva hacia el noroeste y otra hacia el sur … hacia el sur, y regresamos a la
subestación Combapata; hacia el sureste hay otro … hay un … ese es uno y
hay otro hacia el sureste el que es el cuarto circuito. Entonces ahí tenemos los
4 circuitos, estamos considerando un poquito más al norte un enlace … una
inversión de … o sea de un tramo de línea de 4 kilómetros que es un enlace
para mejorar la confiabilidad, entonces puede … esos circuitos se pueden
transferir carga de un circuito a otro. En este sistema eléctrico bastante
extenso, hemos considerado por un lado pararrayos intermedios en las líneas
primarias, aparte están los descargadores tipo Franklin en las cumbres
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asociados con pararrayos de tal forma de lograr que las descargas
atmosféricas pues se evacuen de la mejor manera y seccionadores … hemos
… en los tramos hemos considerado digamos seccionadores fusible
reconectadores de tal forma de … y con las estructuras de madera y que
hemos considerado ya, a diferencia del Sector Típico 4 postes de madera y
crucetas de madera. Aquí estamos a una altura promedio de 3900 m.s.n.m.
pero tenemos un nivel de 22,9 pero con postes y cruceta de madera logramos
los 300 kV requeridos. Pasamos a la siguiente.
Aquí tenemos la … ya la optimización de … técnica económica de las
instalaciones, si ustedes … comparamos con el sistema anterior, aquí
prácticamente el 89% son líneas primarias y solamente un 11% son redes
primarias, o sea que aquí se nota claramente la diferencia de este tipo de
sectores urbano-rurales con respecto a los sectores típicos 1, 2 y 3. Luego
tenemos los equipamientos, ahí vemos los seccionadores fusibles
reconectadores que son mucho más caros que los cut-out, entonces aquí
estamos considerando una mayor inversión para la mejora del … la mejora de
la confiabilidad del sistema. Después en la parte inferior también en el último
cuadro tenemos pararrayos, hemos incluido pararrayos intermedios y los
descargadores tipo Franklin que ya los utiliza ELECTRO SUR ESTE en este
sistema. Pasamos al siguiente.
Tenemos las subestaciones de distribución, ahí también pueden ver … los
transformadores monofásicos de 3 kVA son 71/189, entonces pueden ver la
gran incidencia, a pesar que hemos enlazado subestaciones, o sea habían
zonas donde dentro de una misma localidad que habían 2 subestaciones de
distribución y se ha buscado el centro de carga y se ha dejado una sola
subestación en lugar de 2 o 3, a pesar de haber enlazado subestaciones
tenemos … digamos 71 transformadores de 3 kVA. Aquí en este sistema los
kVA instalados son 5 veces la demanda máxima y si lo comparamos con la
demanda fuera de punta estamos hablando de 12-13 veces, entonces esa
abismal diferencia tiene una incidencia fuerte en lo que son las pérdidas aparte
del mayor costo. Entonces aquí ha habido un trabajo digamos de optimización,
este trabajo de optimización que hemos hecho, hemos hecho localidad por
localidad, no hemos aplicado modelos que digamos los aplicamos y los
generalizamos, sino hemos analizado caso por caso en los 4 sistemas: en el 4,
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5 y en el SER. Entonces los metrados que hemos obtenido en líneas primarias,
redes primarias, redes secundarias y subestaciones de distribución es el
metrado que hemos obtenido … un metrado digamos bastante real. Bueno,
tenemos los conversores de fase para los 22 usuarios … para los 20 usuarios
se han conseguido los conversores de fase, se han valorizado y después
bueno las redes secundarias tenemos digamos mayormente si ustedes pueden
ver el 87% de las redes secundarias tienen los cables 1x16 que es la sección
mínima que se utiliza en red secundaria, entonces por ahí pueden ver un
poquito las demandas. Pasamos al siguiente.
Aquí tenemos … continuamos con la optimización técnica, tenemos lo que es el
alumbrado público, alumbrado público es solamente una … el cable guía del
alumbrado público, en lo que se refiere pues a luminarias tenemos 47% de
lámparas de 50 y un 53% de lámparas de 70 W, lo que es control del
alumbrado público en el tablero de distribución de la subestación y bueno … y
las instalaciones no-eléctricas. Entonces ahí también hemos … ahí está toda
su suscripción de los terrenos, equipos, herramientas, etc. Pasamos al
siguiente.
Aquí ya tenemos digamos ya los costos totales, entonces en media tensión
tenemos 1 millón 800 mil dólares, en las subestaciones de distribución
alrededor de 500 mil, en la baja tensión 3 millones 200, instalaciones no-
eléctricas 90 mil, lo que hace una inversión de alrededor … 5.7 millones de
dólares. Pasamos al siguiente.
En lo que es balance de potencia y energía … podría subirle un poquito más
…… hay un cuadro abajo, ya … aquí tenemos las potencias 1991 cerca de 2
MW, las ventas en media tensión … aquí ya aparecen algunos usuarios en
media tensión, pero predominantemente son los de baja tensión los usuarios.
Tenemos las ventas en baja tensión, en potencia tenemos 1.7 MW y
considerando las pérdidas estamos hablando de … aquí parece que hay un
error … 1.9 MW, y ya incluyendo la media tensión es 1.99 prácticamente 2 … 2
MW. Pasamos al siguiente.
Como horas de utilización estamos hablando de 262 horas, la demanda
máxima en media es 1.92 y en baja 1.7, aquí las pérdidas ya se incrementan
comparadas al Sector Típico 4 que estaba las pérdidas de energía … que
estaban en 1, aquí suben a 2.43 en media, en baja estamos en 8.95, entonces
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estamos con unas pérdidas totales de energía de 10.95 y 11.26 en pérdidas de
potencia. Continuamos.
Aquí se tienen los costos de operación y mantenimiento y los costos de
comercialización con sus costos directos, indirectos y sus costos de gestión
comercial y costos de operación comercial. Esto se traduce en el siguiente
cuadro. La siguiente página.
Tenemos los costos … los costos fijos asociados al cliente … y luego el
siguiente … en el siguiente cuadro … en el segundo cuadro ya vienen los
cargos fijos mensuales. Entonces estamos obteniendo 1.59 soles por cliente
mes y los … luego tenemos el valor agregado de distribución en media-baja y
subestaciones de distribución, estamos obteniendo 38.5 soles por kW-mes en
media, 88.97 en baja y 13.99 en la SED, en dólares bueno en forma similar,
sale 12.25 en media tensión, 28.13 en la baja tensión y 4.45 en las
subestaciones de distribución.
Como ven el sistema 4 y 5 … los sistemas 4 … sectores típicos 4 y 5 son
bastante similares, las diferencias están por un lado el nivel de tensión … el 4
era 13.2/7.62, este es 22.9/13.2, este sistema es mucho más extenso, aquí
estamos en un nivel … en una altitud un poco más baja 3900 versus 4300,
entonces ya introducimos el sistema MRT y aquí hay mucha más cantidad de
localidades rurales entonces ha habido una mayor … nos ha permitido una
mayor unión de subestaciones o unión de redes con una sola subestación y a
pesar de ello bueno estamos obteniendo pues un sistema con una … un alto
porcentaje de transformadores de 3 y 5 kVA. Bueno, yo creo que eso vendría a
ser todo el sistema Sector Típico 5.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Abrimos acá la participación de nuestros asistentes a la audiencia, igual
primero en Lima luego vamos al Cusco. Al fondo por favor. Se me ha cambiado
de sitio el Ingeniero Laca … sí si. Disculpe no lo vi. Por favor si tengo el
micrófono. Los micrófonos por favor. ¿Dónde?. Por favor señor Jorge si
tenemos el … los micrófonos para la intervención de la audiencia. Ingeniero
Laca si no le molestaría podemos ir escuchando mientras … allá está el
micrófono. Por favor.
