Chapter 2 Modelling Infectious Disease for Pandemic Planning: How does
2.13 What is Known About Behaviour Change In the Face of Risk
A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:
Anexo A Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA INICIAL de ELECTROCENTRO.
Anexo B Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA FINAL de ELECTROCENTRO.
Anexo C Resumen del Análisis de la Absolución de las Observaciones.
Anexo D Instalaciones comprendidas en el SEA, resultado del análisis del OSINERG.
Anexo E Información proporcionada por ELECTROANDES.
Anexo F Información proporcionada por ADINELSA sobre la línea Ayacucho - Cangallo.
Anexo G Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ELECTROCENTRO al Proyecto de Resolución.
Anexo A
Instalaciones comprendidas en el
SEA de la PROPUESTA INICIAL de
SISTEMA ELECTRICO HUANCAYO- VALLE DEL MANTARO
Línea en 60 kv Huayucachi-Salesianos 8.235 km 250,097.17 302,016.67 552,113.84 Línea en 60 kv Salesianos - Parque Industrial 3.219 km 77,284.45 99,348.63 176,633.08 Línea en 60 kv Parque Industrial - Concepción 19.340 km 326,605.99 437,832.26 764,438.24 Línea en 60kv Concepción -Xauxa 24.513 km 402,780.52 590,298.75 993,079.26 Línea Primaria en 23 kv Parque Industrial- Chupaca 29,331.94 267,877.15 297,209.09 Banco de Condensadores Fijo 150 kvar ( Chupaca) 0.00 Línea Primaria en 33 kv Chupaca - Huarisca 7.339 km 38,391.79 301,866.06 340,257.84 Línea Primaria en 33 kv Huarisca - Chala Nueva 12.886 51,688.13 413,247.88 464,936.01 Línea Primaria en 13.2 kv Concepción - Ingenio 61,396.16 221,109.07 282,505.23 Línea Primaria en 33 kv Ingenio - Comas 32.459 km 146,635.12 599,687.12 746,322.24
Banco de Reguladores de Tensión ( Comas) 0.00
Línea Primaria en 33 kv Comas-Matapa 39.152 km 555,209.21 684,535.06 1,239,744.27 Linea 33 kv Comas - Sinaycocha 15.62 Km 184,357.32 573,723.21 758,080.53
SISTEMA ELECTRICO TARMA - CHANCHAMAYO
Línea en 60 kv Condorcocha - Ninatambo 14.212 km 253,742.98 329,865.22 583,608.19 Línea en 60 kv Ninatambo - Chanchamayo 61.57 km 1,032,360.02 1,619,405.41 2,651,765.43
SISTEMA ELECTRICO AYACUCHO-HUANTA-MACHAHUAY- MOLLEPATA-CANGALLO
Línea en 60 kv Cobriza II - Machahuay 12.08 km 23,398.12 29,917.00 53,315.12 Línea en 60 kv Machahuay- Huanta 51.78 km 665,556.52 945,541.39 1,611,097.91 Línea en 60 kv Huanta - Mollepata 21.100 km 249,346.74 366,567.39 615,914.13 Línea en 66 kv Mollepata - Cangallo 61.484 601,257.49 876,405.83 1,477,663.32 Linea en 60 Kv Mollepata - Ayacucho 92,942.13 262,106.53 355,048.66 Banco Regulador de Tensión ( Cangallo)
SISTEMA ELECTRICO TABLACHACA
Línea primaria en 33 kv Campo Armiño-Deriv. Huancayoccasa 15,262.14 158,063.29 173,325.43
Línea primaria en 33 kv Deriv. Huancayoccasa - Tablachaca 224,471.02 473,689.16 698,160.18
Linea en 33 kv Derivación Huancayoccasa - Huancayocassa 27.9 Km 3,625.04 89,261.60 92,886.64 SISTEMA ELECTRICO PAMPAS - SAN ANTONIO
Linea 66 kv Cobriza I - Pampas 276,989.19 324,978.95 601,968.14 Línea Ingenio - Rumichaca 22.9 kv 12.56 km 225,171.77 398,011.61 623,183.38 SISTEMA ELECTRICO OXAPAMPA VILLARICA
Yaupi - Oxapampa 138 kv 28.30 km 235,153.82 284,205.88 519,359.70
Línea Primaria en 22.9 Kv Oxapampa(Villarica) 23.7Km 270,978.19 715,575.06 986,553.25 SISTEMA ELECTRICO PASCO
Linea 60 kv Derivación Alto Marcavalle a Marcavalle 23,310.80 29,998.24 53,309.03
total 6,317,343.75 11,395,134.38 17,712,478.13
Costos Importados Total
Anexo B
Instalaciones comprendidas en el
SEA de la PROPUESTA FINAL de
Anexo C
Resumen del Análisis de la Absolución de
Observaciones
El análisis de la Absolución de Observaciones se ha realizado sobre la base de los siguientes documentos:
