ELC-5.2-Análisis de Observaciones...A continuación se analizó cada absolución, clasificada por...

Sector Típico 4 Informe de Análisis de la Absolución de Observaciones

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

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

Contenido

1. INTRODUCCIÓN 2. ANTECEDENTES 3. OBSERVACIONES

3.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 3.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA Y DISEÑOS DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS 3.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDARES DE INVERSIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS 3.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS 3.5 OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS 3.6 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO 3.7 DETERMINACIÓN DEL BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA 3.8 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA 3.9 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

3.9.1 Costos de Explotación Técnica 3.9.2 Costos de Explotación Comercial

3.10 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS INDIRECTOS 3.11 TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 3.12 FORMATOS D

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

11.. IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN

El presente informe corresponde al análisis del levantamiento de observaciones al Informe Final Definitivo del Estudio de Costos del VAD para el Sector Típico 4, presentado por el Consultor VAD, las cuales están divididas en los siguientes aspectos:

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

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

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

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

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

22.. AANNTTEECCEEDDEENNTTEESS

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

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

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

Como resultado del concurso de méritos efectuado por “Electrocentro S.A.” (ELC) se le otorgó a la empresa “Desarrollo con Ingeniería Contratistas Generales” (DISA) la Buena Pro para el desarrollo de los Estudios VAD del ST 4. Por tal motivo se viene desarrollando el presente estudio con sujeción a los correspondientes Términos VAD y bajo la supervisión de OSINERGMIN-GART.

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

Cuadro Nº 1: Sectores de Distribución Típicos - ST Sector de

Distribución Típico Descripción Sistema Empresa

1 Urbano de alta densidad Lima Norte Edelnor 2 Urbano de media densidad Piura Electronoroeste 3 Urbano de baja densidad Camaná Seal

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Sector de Distribución Típico Descripción Sistema Empresa

4 Urbano-Rural Junín-Shelby Vicco-Smelter Electrocentro 5 Rural Combapata Electro Sur Este

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

Especial Sistema de Distribución Eléctrica Villacurí Villacurí Coelvisac Los Estudios VAD comprenden el desarrollo de las siguientes etapas:

Etapa I: Recopilación de antecedentes. − VNR Eléctrico y No eléctrico. − Otras inversiones. − Mercado eléctrico. − Costos de explotación. − Estados financieros. − Organigrama y recursos humanos. − Compra y venta, y balance de energía y potencia.

Etapa II: Validación y revisión de antecedentes. − Revisión 1: Validación y revisión de antecedentes. − Revisión 2: Ajuste inicial de costos.

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

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

OSINERGMIN determinó para el ST 4: Rural el “Sistema Eléctrico Modelo” (SEM) Junín-Shelby Vicco–Smelter perteneciente a ELC, conformado por los instalaciones eléctricas incluidas en los alimentadores Junín (A4705, A4706, A4707 y A4754), Shelby-Vicco (A4971 y A4972) y Smelter (A4962 y A4963). Cabe señalar que en el alimentador Junín A4706 no se incluyó las instalaciones pertenecientes al “Sistema Eléctrico Rural” (SER) Junín II Etapa ejecutado por el Gobierno Regional y la “Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas” (DGER/MEM).

Los Supervisores VAD, definidos por el OSINERGMIN-GART, serán de acuerdo al siguiente cuadro:

Cuadro Nº 2: Sectores Típicos Partida Supervisión VAD

Nº 1 ST 1 Nº 2 ST 2, 3 y Especial Nº 3 ST 4, 5 y SER

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

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

Parciales Primero, Segundo y Tercero, formulando las observaciones pertinentes, las

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cuales fueron comunicadas mediante los Oficios N° 312-2009-GART, N° 460-2009-GART y N° 638-2009-GART respectivamente. Los oficios fueron remitidos a Electrocentro y el Consultor VAD.

El 09/06/2009, Electrocentro, mediante el Consultor VAD DISA, presentó con carta N° DS-389-09 el Informe Final del Estudio con la Propuesta de las Tarifas de Distribución Eléctrica para el Sector Típico 4.

OSINERGMIN-GART formuló las observaciones al Informe Final, las mismas que se pusieron en conocimiento de DISA mediante el oficio Nº 0767-2009-GART, del 08 de Julio del 2009, conforme a lo dispuesto en el Artículo 68° del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).

El 22/07/2009, Electrocentro mediante el Consultor VAD DISA, presentó con Carta N° DS-483-09, el Informe Final Definitivo del Estudio con la Propuesta de las Tarifas de Distribución Eléctrica para el Sector Típico 4 y el Levantamiento de Observaciones que formuló el OSINERGMIN-GART.

33.. OOBBSSEERRVVAACCIIOONNEESS

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

33..11 CCAARRAACCTTEERRIIZZAACCIIÓÓNN DDEELL MMEERRCCAADDOO EELLÉÉCCTTRRIICCOO

Observación 1: Las demandas unitarias determinadas por el Consultor de 0,204 y 0,119 kW para la zona concentrada y dispersa respectivamente, no permiten reproducir la máxima demanda real del SEM en BT5B de 721 kW (formato VII-D), resultando 998 kW, un 38% por encima del SEM real. A continuación se detalla lo expuesto anteriormente:

Cuadro Nº 3: Comparación de la Máxima Demanda BT5B

Planteamiento Consultor (ítem 5.1.6 del Informe Final) Formato VII-D Demanda BT5B (kW)

Zona Clientes Máxima

Demanda Unitaria (kW)

Máxima Demanda

BT5B (kW) (1) Coincidente Máxima

Demanda (2)

Variación (%) [ (1) - (2) ] / (2)

Concentrada 3 872 0,204 790 Dispersa 1 750 0,119 208 Total 998 712 721 38% El Consultor VAD debe replantear el cálculo de las demandas unitarias de manera que permitan reproducir la máxima demanda real del SEM, el mismo que debe coincidir al presentado en el Formato VII-D sin la aplicación del factor de coincidencia; dichas demandas serán utilizadas para determinar las redes optimizadas en BT. Asimismo el factor de carga del SEM debe resultar de la aplicación del NHUBT convertido a valor anual y considerando 366 días para el año 2008.

Respuesta del Consultor: Se ha revisado el procedimiento de cálculo de la demanda unitaria, para la zona concentrada y dispersa, teniendo en consideración los factores de carga determinados para cada rango de consumo pertenecientes a la opción tarifaria BT5B.

Rango Consumo de Energía de BT5b Rango Horas de

Utilización/día Fc

< 1 – 30 kWh> R1 5,5 0,23 <31 - 100 kWh> R2 9,75 0,41 <101 – 150 kWh> R3 10,8 0,45 <151 – 300 kWh> R4 11,05 0,46

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Rango Consumo de Energía de BT5b Rango Horas de

Utilización/día Fc

<301 – 500 kWh> R5 12,93 0,54 <501 – 750 kWh> R6 12,93 0,54 <751 - 1000 kWh> R7 12,36 0,52 Exceso de 1000 kWh R8 12,19 0,51

Los resultados de dichos análisis se presentan a continuación:

Demandas Unitarias Potencia Máx. (kW)-1φ Zona concentrada 0.149

Zona dispersa 0.091

Comparación de las Máximas Demandas BT5b

Planteamiento Consultor (ítem 5.1.6 del Informe Final) Formato Vll-D Demanda BT5B (kW)

Zona Clientes Máxima

Demanda Unitaria (kW)

Máxima Demanda BT5B (kW)

(1)

Coincidente Máxima

Demanda (2)

Variación (%) [(1)-(2)]/(2)

Concentrada 3 872 0.149 577 Dispersa 1 750 0.091 159 Total 736 712 721 2.1%

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

33..22 DDEEFFIINNIICCIIÓÓNN DDEE LLAA TTEECCNNOOLLOOGGÍÍAA AADDAAPPTTAADDAA YY DDIISSEEÑÑOOSS DDEE LLAASS IINNSSTTAALLAACCIIOONNEESS EELLÉÉCCTTRRIICCAASS

Observación 2: En la evaluación de la tecnología adaptada para las estructuras en MT, el Consultor VAD debe evaluar los postes a utilizar en la empresa modelo, que serían postes de 11 y 10 m para las líneas 3φ y 1φ-MRT respectivamente. Por otro lado deberá corregir los precios considerados para los postes de madera (se adjuntan cotizaciones en el Anexo N° 7.1).

Respuesta del Consultor: Las consideraciones de postes de 10, 11, 12 y 13 m están considerados dentro del ítem 5.3.3.2 DISEÑO MECÁNICO DE LAS INSTALACIONES, con el sub ítem c.4) Optimización de Vanos Máximos por Distancias Verticales Mínimas al Terreno, considerando las distancias mínimas verticales vigentes según el código nacional de electricidad Suministro. Así mismo en el Anexo 10.1.3 se adjuntan los diagramas que ilustran las consideraciones respectivas. De los análisis antes mencionados los resultados se resumen en el siguiente cuadro:

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Referente a la consideración de los costos de los postes de madera, están indicados en el ítem 5.2.3 Selección de la tecnología adoptada para Media Tensión en el sub ítem a) Postes.

Análisis del Supervisor VAD: El análisis presentado por el Consultor VAD se concluye que para vanos medios de 160 y 90 metros se puede emplear postes de 11 y 12 m, con lo cual la observación quedaría superada.

Observación 3: En la página 117 del Informe Final del Consultor VAD se muestra la evaluación de postes, donde no se indica el peso de los diferentes tipos de postes, ni la diferencia entre los costos de transporte a almacén de obra, los costos de traslado de almacén de obra a punto de izaje, ni los costos de izaje de los postes evaluados. Asimismo los costos totales de O&M ($/km-año) obtenido por el Consultor VAD para los diferentes postes evaluados, representa para los postes de concreto entre el 40 y 60% con respecto a los de madera, lo cual no refleja las experiencias de las empresas del sector. Tampoco se aprecia el costo adicional a incurrir en los postes de concreto, para el equipamiento y/o costos de explotación y calidad de suministro para conseguir el nivel de aislamiento requerido (300kV) para hacerlo comparable con los de madera (del armado especial propuesto y del incremento del aislador pin) o sufrir mayores problemas de calidad de servicio. Por lo expuesto, el Consultor VAD deberá incluir: los pesos de los diferentes postes, los costos de transporte a almacén de obra, los costos de traslado de almacén de obra a punto de izaje, los costos de izaje de los postes evaluados. Asimismo el Consultor VAD deberá reformular los costos obtenidos para retensado y reemplazo anual, así como la reimpregnación y tratamientos anuales asignados a los postes de madera nacional, puesto que la banda contiene los preservantes necesarios y ésta se puede reemplazar cada 8 años.

Respuesta del Consultor: Dentro del Informe final, el costo de transporte al almacén central fue considerado de la siguiente manera: Tipo de Cambio 3,142 S/./$ Costo del Flete (Lima a Junín) 2875 S/Viaje Carga del Vehículo (semitrailer) 25000 kg x Viaje Costo Unitario 0,115 S/./kg

Nivel de Tensión Tipo de Poste Peso

kg Costo

Unitario. S/.

Costo Unitario. $/.

Poste CAC 12 m 820 94,30 30,01 MT Poste Madera 12 m 480 55,20 17,57 Poste CAC 8 m 495 56,93 18,12 BT Poste Madera 8 m 380 43,70 13,91

Los análisis de costos unitarios para el traslado al punto de izaje se han realizado bajo la consideración de la accesibilidad a los puntos de izaje o instalación, para lo cual se ha propuesto dos criterios:

Camión Plataforma para postes de Madera y Grúa para postes de CAC. De los resultados se tiene lo siguiente:

MATERIAL DE POSTE COSTO RENDIMIENTO Postes de CAC $. 36.53 11 Postes de Madera $. 45.78 19

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Del resultado se puede apreciar que el traslado de poste de CAC resulta más elevado al de los postes de CAC; las explicaciones radican en lo siguiente:

En los postes de CAC, se requiere únicamente una grúa de 9.5 TN y que cumple las dos funciones, para el traslado e izado de postes.