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Preguntas y Respuestas de la Audiencia-Lima
Pregunta Nº 01 Ingeniero Rafael Laca Representante de la empresa ELEMIX Muy bien, buenas tardes. Bueno, como se podrá apreciar en los diferentes
sectores típicos, hay temas que son ya reiterativos. En este caso particular el
sector típico 4 y 5. Bien, había quedado pendiente del Sector Típico 4 y
seguramente que también es del 5, el pedido que había hecho y que no se me
ha respondido en el sentido de que quisiera por favor que se me indique cómo
han llegado al cuadro de costos de mano de obra o en todo caso ¿Cuánto es la
remuneración básica vigente que están tomando en base a CAPECO?, la
bonificación unificada, ¿dónde están esos cuadros?, solamente muestran los
resultados de horas-hombre para yo poder comparar con la remuneración
básica que es algo de 720 soles que están recibiendo varias contratistas, vale
decir un operario por día de una contratista está recibiendo alrededor de 25 a
30 soles líquido, y más o menos según CAPECO tendría que recibir como 88
soles, si le quitamos los beneficios sociales sería alrededor de 48-50 soles,
entonces hay una diferencia de 30-40% digamos en contra del trabajador o
visto desde el lado del usuario que estaríamos pagando un sobrecosto en
mano de obra de más o menos del 30 al 40%. ¿Esto que significa? De que la
tarifa propuesta por OSINERGMIN ya no sería alrededor de 1.8 o digamos
redondeando a 2% a nivel nacional, si lo queremos redondear en cifras
redondas sino tendría que ser más o menos alrededor del 5%. O sea que la
rebaja tarifaria tendría que ser mucho mayor y esto ¿Qué significa? Que las
empresas eléctricas … ninguna de las empresas eléctricas ha reclamado en
cuanto a costo de mano de obra y ¿Por qué no reclaman? ¿Por qué no
observan? Porque indudablemente les está conviniendo pues, o sea hay algo
que no está bien ahí, no han hecho ningún tipo de observación.
Ahora, otro detalle que me agradaría que el Ingeniero Luis Preto o Prieto
disculpe, aclare. Las consultoras han puesto en los costos de CAPECO
adicionalmente 5% ... 5% de … por concepto de herramientas, sin embargo
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acá usted dice “incluye desgaste de ropa y herramientas”, entonces ¿sobre el
costo total de CAPECO como lo han hecho las consultoras le ha aplicado 5%
más? o sea estaría indicando que dos veces se está aplicando el costo de
herramientas, o sea CAPECO como que ya incluye el costo de herramienta y
sin embargo la consultora le aplican 5% adicional. Reitero a través del
moderador que por favor si es que no tiene a la mano el documento de estos
valores de remuneración básica y los otros conceptos que define esta revista
de CAPECO, por favor se haga llegar o se incluya en el acta a través del día
para que sea colgado en la página web y yo poder hacer así ya las
observaciones … que la fecha límite es el día 16 de Setiembre.
Y respecto a FONAFE la siguiente observación, ayer creo que en el sector
típico 2, sí 2, 2 y 3, 2 ha sido; se mencionó de que las empresas que estaban
en el ámbito de FONAFE, OSINERGMIN o el supervisor había tomado un
promedio, el cuartil 2, correcto; que en mi opinión no es lo más correcto porque
entra en contradicción … entra en contradicción con lo … la metodología que
aplica para costos mano de obra y sin embargo para sueldos … para sueldos
aplica otra metodología OSINERGMIN. ¿Qué quiero decir con esto? o ¿A
dónde quiero llegar? En el Sector Típico 2 cogen un promedio y ahora en el
Sector Típico 4 y entiendo que también seguramente en el 5, el supervisor
manifiesta de que han cogido el … los costos de FONAFE, o sea el tope
máximo, entonces ¿Por qué hay esa discrecionalidad? Para un sector cojo el
promedio y para otro sector cojo el tope fijado por FONAFE. Estoy de acuerdo
que OSINERGMIN coja el tope fijado por FONAFE, pero ¿Por qué en el Sector
Típico 2 coge el promedio, por qué hay esa diferencia? Finalmente sí … eso es
todo … eso es todo, disculpe.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien Ingeniero. Gracias. Ayer solicitó también el tema de CAPECO, vamos a
ver en efecto para determinar y poder colocar la información.
Respuesta Nº 01-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART
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Bueno yo creo que habría que hacer una precisión, un poco digamos se ha
señalado de que el hecho de tender en los cálculos, no se como ha calculado
el Ingeniero Laca esta … este incremento del 5 … reducción del 5% por no
tomar el costo de los contratistas sino tomar el precio de CAPECO, me parece
que es inexacto y realmente exagerado yo diría porque desde que cualquier
variación digamos en el componente de mano de obra se entiende que la
evaluación debería hacerse en todo caso por la diferencia, no por el total del
costo. Claro si es el total del costo tiene un impacto importante pero se está
hablando digamos de diferencias si el caso fuera así, el caso que realmente
como ya lo hemos mencionado, los costos de mano de obra que toma
OSINERGMIN permite o garantiza la ejecución de las actividades con calidad
y que también digamos se cumplan las normas técnicas, los requerimientos
que señala el reglamento de seguridad e higiene ocupacional del sector
eléctrico y que también ésta remuneración considere los beneficios a que
tienen derecho digamos estos trabajadores. Se entiende que los trabajadores
del sector eléctrico en general son trabajadores calificados y digamos han
tenido digamos un proceso digamos de calificación o de escuela, entonces en
ese sentido lo que ha sido OSINERGMIN al haber adoptado los precios de
CAPECO que ha sido … que es utilizado en el sector, se corresponde
digamos con estos criterios, creo que mínimos digamos para el desarrollo de
una actividad digamos que garantice efectivamente digamos que las
instalaciones eléctricas tengan la seguridad digamos para su funcionamiento,
tanto no solamente para el funcionamiento sino para la vida de quienes
ejecutan digamos esas labores o esas tareas. Yo creo que sobre este tema se
ha conversado y se sigue conversando bastante, pero bueno vale la pena en
todo caso seguir aclarando el tema.
Yo voy a pedirle en todo caso al Ingeniero Prieto en todo caso que señale con
relación a este tema de los costos o las … los precios de FONAFE, que es lo
que realmente han considerado en el estudio. Gracias.
Respuesta Nº 01-B Sr. Paul Morales Representante de PRICONSA
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Bueno, con relación a las remuneraciones … para las remuneraciones del
personal de la empresa se tomaron no el tope de las remuneraciones dadas
por el FONAFE sino el promedio igual que en todos los sectores típicos. Con
respecto a las herramientas, el 5% que menciona la revista CAPECO son
herramientas propias del trabajador para … herramientas propias del trabajador
como martillo, etc. El otro 5% adicional es para las herramientas necesarias
para desarrollar la actividad de operación y mantenimiento.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, ¿hay otra intervención?. Aquí primero, y luego atrás por favor. O ¿ya
tiene micrófono creo el señor?. Discúlpeme Walter, entonces ya está el señor.
Adelante por favor.
Pregunta Nº 02-A Sr. Jorge Vargas Representante de HIDRANDINA Jorge Vargas de HIDRANDINA. El día de ayer se tocó el tema del cargo fijo
sobre el Sector Típico 2 que no llevaba coherencia con el Sector Típico 1. En
este caso el cargo fijo para los sectores 4 y 5 pues es mucho más saltante, es
una reducción casi del 90%, o sea ¿hemos estado en otras palabras cobrando
90% por encima durante los 4 años anteriores? y creo que ahí hay que revisar
bien esa parte para poder ser coherentes. La segunda consulta es referente a
este tema de los concentradores, los concentradores … se están manifestando
que van a ser asumidos por el usuario, ok; el punto es que dentro de los costos
… los conversores … este punto que sería asumido por el usuario ¿A qué
costo va a ser asumido?, tendría que estar regulado, sin embargo estos
conversores no están incluidos en el SICONEX. Y por último referente a los
precios de los postes de pino se ha manifestado de que se han encontrado
cotizaciones o una cotización referente a este … para conocer precios de estos
postes, yo tengo entendido que las cotizaciones no están incluidas como
documentos válidos para poder determinar precios ¿no se qué podría
manifestar al respecto?. Gracias.
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Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Muchísimas gracias.
Respuesta Nº 02-A Sr. Paul Morales Representante de PRICONSA Respecto a la pregunta de cargo fijo … la reducción del cargo fijo con respecto
al vigente es del 50%, no del 90% como lo mencionó; esto es calculado de
acuerdo a una metodología explicada en el estudio donde se evalúan las
horas-hombre necesarias para cada actividad relacionada con el cargo fijo.