1. Documento de ELECTROCENTRO de Absolución de Observaciones.
2. Informe OSINERG-GART/DGT N° 085-2004 “Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por ELECTROCENTRO S.A.”
A continuación se resume el análisis de la absolución de observaciones realizada por ELECTROCENTRO. Al respecto, se ha empleado la numeración original de las observaciones.
Observación Absolución Evaluación y Análisis de las Absoluciones Observaciones Generales
1. La proyección de demanda contiene omisiones y una serie histórica insuficiente.
ELECTROCENTRO propone un nuevo modelo econométrico para la proyección de la demanda., en función de la variable
“demanda interna” con datos históricos desde el año 1994. Se incluyó la demanda de los clientes libres.
No levantada. La metodología emplea variables nacionales y no emplea variables regionales, que sean explicativas de la demanda de energía de ELECTROCENTRO, cuyo ámbito es regional y no nacional. Así mismo, los datos de ventas de energía y número de clientes presentan
inconsistencias. 2. Las instalaciones incluidas
en el ESTUDIO no corresponden a un Sistema Económicamente Adaptado.
Manifiesta que los cálculos relacionados a las instalaciones y costos de inversión, han sido hechos en concordancia con el D.S. Nº 029- 2002-EM, además, que el criterio de
dimensionamiento de las líneas es la caída de tensión, la cantidad de celdas de salida se escoge para mantener una mayor
confiabilidad y selectividad de fallas. Además, considera una implementación gradual de las inversiones
No levantada. No se ha presentado un análisis comparativo de alternativas que demuestren que la configuración presentada corresponde a la de mínimo costo total. Por otro lado, las instalaciones continúan sobredimensionadas.
3. Falta de información que
sustente los costos de recursos. ELELCTROCENTRO indica que presenta la información que sustenta los costos de los recursos manteniendo algunos de la regulación vigente
No levantada. No se ha levantado adecuadamente esta observación, faltando presentar información que sustente los costos unitarios empleados
4. Los cálculos y archivos sustentatorios presentados están incompletos.
Indica que ha realizado las correcciones del caso y que los archivos de los anexos están vinculados
Levantada parcialmente. No se encuentran los cálculos de mínimo costo total. 5. Se ha presentado
información que no esta relacionada con los resultados.
Se ha depurado la información Observación levantada.
Observaciones Específicas Proyección de la demanda
6. No se ha presentado la información de sustento para la proyección de la demanda de energía.
Presentó la información de sustento Levantada parcialmente. La información contiene inconsistencias. Por ejemplo, el número de clientes asumido para el año 1997 es de 426387 mientras que para los años 1996 y 1997 es 213601 y 249531 respectivamente.
7. No se ha presentado el sustento de la proyección de la máxima demanda de potencia (MW)
Presentó las hojas de cálculo correspondiente Levantada parcialmente. Se debe corregir con la nueva proyección de demanda de energía
8. Los datos históricos del año 2004 no son los reales ejecutados.
ELECTROCENTRO, no toma la demanda del año 2004 como dato y es parte de la
proyección.
Levantada parcialmente, se debe corregir con la nueva proyección de demanda
9. No incluyó el sustento de los
datos históricos de PBI e IPM En el nuevo modelo se emplean la variable “demanda interna”. El PBI e IPM no se empelan en el modelo definitivo.
Levanta.
Determinación del SEA
10. Se ha modificado la configuración de las subestaciones incluidas en la fijación tarifaria vigente.
ELECTROCENTRO ha modificado la configuración de las subestaciones incluidas en la fijación tarifaria vigente, debido a la variación de las condiciones del sistema; sin embargo, no presenta el sustento técnico económico que corrobore que dichos cambios corresponden a la alternativa de mínimo costo.
No levantada.
11. Las instalaciones propuestas están sobredimensionadas
Se mantiene las sobredimensiones y la configuración anillo en el Sistema Huancayo; sin embargo, no presenta el análisis técnico económico que sustente que cambios corresponden a la alternativa de mínimo costo
No levantada.
12. Se han incluido instalaciones redundantes.
Se ha reformulado el Sistema Adaptado en 22.9kV desde la SE Concepción hasta la SE Sinaycocha. Se mantiene la configuración en anillo para el ST de Huancayo.
