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INFORME Nro. DFOE-AE-IF-10-2014

12 de setiembre, 2014

DIVISIÓN DE FISCALIZACIÓN OPERATIVA Y EVALUATIVA

ÁREA DE SERVICIOS AMBIENTALES Y DE ENERGÍA INFORME DE AUDITORÍA OPERATIVA ACERCA DE LA EFICACIA Y CAPACIDAD

DE LA INFRAESTRUCTURA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL PAÍS

2014


CONTENIDO Página nro.

RESUMEN EJECUTIVO

1. INTRODUCCIÓN .....................................................................................................7

ORIGEN DE LA AUDITORÍA ..................................................................................................... 7

OBJETIVO DE LA AUDITORÍA .................................................................................................. 7

NATURALEZA Y ALCANCE DE LA AUDITORÍA ............................................................................... 7

ASPECTOS POSITIVOS QUE FAVORECIERON LA EJECUCIÓN DE LA AUDITORÍA ..................................... 8

LIMITACIONES QUE AFECTARON LA EJECUCIÓN DE LA AUDITORÍA ................................................... 8

GENERALIDADES ACERCA DE LA AUDITORÍA .............................................................................. 8

METODOLOGÍA APLICADA ..................................................................................................... 9

COMUNICACIÓN PRELIMINAR DE LOS RESULTADOS DE LA AUDITORÍA ............................................. 9

2. RESULTADOS ....................................................................................................... 10

CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ............... 10

USO DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN EN LA INFRAESTRUCTURA DE ALGUNAS

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ..................................................................... 10 USO DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN EN LA INFRAESTRUCTURA DE LA RED DE

ALGUNAS DISTRIBUIDORAS ELÉCTRICAS ............................................................................. 15

ESTADO DE LA INFRAESTRUCTURA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL PAÍS .................... 18

ELEVADO USO DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO............................................................... 18 INSUFICIENTE CONTROL DE LA VIDA ÚTIL DE LOS TRANSFORMADORES DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN 24

DISEÑO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL PAÍS ....................................................... 26

AUMENTO EN LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA TOTALES ................................................ 26 BUENAS PRÁCTICAS EN EL DISEÑO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ............................ 29

3. CONCLUSIONES ................................................................................................... 31

4. DISPOSICIONES ................................................................................................... 31

A LUIS PACHECO MORGAN, EN SU CALIDAD DE GERENTE DE ELECTRICIDAD DEL INSTITUTO

COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD, A ALLAN BENAVIDES VÍLCHEZ, VÍCTOR SOLÍS RODRÍGUEZ Y OSCAR MENESES QUESADA, EN SU CALIDAD DE GERENTES GENERALES DE LA EMPRESA DE SERVICIOS

PÚBLICOS DE HEREDIA S.A., COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A. Y JUNTA ADMINISTRATIVA

DE SERVICIOS ELÉCTRICOS DE CARTAGO, RESPECTIVAMENTE, O A QUIEN EN SUS LUGARES OCUPEN EL

CARGO ………………………………………………………………………………………………………………………32


COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD, A ALLAN BENAVIDES VÍLCHEZ DE LA EMPRESA DE SERVICIOS


PÚBLICOS DE HEREDIA S.A. Y VÍCTOR SOLÍS RODRÍGUEZ DE LA COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A., EN SU CALIDAD DE GERENTES GENERALES, O QUIEN EN SUS LUGARES OCUPEN EL CARGO. 33

A VÍCTOR SOLÍS RODRÍGUEZ, EN SU CALIDAD DE GERENTE GENERAL DE LA COMPAÑÍA NACIONAL DE

FUERZA Y LUZ, O A QUIEN EN SU LUGAR OCUPE EL CARGO ......................................................... 33


COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD, O A QUIEN EN SU LUGAR OCUPE EL CARGO ............................... 33

CUADROS

CUADRO NRO. 1 RELACIÓN ENTRE LOS COSTOS DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO PREVENTIVO, ESPH …………………………………………………………………………………………………………………

20

CUADRO NRO. 2 RELACIÓN ENTRE LOS TIEMPOS DE REPARACIÓN DEDICADOS AL

MANTENIMIENTO CORRECTIVO Y PREVENTIVO, CNFL ...………………………………...……………….. 20

CUADRO NRO. 3 RELACIÓN ENTRE LOS COSTOS DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO Y

PREVENTIVO, CNFL ……………………………………………………………………………………………….. 21


PREVENTIVO, ICE ………………………………………………………………………………………………….. 22


PREVENTIVO, COOPELESCA ………………………………………………………………………………………. 23


PREVENTIVO, COOPESANTOS ……………………………………………………………………………………. 24

CUADRO NRO. 7 AÑOS DE FABRICACIÓN DE 2.150 TRANSFORMADORES DE LA RED DE

DISTRIBUCIÓN DE LA CNFL ...………………………………...…………………………….………………..... 25

GRÁFICOS

GRÁFICO NRO. 1 CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN EN SUBESTACIONES (CTS) CON

UN TRANSFORMADOR …………………….………….…………………..……………………………………. 11

GRÁFICO NRO. 2 CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN EN SUBESTACIONES (CTS)