Respuesta Nº 02-B Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Respecto a los conversores de fase, el conversor pues … digamos hace poco
hemos hecho un proyecto de electrificación para unas 240 localidades de las
provincias de Santa Cruz, Chota y Bambamarca – Cajamarca y digamos
habían unos 37 … se podría decir molinos de cal que le venden suministro a
las minas y todos están operando con grupos electrógenos, entonces estos
usuarios están desesperados porque entre … que se ejecute el proyecto que
ya está por culminar a cargo del Ministerio de Energía y Minas, y bueno tienen
que hacer su inversión de su conexión y digamos los 500-600 u 800 dólares
que tengan que invertir en el conversor va a ser de gran rentabilidad porque
van a bajar sus costos operativos que tienen con su grupos electrógenos a la
energía del sistema, entonces es parte del sistema eficiente, lo otro van a …
aquel que requiera un suministro y que requiera carga en media tensión no va
a tener que invertir en una subestación trifásica sino una subestación
monofásica que para las pequeñas potencias digamos si uno requiere un
transformador trifásico de 10 kVA, ese transformador trifásico le va a tener que
costar al usuario de repente el doble de un transformador monofásico para la
misma potencia. Entonces si uno compara lo que tendría que invertir el usuario
en su subestación, el ahorro que va a tener ahí va a ser mucho mayor que el
costo que sea en convertidor …. o sea cuando tenemos que hablar estamos
77/101
hablando de un sistema eficiente, entonces todos estos aspectos se han tenido
en cuenta para introducir este equipo, todos estos usuarios que bueno ven
pasar la media tensión se van a colgar a ella con su propia subestación a un
costo bastante mucho más bajo del que le costaría si estuviese en frente de
una red trifásica.
Lo que no he tenido claro es con respecto al poste de pino … ya, ya.
Respuesta Nº 02-C Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bueno, en realidad como regla el OSINERGMIN siempre utiliza digamos
facturas o ordenes de compra para … como fuentes de información. En esta
oportunidad se ha requerido información para postes de madera. Parece que
el Perú en general o las empresas no están comprando postes de madera, o
sea en lo general están utilizando digamos únicamente postes de concreto;
ante la falta de información digamos de estos postes es que no solamente
hemos requerido de los postes de pino amarillo sino postes de pino radiata
como digamos cotizaciones hechas oficialmente digamos por el
OSINERGMIN, en dicho caso especial porque evidentemente tenemos que
también buscar una fuente al menos confiable para poder tener una referencia
y esto inclusive ha sido comunicado a los consultores en su oportunidad en el
documento de las observaciones, para que también digamos los consultores
tengan esta fuente y puedan hacer digamos las evaluaciones pertinentes,
entonces consideramos nosotros de que en esta oportunidad hemos tenido que
recurrir esto, sino hoy los usuarios estarían pagando por ese aspecto un 40%
más de sobrecosto digamos de no haberse adoptado digamos esta decisión,
en todo caso quiero aclarar digamos el por qué de la decisión que tomó
OSINERGMIN en este único caso muy especial porque entiendo que este es
un caso muy relevante, para el establecimiento del costo. Gracias.
Pregunta Nº 02-B Sr. Jorge Vargas Representante de HIDRANDINA
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Conforme, solamente para … sobre la consultas … las otras consultas … el
tema de los concentradores efectivamente yo no le veo otra mejor solución que
la que se ha adoptado, simplemente es que este costo de este conversor tiene
que estar de alguna manera regulado y para eso creo que OSINERG debe
buscar un mecanismo para que se incluya … se incluyan en el SICONEX, y
respecto a la consulta del cargo fijo, este tema de los rendimientos y que los
rendimientos … o sea realmente no es relevante, si ustedes hacen concursos
públicos referente a contratación de empresas de toma de lectura y reparto van
a ver que el tema del rendimiento únicamente sirve para saber que cantidad de
personas van a necesitar. Nada más, el resto es un análisis de costo, es por
eso que el supervisor del sector típico 2, le insiste al consultor del sector típico
2 que los precios de terceros sean en base a un análisis de costo y le insiste
por todo lado, entonces creo yo que ese es el mecanismo, hacer un análisis de
costo que incluya local, los equipos, la mano de obra, el uniforme; hacer una
sumatoria … y hacer un análisis adecuado para que sea una empresa de
terceros verdaderamente pues eficiente.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Por favor vamos trayendo el micrófono aquí hacia adelante un momentito,
mientras…
Respuesta Nº 02-D Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Definitivamente este tema de los cargos fijos, como había señalado yo el día de
ayer en la audiencia, es materia de hacerse una revisión integral; pero quiero
señalar en realidad, el cargo fijo normalmente resulta digamos también
digamos de una labor efectivamente de ver los rendimientos y estos
rendimientos surgen digamos de los … de la cantidad de horas hombre y
como es que están ejecutando las empresas en la realidad, o sea digamos ahí
se ha hecho una evaluación entiendo para ELECTRO SUR ESTE, puede ser
que el contratista de ELECTRO SUR ESTE sea muy eficiente que de ser así
efectivamente digamos los costos permanecerán tal cual y de no ser así
79/101
seguramente se harán digamos las correcciones correspondientes si es que
hubieran, en todo caso este es un tema que sencillamente entiendo que la
empresa formalmente tiene digamos el camino digamos para poder reclamar y
también digamos para poder incorporar digamos mayor información que
permita digamos el análisis sobre este caso y la toma de decisión. Bueno
gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Correcto, por favor adelante.
Pregunta Nº 03 Sr. Walter Rosales Campos Usuario Mi nombre es Walter Eduardo Rosales Campos, para esta parte…para este
estudio del VAD del sector 5 veía con preocupación el VNR que pasaron muy
rápidamente en este estudio, en el cual veía los altos precios y los valores
demasiados altos, también quería indicar de que los vehículos, los equipos y
los materiales hoy en día están muy baratos si han tomado estudios o valores
del 2008, evidentemente van a hacer pagar a este sector 5 o este VAD va a
salir bastante alto y eso es una preocupación. También se habló del programa
de electrificación de Cajamarca, claro fue hace un momento, no en esta
participación, pero lo que me preocupa es de que no se ven construcciones de
hidroeléctricas, entonces no se que es lo que van a ampliar, si con la misma
cantidad de corriente quieren darle a los 400 mil peruanos que nacen cada
año…electrificación, no se como van a hacer ese acto de magia porque hay
que ser mago para hacer eso sin inversión en hidroeléctricas en nuestro país
sobre todo en vista de los problemas del gas que parece que el gobierno
anterior quería regalar gas por debajo del precio mundial y parece que este
gobierno también quiere hacer lo mismo y el regulador bueno todavía no dice
nada esperemos que de alguna manera tome las riendas sobre el tema y este
gas se utilice por lo menos en lo que es generación eléctrica si es que se
necesitara o en todo caso en otro fin pero dentro del país.
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También me estaba preocupando la … cuando habla el supervisor de que …
en el cual indica que él hizo 3 viajes a COPEL en Brasil, en el cual el vio alguna
tecnología que de alguna manera nos puede ayudar acá en el país, pero sin
embargo en estos 3 viajes no menciona el tipo de tarifa y como Brasil hace
para manejar sus tarifas en esas zonas, entonces no se si es una … podríamos
decir es un buen supervisor … es un buen consultor o es un consultor
mediático, o sea no sabemos el encargo del OSINERGMIN sobre que se basa
si son aspectos técnicos, pero acá estamos viendo temas tarifarios, entonces
quisiéramos saber también las 2 caras que se ven en el Brasil, aspecto técnico
que ya lo ha mencionado pero el aspecto tarifario también que en lo que … es
una preocupación, es más una persona en el Cusco preguntó sobre el tema y
tampoco recibió una respuesta adecuada.
Bueno se habló hace un momento también de que había un descuento de … o
una rebaja del 90%, después se aclaró por ustedes que es un 50%, se dio la
idea de que los peruanos hemos estado pagando durante 4 años esa cantidad,
bueno no solamente durante 4 años sino desde que empezaron las
privatizaciones en el sector eléctrico, los peruanos estamos pagando oro por la
energía eléctrica, en todo caso simplemente hoy día nos está tocando de
alguna manera alguna baja por coyuntura y crisis económica, evidentemente
no tenemos la plata para … para pagar por energía que es demasiado cara
para nuestro país cuando no lo debería ser, en la región tenemos las tarifas
más altas y eso es una preocupación. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias Señor Rosales.
