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Pág. 213367 NORMAS LEGALES Lima, martes 4 de diciembre de 2001 B.4 Desconocimiento de Redimensionamiento de Transformadores HIDRANDINA, ha interpretado erróneamente el modelo, incluyendo la previsión de cambios masivos a los 10 años. Un aspecto técnico que la empresa HIDRANDINA no ha entendido es que el desarrollo de las redes de distribución en las zonas urbanas es dinámico debido a que constantemente se busca equilibrar las demandas y la capacidad de las subestaciones de distribución MT/BT instaladas; esto conduce a que el incremento de la demanda adicional se absorbe con nuevos transformadores o cambio de los transformadores sobrecargados por otros de mayor potencia. Como resultado el incremento de demanda y densidad de carga se correlacionan a través del tiempo, es decir que el óptimo del futuro se alcanza en este caso a través de los módulos óptimos necesarios para abastecer la demanda. Cabe señalar, que el modelo de optimización empleado por el Consultor VAD del Sector 2 son similares a los empleados por el Consultor del VAD del Sector 1 en cuanto a sus principios, lógica y algoritmos de cálculo. Cabe señalar que los modelos que se emplean para los sectores rurales no son comparables con los que se utilizan para los sectores urbanos, debido a que en los sectores rurales el diseño es realizado a través de una mayor cantidad de módulos por la dispersión de las cargas a atender, lo que no significa en ninguna manera una discriminación y peor aún una ilegitimidad formular los criterios que técnicamente reflejen las características de cada uno de los sectores típicos. Asimismo, no considerar dentro de una zona urbana la inserción de nuevos centros de transformación en el área ya servida y el incremento de potencia de los existentes, como necesidad para absorber el crecimiento de la demanda, conduciría a realizar un cálculo de pérdidas a lo largo de la vida útil que sería mayor que la realidad. Dado que las redes urbanas crecen horizontalmente y se densifican verticalmente, ello debe ser considerado en el cálculo de pérdidas. No sucede lo mismo en las áreas rurales. Aquí los centros permanecen sin cambios por el bajo crecimiento de los consumos y en muchas zonas se registran decrecimientos por la migración de los campesinos a la ciudad, lo que hace que el crecimiento vertical sea muy lento y el crecimiento horizontal bajo alrededor del módulo contrariamente a lo que sucede en las zonas urbanas. Los modelos que se utilizan para las zonas urbanas no consideran un incremento continuo en la potencia instalada en cada transformador ni implican el reemplazo en una fecha determinada de todos los transformadores por otro de potencia superior. En la práctica las empresas de distribución parten de un cierto margen de reserva en sus transformadores y recurren periódicamente a la instalación de nueva potencia en aquellos puntos de la red donde ésta es necesaria. Sería claramente antieconómico disponer de una reserva de potencia a diez años uniformemente distribuida, cuando los valores de crecimiento de la demanda expresan un valor promedio esperado para la zona en estudio, generado por la aparición de futuras cargas cuya ubicación exacta se desconoce ex ante. Los modelos utilizados suponen que el crecimiento de la demanda será más intenso en algunos puntos de la red en la cercanía de los cuales se incrementará la potencia instalada a los efectos de mantener en un valor similar la reserva promedio del total de los transformadores. Estos incrementos de potencia se realizarán mediante dos acciones posibles: • Instalación de nuevos transformadores con una potencia igual al valor óptimo inicial. • Reemplazo de un transformador por otro de mayor potencia (transformador futuro). De dar por cierta la afirmación de HIDRANDINA sería ilegítimo, ya que considerar los módulos solicitados por la recurrente para las zonas: Centro (315 KVA), Casco (315 KVA) y Periferia (250) serían de un mayor costo que incrementaría indebidamente la tarifa de los usuarios, habida cuenta que los Resultados obtenidos por el Consultor del VAD presentados en el Volumen 6 (Versión Corregida) indican que los módulos eficientes económicos óptimos para las zonas estudiadas son: Centro (250 KVA), Casco (250 KVA), Periferia (160 KVA). Por lo mencionado, este extremo del recurso de reconsideración debe declararse infundado. B.5 Balance de Potencia De acuerdo a las observaciones indicadas por HIDRANDINA, OSINERG ha revisado el balance de energía y potencia presentado por el Consultor VAD del sector típico 2 utilizado para la determinación de los Valores Agregados de Distribución de media y baja tensión. Luego de la revisión se ha encontrado que la metodología