En Los postes de Madera, se utilizaría un Camión Plataforma 4x2, de 10 TN, exclusivamente para el transporte y adicionalmente se requiere una pluma de izaje y el personal de peones para el izado respectivo

Los cuadros de los cálculos efectuados se encuentran en el Anexo 1 del presente informe. Grúa para postes de Madera y de CAC. De los resultados se tiene lo siguiente:

MATERIAL DE POSTE COSTO RENDIMIENTO Postes de CAC $. 36.53 11 Postes de Madera $. 29.89 19

En los postes de CAC y de Madera se considera únicamente una grúa de 9.5 TN el cual cumple las dos funciones, es decir para el traslado e izado de postes, debido a la accesibilidad de la zona en estudio.

Por lo que se concluye que para el análisis técnico-económico se ha considerado el segundo criterio. Respecto a las diferencias que de debería existir (40% a 60%), se observa fundamentalmente en zonas donde los puntos de izaje se encuentran distantes de la carretera (aprox. 200m) y donde a dichos lugares no ingresan vehículos, lo cual no es el caso del SEM. Referente a los costos de explotación, se ha considerando valores propios de acuerdo al requerimiento y a las características mecánicas de cada uno de los especies de la madera. Respecto a la calidad de suministro, los Postes de CAC ofrecen la mejor alternativa, debido a que establecen conductos directos para dispersar la sobretensiones que se puedan producir en el SEM, lo cual no sucede con la madera que debido a su composición orgánica (carbono), es un material combustible que cuando un rayo directo cae sobre un poste de madera, generalmente se producen grietas y resquebrajaduras, con el peligro de que frente a una elevada impedancia en la tierra la corriente altere el servicio eléctrico y que el poste pueda arder o quemarse. Es Aislamiento se encuentra correctamente dimensionado para soportar los 300 kV de aislamiento sin el requerimiento de ningún equipo u material adicional.

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

El Consultor VAD no utiliza las cotizaciones entregadas por el Supervisor VAD, las mismas que contienen precios menores para los postes de madera de pino amarillo y madera nacional; los precios considerados por el Consultor VAD para el poste de 11m CL-6 por ejemplo, está al 49% por encima de su precio de las cotizaciones adjuntas por la Supervisión.

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

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

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

Concreto 202,1 209,7 4% Pino Amarillo 185,5 277,3 49% Pino Radiata 116,9 158,0 35%

Eucalipto 181,5 216,6 19%

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Observación 4: De la misma manera que en la evaluación de estructuras en MT, se deberá corregir la evaluación de estructuras en BT, teniendo especial énfasis en los costos unitarios de los postes y los costos de transporte e instalación, y los costos de explotación durante la vida útil.

Respuesta del Consultor: Para el análisis técnico-económico de los postes de Baja Tensión se han realizado los análisis de manera similar que en la Media Tensión, obteniéndose los siguientes valores: Traslado de Postes al Almacén Central: Tipo de Cambio 3,142 S/./$ Costo del Flete (Lima a Junín) 2875 S/Viaje Carga del Vehículo (semitrailer) 25000 kg x Viaje Costo Unitario 0,115 S/./kg

Nivel de Tensión Tipo de Poste Peso

kg

Costo Unitario. S/.

Costo Unitario. $/.

Poste CAC 8 m 495 56,93 18,12 BT

Poste Madera 8 m 380 43,70 13,91

Traslado e Izado de Postes en punto de izaje: MATERIAL DE POSTE COSTO RENDIMIENTO Postes de CAC $. 20.41 16 Postes de Madera $. 15.56 21

Los cuadros de los cálculos efectuados se encuentran en el Anexo 1 del presente informe.

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

Observación 5: El Consultor deberá revisar la metodología empleada para la selección de potencias de los transformadores de distribución-SED en las zonas concentradas, puesto que el modelo matemático empleado de optimización por manzanas arrojan transformadores 1ø de 50kVA que incrementan la potencia instalada total del SEM; la mayoría de estos transformadores pueden reducirse a 37,5kVA. El Consultor VAD deberá revisar la optimización de la cantidad de SED, considerando el radio óptimo de las redes secundarias, es decir, se debe evaluar en conjunto las SED cercanas, teniendo en cuenta criterios de ahorro en LP, RP y cantidad de SED. Por lo expuesto anteriormente, el Consultor VAD debe reducir los 1 725 kVA intalados para las 73 SED propuesto, con una demanda total de ingreso a MT de 1054 kW del SEM. Se espera que el Consultor VAD obtenga unos 1 200 kVA instalados para 52 SED optimizadas.

Respuesta del Consultor: Se ha reconfigurado la optimización de SEM, en base a los nuevos valores de de demandas unitarias para cada zona característica, asimismo, se ha optimizado de manera particular la localidad de Ondores la cual por su características urbana, concentra la demanda, aunque con una calificación de consumo bajo. A continuación se detalla los resultados.

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Subestaciones de Distribución (Optimizado)

Zona Potencia (kVA)

Potencia (kVA) Cantidad

37.5 37.5 15.00 Concentrado

50 50 8.00 Disperso 3.0 kVA 3.0 kVA 30.00 Disperso 5.0 kVA 5.0 kVA 1.00 Disperso 10.0 kVA 10.0 kVA 6.00 Disperso 15.0 kVA 15.0 kVA 6.00 Disperso 25.0 kVA 25.0 kVA 0.00 Disperso 37.5 kVA 37.5 kVA 1.00

TOTAL 67.00

Potencia Instalada Optimizada. Subestaciones de Distribución MT/BT y Seccionamiento

Tipo Número Potencia Instalada kVA

Monoposte 67 1245 Biposte 0 Convencional Compacta Pedestal Compacta Bóveda Seccionamientos (jgos.) Total 67 1245

Se tienen 1245 kVA instalados para 67 SED.

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

Observación 6: El Consultor deberá considerar para el dimensionamiento de la potencia de las subestaciones de distribución-SED en zonas dispersas y concentradas, utilizar las demandas mostradas en el cuadro del ítem 5.1.4.2 proyectadas al año 2 013 como máxima demanda de SP. Asimismo para la asignación de los transformadores trifásicos, éstos no deben estar definidos por la existencia de clientes trifásicos en dicha SED, debido a que existen alternativas económicas como los conversores de fase de 1ø a 3ø.

Respuesta del Consultor: Se ha realizado la optimización de acuerdo a lo recomendado en la observación, tomando como base para el cálculo de los kVA Adaptados de las SED, las máximas demandas por SED registradas en el año 2008, el cálculo de la demanda de AP se ha realizado tomando en consideración el factor KALP=7.4 kWh/mes-usuario, conservando el número de usuarios constante hasta el año horizonte, adicionando las pérdidas eficientes en baja tensión. A continuación se detalla los resultados obtenidos.

Estructuración de La Empresa Modelo Optimizada -SED

Subestaciones de Distribución

Zona Potencia (kVA) Nivel (kV) Tipo Cantidad

37.5 7,62/0,44-0,22 Monofásico 15 Concentrado

50 13,2-7,62/0,38-0,22 Trifásico 8

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Estructuración de La Empresa Modelo Optimizada -SED

Subestaciones de Distribución


Disperso 3.0 kVA 7,62/0,44-0,22 Monofásico 30 Disperso 5.0 kVA 7,62/0,44-0,22 Monofásico 1 Disperso 10.0 kVA 7,62/0,44-0,22 Monofásico 6 Disperso 15.0 kVA 7,62/0,44-0,22 Monofásico 6 Disperso 25.0 kVA 7,62/0,44-0,22 Monofásico 0 Disperso 37.5 kVA 7,62/0,44-0,22 Monofásico 1

TOTAL 67 Nota: se ha considerado una sobrecarga admisible de los transformadores de 25%

Concerniente a la asignación de redes trifásicas de baja tensión, la cual está determinada por la demanda que significa la presencia de un cliente con un consumo superior a 6 kW,, lo que significaría que en el caso de usar solamente un sistema monofásico sería necesario robustecer los conductores a fin de cumplir con los estándares de calidad de producto y obtener pérdidas en las redes BT aceptables, además de incluir el costo del conversor de fase de 1Φ a 3Φ lo que en suma determinaría un costo mayor que el empleo de un único circuito trifásico,


Observación 7: El Consultor VAD deberá reconsiderar en su evaluación la opción de líneas 1φ-7,62kV-MRT, con una corriente máxima de 15 A, toda vez que las estimaciones realizadas por el Supervisor VAD indican que estas líneas representan ahorros económicos significativos siendo perfectamente aplicables para el SEM. El sistema MRT fue aplicado por Electroperú a partir de 1985, y luego por la DEP y DGER/MEM hasta la fecha, en los pequeños sistemas eléctricos – PSE (equivalentes a los ST- 4, 5 y SER), con una corriente nominal de 15 A, es decir tiene una vigencia de 23 años de aplicación en el país. Asimismo las LP en 22,9kV generan 2,2 kVAR capacitivos, que se compensan con los reactivos inductivos de los transformadores de las SED. Por tal motivo se reitera en la utilización del sistema MRT con una In de 15 A en el SEM. Por otro lado las líneas MRT en 7,62; 13,2 y 19,9 kV son utilizadas desde 1967 en 8 empresas de distribución de Brasil, a la fecha existen más de 100 mil kilómetros de líneas en MRT operando satisfactoriamente en dicho país.

Respuesta del Consultor: La propuesta realizada por la supervisión de la capacidad de transmisión de corriente de las líneas de Media Tensión en sistema 1φ−7,62 kV (MRT), es ambigua, debido a que no tiene un sustento técnico ni normativo de las corrientes de retorno que generan las tensiones de paso y las tensiones de toque bajo las condiciones normales y de cortocircuito que se generan. Basado en las referencias otorgadas por el Dr. Geraldo Kinderman, refiere que la corriente de transmisión máxima para estos sistemas MRT es de 6 Amperios, con resistencias de puestas a tierra de 10 ohms, esto utilizado en Brasil. Así mismo las referencias otorgadas por el Ing. Oscar León Moscol, refiere que la corriente de transmisión máxima para estos sistemas MRT es de 8 Amperios, dado a los aumentos fortuitos que puedan producirse y que pueden incidir en los valores de las tensiones de paso y toque. Además refiere que a corrientes mayores de 8 A. se producen resecamiento de terreno que afecta a la conductividad de la misma.

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La aplicación de este sistema en Brasil se hace propicia por las altas propiedades de sus suelos a la conductividad de la corriente por tratarse de una zona con terrenos de cultivo propio de la amazonia con abundante vegetación, lo cual no es comparable con las propiedades que tienen los terrenos de la empresa modelo que en un mayor porcentaje está constituido por roca y suelos áridos. Por lo mencionado en párrafos anteriores y dado a la propuesta de la supervisión VAD, se concluye que una estimación (15A) es bastante elevado comparado con los investigadores mencionados, por lo que no mide las consecuencias que este sistema generaría a la población del SEM; Asi mismo sugerimos que se debe establecer valores normativos respecto a la capacidad máxima de las corrientes de retorno considerando los siguientes aspectos:

Efectos eléctricos derivados de las conexiones MRT, con otros sistemas normales y conexión de motores y generadores a un sistema MRT.

Normas de seguridad para personas y animales, considerando potencial máximo de puesta de tierra, corrientes máximas de falla, limitación de interferencias durante fallas.