Respuesta Nº 03 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, con respecto al tema de que los precios habrían o han bajado en función
de la evolución de la economía mundial, evidentemente se tiene pues que han
bajado no solamente los combustibles sino también los componentes de los
metales, esto es … se conoce que …digamos se han reducido los precios,
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entonces como señalé la misma ley, el procedimiento y la resolución contempla
una fórmula tarifaria que lo que hace es incorporar estas reducciones de estos
componentes en la tarifa, y han sido publicadas, entonces al momento de
aplicarse se tomarán digamos en ese momento los valores que estén vigentes
y evidentemente como se ve y es así las tendencias de los valores, dan a que
cuando se aplique esto, en su oportunidad las tarifas se reducirán aún más, o
sea que ese aspecto también está contemplado en el estudio.
Con relación digamos a la preocupación de que si el estado está teniendo una
política para hacer mayores inversiones hidroeléctricas, etc., yo entiendo de
que Pro-Inversión está en una línea también digamos de convocar me parece
la construcción de centrales hidroeléctricas de gran tamaño, entonces es un
tema que no corresponde a esta audiencia en el propósito del estudio que
estamos realizando … evaluar estos temas, pero sencillamente entiendo que
en su momento o por los medios … los responsables digamos de esta parte
digamos de la gestión del sector se pronunciarán, entiendo yo.
Después con respecto a cual es la labor que cumple el supervisor, yo entiendo
que en general digamos el OSINERGMIN también hace una selección de
consultores que los va a apoyar, en este caso supervisores y nosotros creemos
de que hemos … tenemos yo creo que la suerte como OSINERGMIN y … de
contar digamos con uno de los mejores técnicos del sector digamos en temas
de electrificación rural con muchos años de experiencia, entiendo que las
visitas que el Ingeniero Prieto ha realizado a Brasil … algunas … la última ha
sido evidentemente por encargo expreso de OSINERGMIN pero las 2
anteriores han sido dentro de sus labores profesionales entiendo de que
desarrolla por diferentes trabajos y estudios propios digamos de su actividad
profesional, el encargo nuestro efectivamente digamos está relacionado a que
el pueda analizar y evaluar la incorporación digamos de nuevas tecnologías
digamos más eficientes digamos para el caso peruano, y entiendo yo que estas
propuestas que se están haciendo de innovación tecnológica justamente
vienen de la evaluación digamos que se ha hecho y sobre … en este caso los
seccionadores fusibles reconectadores que ya son probados y utilizados
ampliamente en el Brasil y también yo creo que ya también a través de la tarifa
… incorporar la señal para la construcción de los sistemas de retorno por tierra,
que igualmente como ya se manifestó en el caso de COPEL, el 70% de los
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VED digamos dedicadas al servicio rural, son del sistema MRT. Entonces son
hechos actuales que nos permiten a nosotros evidentemente tomar las
decisiones como en este caso de adopción de estas tecnologías que
evidentemente tienen un impacto favorable digamos en cuanto a una mayor
eficiencia del uso de las inversiones para el desarrollo digamos de estas áreas
porque lo que yo entiendo, lo que se tiene que buscar siempre es poder
coberturar digamos la electricidad digamos para los usuarios con el menor
costo posible y eso es lo que se ha hecho.
Sobre el tema tarifario, también vale la pena un comentario, a nivel
latinoamericano en realidad digamos tenemos 2 grupos de países, los países
donde no tienen una regulación de precios sino son precios políticos como el
caso de Venezuela por ejemplo, que en verdad digamos la tarifa sale porque
en alguna forma digamos lo define el gobierno en forma centralizada, hay otros
países en Centroamérica que también hacen lo mismo y en el caso de algunos
países que sí se desarrollan bajo un tema de libre … yo diría como en este
caso bajo un esquema digamos de eficiencia y tenemos el caso de Brasil, el
caso de Colombia, el caso nuestro y el caso de Chile … entre los cuatro países
que serían más comparables en todo caso el Perú mantiene una tarifa
privilegiada. El caso Chileno, la tarifa es el doble, el caso Brasilero es un poco
mayor que el nuestro, el caso Colombiano es casi comparable con el nuestro
pero un poquito superior, entonces yo creo que en realidad digamos si vemos
así realmente no es … no somos el país que estamos pagando ni mucho
menos digamos una tarifa exagerada, yo creo que el nivel nacional de 0.10
centavos de dólar por KW-hora es una tarifa bastante digamos competitiva
digamos en el ambiente por lo menos regional que es donde más nos podemos
comparar y de hecho que eso nos da mayor competitividad inclusive como
país. Esto es lo que podría en todo caso aclarar y nada más. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Bien, gracias. Me informan que no hay intervenciones en el Cusco, me lo
confirma Nicanor para pasar ahora a la exposición del último sector típico en
este estudio de costos del VAD, el sector típico SER. Ingeniero Prieto.
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Moderador - Cusco Sr. Nicanor Moscoso ¿Me escuchan en Lima?
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Sí Nicanor, te escuchamos.
Moderador - Cusco Sr. Nicanor Moscoso Ya perfecto, vamos a tener 2 comentarios, una de ellas va a ser con
pregunta…
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Ah perdón, disculpen sí … me habían informado que no habían, pero sí lo
escuchamos entonces.
Preguntas y Respuestas de la Audiencia-Cusco
Moderador - Cusco Sr. Nicanor Moscoso Perfecto, voy a presentar al Ingeniero Virgilio Román, el trabaja en ELECTRO
SUR ESTE.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Adelante.
Pregunta Nº 01 Ingeniero Virgilio Román Representante de Electro Sur Este Buenas tardes, saludamos a la mesa de conducción de Lima y de Cusco, la
pregunta es concreta al Ingeniero Lucho Prieto para decirle ¿Qué criterios ha
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manejado con respecto a definir como límite de 15 amperios en el sistema
MRT? Considerando que para estos sistemas requiere … uno de los factores
importantes diré es la puesta a tierra, en ese tema quisiera también saber
¿Cuál ha sido la resistencia promedio eficiente que ha considerado para el
sistema MRT de 15 amperios como potencia o máxima en este caso?. Muchas
gracias.
Respuesta Nº 01 Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Ya para el … primero la … el límite de 15 A. Se tomó información … estamos
hablando … este sistema se introdujo en 1985 y para la introducción de este
sistema se hicieron … se consiguió información de afuera y se hicieron pruebas
en diversos … en diversas regiones del país dentro de las cuales hicimos una
en el Cusco, entonces … otra en Huancayo, aquí justo con el amigo Miguel
Révolo, también hicimos una prueba en el Valle del Mantaro, estamos
hablando hace 25 años más o menos y bueno entonces no solamente ha sido
… se han hecho pruebas digamos inclusive … en el caso del Valle del Mantaro
llegamos a 30 A, entonces el sistema tenía una discontinuidad, todo el Valle del
Mantaro parecía un árbol de Navidad a lo largo, sen prendían … se prendía
una localidad y se apagaba otra. En el Cusco también hicimos una prueba que
superamos los 15 A, trabajamos con información de Mexico y información de
Australia, en Australia - Nueva Zelanda estaban digamos … tenían normalizado
los 8 A y estamos hablando una normalización en épocas que habían los
telégrafos; si aquellos que tenemos ya cierta edad y que miramos las
instalaciones de hace 25 a 30 años, en el Perú habían líneas telegráficas,
entonces el paralelismo entre las líneas eléctricas y líneas telegráficas, había
una condición … unas exigencias de distancias mínimas, unas condiciones de
paralelismo y para afectar las líneas telegráficas digamos había que limitarlo a
8 A. Ello … bueno ya las nuevas generaciones no han tenido la oportunidad de
conocerlas, queda como una historia, como el avance tecnológico de las
comunicaciones.