Levantado parcialmente. No se ha
presentado el sustento técnico económico de la configuración anillo en el Sistema Huancayo
13. No se ha presentado el sustento del Centro de Control.
Presentó el sustento Levantada parcialmente. Se verificarán los costos promedios de mercado de los equipos 14. No se ha tomado en cuenta
el Sistema Económicamente Adaptado de Electroandes en la SE Junín
Mantiene la configuración en 50 kV en la SE
Junín. No levantada. No necesariamente las regulaciones tarifarias son idénticas, lo que corresponde en cada una de ellas es verificar que se cumpla el criterio de mínimo costo. Al respecto, ELECTROCENTRO no presenta un estudio técnico económico que sustente la configuración de mínimo costo.
15. No se ha tomado en cuenta el Sistema Económicamente Adaptado de Cemento Andino.
ELECTROCENTRO propone un nuevo SEA, en el que la subestación Carpapata 60 kV es el punto de alimentación del sistema Tarma- Chanchamayo.
No levantada. El SEA vigente de Cemento Andino no incluye la subestación Carpapata. 16. Se han considerado
instalaciones que no forman parte del Sistema de
Transmisión, por ser menores de 30 kV
ELECTROCENTRO, mantiene las
instalaciones menores a 30 kV, amparado en la definición 17 de la Ley de Concesiones Eléctricas
No levantada. Las instalaciones menores 30 kV no corresponden a un sistema de transmisión, tal como se ha definido en todas las regulaciones tarifarias realizadas por el OSINERG. Al respecto, la definición 17 de la LCE, claramente precisa que los SST son parte del sistema de transmisión; por lo tanto no incluyen instalaciones menores de 30 kV. En ese sentido, las tarifas para instalaciones menores a 30 kV corresponden ser reguladas en el proceso de Valor Agregado de
Distribución (VAD). 17. Los archivos de cálculo
están incompletos Adjunta los archivos de flujo de carga Levantada. 18. Las valorizaciones de las
subestaciones no corresponden a sus diagramas unifilares
ELECTROCENTRO aclara que los diagramas corresponden al sistema existente y no al SEA.
Levantada 19. Falta información relevante
para el análisis
Adjunta un plano de ubicación de su SST. No levantada. El plano no es legible.
20. Los costos de líneas de transmisión son elevados respecto a la fijación de tarifas vigentes
Para L.T. de 60 y 66kV se emplean costos basados en la fijación tarifaria vigente y, para las líneas 22.9kV, en los módulos estándares del SICODI.
Levantada parcialmente. No ha presentado el sustento de los costos de las líneas de transmisión de 60 kV. Los costos de líneas 22,9kV que emplea ELECTROCENTRO, no corresponden al SICODI vigente.
21. No se ha presentado el sustento para la selección del material de las estructuras y de los aisladores
Se ha empleado lo valores de la fijación
tarifaria vigente. Levantada. 22. Se ha duplicado los costos
de cimentación, montaje electromecánico y transporte en los módulos de líneas de transmisión.
ELECTROCENTRO reafirma en considerar la partida:" excavación, relleno y compactación" y que el rubro "estructuras vestidas" de la fijación tarifaria vigente no refleja los costos reales.
No levantada. El rubro estructuras vestidas, ya contiene los costos de las partidas de excavación relleno y compactación. 23. No se ha presentado los
cálculos de selección óptima de conductor.
ELECTROCENTRO afirma que en la mayoría de casos ha utilizado la fijación tarifaria vigente y cuando aumentó el calibre del conductor, fue debido al tipo de carga, densidad de corriente y sobre todo la caída de tensión.
No levantada. ELECTROCENTRO no ha presentado los archivos de cálculo solicitados que sustente la selección óptima de los conductores.
24. Los módulos estándar presentados no se han empleado en la valorización de las líneas
Se ha corregido correlacionado los módulos
con la valorización Levantada 25. No hay consistencia en la
información presentada Se ha corregido, correlacionando la información presentada con el volumen impreso
Levantada 26. Los gastos financieros se
han calculado con una tasa distinta a la empleada en la fijación vigente.
ELECTROCENTRO indica que corrigió los gastos financieros utilizando la tasa TAMEX vigente y que incluye el programa de ejecución de los sistemas adaptados en el Anexo 7
No levantada. El anexo 7 no contiene ningún sustento de los gastos financieros, ni el programa de ejecución de los sistemas adaptados.