Por lo mencionado, y porque consideramos prioritario la conservación de la salud de la población y la conservación de la calidad del servicio eléctrico, proponemos el sistema eléctrico con neutro corrido.

Análisis del Supervisor VAD: Debido a que el SEM tiene características particulares de eficiencia en las redes MT, se da por aceptada la propuesta del Consultor VAD de incluir el neutro corrido a las redes de MT.

Observación 8: El Consultor VAD deberá considerar puestas a tierra-PT en las estructuras de LP y RP tipo envolvente, con conductor de bajada y un anillo en la base del poste con conductor de acero cobreado (tipo cooperweld) y sin varilla de PT, el cual tiene un costo menor respecto a la alternativa con conductor de cobre. Adicionalmente se obtendría una solución frente al continuo incremento del hurto de conductores de Cu (de líneas y de bajada de PT) en las empresas de distribución.

Respuesta del Consultor: Para el Sistema Eléctrico Modelo propuesto, no se considera el conductor de acero cobreado (tipo cooperweld), debido a que con la tecnología propuesta de los postes de CAC, el conductor de Cu baja por el interior del mismo y están totalmente garantizadas tanto ante el posible hurto y en su operatividad correspondiente garantizando la operación óptima del sistema eléctrico. Cabe mencionar que en la zona de estudio (rural y urbano rural), dado al desconocimiento de la población y de los transeúntes (pastores y agricultores) de la importancia de este conductor tienen la tendencia a romperlo y/o extraer este conductor de bajada a PAT mientras este expuesto o se encuentre en el exterior de la superficie de los postes; ante este conocimiento representa un generar un peligro al considerar tecnologías que atenta contra la operatividad del sistema eléctrico y contra la seguridad de las personas. Frente a lo descrito, cabe manifestar que la vida de las personas no tiene precio, y la calidad del servicio eléctrico debe encontrarse dentro de los rangos tolerables indicados en las NTCSE.

Análisis del Supervisor VAD: El Consultor VAD no demuestra mediante una evaluación técnica-económica la conveniencia de utilizar puestas a tierras en LP y RP con conductores de cobre en vez de la alternativa de acero cobreado (cooperweld). Por lo motivos expuestos, la observación se considera no superada.

Observación 9: El Consultor VAD deberá optimizar las redes de MT mediante la reducción de los kilómetros redes trifásicas e incrementando los kilómetros de redes 1φ-MRT, debido a que las demandas del SEM lo permite y alimentado las cargas 3φ mediante los conversores de fase

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1φ/3φ estáticos. Por lo descrito anteriormente, deberá optimizar las redes de MT, mediante el uso intensivo de las redes 1φ-MRT con una corriente máxima de 15A permitidos.

Respuesta del Consultor: Dentro del proceso de optimización del Sistema Eléctrico, se ha considerado las cargas finales calculadas, y basado en las dimensiones de las cargas se ha reconfigurado los sistemas eléctricos 1f, 2f y 3f, obteniéndose los siguientes resultados:

En muchos casos, como en el sistema eléctrico Junín el empleo de redes trifásicas obedece al criterio de balance de las cargas, en el caso de Junín, este sistema representa más del 60% de la demanda del SEM. Concerniente al empleo de convertidores de fase, a fin de prescindir de redes de MT trifásicas, para suministrar potencia trifásica a clientes en MT, de acuerdo al análisis del consultor, esta alternativa no es posible, ya que el SEM debe ser adapto a la demanda, sin la posibilidad de imponer a los clientes el usos de estos elementos, en virtud de que el empleo de convertidores implicaría mayores costos, debido a que estos clientes poseen infraestructura existente necesaria para su producción, que comprometería a una remodelación, por lo cual no bastaría con la adquisición de un único convertidor por cliente, asimismo no sería posible garantizar que la producción de estos clientes seguiría siendo igual de eficiente que con suministros trifásicos. A continuación se presenta las principales desventajas de estos convertidores. Los Convertidores de Fase no producen potencia trifásica continua. Durante el encendido del motor, el convertidor de fase produce una tercera línea de alimentación para el motor. Así, el motor durante el arranque sí recibe potencia trifásica. Una vez que arrancó y esta rotando a velocidad máxima, el convertidor deja de proveer potencia trifásica al motor y solo provee potencia monofásica normal de línea. Con la pérdida de dos fases viene la pérdida de HP. Aunque el motor mantiene la rotación, si la carga aplicada es mayor que los 2/3 de la carga HP de placa del fabricante, este se puede detener bruscamente y se sobrecalentara. Durante un periodo de tiempo el motor se volverá muy desbalanceado y eventualmente se quemará. Los convertidores de Fase Estáticos solo trabajarán con cargas simples de motor. No pueden operar con ningún equipo que requiera potencia trifásica real. Algunos ejemplos de estos tipos de carga son:

Máquinas CNC Soldadoras Moldeadoras por Inyección Cargadores de Batería Fuentes de alimentación UPS (unidad de Alimentación ininterrumpida)

Por lo expuesto dichos elementos no son los más adecuados para garantizar la calidad de energía, y atentaría con la producción, que a futuro devendría en mayores costos y pérdidas.


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Observación 10: Las demandas utilizadas por el Consultor VAD para el flujo de carga, no corresponden a las demandas del SEM consignado en los Formatos VII-B y VII-D, según lo siguiente:

Cuadro Nº 5: Comparación del Total de Ingreso MT – año 2013 (kW) Total de Ingreso MT proyectado al año 2013 (kW) Consultor VAD Formato VII-B Formato VII-D Descripción

(1) y C Real (2) Optimizado (3) SE Shelby-Vicco 287,9 229,5

SE Esmelter 336,8 270,9

SE Junín 1043,8 892,8

Total (kW) 1 668 1 393 1 170 Variación (%) 20% 43%

Donde: (1) Demanda del año 2 013 utilizada por el Consultor VAD para realizar el flujo de carga (Item 5.3.3.1-a.1). (2) Demanda proyectada para el año 2 013 del SEM real con una tasa de crecimiento-TC de 2,11% (3) Demanda proyectada para el 2 013 presentada por el Consultor VAD en su Formato VII-D con una TC de 2,11%

El Consultor VAD debe considerar las demandas por SED proyectadas al año 2013 del cuadro del ítem 5.1.4.1 más la demanda de AP y las pérdidas del SEM optimizado. Asimismo el Consultor VAD no debe considerar las demandas de las localidades pertenecientes al Sistema Eléctrico Rural Junín II Etapa.

Respuesta del Consultor: Se han realizado las correcciones correspondientes.


Observación 11: El Consultor VAD, para el sistema de 13,2/7,62 kV, propone en su Informe Final el uso de aisladores tipo pin ANSI 56-3 y para las cadenas de aisladores el uso de tres (3) unidades del aislador tipo suspensión ANSI 52-3; dicho aislamiento corresponde a instalaciones en 22,9/13,2 kV y para una altitud mayor de 4000 msnm. El Consultor deberá replantear el aislamiento propuesto debido a que el sistema actual de Junín de 13,2 kV, tiene un aislamiento mucho menor al propuesto por el Consultor.

Respuesta del Consultor: En el Informe final Definitivo se adjuntan los sustentos técnicos y justificativos de la utilización de los aisladores 56-3 y 52-3 (03 unidades) únicamente en las cadenas que sujetan directamente del poste.

Análisis del Supervisor VAD: Se reitera la observación.

33..33 DDEETTEERRMMIINNAACCIIÓÓNN DDEE LLOOSS CCOOSSTTOOSS EESSTTÁÁNNDDAARREESS DDEE IINNVVEERRSSIIÓÓNN DDEE LLAASS IINNSSTTAALLAACCIIOONNEESS EELLÉÉCCTTRRIICCAASS

Observación 12: El Consultor VAD deberá incluir los costos estándares de inversión que corresponde al levantamiento de observaciones del ítem 5.2 “Definición de la Tecnología Adaptada y Diseños de las Instalaciones Eléctricas” e ítem 5.4 “Optimización Técnico Económica de las Instalaciones Eléctricas”, señaladas en el presente informe.

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Respuesta del Consultor: Se han realizado las correcciones correspondientes, de acuerdo a los resultados obtenidos, en la definición de la tecnología adaptada.

Análisis del Supervisor VAD: La observación se considera no superada, debido a que no absolvió la totalidad de las observaciones de los ítems “Definición de la Tecnología Adaptada y Diseños de las Instalaciones Eléctricas” y “Optimización Técnica Económica de las Instalaciones Eléctricas”.

33..44 OOPPTTIIMMIIZZAACCIIÓÓNN TTÉÉCCNNIICCAA EECCOONNÓÓMMIICCAA DDEE LLAASS IINNSSTTAALLAACCIIOONNEESS EELLÉÉCCTTRRIICCAASS

Observación 13: El Consultor VAD deberá optimizar el número de equipos de seccionamiento considerados para la empresa modelo, además no debe considerar la protección que tienen las celdas de salida de los circuitos que alimentan el sistema eléctrico, ya que está incluida en el sistema de transmisión secundaria. Asimismo, no se debe considerar la protección para las líneas del SER Junín, ni su estadística de fallas ya que estos no corresponden a los valores de un sistema gestionado en forma eficiente. Por otro lado, el Consultor es incoherente en sus criterios ya que en el ítem 5.7.2 considera indicadores SAIFI y SAIDI altos para los alimentadores que están en la misma ciudad de Junín, con escasas salidas por descargas atmosféricas y tiempo de reposición del servicio menor. En cuanto al número de pararrayos propuesto por el Consultor VAD de 3 unidades por km de línea en MT (= 310 und.), dicho criterio corresponde para cargas con requisitos especiales de calidad de suministro, que no son aplicables a instalaciones para localidades rurales de la empresa modelo. Por tal motivo, el Consultor deberá corregir la cantidad de pararrayos propuesto. Ver Anexo № 2.

Respuesta del Consultor: Se ha elaborado una metodología para evaluar índices esperados de confiabilidad en el sistema eléctrico modelo, tanto en las redes de media tensión, que operan de forma radial, así como en las otras etapas de SEM. La evaluación se basa en la clasificación y determinación de estados de los diferentes elementos componentes de la red, al considerar fallas eficientes en cada elemento del SEA, con los cuales se tienen los siguientes resultados.

Índices de Calidad de Suministro al Cliente Equipos de Protección - ADAPTADO

SAIFI SAIDI ALIMENTADOR

[interrup/año] [horas/año]

SFR Tramos

1f

SFR Tramos

2f

SFR Tramos

3f

TOTAL EQUIPOS MT

Adaptado A4962 0.46 1.3 2 1 0 3 A4963 0.46 1.5 0 0 1 1 A4971 0.67 2.1 0 0 2 2 A4972 0.51 1.3 2 0 0 2 A4705 2.82 10.8 0 0 4 4 A4706 0.91 2.1 1 0 1 2 A4707 0.13 0.3 1 0 0 1

Promedio 6.0 19.4 6 1 8 15 Índices semestrales 2.98 9.68

El cuadro anterior muestra los indicadores de calidad, de lo cual cabe destacar que los alimentadores de Junín presentan indicadores más elevados, en concordancia con el

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número de clientes servidos, ya que los alimentadores A-4705, A-4706, A-4707 suministran a las del 65% de clientes de la empresa modelo.

Análisis del Supervisor VAD: El Consultor considera 235 estructuras con pararrayos los cuales son excesivos para el SEM; el Supervisor plantea 107 estructuras con pararrayos. Por lo que la observación no queda superada.

Observación 14: En el ítem 3.5.2.8.1 “Cálculo de las potencias adaptadas de las SED”, el Consultor VAD todavía considera el número de usuarios proyectados para determinar la demanda del servicio particular, la misma que deberá ser corregida por el número de clientes del año 2008.