utilizada por el Consultor VAD para la determinación del balance de potencia se basa en las potencias facturadas de lasdiferentes opciones tarifarias para el mes de máxima demanda. Tal es así que la potencia de alumbrado público no corresponde al parque de alumbrado público de la empresa modelo sino a la potencia facturada en aplicación del Reglamento de la LCE. Asimismo, se ha considerado un porcentaje de pérdidas no reconocidas, las mismas que no deben incluirse en razón a que el sistema eléctrico Tacna tiene pérdidas totales por debajo de las reconocidas. Por otro lado, la potencia coincidente de la opción tarifaria BT5 no ha sido calculada adecuadamente según el número de horas de utilización de baja tensión. El balance de potencia se determina a partir de los consumos de energía usando factores de carga, coincidencia y contribución a la punta. Al respecto, OSINERG ha revisado el balance de potencia y energía considerando: - Las ventas anuales de energía por opción tarifaria a nivel de media y baja tensión. - Los factores de carga, coincidencia y contribución a la punta aprobados en la resolución impugnada. - Los porcentajes de pérdidas estándar determinados por el Consultor VAD. - El consumo de energía y demanda de potencia obtenida del parque de alumbrado público de la empresa modelo. La revisión indica que las demandas de media y baja tensión consideradas para el cálculo del VAD se reajusten en - 2.03% y 0.80% respectivamente, lo que significa reajustar el VADMT y VADBT fijados en la resolución impugnada. Por lo mencionado, este extremo del recurso de reconsideración debe declararse fundado en la parte correspondiente a la revisión del balance de energía y potencia. B.6 Factor de Balance de Potencia HIDRANDINA interpreta equivocadamente el Factor de Balance de Potencia (FBP) y su relación con el balance de potencia y energía de la empresa modelo. El FBP es un factor que ajusta anualmente el VAD por la sobreventa o subventa de potencia de punta, para lo cual se analizan las ventas de energía y potencia de los sistemas eléctricos mayores a 12 MW de demanda máxima, con el objetivo de evitar la sobreventa o subventa de potencia de punta, calculándose el FBP como la relación de la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes sobre la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. Esta definición muestra claramente que el FBP es un factor que ajusta el VAD en caso que el distribuidor realice sobreventa o subventa por las facturaciones en exceso o defecto de potencia a los usuarios, derivada en la mayoría de los casos por la facturación a los usuarios con la modalidad de potencia contratada. Esto significa que el FBP es un factor ex - post a la fijación del VAD y al cálculo del balance de potencia que arguye HIDRANDINA. En cuanto al balance de potencia de la empresa modelo, ésta se efectúa tomando en cuenta las ventas en energía de cada una de las opciones tarifarias, así como, realizando las correcciones de las pérdidas técnicas y comerciales estándar calculadas por el Consultor VAD y además considerando ajustes de las ventas del alumbrado público. Para lo indicado de acuerdo a lo señalado en la LCE se utilizan factores de ajuste como son los factores de carga, coincidencia, contribución a la punta y pérdidas que se utilizan para referir las ventas a la máxima demanda registrada en el sistema eléctrico. Es decir, al momento de realizar el balance de energía para la empresa modelo en ningún momento se aplica el FBP, habida cuenta que el balance se realiza a partir de las ventas de energía de las distintas opciones tarifarias. El FBP está sustentado sobre la base de la Resolución Nº 023-97 P/CTE, la cual estuvo vigente hasta el 31/10/2001. Considerando que el FBP tiene una vigencia anual, la Resolución OSINERG Nº 2120-2001-OS/CD extiende la aplicación del FBP, fijado mediante la Resolución Nº 007-2001 P/CTE, para el período Noviembre 2001 - Abril 2002, de tal forma que las tarifas aplicables a los usuarios del servicio público de electricidad incluyan el ajuste por las sobreventas o subventas de potencia. Es decir, OSINERG mantiene la coherencia y consistencia en sus criterios al optar por conservar el valor del FBP para el período anual tal como ocurrió en las regulaciones del FBP durante los años 1999 y 2000. Por lo señalado, los valores del FBP regulados por OSINERG en su Resolución Nº 2120-2001-OS/CD, no corresponden ser modificados y no deben dejar de aplicarse tal como lo solicita HIDRANDINA, por lo cual este extremo del recurso debe declararse infundado. B.7 Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos HIDRANDINA, realiza un análisis de los equipos que se requieren para cumplir con las mediciones que exige la Norma