27. Se ha elevado los costos de las celdas respecto a la fijación vigente
ELECTROCENTRO afirma que ha respetado los costos de la fijación tarifaria vigente, pero menciona que ha corregido errores y reformulado las valorizaciones respetando en lo posible la fijación vigente.
Levantada parcialmente. ELECTROCENTRO no presenta el sustento de la corrección de los mencionados errores.
28. No se ha presentado el sustento del costo de inversión del Centro de Control
ELECTROCENTRO indica que el costo fue determinado en base a la mejor propuesta técnica económica del concurso internacional, para la implementación de su centro de control.
Levantada parcialmente. Se debe verificar si los costos de los recursos corresponden a costos promedios de mercado actuales. Por otro lado no se ha presentado el prorrateo de dicho costos ala transmisión.
29. Se ha considerado, incorrectamente, un gasto de aduanas único de 14 %.
ELECTROCENTRO indica que ha
determinado los costos utilizando los módulos de la fijación tarifaria vigente.
Levantada parcialmente. Se debe verificar los costos vigentes de los recursos y de las tasas arancelarias.
30. No se ha presentado el sustento de los Costos Indirectos
ELECTROCENTRO afirma emplear los mismos porcentajes de la fijación tarifaria vigente.
Levantada parcialmente. No se ha presentado el sustento del porcentaje por gastos financieros, que varió con respecto al a fijación tarifaria vigente.
Costos de Operación y Mantenimiento
31. Los costos de Operación y Mantenimiento son
considerablemente superiores a los valores vigentes
ELECTROCENTRO ha modificado el costo
de operación y mantenimiento. No levantada. Los costos de mantenimiento se han determinado en base a un único módulo aplicado a todas las líneas sin diferenciar los tipos de estructuras, ni ubicación geográfica. Por otro lado, no se ha presentado el sustento requerido sobre el costo de operación de subestaciones.
32. No se ha presentado el sustento de la información de actividades de mantenimiento
Se presenta sustento de la necesidad de las actividades de mantenimiento de
subestaciones y líneas de transmisión. No se presenta el sustento de las periodicidades y rendimientos asumidos. Se adjunta una orden de servicio de pruebas eléctricas de
transformadores.
Levantada parcialmente. No se ha
presentado el sustento de la periodicidad de las actividades ni de sus rendimientos asumidos. Por otro lado, de la orden de servicio no se puede deducir los costos unitarios de dicha actividad, ni la periodicidad.
33. Se están aplicando módulos iguales para instalaciones distintas
ELECTROCENTRO indica que se ha corregido el error cuyo sustento está en el anexo 8.3.
Levantada parcialmente. Los módulos de mantenimiento de líneas se han diferenciado únicamente por el nivel de tensión, pero no toman en cuenta los diferentes tipos de estructuras, conductores, ni ubicación geográfica, entre otros.
34. Se ha adicionado, con relación a la fijación vigente, costos indirectos a las actividades de mantenimiento
ELECTROCENTRO indica que ha retirado el rubro de Gastos Generales y Utilidades en los cuadros de Costos Unitarios, anexo 8.4.
No levantada. El archivo “ANEXO 5 Costos Unitarios Mtto. Transmisión_Salesianos- pa~1.xls”, hoja “Actividades SEP”, aun contiene el rubro de Gastos Generales y Utilidades. Por otro lado, el Anexo 8.4 no contiene lo mencionado por
ELECTROCENTRO. 35. Se ha presentado un costeo
de actividades de
mantenimiento desagregadas que genera ineficiencias
ELECTROCENTRO afirma que ha optimizado las actividades de mantenimiento basándose en las prácticas modernas de la industria.
No levantada. Se aprecia ineficiencias en el costeo, por ejemplo en el sustento expuesto en el anexo 8.5, se aprecia que no se ha optimizado las actividades de medición de la tensión de paso y toque las cuales siguen siendo actividades individuales, sin embargo estas pueden concentrarse en una sola tal como mediciones eléctricas que permite ahorro en recursos comunes, como transporte.
Del mismo modo y con el objetivo de optimizar, se pueden concentrar las actividades de verificación de los relees de protección en una sola actividad tal como pruebas del sistema de protección, asimismo las actividades de mantenimiento de transmisores VHF, UHF y HF, pueden concentrarse en una sola actividad. 36. No se ha considerado el
valor del dinero en el tiempo ELECTROCENTRO indica que utiliza la tasa de actualización de la LCE, donde los costos mensuales de O&M se llevan a valores individuales, tomando datos históricos de mantenimiento.