Respuesta del Consultor: La presente observación fue tomada en consideración desde la presentación del Tercer Informe VAD ST04, en el cual se corrigió el número de usuarios proyectados, manteniendo constante la cantidad de usuarios en todo el periodo de análisis.


Observación 15: Las pérdidas en los accesorios de las luminarias considerados por el Consultor (5 W y 0,7 W para lámparas de 50W y 70W respectivamente) no corresponden a las características reales de los equipos, por lo que el Consultor deberá corregirlas a lo siguiente:

Cuadro Nº 6: Detalle de lámparas de 70 y 50W. Pot. Lámpara (W) Pot. Accesorios (W)(1) Pérdidas Red de AP (%)(2) Pot. Total Lum. (W)

50 9,5 0,51% 59,81 70 11 0,27% 81,22

Donde: (1) Potencia de accesorios obtenida del programa Calculux 7.0 de Philips (2) Porcentaje de pérdidas en las redes de AP obtenidas del promedio de pérdidas en redes de AP de las muestras seleccionadas por el Consultor VAD para cada zona.

Además, el cálculo de luminarias para la zona concentrada lo debe realizar para los 4 249 clientes (según Cuadro de Resultados de la caracterización de la carga del SEM del ítem 5.1.4.2), y el metrado total de AP no debe ser igual al metrado de BT, considerar el número de luminarias por el vano promedio en zona concentrada.

Respuesta del Consultor: Se tomado en consideración la observación, los resultados de los componentes del AP se presentan a continuación (el numero de luminarias resulta de la metodología del factor KAP=7.4 kWh/mes-usuario, y del 6285 usuario)

Componentes de Alumbrado Público


Concentrado LU07002 Luminaria con Lámpara de 70W Vapor de Sodio (Pastoral Metálico, 1,5 m x 1,5" de Diámetro 1104

Disperso LU05002 Luminaria con Lámpara de 50W Vapor de Sodio (Pastoral Metálico, 1,5 m x 1,5" de Diámetro 574

TOTAL 1678

Concentrado FC001 Equipo de Control AP compuesto por Fotocélula y Contactor 23

15



Componentes de Alumbrado Público


Disperso FC001 Equipo de Control AP compuesto por Fotocélula y Contactor 44

TOTAL 67


Observación 16: El Consultor VAD debe realizar la optimización de las redes de baja tensión considerando la máxima caída de tensión (7,5%) permitida por la NTCSER para el SEM. Además debe recalcular el metrado de la red trifásica, ya que según el modelo planteado sólo tiene un cliente trifásico por SED, sin embargo el metrado presentado se ha elaborado considerando cuatro circuitos trifásicos. El Consultor está obteniendo los siguientes resultados de su optimización: Zona Concentrada:

Cuadro Nº 7: Resultados para zona concentrada propuesto por el Consultor VAD Red Baja Tensión (km) Resultados kVA SED Configuración 1x16+16/25 2x16+16/25 2x25+16/25 3x16+16/P25 3x25+16/25 ∆ V (%) d P (%)

50 440/220 1,36 1,404 0 0 0 3,38% 2,38% 75 380/220 1,020 0,352 0 0,688 0,704 4,33% 3,12%

Zona Dispersa: Cuadro Nº 8: Resultados para zona concentrada propuesto por el Consultor VAD

Para un Circuito Tipo de Conductor 2x16+16/25 1x16+16/25

SED kVA (x) (y)

Porc. Cond. 2x16+16/25 K=x/(x+y)

∆ V (%) % de Pérdidas

E419009 25 403 720 36% 3,87% 3,15% E419117 10 297 697 30% 2,53% 2,63% E419118 5 236 579 29% 3,05% 2,41% E414453 10 217 538 29% 1,33% 1,18%

De los cuadros anteriores se observa que el Consultor VAD no ha optimizado eficientemente las redes de baja tensión, al considerar conductores de mayor sección donde no se requiere, ya que las máximas caídas de tensión están entre un 84% y 58% por debajo de las permitidas por la NTCSER. El Consultor VAD debe optimizar eficientemente las redes de baja tensión y tomar en consideración las observaciones anteriores con respecto a la demanda unitaria típica y a la potencia total de las luminarias. Finalmente el Consultor VAD debe considerar agrupaciones de SED en función de evaluaciones técnicas y económicas. Se observa que el Consultor VAD tiene un porcentaje mayor de conductores trifásicos, lo cual no es coherente con el mercado eléctrico de la empresa modelo. Por lo señalado, el Consultor VAD debe aumentar el porcentaje de conductores de sección 1x16 mm2, optimizando técnicamente su uso.

Respuesta del Consultor: El consultor VAD ha realizado una optimización de las instalaciones de baja tensión, teniendo en cuenta el criterio de mínimo costo y eficiencia técnica. En tal sentido no es posible establecer calibres de conductores sólo con el criterio de máxima caída de tensión (<=7.5%), sin antes analizar sus implicancias en el incremento de costos por pérdidas de energía. A continuación se ilustra como las pérdidas de energía van en incremento cuando

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se reduce la inversión en infraestructura y viceversa, por lo cual se necesario encontrar un punto óptimo.

% Pérdidas

CostoTotalInversión

Costo de Pérdidas

Óptimo

Costo Total

Costo de Reducción Pérdidas

A continuación se presenta el análisis económico, entre la alternativa seleccionada para la zona concentrada y una variación de esta reduciendo calibres de conductores y amentando la caída de tensión.

Alt. kVA SED Configuración Nº Maz. Nº Circuitos MD (kW) 1x16+16/25 2x16+16/25 2x25+16/25 d V (%) d P (%)04 (1) 37.5 440/220 16.0 04.0 34.0 2.06 0.704 0 2.88% 2.02%04 (2) 37.5 440/220 16.0 04.0 34.0 2.764 0 0 6.93% 5.63%

Resumen de Resultados TécnicosTransformadores Monofásico PérdidasRed Baja Tensión (km)

Alternativa 04 (1): Propuesta por el consultor. Alternativa 04 (2): Reduciendo calibres de los conductores y aumentando la caída de tensión.

Características de la Alternativa Seleccionada Descripción Alt. Nº4 Manzanas 16 Nº Clientes por Manzana 12 Nº Clientes 192 MD SP (kW) 30.08 MD-SP por Manzana (kW) 1.88 Demanda por Frente (kW) 0.47 Luminarias AP 48 MD/Lámpara (kW) 81.22 MD AP (kW) 3.947 MD Total (AP+SP) (kW) 34.027 Factor de Utilización 0.9 Factor de Potencia SP 0.9 Factor de Potencia AP 0.9 Potencia Total (kVA) 42.01 Potencia SED (kVA) 37.5

Análisis Económico de las Alternativas

Alternativas Descripción Alt. Nº4 (1) Alt. Nº4 (2)

I. Costos de la Red de Baja Tensión Red Aérea SP+AP ( 1x16+16/25) - km 2.06 2.764 Red Aérea SP+AP ( 2x16+16/25) - km 0.704 0 Red Aérea SP+AP ( 2x25+16/25) - km 0 0 Inversión Total (S/.) 59 179.20 58 056.84 II. Costos de la Subestación Tipo de SED Monofásico Monofásico

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Análisis Económico de las Alternativas Alternativas Descripción

Alt. Nº4 (1) Alt. Nº4 (2) Costo de la SED (S/.) 8 557.95 8 557.95 III. Costos de Mantenimiento Costo Mantenimiento (S/.-año) 677.37 666.15 IV. Costos de Pérdidas Anuales Porcentaje de Pérdidas (%DP) 2.02% 5.63% Factor de Pérdidas (F.P) 0.25 0.25 Máxima Demanda (kW) 34.03 34.03 Número de Horas - MD 2190 2190 Energía Total Perdida (kWh) 1506.48 4196.66 Costo unitario (s/./kWh) 0.2607 0.2607 Costo anual de Energía Perdida (S/.) 392.74 1094.07

Resumen del Costo Anualizado por Unidad de Potencia

Alternativas Descripción Alt. Nº4 (1) Alt. Nº4 (2)

I. Costos de la Red de Baja Tensión Inversión Total (S/.) 59 179.20 58 056.84 Tasa de Actualización Anual (%) 12% 12% Periodo de Evaluación 30 30 Anualidad (S/.) 7 346.72 7 207.39 S/./kW 215.91 211.82 II. Costos de la Subestación Inversión Total (S/.) 8 557.95 8 557.95 Tasa de Actualización Anual (%) 12% 12% Periodo de Evaluación 30 30 Anualidad (S/.) 1 062.42 1 062.42 S/./kW 31.22 31.22 III. Costos de Mantenimiento Costo Mantenimiento (S/.-año) 677.37 666.15 S/./kW 19.91 19.58 IV. Costos de Pérdidas Anuales Costo anual de Energía Perdida (S/.) 392.74 1094.07 S/./kW 11.54 32.15 Costo Anual Inversión + Oper. (S/./kW) 278.58 294.77 SED (kVA) 37.5 kVA 37.5 kVA Factores de Uso 1.01 1.01

Costo de Inversión Óptimo VS Pérdidas de Energía Alternativas

Descripción Alt. Nº4 (1) Alt. Nº4 (2) I. Costos Total de la Red de Baja Tensión Inversión Total (S/.) 68 415 67 281 Tasa de Actualización Anual (%) 12% 12% Periodo de Evaluación 30 30 Costo Anualizado (S/.) 8 493.23 8 352.50 II. Costos de Pérdidas Anuales Porcentaje Caída de tensión (%DV) 2.88% 6.93% Porcentaje de Pérdidas (%DP) 2.02% 5.63% Costo anual de Energía Perdida (S/.) 392.74 1 094.07

18



0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

Alt. Nº4 (1) Alt. Nº4 (2)

S/. /

kW

Costos v.s. Alternativa

II. Costos de la Subestación

III. Costos de Mantenimiento

IV. Costos de Pérdidas Anuales

I. Costos de la Red de Baja Tensión

270.00

275.00

280.00

285.00

290.00

295.00

300.00

Alt. Nº4 (1) Alt. Nº4 (2)

S/. /

kW

Gráfico Comparativo - S/ ./ kW

Costo Anual Inversión + Oper. (S/ ./kW)

Se concluye que el costo anual por pérdidas de energía supera, el costo de inversión anualizado con el fin de reducir estas pérdidas.

Se ha recalculado el metrado de la red trifásica de acuerdo a la observación. El la optimización de la zona concentrada se ha realizado, con el criterio de agrupación de SED, previo análisis del radio optimo del transformador, inversión en MT, SED y BT.

Y para la zona dispersa se ha considerado la ubicación actual de las SED, salvo casos donde era posible hacer agrupaciones como en la localidad de Ondores donde se optimizó a una única SED de 37.5 kVA.


33..55 OOPPTTIIMMIIZZAACCIIÓÓNN DDEE LLAASS IINNSSTTAALLAACCIIOONNEESS NNOO EELLÉÉCCTTRRIICCAASS

Observación 17: El Consultor VAD deberá hacer una revisión más detallada de los análisis de costos de VNR no eléctrico asignado a la empresa modelo, teniendo en cuenta que los criterios y modelos desarrollados deben ser mas exigentes a los adoptados en la regulación anterior. A modo de referencia se adjunta una tabla de indicadores de costos propuesto por el consultor VAD versus los reconocidos en la regulación del 2005.

Se observa que el ratio del valor de las instalaciones no eléctricas respecto al total del VNR, resulta en el caso de la propuesta del Consultor VAD, 73 % por encima del ratio comprobado en la regulación anterior.