Entonces con la información que se ha contado, ya … y las pruebas, los
análisis que se han hecho, se introdujo en 1985 con 15 A, eso se estableció a
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través de una directiva de la Dirección General de Electricidad en 1986 y de
esa fecha … y de esa oportunidad a la fecha, se han venido construyendo los
sistemas en el Cusco y en todo el Perú con este sistema, digamos con los
amigos de ELECTRO SUR ESTE pues estamos hablando instalaciones de a
partir de 1986, ya que se han ido construyendo en Cusco, Puno, en … bueno
en realidad en todo el país y luego ya el ministerio de Energía y Minas a través
de la ex-DEP y actual Dirección General de Electrificación Rural, lo vienen
aplicando en forma masiva hace … desde hace 15 años y el … este nivel de …
digamos esta corriente.
El otro aspecto es la puesta a tierra, la puesta a tierra se está considerando en
… el sistema de puesta a tierra triple, lo que la norma DGE llama pack 3, la
DGE tiene normalizado el sistema con puestas a tierra pack 2 o pack 3 o sea
de 2 a 3 puestas a tierra en función a la resistividad eléctrica del terreno, la idea
aquí es cumplir con los 25 V y la tablita que está normalizada … que ha
normalizado la DGE para las diferentes potencias permiten un valor digamos
de … un valor de tensión de toque más bajo de los 25 V, y ahora se …
digamos nosotros en nuestro proyecto estamos considerando el pack 3 o sea 3
puestas a tierra de tal forma de obtener tensiones de toque pues muy inferiores
a los 25 V porque sabemos con el tiempo, las puestas a tierra van perdiendo
pues su resultado, entonces en buen romance este sistema está garantizado
en cuanto a su aplicación y todos los proyectos que se vienen desarrollando en
los últimos 20-25 años.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Listo, hay una intervención más en el Cusco … Nicanor, adelante…
Moderador - Cusco Sr. Nicanor Moscoso Sí, y la última intervención del Ingeniero Luis Grajeda Puelles.
Pregunta Nº 02 Ingeniero Luis Grajeda Funcionario de Electro Sur Este
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Nuevamente buenas tardes. Quería hacer un comentario en realidad. Toda vez
que se suscita la fijación tarifaria del VAD, para las empresas eléctricas
significa una expectativa de manera muy especial, toda vez de que esta fijación
está asociada a los niveles de rentabilidad que se verifican, pero de los
cálculos y de los resultados que se han ido viendo se encuentran algunos
niveles de rentabilidad que son todavía bajos, entonces la reflexión que
tenemos nosotros y el reto que podemos asumir y ver, está en que ajuste
tenemos que hacer dentro de nuestra administración para poder mejorar
nuestro resultado o la performance empresarial y lograr esas rentabilidades
que nos interesa alcanzar. Vemos de que por ejemplo si hacemos una
optimización de transformadores, tenemos algunas herramientas para poder
lograr eso y adecuarnos en gran mayoría a aquel modelo del sistema eléctrico
que se ha ido diseñando, entonces podemos nosotros inclusive reubicar
transformadores de diferentes potencias para ajustar a lo que pueda
corresponder de acuerdo a los diseños, eso aportará inclusive como se ha visto
también dentro de la reducción de pérdidas, sin embargo existen algunos otros
elementos que es poco probable que se puedan tomar algunas acciones o
resultan siendo mucho más complicadas, como el hecho de considerar redes
que hoy están operando en forma trifásica, pero el sistema pues termina
reconociendo en forma bifásica o monofásica; hecho que termina perjudicando
y con lo que el ideal de tener una mejor rentabilidad pareciera ser distante o
lejano toda vez que hay esta regulación. Quizá una sugerencia debiera ser
también de que dentro de los … nosotros propondríamos que se haga algunos
ajustes en todo caso y toda vez que se considere esto, sean tomado en cuenta
acciones concretas que puedan hacer las empresas para realmente llegar a
ese modelo que se diseña, porque sino existirán muchas cosas que no se
podrán realizar y nunca podremos tener esas rentabilidades y eficiencias que
se exige y que las empresas debemos alcanzar. Esto solamente como un
comentario. Muchas gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki
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Como breve comentario, perfecto. Muchísimas gracias entonces al Cusco, y
luego de ese comentario, pasamos ahora sí a la exposición del sector típico
SER. No se si quieran comentar el comentario que hizo el Ingeniero.
Respuesta Nº 02-A Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bueno en todo caso, solamente señalar de que … la gestión de la empresa
evidentemente está enfocada digamos en varios aspectos; un aspecto
relevante lo que ha señalado efectivamente el Ingeniero Grajeda, es en cuanto
digamos a como se realizan digamos cada vez digamos las inversiones para
que estas sean más eficientes. Otro aspecto son las labores , yo diría más bien
orientadas al mercado, en cuanto al desarrollo o el impulso de actividades
productivas que permita levantar un poco el consumo pero en forma digamos
que desarrolle digamos un beneficio económico para el cliente y también
digamos para la empresa. El otro aspecto que entiendo que es fundamental
digamos para la salud digamos de las empresas distribuidoras, es la reducción
digamos de pérdidas comerciales, que ese es un aspecto que en verdad
creemos de que impacta digamos de una forma directa al resultado que se
puede obtener digamos por así decir digamos tarifario. Esos 2 aspectos que en
general sencillamente quería señalar pero voy a dejar al Ingeniero Prieto
porque el también tenia un comentario adicional. Gracias.
Respuesta Nº 02-B Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Bueno un punto notorio es el de las … el sobredimensionamiento de los
transformadores. La demanda máxima está al 20% de la potencia instalada en
transformadores, o sea la relación 5 a 1, este sobredimensionamiento … alto
sobredimensionamiento implica, aparte del mayor costo, mayores pérdidas, hay
que pensar que este sistema pues … Combapata supera el 20% … 20% de
pérdidas entonces por ahí tienen un rubro … es el alto sobredimensionamiento.
El otro aspecto es la continuidad de la salida de servicio, que les encarece los
costos de operación y mantenimiento, si digamos hacemos una comparación
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del circuito que sale de Combapata y va hasta Chalhuavacho, o sea va al
departamento de Apurimac, esa línea pues tiene una alta tasa de salida fuera
de servicio, si bien está … pasa por el altiplano pero está relacionado con los
aspectos que se mencionó en un principio, son estructuras de … hay
estructuras de fiero, hay estructuras de concreto con aislamiento que … cuyo
aislamiento digamos no están pues … deben estar en el orden de 150-170 kV-
BIL y definitivamente esas líneas están desprotegidas frente a las digamos
descargas indirectas cuando hay tormentas, entonces un poco la idea de ésta
… justo … la idea … el mensaje de … es tender hacia unas redes más
eficientes con postes de madera, cruceta de madera eventualmente diagonal
de madera, lograr pues aislamientos que estén por los 300 kV que aplicado
pues a 4,000 metros equivale a lograr pues un aislamiento de 400 kV por el
factor de altitud, se reduce a 300, entonces no es tan fácil lograr 400 kV,
entonces quien sabe las líneas ahora pueden tener pues aplicando el factor de
actitud 120-130 o 150, entonces están en la tercera parte del objetivo, entonces
por ahí tiene una razón de las continuas salidas fuera de servicio, cuando
desarrollamos el proyecto de electrificación de la provincia de Tambobamba …
de Cotabambas, entonces esa la … la gente pues quería que se desconectara
de Combapata y nos conectáramos pues al otro sistema, también habían
problemas de distancias mínimas de seguridad; o sea cuando se tienen vanos
que se superan los 160 metros, la distancia vertical del conductor superior al
del que está en la cruceta, debe superar un metro, o sea de acuerdo al Código
Nacional de Electricidad, se habla de un metro, pero si le aplicamos el factor de
altitud pues deberíamos ponerle 1.20 metros, nosotros cuando hicimos este
proyecto de electrificación prácticamente del 100% de las localidades que
están … que faltaban por electrificar en Cotabambas, vimos que las
instalaciones existentes … y que eran nuevas, relativamente nuevas,
ejecutadas en el … por el Ministerio de Energía y Minas, no cumplían
distancias mínimas de seguridad, entonces habían salidas y esas estructuras si
eran con postes de madera, lo otro es que siendo postes de madera y crucetas
de madera, cortocircuitaba la madera, entonces la gran ventaja que tenían con
la estructura de madera, la reducían a cero, entonces vimos varios aspectos,
tuvimos pues reuniones con los amigos de ELECTRO SUR ESTE, hicimos
reunión con la gente de operaciones, proyectos, obras, conversamos los temas
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no solamente nuestro proyecto sino que había detrás porque la gente va a
tener el servicio de las instalaciones que vienen detrás, por más que sean
instalaciones nuevas, se van a quejar de un mal servicio, entonces un poquito
… todos estos criterios que los hemos tratado de traducir en parte técnica-
económica digamos allí entra los seccionadores fusible reconectadores,
entonces todo este paquete digamos tecnológico va a conllevar a que sus
costos de operación y mantenimiento se reduzcan, entonces y también sus
costos de inversión, entonces a pesar que se mejora la tecnología, el aspecto
digamos … sus costos deben mejorar con estos criterios que se han planteado
en este estudio del sistema de Combapata.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Le invito para la última exposición.