Levantada parcialmente. ELECTROCENTRO ha aplicando el costo del dinero en el tiempo considerando que todas las actividades se suceden con periodicidad menor a un año, sin embargo existen actividades que se realizan con periodicidad mayores a un año, tal como el mantenimiento de
transformadores. 37. No se ha presentado el
sustento de la operación de las subestaciones en forma atendida
ELECTROCENTROC mantiene la operación de subestaciones en forma atendida. Presenta un sustento del costo de operador en el Anexo 8.7
No levantada. No se ha presentado un análisis de distintas alternativas para seleccionar la opción de operación de mínimo costo.
Por otro lado el anexo 8.7 contiene un resultado que no concuerda con el monto total de operación de subestaciones empleado.
38. No se ha prorrateado los costos de operación a la transmisión
ELECTROCENTRO señala que sus costos han sido obtenidos del programa de presupuesto del 2004 "Pirámide", adjuntando el anexo 8.8.
No levantada. No se ha efectuado el prorrateo del costo de la operación a la transmisión. Por otro lado el texto de la absolución esta incompleto.
39. No se ha presentado el sustento del costo de personal de operaciones
ELECTROCENTRO indica que en el anexo 8.9 incluye una boleta de pago, como sustento.
Levantada parcialmente. Se ha presentado un boleta de pago que no corresponde a la empresa Electrocentro, ni tampoco lleva la firma del empleador.
40. La estructura de costos del módulo del centro de control presenta un metrado excesivo de materiales
No modificó el metrado No levantada. ELECTROCENTRO no se percata del error cometido en el archivo “RESUMEN DE CO&M-ADINELSA0.xls”, en el cual, en la columna “cantidad” se metran los 8 RTUs a los que se da mantenimiento, y además de ello se multiplica por la cantidad 9 de la columna “NÚMERO DE SS.EE. DONDE SE APLICAN” con lo cual se da
mantenimiento a un total de 9*8=72 RTUs, cuando lo correcto sería en el caso propuesto, únicamente 8.
41. Los cálculos de costos de gestión no coinciden con el procedimiento descrito
Se ha descrito el procedimiento seguido para
el cálculo. Levantada. Sin embargo, dado que este costos depender del monto de inversión, el resultado variará si se varía el monto de inversión.
42. No se ha presentado el sustento de los costos de seguridad de subestaciones
Presenta el anexo 8.12 conteniendo la justificación de la vigilancia en las subestaciones, y los costos por pago a personal policial. Por otro lado lo archivos de cálculo presentados contienen valores en numero sin el sustento de detalle del costo de seguridad en cada subestación, las mismas que no tienen relación con el anexo 8.12.
No levantada. No se presenta el sustento de los costos de seguridad empleado. La información presentada en el Anexo 8.12 no se toma en cuenta en el costo de seguridad finalmente empleado. No se ha prorrateado el costo de seguridad a la transmisión.
43. No se debe incluir el costo
de patrullaje Se retiro el rubro de patrullaje Levantada
Evaluación de los Peajes Secundarios, Ingresos Tarifarios, y Factores de Pérdidas Marginales
44. Existen errores en el procedimiento de cálculo descrito
ELECTROCENTRO indica que ha corregido el procedimiento de cálculo del peaje unitario, corrección que se adjunta en el anexo 9.
Levantada 45. No se ha aplicado lo
dispuesto en el Decreto Supremo N° 029-2002-EM
ELECTROCENTRO indica que en el anexo 9, el procedimiento de cálculo de peaje unitario incluye lo señalado en el artículo nº 1 del Decreto Supremo 029-2002-EM
Levantada parcialmente. No se ha tomado en cuenta el literal a) del artículo 1º “…La
demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones”;
46. Se ha empleado datos
equivocados de demanda Se corrigió, se ha empleado la demanda del periodo 2005 al 2019. Levantada 47. Cambio de criterio de
cálculo del peaje de Pasco
ELECTROCENTRO afirma que el Sistema Pasco y el sistema Tarma-Chanchamayo son sistemas independientes, por lo que en el cálculo del peaje unitario de Electrocentro Pasco, no se considera la demanda Tarma – Chanchamayo
No levantada. Las instalaciones de
Electrocentro ubicadas en el sistema Pasco, son parte de todo el sistema eléctrico que incluye las instalaciones de Electroandes. Por lo tanto, aplicando el mismo criterio empleado con otros sistemas de similar condición, el peaje unitario se debe calcular con la demanda total de dicho sistema, que en este caso viene a ser la demanda total del SST de Electroandes y de los clientes regulados del