Respuesta del Consultor: Al diseñar la empresa modelo, también se definieron las instalaciones no eléctricas óptimas adaptadas del SEM, está directamente relacionado con el diseño de la organización y de los recursos correspondientes a la Empresa Modelo. Se consideraron los siguientes bienes:

Terrenos y Oficinas perteneciente a la Sede Central y Oficinas Comerciales, definidos para una organización y funcionamiento óptimo;

Vehículos necesarios para su funcionamiento y traslado del personal de supervisión y del personal directamente involucrado en las actividades de operación, mantenimiento y comercial.

También se considera como activos las instalaciones y Equipos de Informática y Comunicaciones, las Herramientas y Equipos e Instrumentos para la realización de las tareas de campo, equipo de radio para el personal de oficina y campo.

Para la valorización de las inversiones no eléctricas (INE) se ha seguido el siguiente procedimiento:

19



Se definió el área del terreno y el área construido para el servicio eléctrico Junín con base al número de personas establecidas en la Sede (04), valorizados con base a costos por m2 para terrenos y construcciones en la Zona.

En cuanto a los vehículos se considero 01 camioneta 4x2 para apoyo a la labor del personal.

Se efectuó un listado valorizado de todo el equipamiento pertinente para el funcionamiento de las oficinas del servicio Eléctrico Junín, muebles, computadoras e impresoras, equipos de radio, herramientas, etc, el listado se adjunta en el cuadro.

1.- Terrenos y Oficinas En el caso de las oficinas, se definió la superficie óptima considerando a tal efecto, el valor estándar de metros cuadrados por empleado.. Se tomo en consideración los montos que figuran en los Activos Fijos a nivel de Empresa que nos alcanzaron la Empresa Concesionaria, y particularmente de la región del SEM. A continuación se muestran los valores mencionados, También se exponen los valores medios de superficie por puesto de trabajo:

Personas Área Total

M2 Costo Unit.

US$ TOTAL

US$ Terreno 4 433.12 9.31 4,032.35 Sede Junín Construcción 4 433.12 67.09 29,058.02

Total 33,090.37 NOTA: Los valores de m2/empl_mes son de 4 trabajadores que se ha optimizado de acuerdo al Manual de Organización y Funciones de la Empresa Concesionaria (MOF).

2.- Vehículos Los costos de inversión y cantidades de los diferentes tipos de vehículos utilizados para movilidad del personal de supervisión, Oficinas Comerciales y otras actividades del Servicio Eléctrico Modelo (SEM), son los siguientes:

Cantidad Costo Unitario US $

Total US $

Camioneta doble cabina marca Nissan 01 21,867.48 21,867.48 Total 21,867.48 21,867.48

Los costos unitarios de cada tipo de vehículo son aquellos costos eficientes de compra. Los costos totales de la empresa son asignados al SEM en forma proporcional al VNR eléctrico, A los fines de determinar la cantidad de vehículos necesarios se utilizaron referencias estándar internacionales de vehículos por número de empleados y los criterios que se citan a continuación:

Supervisores o Jefe: se les asigna un vehículo de acuerdo a la cantidad de Clientes. 3.- Equipos, Herramientas y Otros En relación a los equipos, sistemas, software, muebles y útiles, etc., se definieron las cantidades necesarias en el diseño de la empresa de referencia y se utilizaron los precios de compra reales, los cuales resultan representativos de los valores del mercado. Fueron considerados los siguientes criterios:

Sistemas (hard): componentes de hardware de los sistemas de gestión, sin incluir las computadoras personales.

Sistemas (softs): aquellos software de gestión de las actividades de la distribuidora. Sistema de líneas telefónicas rotativas para la atención a los usuarios del servicio de energía eléctrica de la distribuidora.

PCs: Computadoras personales, incluyendo hardware y software de cada una. Se considera una PC para SEM.

Muebles y Enseres: Se considera el equipamiento móvil de la oficina, escritorios, bibliotecas, sillas, etc., y los útiles de oficina.

Equipos y Herramientas: considera aquellos equipos y herramientas de laboratorio, medición y operación, que no hayan sido incluidos en los costos directos de las actividades de operación y mantenimiento.

20



En base a lo expuesto, se calculan los siguientes costos totales de inversión para cada ítem:

Cantidad Costo Unitario US $

Total US $

PC´s + Impresora 02 1,025.52 2,051.04 Muebles y Enseres 27 1,520.52

Equipos y herramientas 17 6,372.02 Equipos de Comunicación 6 935.65

Total 10,879.23 Los costos totales de la empresa son asignados al SEM en forma proporcional al VNR eléctrico del mismo. El resumen del VNR de las instalaciones no eléctricas es el siguiente:

RESUMEN DEL VNR NO ELECTRICO Descripción Total

Terrenos y Oficinas 33,090.37 Vehículo 21,867.48 Equipos, Herramientas y Otros 10,879.23

Total 65,837.08 La relación VNR no eléctrico / VNR eléctrico modelo resulta en 3,4 %


33..66 EESSTTÁÁNNDDAARR DDEE CCAALLIIDDAADD DDEE SSEERRVVIICCIIOO EELLÉÉCCTTRRIICCOO

Observación 18: En el ítem 3.7.2 "Calidad de suministro eléctrico", el Consultor VAD deberá detallar el cálculo de las tasas eficientes de falla. Asimismo el tiempo medio de salida de servicio, deberá considerar el uso del seccionador fusible reconectador-SFR, y se deberá diferenciar por las distancias hasta el centro de operaciones de la empresa, puesto que en el ítem 5.7.2 se presentan altos índices para la ciudad de Junín, la misma que no presenta problemas de acceso ni de descargas eléctricas, puesto que las líneas urbanas se encuentran apantalladas por casas, edificios y antenas existentes, reponiéndose el servicio mucho más rápido. Por lo tanto, el Consultor VAD deberá corregir los indicadores SAIFI y SAIDI obtenidos para la empresa modelo optimizada.

Respuesta del Consultor: Se ha elaborado una metodología para evaluar índices esperados de confiabilidad en el sistema eléctrico modelo, tanto en las redes de media tensión, que operan de forma radial, así como en las otras etapas de SEM. La evaluación se basa en la clasificación y determinación de estados de los diferentes elementos componentes de la red, al considerar fallas eficientes en cada elemento del SEA, con los cuales se tienen los siguientes resultados.

Índices de Calidad de Suministro al Cliente Equipos de Protección - ADAPTADO

SAIFI SAIDI ALIMENTADOR

[interrup/año] [horas/año]

SFR Tramos

1f

SFR Tramos

2f

SFR Tramos

3f

TOTAL EQUIPOS

MT Adaptado

A4962 0.46 1.3 2 1 0 3 A4963 0.46 1.5 0 0 1 1 A4971 0.67 2.1 0 0 2 2 A4972 0.51 1.3 2 0 0 2 A4705 2.82 10.8 0 0 4 4 A4706 0.91 2.1 1 0 1 2 A4707 0.13 0.3 1 0 0 1

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Promedio 6.0 19.4 6 1 8 15 Índices semestrales 2.98 9.68

El cuadro anterior muestra los indicadores de calidad, de lo cual cabe destacar que los alimentadores de Junín presentan indicadores más elevados, en concordancia con el número de clientes servidos, ya que los alimentadores A-4705, A-4706, A-4707 suministran a las del 65% de clientes de la empresa modelo. Siendo los índices SAIDI y SAIFI directamente proporcional al número de clientes afectados por la falla, e inversamente proporcional al Número de Clientes totales, por lo tanto para Junín es natural encontrar índices de falla más elevados ya que representa más del 65 % de clientes de SEM.


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

Respuesta del Consultor: La empresa Modelo está estructurada y dimensionada con personal propio y tercero, asimismo con instalaciones eléctricas y no eléctricas que permitan cumplir con la Norma de Calidad del Servicio Comercial. Del mismo modo, en el rubro de las actividades comerciales consideradas dentro de la empresa modelo se han incluido todos los recursos necesarios para todas las actividades que tiene que realizar una empresa de distribución eléctrica. De acuerdo a la Norma Técnica de calidad del Servicio Comercial se evalúa sobre tres aspectos, los mismos que solo son de aplicación en las actividades de distribución de la energía eléctrica:

Trato al Cliente La empresa modelo brindará al cliente un trato razonable, satisfactorio y sin demoras prolongadas o excesivas a sus solicitudes y reclamos. Respecto a los indicadores de la Calidad de Servicio Comercial, en todos los casos, los indicadores son Plazos Máximos fijados por el OSINERGMIN a la empresa para el cumplimiento de sus obligaciones. Las sub actividades la calidad del Trato al Cliente son:

Solicitudes de Nuevos Suministros o Ampliación de Potencia Contratada; Reconexiones; Opciones Tarifarias; Reclamos por errores de medición/facturación; Otros. (Reclamos que requieren respuesta dentro de los 30 días calendarios).

Medios a disposición del Cliente: La empresa modelo deberá garantizar que se brinde al Cliente una atención satisfactoria y le proporcione toda la información necesaria, de una manera clara, sobre todos los trámites que el Cliente puede realizar ante la empresa y la Autoridad, así como los derechos y obligaciones del Cliente y empresa. Los medios de atención disponibles del cliente son:

Facturas; Registro de reclamos; Centros de atención telefónica/fax;

Precisión de medida de la energía facturada. La energía facturada para un suministro, no debe incluir errores de medida que excedan los límites de precisión establecidos por norma para los instrumentos de medida de tales suministros.

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El indicador sobre el que se evalúa la calidad del Servicio Comercial, en este aspecto, es el porcentaje de suministros en los que se haya verificado errores de medida superiores a los límites de precisión establecidos por norma para los instrumentos de medida de tales suministros, considerando una muestra semestral de inspección propuesta mensualmente por el Suministrador y aprobada por la Autoridad.


33..77 DDEETTEERRMMIINNAACCIIÓÓNN DDEELL BBAALLAANNCCEE DDEE EENNEERRGGÍÍAA YY PPOOTTEENNCCIIAA

Observación 20: El Consultor VAD deberá corregir los Formatos VII-B y VII-C, con respecto a las demandas de las tarifas MT3P, MT3FP, MT4P, MT4FP y BT4FP, así como los factores de carga de las tarifas BT5C y BT5B, tal como se presentó en el Formato VII-D. Con el levantamiento de la presente observación, el Consultor VAD determinará correctamente las pérdidas no estándar en los Formatos VII-B y VII-C.

Respuesta del Consultor: Se han realizado las correcciones correspondientes.

Análisis del Supervisor VAD: La observación se considera absuelta

Observación 21: El Consultor VAD debe incluir en el Formato Vll-D en el rubro Otros, las pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas. Este valor puede considerarse el 40% de las pérdidas no estándar determinadas en el Formato Vll-C.

Respuesta del Consultor: La presente observación no es consistente ya que el formato VII-D, es el balance del SEA, con ventas y pérdidas eficientes, por lo que no debe existir pérdidas no reconocidas (otros), ya que el sistema adaptado a la demanda opera eficientemente.

Análisis del Supervisor VAD: Se reitera la observación, el Consultor VAD no incluye en el Formato Vll-D en el rubro Otros, las pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas.

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

Respuesta del Consultor: Se han realizado las revisiones correspondientes.

Análisis del Supervisor VAD: La observación se considera absuelta.

33..88 DDEETTEERRMMIINNAACCIIÓÓNN DDEE LLAASS PPÉÉRRDDIIDDAASS EESSTTÁÁNNDDAARR DDEE EENNEERRGGÍÍAA YY PPOOTTEENNCCIIAA

Observación 23: El Consultor VAD debe realizar el flujo de carga según lo planteado en la observación 10 y recalcular las pérdidas de potencia en MT. Se espera que con la observación planteada y la optimización de las redes de media tensión, el Consultor VAD esté reduciendo las pérdidas de potencia en redes de MT de 5,81% a 2%.