Exposición de la Audiencia – Sector Típico SER
Ingeniero Luis Prieto Jefe de Estudio Supervisión VAD Sectores 4, 5 y SER Ya, bueno ahora vamos a tratar sobre el estudio de costos del valor agregado
de distribución del sistema eléctrico modelo del PSE Sandia II Etapa, sector
típico SER, o sea sistema eléctrico rural.
Bueno con respecto ya entrando de frente al tema, la caracterización del
mercado eléctrico, en este sistema … se cuentan con 48 subestaciones, 3,300
usuarios, una demanda máxima de alrededor de 345 kW y una demanda
unitaria de alrededor de 100 W por abonado, la tasa de crecimiento está
alrededor del 1%, este proyecto a diferencia de los 2 anteriores se realiza en
una zona de ceja de selva, con una altitud de … promedio de 2,000 metros
sobre el nivel del mar, el sistema existente es 22.9/13.2.
Este sistema a diferencia de los anteriores, es un sistema que se ha ejecutado
y con postes de pino amarillo, postes de madera, cruceta de madera tornillo; o
sea que aquí han aplicado digamos el sistema tecnológico, pero lo han
puenteado por razones de “confiabilidad”, o sea la … digamos esta zona como
es ceja de selva, hay humedad entonces se les ha producido algunos …
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algunas quema de crucetas y la punta del poste, entonces optaron por
puentear la … el 100% de la ferretería. Para estos casos hay … lo que se hace
es hacer puenteos en los puntos donde se … va los pines, ya sea punta de
poste o sea o digamos el pin de cruceta, entonces tienen el sistema “ideal” pero
la parte tecnológica ha estado fallando, el criterio técnico … entonces han
solucionado un caso pero han perjudicado otro, por suerte aquí estamos entre
… en los 2,000 metros, es una zona apantallada, o sea está en laderas de
cerros, entonces … y la vegetación ayuda digamos … sirve de apantallamiento
contra las descargas atmosféricas. Este sistema eléctrico, digamos se alimenta
de una central hidroeléctrica de Sandia de 2.2 MW y a la vez está
interconectado con el sistema de Azángaro a través de una línea en 22.9. En
realidad la oferta de la central hidroeléctrica es más alta que la demanda,
entonces la línea de interconexión con Azángaro sirve más bien para que la
energía fuera de punta regrese al sistema interconectado. Este sistema
digamos si bien como les mencionaba es un sistema 22.9/13.2, tiene vanos …
vanos grandes, ya lo … haber sí pudiésemos ver el … ubica la subestación de
Sandia … ahí está la subestación de Sandia, no perdón … la subestación …
ese es el punto de partida del sistema. En el puerto alto anterior … Pol, un
tramo más abajo se inicia el sistema. Tenemos … regresamos al punto de
enlace anterior … no hacia arriba, ahí hacia el norte tenemos un circuito, que
está saliendo un circuito en … monofásico y luego hacia el sur ahí va bajando,
llegamos a Llanahualla, Llanamayo, San Juan de Loro y hacia el norte continua
el sistema. Entonces este sistema, digamos se ha obtenido en la práctica,
vanos de 250 metros … un vano promedio de 250 metros es un vano super
eficiente, en la sierra a veces obtenemos vanos promedios de 200 metros a
220. En la costa como es plano estamos pues con vanos promedios 160-170
metros o en el altiplano, en el caso del sector típico 4, en parte del sector típico
5 hemos obtenido vanos promedios de 167 a 170 metros. En este caso el vano
promedio es de … el vano promedio real es de 250 metros pero por asuntos
tarifarios estamos considerando un vano promedio de 200 metros porque el
grado de eficiencia del … de este sistema eléctrico de repente no se va a
presentar en otro sistema, entonces hemos considerado prudencial, mantener
el … un vano promedio de 200 metros … de 200 metros. El sistema es
22.9/13.2, dada la densidad de carga el sistema está holgado, hay un tramo
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trifásico … si regresamos a la figura, el primer tramo es trifásico hasta el punto
de enlace continuamos trifásico hasta San Juan de Loro, aquí alimentamos a 2
capitales distritales, luego se continúa con un tramo bifásico hasta un punto y
de allí con un tramo en MRT.
En el circuito del alto Inambari, ese circuito está saliendo en retorno por tierra,
se sigue el mismo criterio, líneas trifásicas, bifásicas, monofásicas. Las
monofásicas retorno por tierra en 13.2, se sigue con el mismo criterio del
aislamiento de 300 kV, los transformadores trifásicos y monofásicos …
monofásicos desde 3 kVA y aquí introducimos el conductor ACSR, el conductor
ACSR tiene una … aquí bueno en todo el programa de electrificación rural, se
viene utilizando el conductor de aleación de aluminio, que es el mismo que se
utiliza en la ciudad, el asunto es que el ACSR es utilizado en … bueno también
de las visitas, las consultas que hemos hecho especialmente en Brasil, y de lo
que también nosotros hemos utilizado en el mismo ELECTROPUNO hace 25
… en el año 84-85 se construyó la línea, se hizo una interconexión con Bolivia,
el proyecto de … se enlazaba pues una línea en 24.9 que venía pues desde …
cerca La Paz y se interconectó Yunguyo … Pomata, Yunguyo y Desaguadero
al sistema boliviano; ellos tenían … el sistema 24.9, es el … digamos es la
fuente del 22.9/13.2 que se introdujo aquí en el Perú, entonces ahí se introdujo
el … digamos se hicieron las líneas con ACSR en estos proyectos y bueno
también la línea de Juliaca … Juliaca-Samanta Araco, entonces estas líneas en
época de tormenta, lo que tienen son salidas fuera de servicio, hay problemas
de distancias mínimas de seguridad, problemas de aislamiento, se han
cambiado … hay postes ya de concreto, pero tiene una baja incidencia en
rotura de conductor, entonces viendo esta pequeña experiencia nacional y
comentándolo con un … con un ingeniero de operaciones de COPEL, yo le
decía ustedes utilizan aleación de aluminio en la ciudad y ACSR en la
electrificación rural, me decían por algo muy práctico; el de aleación de
aluminio dentro de la ciudad, tú tienes toda la infraestructura, tienes camión
grúa, tienes todo un mantenimiento, atiendes de inmediato, tienes vanos cortos
para los de 60-80 metros; tú te vas a la electrificación rural y obtienes vanos
pues de 200 metros y la accesibilidad es mucho más pesada, entonces hemos
procedido a utilizar … con el ACSR, logramos una mayor confiabilidad de la
línea, o sea menor índice de salida fuera de servicio, entonces tenemos una
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misma empresa que tiene ambos conductores, en la zona urbana concentrada
aleación de aluminio y en la zona digamos rural, con conductor ACSR, los
vanos son similares, bueno se escoge el conductor ACSR adecuado y
entonces esto contribuye pues … es un factor adicional a mejorar la
confiabilidad del sistema. Aquí está el vano promedio, 200 metros; aquí
también se han introducido en este proyecto los seccionadores fusible
reconectadores por la misma razón, tenemos corrientes pues de 5-10 A, la
corriente máxima 15 A, entonces un recloser sería un equipo digamos que no
… un super equipo, caro pero ineficiente, entonces hemos también
considerado los seccionadores fusible reconectadores.
Con respecto a los postes de madera, es similar al caso anterior, se han hecho
las mismas evaluaciones y bueno el poste de pino es el que resulta el elegido,
en lo que son las subestaciones de distribución … aquí hay algo interesante, de
las 44 subestaciones de distribución, nos hemos quedado en el sistema modelo
con 42, o sea cuasi no ha habido optimización A qué se ha debido que en los
casos anteriores … en el sector típico 4 y especialmente en el sector típico 5 –
Combapata, hemos hecho una … unas optimizaciones que … estas
localidades son concentradas, es algo atípico en un sector … en un sector
eléctrico rural, de la experiencia que tenemos pues, los sectores digamos … los
SER digamos que viene implementando el Ministerio, tienen radios de acción
mucho más grandes y las localidades rurales son pues normalmente dispersas,
típicamente dispersas; aquí todas las localidades son típicamente
concentradas, entonces la parte rural está dentro de la misma localidad, o sea
una localidad que el 70% es concentrada y tiene antenitas en la cual ya las
casas ya están un poco dispersas entonces, aquí digamos hay esa … esa
diferencia, también las demandas son bajas, hemos considerado igualmente
transformadores desde 1.5 kVA, las redes … en baja tensión los mismos
criterios, se han considerado pues postes de 8 metros. … postes de 8 metros
clase 6, el cable autoportante, se ha considerado pues cable autoportante de
aluminio, lámparas de vapor de sodio de 70 y de 50, o sea en la zona de la
localidad, antes por ejemplo decíamos una localidad es concentrada y otra
localidad es dispersa. Aquí en la misma localidad consideramos zona
concentrada y zona dispersa, entonces en la zona concentrada hemos
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considerado lámparas de 70 W y en la dispersa de 50, el KALP promedio que
estamos aplicando es 6.3.
Los costos estándar de inversión, digamos tenemos lo siguiente, aquí tenemos
en media tensión … de igual manera al caso de … de los 2 casos anteriores,
aquí hay una predominancia de líneas primarias a redes primarias, o sea en
una caso era 75%, en el otro 89%, aquí estamos en un índice similar, o sea hay
una clara diferencia de lo que es línea primaria a red primaria, los costos que
estamos obteniendo son desde ah … aquí también hay una … una ventaja, si
queremos compararlo con el de aleación de aluminio, según el Código la
sección mínima en aleación de aluminio es de 25 digamos por razones
mecánicas y los proyectos los hemos venido desarrollando con 35 milímetros
para mejorar la confiabilidad porque hay veces las empresas de distribución se
quejaban de la sección de 25 que en algunos casos de las líneas primarias se
rompían, entonces dejábamos la red primaria con 25 y las líneas primarias lo
pasábamos a 35; aquí desaparece ese factor, entonces habría que introducir
en el código pues … se puede introducir … se puede utilizar el cable de 16
mm2 de aluminio acero, porque ya no tenemos esos problemas mecánicos de
probabilidad de ruptura de conductor, no por capacidad sino por las
eventualidades digamos ambientales, entonces tenemos costos de línea desde
2,500 a los 6,000 dólares por kilómetro. Las redes primarias están entre los
4,500 a los … alrededor de 4,500 a 5,000 dólares kilómetro. Los equipos de
protección son similares, estamos hablando de seccionadores fusible
reconectadores, también hemos considerado pararrayos intermedios para
mejorar la … la confiabilidad, las subestaciones de distribución tienen el mismo
criterio, aquí si tuvimos una … inicialmente habíamos planteado … estábamos
planteando ya la células fotoeléctricas, células fotoeléctricas y eliminar el
control de alumbrado público en las subestación y eliminar el cable de
acometida, entonces con … y instalando células fotoeléctricas en la luminarias,
con ello lográbamos pues una reducción del VNR, pero esta reducción … y en
esta zona si no teníamos la preocupación pues de las … no estábamos en el
altiplano entonces una zona digamos protegida con apantallamiento de cerros,
árboles y 2,000 m.s.n.m., en donde el nivel isoceraunico es más bajo, entonces
tranquilamente se podría haber introducido las células fotoeléctricas pero
afectaba al VNR, se reducía el VNR y éstas zonas digamos, es una zona en
94/101
expansión, una zona que también habría que pensar en no afectar digamos …
digamos si comparamos con otras zonas del país que no tienen esta ventaja
comparativa de la altitud, entonces optamos por mantener el mismo criterio de
los sectores típico 4 y 5, mantener el control del alumbrado público y el
conductor de alumbrado público, en las lámparas ya dijimos son de 70 y 50 W.
Luego entramos a lo que es la optimización técnica económica, aquí podemos
ver que las líneas primarias representan cerca del 92% de la media tensión, o
sea en el sector típico 4 era 75%, 89% en el 5 y aquí es el 92%, entonces
digamos tenemos mayor cantidad de líneas primarias para digamos … y menor
cantidad de usuarios y para demandas más bajas. Entonces luego tenemos los
equipos de protección … los equipos de protección digamos los SFR, los
pararrayos, hemos puesto pararrayos intermedios, aquí también hemos sido un
poco … de repente no era muy necesario, pero lo hemos considerado y eso
implica pues … todo este equipamiento implica pues una mejora de
confiabilidad, o sea reducción de las tasas de salida por digamos … pero en
este caso hay mayor vegetación, entonces la probabilidad de salidas por
acercamiento de las ramas a las … digamos a las líneas eléctricas, es … va a
ser mucho mayor comparados a los sectores típicos 4 y 5, entonces hemos
dejado el … un equipamiento similar de pararrayos, después las redes … las
redes de servicio particular con los cables autoportantes de 1x16 y 2x16 que
representan el 50% de las redes y hay un 50% de … ya con alumbrado público.
Luego entramos al punto 4 que ya vemos el VNR, el VNR de media tensión
está en los 421 mil dólares, el de las subestaciones 104, aquí por ejemplo la
relación entre subestaciones y media tensión es 4 a 1, en los otros sectores
típicos la relación era menor, era 3 a 1, a pesar de la optimización de
subestaciones, la baja tensión está en … cerca de 280 mil dólares y el VNR
total está por los 856 mil dólares, en la … luego tenemos aquí el VNR de las …
de las conexiones eléctricas. Acá hay algo interesante, ya en el SER, se
introduce la conexión domiciliaria al costo … a la tarifa, entonces y se ha hecho
el análisis con el sistema convencional y con el medidor prepago; aquí hay un
aspecto importante de resaltar, se tiene unas conexiones … unas conexiones
de prepago, pero para el sector eléctrico rural ya se requiere hacer una
reingeniería, o sea estamos llegando al límite de los alcances con la tecnología
convencional, entonces eso ya no se ha podido aplicar, no ha sido factible por
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razones que hay que cambiar otros factores, va a haber que hacer reingeniería
con algunas modificaciones en el Código Nacional de Electricidad, en lo que es
conexiones domiciliarias ya para sectores rurales, después las normas DGE ...
las normas técnicas DGE, de tal forma que la reingeniería que más o menos
pienso que con la tecnología internacional que hay deberíamos trazarnos como
un objetivo de lograr un VNR que esté al 70 u 80% de la actual, ¿eso que va a
significar?, va a significar que podamos incluir a mayor cantidad de usuarios
que actualmente están quedando fuera de las redes, o sea hay zonas que
hemos desarrollado proyectos que ya son las últimas localidades por electrificar
y “los últimos lotes por electrificar”, pero hay una cantidad de lotes que están
quedando fuera, de repente dentro de una zona que ya hemos agotado la
electrificación rural, estamos llegando a una cobertura del 70-75%, o sea que a
pesar de hacer una electrificación rural al 100%, hay una cobertura de repente
del 25% … hay un sector del 25% de la población que no va a ser electrificado
si continuamos con la tecnología que tenemos, entonces no es que no haya
solución para ellos, hay desarrollando … efectuando una reingeniería tanto
técnica como en legislación y de repente que ese sector que representa un 20-
25% se pueda reducir pues al 10%, y ese 10% ya van a ser los usuarios que
siempre por lo menos con la tecnología actual quedarán como usuarios
aislados y la alternativa que tendrían en el corto plazo serían los paneles
solares, entonces en este estudio tarifario hemos logrado optimizar un sistema
con las reglas de juego vigentes a la fecha, pero hay todo un reto de … hay
todo un reto… luego de esto ¿Qué debemos hacer? Tenemos que hacer
reingeniería porque debemos lograr que ... mayor inclusión del sector digamos
más alejado del país.