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Respuesta del Consultor: Se ha replanteado el flujo de potencia de MT, a las demandas de potencia optimizadas encontrando los siguientes resultados.

Energía (MWh) Potencia (kW) CONCEPTO

MWh % kW % Pérdidas Estándar en Media Tensión 57.21 1.55% 23.920 2.40%

Técnicas 57.21 1.554% 23.920 2.40%

Redes MT 26.82 0.728% 14.328 1.44% Pérdidas Técnicas en Aisladores

MT 30.39 0.825% 9.592 0.96%

No técnicas


Observación 24: Se reitera la observación referente a las pérdidas en los aisladores. El Consultor VAD considera que estas pérdidas se presentan durante 7 752 horas del año, lo cual no es exacto, debido a que los aisladores de las líneas aéreas de MT están diseñadas para que no existan corrientes de fuga en condiciones de operación normal, tal como se señalan en las especificaciones técnicas aprobadas por las normas técnicas internacionales (ANSI, IEC), dichas pérdidas solo se presentan en condiciones ambientales de humedad y/o contaminación, motivo por el cual es incorrecto considerar que dichas pérdidas se presentan en más de 10 meses al año, y considerando que sólo se atenúan por efectos del mantenimiento de la red. El Consultor VAD deberá tener en cuenta lo expuesto anteriormente y redefinir y sustentar el número de horas en que se presentan las pérdidas en los aisladores.

Respuesta del Consultor: Se han realizado las correcciones correspondientes, en cuanto al número de días en condiciones anormales de operación, de acuerdo a los reportes del SENAMHI, a continuación se presenta el cálculo de pérdidas en aisladores.

DATOS GENERALES Corriente de pérdidas en Aisladores (mA) 0.48 Tensión de Linea (kV) 13.20

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Tension fase - neutro (kV) 7.62 Pérdidas de Potencia / Aislador (V*I) (kW) 0.0037 Horas de operación en condiciones Humedas al año 3168.00 Días de lluvia al año (Reportado por el SENAMHI) 132.00 Meses con Precipitaciones - (Dato Metereológico) 4.40 Factor de Pérdidas (FP) 1.00

PÉRDIDAS EN AISLADORES PORCELANA ZONA

NIVEL DE TENSIÓN

(kV) SISTEMA

Nº DE AISLADOR

ES POR ARMADO

REDES MODELADAS ST04

(km)

VANO PROMED

IO ESTIMAD

O (km)

AISLADORES DE

PORCELANA (Und) kW kWh

7.62 (1 ø) 2 10.722 0.09 238 0.87 2.76 13.2 (2 ø) 3 2.107 0.09 70 0.26 0.81 CONCENTRADO 13.2 (3 ø) 4 7.313 0.09 325 1.19 3.77 7.62 (1 ø) 2 39.622 0.16 495 1.81 5.74 13.2 (2 ø) 3 21.840 0.16 410 1.50 4.75 DISPERSO 13.2 (3 ø) 4 43.341 0.16 1084 3.97 12.56

TOTAL 124.947 2622.00 9.59 30.39

Resultados: PORCENTAJE DE

PERDIDAS ENERGÍA POTENCIA

MT 0.83% 0.96%


33..99 OOPPTTIIMMIIZZAACCIIÓÓNN DDEE LLOOSS CCOOSSTTOOSS DDEE OOPPEERRAACCIIÓÓNN YY MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

Observación 25: Los cuadros presentados en el informe final del Consultor VAD no se indican la cantidad monetaria empleada para estos cálculos, lo que genera confusión al momento de evaluar los resultados obtenidos. El Consultor VAD deberá indicar en los cuadros desarrollados y presentados en el informe final la unidad monetaria empleada.

Respuesta del Consultor: Se acoge la observación del Supervisor VAD y se especifica las unidades monetarias utilizadas.


33..99..11 CCoossttooss ddee EExxpplloottaacciióónn TTééccnniiccaa

Observación 26: El Consultor VAD deberá eliminar las siguientes tareas de las actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones de media tensión:

Emergencias: Por no estar definida claramente la actividad, y de referirse a alguna maniobra, estaría duplicándose el costo con los cortes y reposición del servicio.

Limpieza de aisladores: Porque en el área del proyecto los aisladores se limpian con las lluvias.

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Medición de resistencia de aislamiento de la red: No es necesaria por desarrollarse indirectamente en las actividades de mantenimiento preventivo, mediante la inspección de las líneas eléctricas.

Medición de resistencia de aislamiento de equipos: No es necesaria por desarrollarse indirectamente en las actividades de mantenimiento preventivo, mediante la inspección de las líneas eléctricas

Respuesta del Consultor: De acuerdo a la observación se realizaron las siguientes acciones:

Se eliminó la actividad maniobras por emergencias por estar considerada en la actividad de corte y reposición del servicio.

No se eliminó la actividad: Limpieza de aisladores puesto que las lluvias en la zona del proyecto se presentan por temporadas, los análisis se efectúan en forma anual y es necesaria puesto que el polvo y la polución de acuerdo al nivel de altitud ocasionan daños en los aisladores.

No se eliminaron las actividades de medición de resistencia de la red y medición de resistencia de aislamiento de los equipos puesto que a criterio del consultor no se desarrollan en las inspecciones de las redes eléctricas, a continuación se detalla las actividades que desarrolla la Inspección minuciosa de redes y que no incluye las actividades indicadas:

Revisión visual minuciosa de las instalaciones de Media Tensión que incluye el de Clientes Particulares, a fin de detectar deficiencias en sus diversos componentes, tales como; aisladores rotos, crucetas rajadas ó quebradas, postes podridos con posibilidad de caída, bajadas a tierra rotas ó sustraídas, pozos de tierra sin tapa, sin varilla, sin conector, etc. retenidas sueltas, grampas robadas, cuellos muertos colgado con posibilidad de hacer un corto circuito, mal entorchado, conector flojo, empalmes defectuosos, pernos mal ajustado, vanos que requieren ajustes en su flechado, inspección de toda la ferretería, de seccionadores, pararrayo, reconectadotes y otros equipos, verificación de distancias mínimas de seguridad a edificaciones, árboles, de los conductores a los pastorales, entre fases, de fases a masa, altura del conductor al suelo, etc. identificar las invasiones de la franja de servidumbre y de la construcción de predios, presencia de hierbas en la base del poste, retenidas – pozos a tierra, etc. etc..

La inspección se realizará a lo largo de todo el alimentador caminado utilizando formato diseñado por Electrocentro.

En esta parte de la inspección también se considerarán, las inspecciones de las subestaciones de distribución y equipos de seccionamiento que se encuentren en el trayecto del alimentador.

A su culminación presentará un informe adjuntando el resumen de las observaciones organizado por postes, retenidas, pozos a tierra, bajadas a tierra, crucetas, conductores, distancias mínimas de seguridad, etc.

Análisis del Supervisor VAD: Considerando las prácticas actuales de la empresa de distribución, se da por subsanada la observación planteada.

Observación 27: El Consultor VAD deberá eliminar las siguientes tareas de las actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones de subestaciones de distribución:

Verificación de conexionado en sistemas de medición en SED´s: Por ser innecesaria, puesto que las instalaciones se han realizado adecuadamente.

Mantenimiento de interruptor: Por estar incluida en el mantenimiento de tablero. Medición de resistencia de aislamiento de transformador: Por estar incluida en el mantenimiento integral del transformador.


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No se eliminó la actividad de Verificación de conexionado en sistemas de medición en SED´s puesto que si bien es cierto las instalaciones se han realizado adecuadamente, hay que considerar que para hacer sostenible un proyecto es necesario considerar actividades que puedan ser ejecutadas en años posteriores.

Se elimina la actividad mantenimiento de interruptor para incluirla dentro de la actividad mantenimiento de tablero.

Se elimina la actividad Medición de resistencia de aislamiento del transformador por estar incluida en el mantenimiento integral del transformador.


Observación 28: El Consultor VAD deberá eliminar las siguientes tareas de las actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones de baja tensión:

Balanceo de cargas: Debido a que esta actividad se realiza en la etapa de diseño de la red de baja tensión.

Emergencias: Por no estar definida claramente la actividad, y de referirse a alguna maniobra, estaría duplicándose el costo con los cortes y reposición del servicio.


No se eliminó la actividad Balanceo de cargas puesto que si bien es cierto que se realiza en la etapa de diseño de la red de baja, hay que considerar que para hacer sostenible un proyecto es necesario considerar actividades que puedan ser ejecutadas en años posteriores.

Se eliminó la actividad de Emergencias para evitar duplicidades.


Observación 29: El Consultor VAD deberá eliminar las siguientes tareas de las actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones de Alumbrado Público:

Mantenimiento de franja de servidumbre: Por estar incluido en el mantenimiento de la red de baja tensión.

Mantenimiento de interruptor AP: Por estar incluido en el mantenimiento de tablero de la SED.

Mantenimiento de contactor: Por estar incluido en el mantenimiento de tablero de la SED. Mantenimiento de interruptor horario: Por estar incluido en el mantenimiento de tablero de la SED.

Ajuste de lámpara: Por no requerirse, puesto que las instalaciones son diseñadas técnicamente viables.

Ajuste de conectores y ferretería: Por estar incluido en el mantenimiento de la red de baja tensión.

Retemplado de conductores: Por estar incluido en el mantenimiento de la red de baja tensión.

Retemplado de retenidas: Por estar incluido en el mantenimiento de la red de baja tensión.

Limpieza de elementos extraños en la red: Por estar incluido en el mantenimiento de la red de baja tensión.

Cambio de condensador, ignitores y reactores: Por estar incluida en el cambio de luminarias.

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Se eliminaron las siguientes actividades por duplicidad: Mantenimiento de franja de servidumbre, mantenimiento de interruptor AP, mantenimiento de contactor, mantenimiento de interruptor horario, ajuste de conectores y ferretería, retemplado de conductores, retemplado de retenidas, limpieza de elementos extraños en la red y cambio de condensador, ignitores y reactores.

No se elimina la actividad de ajuste de lámpara puesto que si bien es cierto que son diseñadas técnicamente viables, hay que considerar que para hacer sostenible un proyecto es necesario considerar actividades que puedan ser ejecutadas en años posteriores.

Análisis del Supervisor VAD: Se da por subsanada la observación planteada.

Observación 30: Se recomienda al Consultor VAD modificar los alcances y frecuencias de las siguientes tareas de las actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones de media tensión, subestaciones de distribución y baja tensión de acuerdo a lo siguiente:

Respuesta del Consultor: Se acoge los alcances y frecuencias de mantenimiento recomendados por el Supervisor VAD.


Observación 31: El Consultor VAD deberá eliminar los costos de herramientas en los análisis de costos unitarios de las actividades de operación y mantenimiento, debido a que éstos ya están incluidos en el 5% asignado en los costos de mano de obra.

Respuesta del Consultor: Se eliminó el 5% adicional para los costos de mano de obra para evitar duplicidad de costos con las herramientas utilizadas en los costos unitarios.


Observación 32:

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El Consultor VAD deberá eliminar el costo del operario en el análisis del costo unitario de inspección minuciosa (en MT, SED´s y BT), requiriéndose únicamente un capataz y oficiales los que inspeccionarán la red detenidamente, determinando las deficiencias y problemas existentes, definiendo actividades de mantenimiento a efectuar posteriormente por oficiales y peones.

Respuesta del Consultor: La actividad de Inspección minuciosa (en MT, SED´s y BT) es una actividad que de acuerdo a la información proporcionada por la empresa modelo y a criterio del consultor se requiere la participación de un capataz y un operario, siendo el último un técnico más calificado para este tipo de actividad.