Como balance tenemos … digamos bueno está saliendo una … una potencia
total de 455 kW en media tensión incluyendo pérdidas, en baja tensión estamos
por los 413 kW incluyendo las pérdidas, las horas de utilización siguen bajando,
ahora estamos con 208 horas de utilización, las pérdidas … las pérdidas son
más bajas que en el sector típico 5, estamos en 3.55% en media tensión y 3.65
en baja tensión entonces … baja tensión en el sector típico 5 estamos por 8-9 y
ahora estamos bajando a 3.55; porque las localidades son concentradas y por
más que nos hemos ido a la sección mínima, las pérdidas pues son pequeñas.
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Luego tenemos los costos de … los costos de explotación, ya en el punto 6,
digamos tenemos todo el detalle y en el 7 ya tenemos la aplicación ya … la
aplicación en la tarifa de distribución, tenemos los cargos fijos por cliente que
aquí bueno nos está resultando pues en 2 soles y 6.5 soles por cliente mes.
Como valor agregado de distribución nos está saliendo en soles por KW-mes
con el sistema convencional 22.6 y con el prepago 21.47. Hay 100% del estado
y 100% de la concesionaria, ya saben cuando es 100% del estado la inversión
la efectúa el estado a fondo perdido y cuando lo hace la concesionaria pues
tiene que recuperar la inversión efectuada. Luego tenemos el valor agregado
de distribución en las subestaciones de distribución, igual se hace una
diferencia entre estado-concesionaria, aquí los valores están saliendo bastante
similares 7.4 soles por kW-mes para el convencional y un 6.97 para el prepago,
un delta menos. Y luego ya en la baja tensión, el convencional nos sale 25.68 y
el prepago 28.96, entonces aquí se mezcla lo que mencionaba el Ingeniero
Miguel Révolo de eficiencias por un lado con el prepago se logra pues un … se
disminuyen los costos de comercialización, pero se incrementa la inversión
inicial, entonces aquí la idea es que con el tiempo pues los medidores prepago
sigan ... dicha tecnología siga reduciendo sus costos, digamos si hablamos al
año 2,000 que hicimos una primera evaluación para introducirlo en el PSE
Huarochirí, un medidor prepago estaba por los 120 dólares ahora está por los
53 dólares, alrededor de los 50, y el que había instalado Luz del Sur en una …
en la localidad de Tupicocha en el mismo sistema de … en el mismo sistema
que lo había instalado 2 años antes, le había costado el medidor prepago
alrededor de 500 dólares, entonces ya bajar de 500 a 120 dólares era en ese
tiempo pues todo un … todo un éxito, pero comparado con los medidores
prepago convencionales que en ese tiempo están a 22 ... 22 dólares … 20
dólares, era fuerte, ahora ya la diferencia está en 3 a 1, un medidor
convencional está por los 18-17 dólares y un medidor prepago está por los 50-
53 dólares aparte del sistema centralizado del punto de venta que ese es otro
… tiene un costo fijo por una cantidad de usuarios. Bueno yo creo que eso
vendría ser todo respecto al sector típico SER. Gracias por su atención.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki
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Bien, muchas gracias Ingeniero Prieto. Vamos entonces ahora si hay
intervenciones, si hay alguna consulta. Aquí adelante por favor. Luego vamos
con el Cusco.
Preguntas y Respuestas de la Audiencia- Lima
Pregunta Nº 01 Sr. Pedro Flores Consultor Buenas tardes, en referencia a esta intervención ... comentarios sobre que en
el caso de la energía solar sería algo … solución de corto plazo para algunos
territorios muy alejados, viendo que hay algunos territorios en la selva que
digamos la alternativa solar podría ser más viable ¿por qué no pensarlo a largo
plazo? Como alternativa y más aún hay territorios donde hay necesidad de
usos productivos y donde los conversores de fase de repente no han sido lo
suficientemente difundidos y se les está proveyendo un servicio sobre todo
monofásico que no les sirve por más tarifa que tengan si ellos necesitan el uso
productivo ya sea para café considerando selva baja, lo necesario que sea
estos conversores de fase difundidos adecuadamente pues es una … un
requerimiento muy alto, ¿Qué tanto se debería incluir esto masivamente?
cuando la elección por lo monofásico pues … ampliar la frontera eléctrica, lo
que nos ha dicho … lo que nos ha manifestado de una manera costo eficientes,
el único criterio, no hay una consideración de otros criterios como son los
ambientales, etc. O sea solamente es ampliar frontera eléctrica y que sea por
monofásico cuando hay una necesidad que de repente no se están haciendo
unos estudios socio económicos adecuados previamente, la caracterización de
la zona donde sería más conveniente poner una u otra opción y también lo de
los paneles solares, que tanto es la promoción para incentivar que esas tarifas
por paneles solares sean adecuadamente comprendidas por la población y no
lo vean tan mal. Que tanto se está incentivando ese uso. Gracias.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki
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Un favor podríamos darnos su nombre por favor si es tan amable.
Sr. Pedro Flores Consultor Pedro Flores. Gracias
Respuesta Nº 01 Ingeniero Miguel Révolo Acevedo Gerente de División de Distribución Eléctrica de la GART Bien, realmente cuando se ha referido un poco … que estamos pensando
sobre la política de la … el uso de la energía solar a través de los paneles
fotovoltaicos, en realidad el OSINERGMIN en este tema está trabajando,
nosotros habíamos hecho una pre-publicación inclusive respecto de que a que
se iba ir reconociendo digamos una tarifa para los sistemas fotovoltaicos de
forma de que se tenga bien claro los niveles de inversión que se deberían de
hacer y cuanto finalmente debería ser esta tarifa, además que realmente esto
ayudaría mucho a que los usuarios que puedan usar este sistema pudieran
estar incorporados dentro de lo que sería el fondo de compensación social
eléctrica, en la actualidad el OSINERGMIN ha hecho ya una propuesta formal
al Ministerio de Energía y Minas para la modificación de la … del Reglamento
de la Ley General de la Electrificación Rural a fin de que se posibilite digamos
la regulación de la tarifa para sistemas fotovoltaicos, entonces esto realmente
va a posibilitar digamos yo creo que en forma ordenada y también digamos con
las señales correspondientes a que se desarrolle insostenidamente digamos ya
el uso de paneles fotovoltaicos, evidentemente en aquellas zonas donde ya no
pueda llegar digamos el sistema convencional con … eso quiere decir con
postes y líneas y cables.
Con relación al tema de los conversores de fase, se está introduciendo
evidentemente digamos ya en esta regulación en forma más explícita digamos
como un tema que se tiene que tomar en cuenta, entiendo de que se tendrá
pienso yo que iniciar también un proceso digamos de fijación de este equipo a
fin de que finalmente el usuario final también se beneficie digamos por una
adquisición o una compra digamos ya en escala, es igual que digamos como el
caso de los medidores, a ningún usuario se le pide digamos que compre
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personalmente su medidor sino que son las empresas las que adquieren estos
medidores y evidentemente a la escala que compran, los medidores digamos
son más económicos, entonces esto es un tema que recogemos como un buen
aporte y estaremos pensando digamos en hacer un tipo de evaluación para la
… finalmente digamos tener algún precio regulado porque realmente yo creo
que hay que promocionar el uso productivo de la electricidad en las zonas
rurales. Bueno yo creo que esto es lo que no se si creo que satisface no si
totalmente digamos lo que había preguntado el participante. Gracias.
Finalización de la Audiencia
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Gracias. ¿Alguna otra intervención? Me informan en el Cusco que no hay
participación, está ahora ya … Nicanor Moscoso agradecerle la moderación
allá en el Cusco. Muchísimas gracias al Cusco.
Moderador - Cusco Sr. Nicanor Moscoso ¿Nos escucha?
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki Sí…si Nicanor
Moderador - Cusco Sr. Nicanor Moscoso Muchas gracias Gonzalo, quería manifestarles de que ya no hay intervenciones
pero las exposiciones han sido bastante claras y han satisfecho al publico
asistente al local del Instituto Cultural Peruano Norteamericano. Por mi parte
muchas gracias y será hasta otra oportunidad. Permiso.
Moderador - Lima Sr. Gonzalo Iwasaki
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Muy buenas tardes Nicanor, muchísimas gracias también. Se levanta entonces
la audiencia, se le va a ofrecer el acta de la audiencia pública que podrá ser
firmada por las personas que así lo deseen. Muchas gracias y muy buenas
tardes.