Análisis del Supervisor VAD: El Supervisor VAD considera que es suficiente la participación del oficial como técnico para el desarrollo de la actividad de inspección, siendo el operario un técnico calificado para la operación de maquinarias y el capataz sería reemplazado por la supervisión directa desarrollada por la empresa modelo sobre las actividades de OyM. La observación planteada al Consultor VAD no se considera absuelta.

Observación 33: El Consultor VAD deberá eliminar el costo del capataz y operario en el análisis de costos unitarios de las siguientes actividades, por no ser necesarios estos puestos para el desarrollo de las mismas:

Mantenimiento de franja de servidumbre (en MT y BT); además deberá considerar un rendimiento de 15 km/día, teniendo en cuenta que en el área del proyecto la presencia de árboles es muy baja-

Mantenimiento de señalización (en MT, SED´s y BT); además deberá incrementar los rendimientos de u/día.

Mantenimiento de tableros (en SED´s) Mantenimiento de puesta a tierra (en MT, SED´s y BT); además deberá incrementar el rendimiento de u/día de la actividad.

Mantenimiento integral de transformador (en SED´s); además deberá incrementar de u/día a 2 u/día de la actividad.

Estas actividades pueden ser desarrolladas por equipos conformados por oficiales y peones de obra. Así mismo, deberá tener en cuenta costos de mercado existentes (ver contrato entre ELSE y GASELEC- ANEXO N° 3).

Respuesta del Consultor: De acuerdo a la información proporcionada por la empresa y la experiencia del consultor las actividades mencionadas por el Supervisor VAD requieren del Capataz (Supervisión) y del operario (Técnico calificado), dicha participación se presenta en un menor porcentaje en comparación al oficial y peón, por lo cuál no se acoge la observación. Asimismo se considera mantener los rendimientos y los costos utilizados en base a información proporcionada por la empresa.

Análisis del Supervisor VAD: El Supervisor VAD considera que es suficiente la participación del oficial como técnico para el desarrollo de las actividades indicadas, siendo el operario un técnico calificado para la operación de maquinarias y el capataz sería reemplazado por la supervisión directa desarrollada por la empresa modelo sobre las actividades de OyM. Respecto a los rendimientos planteados para las actividades mencionadas, éstos deberían de ser tomados en cuenta para no exceder los costos de mercado respecto a las actividades de OyM. La observación planteada al Consultor VAD no se considera absuelta.

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Ajuste de Conectores (en MT, SED´s y BT) Ajuste de Ferretería (en MT, SED´s y BT)

Así mismo, deberá tener en cuenta costos de mercado existentes (ver contrato entre ELSE y GASELEC- ANEXO N° 3). El Consultor VAD deberá ajustar los puntos mencionados para acercarse a los costos referenciales indicado.


Análisis del Supervisor VAD: El Supervisor VAD considera que es suficiente la participación del oficial como técnico para el desarrollo de las actividades indicadas, siendo el operario un técnico calificado para la operación de maquinarias y el capataz sería reemplazado por la supervisión directa desarrollada por la empresa modelo sobre las actividades de OyM. Así mismo, se debería de tener en cuenta los rendimientos empleados en las actividades mencionadas de forma tal que los costos por actividad no excedan los costos de mercado. La observación planteada al Consultor VAD no se considera absuelta.


Retemplado de conductores. Retemplado de retenidas (en MT y BT)




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Limpieza de transformador. Limpieza de elementos extraños en la red (en MT y BT). Limpieza de seccionadores y pararrayos (en MT)



Observación 37: El Consultor VAD deberá eliminar el costo del capataz y operario en el análisis del costo unitario de medición de resistencia de puesta a tierra ( en MT, SED´s y BT) por no ser necesarios estos puestos para el desarrollo de las mismas, además deberá incrementar el rendimiento de u/día, considerando costos de mercado para actividades de mantenimiento (ver contrato entre ELSE y GASELEC- ANEXO N° 3). El Consultor VAD deberá ajustar los puntos mencionados para acercarse a los costos referenciales indicado.

Respuesta del Consultor: De acuerdo a la información proporcionada por la empresa y la experiencia del consultor la actividad mencionada por el Supervisor VAD requiere del Capataz (Supervisión) y del operario (Técnico calificado), dicha participación se presenta en un menor porcentaje en comparación al oficial y peón, por lo cuál no se acoge la observación. Asimismo se considera mantener los rendimientos y los costos utilizados en base a información proporcionada por la empresa.



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Cambio de aisladores. Cambio de conductor. Cambio de cruceta. Cambio de fusible (en MT y SED´s) Cambio de postes.




Observación 39: El Consultor VAD deberá eliminar el costo del capataz en el análisis del costo unitario de enderezado de postes por no ser necesarios estos puestos para el desarrollo de las mismas, además deberá incrementar el rendimiento de u/día, considerando costos de mercado para actividades de mantenimiento (ver contrato entre ELSE y GASELEC- ANEXO N° 3). El Consultor VAD deberá ajustar los puntos mencionados para acercarse a los costos referenciales indicado.

Respuesta del Consultor: De acuerdo a la información proporcionada por la empresa y la experiencia del consultor la actividad mencionada por el Supervisor VAD requieren del Capataz (Supervisión), dicha participación se presenta en un menor porcentaje en comparación al oficial y peón, por lo cuál no se acoge la observación. Asimismo se considera mantener los rendimientos y los costos utilizados en base a información proporcionada por la empresa.

Análisis del Supervisor VAD: El Supervisor VAD considera que es suficiente la participación del oficial como técnico para el desarrollo de las actividades indicadas, siendo el capataz reemplazado por la supervisión directa desarrollada por la empresa modelo sobre las actividades de OyM. Así mismo, se debería de tener en cuenta los rendimientos empleados en las actividades mencionadas de forma tal que los costos por actividad no excedan los costos de mercado. La observación planteada al Consultor VAD no se considera absuelta.

Observación 40: El Consultor VAD deberá eliminar el costo del capataz y operario en el análisis del costo unitario de medición de tensión en cola por no ser necesarios estos puestos para el desarrollo de las mismas

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Observación 41: El consultor VAD deberá eliminar el costo del operario en el análisis de costos unitario de inspección nocturna de alumbrado público, por no ser necesarios este puesto para el desarrollo de esta actividad. Además deberá incrementar el rendimiento de u/día, considerando costos de mercado por actividades de mantenimiento (ver contrato entre ELSE Y GASELEC-Anexo N° 3). El Consultor VAD deberá ajustar los puntos mencionados para acercarse al costo referencial indicado.

Respuesta del Consultor: De acuerdo a la información proporcionada por la empresa y la experiencia del consultor la actividad mencionada por el Supervisor VAD requiere del operario (Técnico calificado), dicha participación se presenta en un menor porcentaje en comparación al oficial y peón, por lo cuál no se acoge la observación. Asimismo se considera mantener los rendimientos y los costos utilizados en base a información proporcionada por la empresa.

Análisis del Supervisor VAD: El Supervisor VAD considera que es suficiente la participación del oficial como técnico para el desarrollo de las actividades indicadas, siendo el operario un técnico calificado para la operación de maquinarias. Así mismo, se debería de tener en cuenta los rendimientos empleados en las actividades mencionadas de forma tal que los costos por actividad no excedan los costos de mercado. La observación planteada al Consultor VAD no se considera absuelta.

Observación 42: El Consultor VAD deberá eliminar el costo del capataz y operario, en el análisis de costos unitario de alineamiento de pastorales, por no ser necesarios estos puestos para el desarrollo de esta actividad. Además deberá incrementar el rendimiento de u/día, considerando costos de mercado para actividades de mantenimiento (ver contrato entre ELSE Y GASELEC-Anexo N° 3). El Consultor VAD deberá ajustar los puntos mencionados para acercarse al costo referencial indicado.

Respuesta del Consultor: De acuerdo a la información proporcionada por la empresa y la experiencia del consultor la actividad mencionada por el Supervisor VAD requiere del Capataz (Supervisión) y del operario (Técnico calificado), dicha participación se presenta en un menor porcentaje en comparación al oficial y peón, por lo cuál no se acoge la observación. Asimismo se

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considera mantener los rendimientos y los costos utilizados en base a información proporcionada por la empresa.


Observación 43: El Consultor VAD deberá eliminar el costo del capataz y operario, en el análisis de costos unitario de limpieza de luminaria, por no ser necesarios estos puestos para el desarrollo de esta actividad. Además deberá incrementar el rendimiento de u/día, considerando costos de mercado para actividades de mantenimiento (ver contrato entre ELSE y GASELEC-Axo N° 3). El Consultor VAD deberá ajustar los puntos mencionados para acercarse al costo referencial indicado.



Observación 44: El Consultor VAD deberá eliminar el costo del capataz y operario, en el análisis de costos unitarios de las siguientes actividades, por no ser necesarios estos puestos para el desarrollo de las mismas:

Cambio de contactor. Cambio de fotocélula. Cambio de fusible (de AP) Cambio de lámparas. Cambio de luminarias.

Así mismo, deberá tener en cuenta costos de mercado para actividades de mantenimiento (ver contrato entre ELSE Y GASELEC-Anexo N° 3). El Consultor VAD deberá ajustar los puntos mencionados para acercarse al costo referencial indicado.

Respuesta del Consultor: De acuerdo a la información proporcionada por la empresa y la experiencia del consultor la actividad mencionada por el Supervisor VAD requiere del Capataz (Supervisión) y del operario (Técnico calificado), dicha participación se presenta en un menor porcentaje en

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comparación al oficial y peón, por lo cuál no se acoge la observación. Asimismo se considera mantener los rendimientos y los costos utilizados en base a información proporcionada por la empresa.


33..99..22 CCoossttooss ddee EExxpplloottaacciióónn CCoommeerrcciiaall

Observación 45: Los costos unitarios planteados por el Consultor VAD deberán reflejar los costos de mercado existentes. Sin embargo se encuentra que éstos son superiores a los costos de mercado empleados por las empresas de distribución en sus contratos de tercerización de actividades (contrato entre ELSE y GASELEC – Anexo N° 3). El consultor VAD definió para las actividades de comercialización cotos unitarios elevados respecto a los costos de mercado. El Consultor VAD deberá tomar como referencia los costos unitarios de mercado resumidos en el cuadro N° 7.

Cuadro N° 7: Comparación de costos unitarios de actividades de comercialización

Actividad Costos Consultor VAD

Costos Referenciales (*)

Reparto de recibo cliente mayor 1.216 S/./unidad 1.50 S/./unidadReparto de recibo cliente menor 0.689 S/./unidad 0.42 S/./unidadLectura de medidor cliente mayor 3.367 S/./unidad 2.50 S/./unidadLectura de medidor cliente menor 0.690 S/./unidad 0.50 S/./unidadCobranza de recibo y transporte de efectivo 0.557 S/./unidad 0.42 S/./unidad(*) Costos unitarios tomados de contratos con terceros y la empresa ELSE

Respuesta del Consultor: Respecto a los costos de actividades comerciales, en el Anexo 3 el OSINERGMIN no muestra el contrato de tercerización de actividades como indica este, solo muestra un cuadro de propuesta económica del Consorcio “GASELEC-ICEMA –PROCIEL”, se debe diferenciar entre un contrato y una propuesta económica. Asimismo en el Cuadro N° 7, muestra costos de actividades que no corresponden a los utilizados por el Consultor en el informe final. Por lo expuesto, no corresponde efectuar modificaciones a los costos unitarios de actividades de comercialización planteadas en la propuesta final, lo mismos que se muestran en el siguiente cuadro:

Actividad Costos

Consultor VAD S/./unidad

Reparto de recibo cliente mayor 0,720 Reparto de recibo cliente menor 0,450 Lectura de medidor cliente mayor 3,000 Lectura de medidor cliente menor 0,600 Cobranza de recibo y transporte de efectivo 0,500

Análisis del Supervisor VAD: Se considera válido el criterio del Consultor VAD, por lo tanto, la observación queda subsanada.

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33..1100 OOPPTTIIMMIIZZAACCIIÓÓNN DDEE LLOOSS CCOOSSTTOOSS IINNDDIIRREECCTTOOSS

Observación 46: Respecto a las remuneraciones, la propuesta del Consultor VAD no se basa en estudios de remuneraciones del mercado local en el sector típico es estudio. Consideramos que la mejor aproximación es tomar como referencia las remuneraciones básicas que efectivamente vienen pagando las empresas distribuidoras del sector, lo cual debe ser evaluado por el Consultor VAD. Como referencia, se indica las remuneraciones básicas de las empresas del sector, disponibles en FONAFE.

Consideramos que se debe tomar el valor de la mediana de las remuneraciones de las empresas distribuidoras señaladas, como un resultado conservador y representativo de las remuneraciones de las empresas del sector de distribución eléctrica. Finalmente, para determinar el costos de remuneraciones total, se deberá incluir los costos de personal pertinentes (CTS; vacaciones, seguro, etc).

Respuesta del Consultor: Para el análisis comparativo de remuneraciones se considera de acuerdo a los términos de referencia en el numeral 5.3 lo siguiente: “Revisión del nivel de remuneraciones sobre la base de sueldos en otras empresas de similares servicios, de acuerdo a estudios de mercado y remuneraciones” El consultor considera que la Encuesta en la Lima Metropolitana de Sueldos y Salarios de junio 2008 (Electricidad, Gas y Agua) es representativa para empresas de servicios públicos y por ende no se contradice con los términos de referencia del VAD. El cálculo del factor de ajuste para la conversión a Electrocentro S.A. se puede apreciar en la hoja 1 del archivo “Comparaciones remuneraciones.xls” dentro de la carpeta Archivos de Sustento, con la utilización de los índices de remuneraciones del INEI para Lima y provincias a junio de 2008. Por lo tanto consideramos mantener la metodología propuesta sustentada en los términos de referencia del VAD.

Análisis del Supervisor VAD: Respecto a la encuesta empleada por el Consultor VAD para determinar los sueldos y salarios, la supervisión considera que estos sueldos son aplicables para lima metropolitana, y al aplicarles un factor de corrección no se estaría determinando un sueldo ad hoc para la empresa modelo, por lo tanto, la observación planteada no se considera absuelta.

Observación 47: La asignación de los costos indirectos total al sistema eléctrico modelo desarrollada por el consultor VAD carece de un procedimiento claro y entendible. Así mismo, el Consultor VAD emplea como único driver de asignación el número de clientes, sin considerar que existen costos que son más dependientes del VNR.

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El Consultor VAD deberá determinar los costos indirectos se asignación a la empresa modelo de acuerdo a lo siguiente:

Determinar el costo asignable a las actividades de distribución, Comercialización, Corte y Reconexión, y Conexiones y Medidores, del costos total de la empresa de distribución (Ver cuadro anterior).

Asignar los costos determinados al SEM considerando los siguientes drivers:

Concepto Drivers Directorio Gerencia General

Energía Facturada (MWh)

Área de Operaciones VNR Área de Comercialización N° de usuarios Área de Finanzas Área de Administración


Respuesta del Consultor: La asignación de los costos indirectos de la Empresa total al Sistema Eléctrico Modelo esta determinando el costo asignable a las actividades de distribución, comercialización, corte y re conexión y conexión y medidores, del costo total de la empresa de distribución. Se asigna los costos al Sistema Eléctrico Modelo, considerando los siguientes drivers:

Concepto Drivers Porcentaje

Directorio Gerencia General Área de Finanzas Área de Administración


0.63%

Área de Operaciones VNR 1.64 % Área de Comercialización Nº de Clientes 1.37 %

De acuerdo a los cálculos efectuados se ha elegido el drivers Energía Facturada (MWh) con el porcentaje de 0.63 %

Análisis del Supervisor VAD: La observación se considera absuelta.

Observación 48: El Consultor VAD deberá asignar correctamente los costos determinados (directos e indirectos) a la tabla de asignación de costos de OyM. Así mismo, deberá incluir más cuadros resúmenes que orienten el procedimiento seguido por el Consultor VAD en la determinación de los costos directos e indirectos de los sistemas eléctrico modelo y los asignados de la empresa total. A modo de ejemplo se presenta algunos casos que carecen de un sustento en cuanto a si asignación:

Pág. 286, en el cuadro “Gastos de Gerencia Regional Modelados”, las asignación de costos de la empresa total al SEM es S/. 56 506 (1.37% x 4 124 526).

Pág. 287, el cuadro presentado por el Consultor VAD incluye costos directos e indirectos del sistema eléctrico modelo (SEM), resumiendo un total del S/. 288 333.

En la pág. 291, la tabla de asignación de costos de operación y mantenimiento indica un costo total de costos directos e indirectos igual a S/. 650 299,13.

Teniendo en cuenta la relación entre los cuadros, las cifras indicadas en cada uno muestran diferencias que sugieren un error en los cálculos y asignaciones de costos.

Respuesta del Consultor: La tabla de asignación de costos de OyM está vinculada con los archivos de sustento del Anexo 12.2: “Capital de Trabajo - Sistema Electrico Modelo.xls, Asignacion de Costos

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Estructura Regional.xls, Costos de Explotación Totales.xls, COyM modelo.xls, Optimización del personal.xls”, respecto a los puntos indicados en la observación: Los gastos no personales de la gerencia regional modelados, han sido desagregados por actividades de acuerdo a los estados financieros de Electrocentro S.A, la asignación correspondiente al SEM viene dada por el inductor de costo de ventas de energía. Los costos directos no personales del SEM han sido desagregados por actividades de acuerdo a los estados financieros de Electrocentro S.A. El costo total de operación y mantenimiento está sustentado en el archivo: Costos de Explotación Totales.xls Hay que añadir que se efectuarán modificaciones que ajustarán las cifras del COYM totales.

Análisis del Supervisor VAD: De la revisión del informe final definitivo desarrollado por el Consultor VAD se tiene que aún no se presenta el desarrollo y la metodología para determinar los costos indirectos de la empresa total y cómo asignarlos a la empresa modelo, así mismo, no se describe el desarrollo de los costos indirectos propios del sistema eléctrico. A consideración de la Supervisión VAD, la observación planteada no está absuelta.

Observación 49: El Consultor VAD en la pág. 291 de su informe ha modificado indebidamente la estructura de la tabla de asignación de costos de operación y mantenimiento definida en los Términos de Referencia.

Respuesta del Consultor: En el informe final corregido se incluye correctamente la estructura de la tabla de asignación de costos de operación y mantenimiento.

Análisis del Supervisor VAD: El Consultor VAD corrigió la estructura de la tabla de asignación de costos indirectos, por lo tanto, la observación se considera absuelta.

Observación 50: El Consultor VAD no incluye dentro de su informe final, el procedimiento de determinación de los costos de capital de trabajo, solo se limita a presentar un cuadro con resultados; dicho cuadro no tiene sustento ni se puede inferir cómo fue calculado. Por los explicado anteriormente el Consultor VAD deberá desarrollar e incluir en forma detallada, como determina los costos de capital de trabajo.

Respuesta del Consultor: En el Informe Final se adjunta un informe del costo de capital de trabajo que sustenta el archivo en excel.


33..1111 TTAARRIIFFAASS DDEE DDIISSTTRRIIBBUUCCIIÓÓNN EELLÉÉCCTTRRIICCAA

Observación 51: El Consultor VAD deberá absolver las observaciones al informe final y reformular los formatos D. Así mismo, deberá incluir tablas de comparaciones de las principales diferencias. Cabe señalar que los Términos VAD (numeral 6.1.13) indican los criterios y modelos empleados por el Consultor VAD deberán ser más exigentes a los adoptados en la regulación anterior.

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Respuesta del Consultor: De acuerdo a las observaciones formuladas por el Supervisor VAD, se reformula los formatos D, asimismo se incluyen tablas de comparaciones de VNR y Costos de OyM con respecto a la regulación anterior.

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

Observación 52: El Consultor VAD deberá ajustar los costos de VNR y OyM de acuerdo a las observaciones planteadas para determinar el nuevo valor agregado de distribución

Respuesta del Consultor: Se ajustaron los costos de VNR y OyM de acuerdo a las observaciones planteadas para determinar el nuevo valor agregado de distribución.

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

Observación 53: El Consultor debe corregir las diferencias del Costo fijo – CF que suman US$ 54,678.07 que no es igual al CCCL (costos comerciales de atención al cliente) de US$ 51,656.93; por consiguiente el CF no está recogiendo las asignación de costos indirectos de las estructura regional (S/. 6,800.05), ni los costos indirectos no personales prestados por terceros (S/. 2,602.38).

Respuesta del Consultor: La metodología del costo comercial de atención al cliente indicada en el numeral 7.1 de los términos de referencia se aprecia a continuación: “CCCL= Costo comercial de atención al cliente, representa los costos directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar las tomas de lectura, procesamiento, emisión, distribución y cobranza de toda la clientela incluyendo todas las opciones tarifarias” Por lo expuesto el Costo comercial de atención al cliente debe recoger solo los costos directos, excluyendo los costos indirectos.

Análisis del Supervisor VAD: Si bien es cierto, los TdR indican que el cálculo del costo fijo debe realizarse en base a los costos directos, sin embargo, la Supervisión VAD considera que deberían incluirse los costos indirectos (los CI representan hasta un 20% del total de costos asociados al usuario) por no estar incluidos en los costos de distribución y comercialización de la empresa.

Observación 54: El Consultor VAD debe revisar los resultados del factor de economía de escala del Costo Fijo que se presentan desfasados y no correlativos anuales en la hoja de cálculo FEE sector4.xls

Respuesta del Consultor: La tasa promedio de crecimiento de la demanda obtenida en la creación de la empresa modelo afecta exclusivamente a los gastos CF variables y no así a la parte fija, por ende es incorrecta la expresión de desfasado y no correlativo anual.

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Observación 55: El Consultor VAD calculó el valor mensual de la anualidad de las inversiones (aVNRMT, aVNRSED y AVNRBT) dividiendo el valor anual entre 12, lo cual es incorrecto. Dichos cálculos los debe realizar utilizando el factor 0,079073 según lo señalado en las págs. 42, 43 y 44 de los términos VAD

Respuesta del Consultor: De acuerdo a la observación se utilizó el factor 0,079073 según lo señalado en las pags 42, 43 y 44 de los términos VAD.


Observación 56: El consultor VAD deberá incluir el cálculo del cargo fijo semestral de acuerdo a lo previsto en las Resoluciones N° 236-2005-OS/CD y N° 006-2006-OS/CD para los sectores urbano y rural (sectores 4 y 5).

Respuesta del Consultor: De acuerdo a lo solicitado, en la propuesta final del estudio, se ha incluido el cálculo del cargo fijo semestral, para el sector típico en estudio.


Observación 57: Los cálculos de determinación de las tarifas de distribución eléctrica (VAD y Cargos Fijos), formulas de actualización, factores de economía de escala, deben ser reformulados de acuerdo a las observaciones indicada.

Respuesta del Consultor: Los cálculos de determinación de las tarifas de distribución eléctrica han sido reformulados de acuerdo a las observaciones indicadas.

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

33..1122 FFOORRMMAATTOOSS DD

Observación 58: Los Formatos D deberán ser reformulados y corregidos de acuerdo a las observaciones indicadas.

Respuesta del Consultor: Los formatos D fueron reformulados de acuerdo a las observaciones indicadas.

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

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ELC-5.2-Análisis de Observaciones...A continuación se analizó cada absolución, clasificada por...

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