CON 2 TRANSFORMADORES …………………….………….…………………..…………………………….. 12

GRÁFICO NRO. 3 CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN EN LA SUBESTACIÓN

GUADALUPE …………………….………….…………………..……………………………………………….. 13

GRÁFICO NRO. 4 CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN EN REDES (CTR) URBANAS …… 15

GRÁFICO NRO. 5 CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN EN REDES (CTR) RURALES ...... 16

GRÁFICO NRO. 6 PORCENTAJES DE CRECIMIENTO DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE

TRANSFORMACIÓN …………………….………….…………………..……………………………………….. 17

GRÁFICO NRO. 7 RELACIÓN ENTRE LOS TIEMPOS DE REPARACIÓN DEDICADOS AL

MANTENIMIENTO CORRECTIVO Y PREVENTIVO (RMCP) …………………….………….……………… 19

GRÁFICO NRO. 8 RELACIÓN ENTRE LOS TIEMPOS DE REPARACIÓN DEDICADOS AL

MANTENIMIENTO CORRECTIVO Y PREVENTIVO …………………….………….………………………….. 22


GRÁFICO NRO. 9 DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL DE LOS AÑOS DE OPERACIÓN DE LOS

TRANSFORMADORES EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA …………………….………….………… 26

GRÁFICO NRO. 10 PÉRDIDAS TOTALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS ESTATALES …………………….………….…………………………………………………. 27

GRÁFICO NRO. 11 PÉRDIDAS TOTALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LAS COOPERATIVAS DE

ELECTRIFICACIÓN RURAL…………………….………….………………………………………………………. 28

GRÁFICO NRO. 12 RELACIÓN ENTRE LA LONGITUD DE LA RED PRIMARIA Y SECUNDARIA…………. 30

ANEXOS

ANEXO NRO. 1 CRITERIOS DE AUDITORÍA…………………………………………………………………… 34

ANEXO NRO. 2 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA POR OPERADOR…………………….. 36

ANEXO NRO.3 COSTOS POR HORA DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO Y PREVENTIVO DE TRES

EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA…………………………………………………………………….. 37



RESUMEN EJECUTIVO

¿Qué examinamos?

La presente auditoría tuvo como objetivo determinar si la infraestructura del Sistema Nacional de Distribución Eléctrica, responde razonable y eficazmente al desarrollo y sostenibilidad del servicio eléctrico. Para ello, se requirió del análisis de la capacidad de transformación, diseño y estado de dicho sistema en las cuatro empresas distribuidoras públicas: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL), Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH) y Junta Administrativa de Servicios Públicos de Cartago (JASEC), así como de Coopelesca, Coopesantos, Coopealfaroruiz y Coopeguanacaste. El periodo analizado es el comprendido entre el 01 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2012.

¿Por qué es importante?

El Sistema de Distribución es la parte del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado que permite el suministro de energía eléctrica a los centros de consumo, por ello, es de suma importancia verificar la eficacia y capacidad de la infraestructura de distribución utilizada por los operadores públicos y privados, mediante el análisis de factores como la capacidad instalada de transformación, y el diseño y estado de esta; con el fin de identificar oportunidades de mejora para asegurar razonablemente el desarrollo y sostenibilidad del servicio eléctrico.

¿Qué encontramos?

A nivel general, existe exceso de capacidad instalada de transformación en el Sistema de Distribución Eléctrica, por encima del que puede ser considerado para el desarrollo y sostenibilidad del servicio eléctrico ante el crecimiento de la demanda, y para mantener la seguridad operativa del sistema. Esta situación se evidenció en los transformadores instalados en los circuitos de la red de distribución de la CNFL, Coopelesca y Coopesantos; así como en la mayoría de subestaciones de distribución que operaron durante el periodo de estudio, hasta por 6,82 veces la demanda máxima, siendo las que presentaron mayor exceso: Dulce Nombre, Universidad, Los Ángeles, Uruca y Guadalupe de la CNFL, Molinos y Oeste de JASEC, y San Ramón del ICE.

Dicha condición puede incidir en la capacidad para controlar las pérdidas técnicas de energía eléctrica, lo cual, puede incrementar los costos de inversión y la tarifa eléctrica. Lo anterior, se puede deber a: la incorporación de nuevos elementos en el diseño del sistema de distribución; utilizar en el diseño de la infraestructura una tasa de crecimiento de la demanda sobreestimada; e incorporar transformadores de un tamaño mayor al necesario, sea para su estandarización o por baja densidad de clientes por kilómetros de red en las zonas rurales.

Además, se determinó baja capacidad instalada de transformación en las subestaciones La Lucha de Coopesantos, Muelle de Coopelesca y en la red de distribución de JASEC, lo cual, puede poner en riesgo la confiabilidad del suministro eléctrico, ante la falla de un elemento del sistema. Esta situación se puede deber a la subestimación de la demanda.


Por otra parte, en cuanto al tiempo dedicado a mantenimiento correctivo y preventivo, se determinó que las horas dedicadas al correctivo son mayores a lo recomendado por la industria, en detrimento de las dedicadas al preventivo; lo anterior, en la ESPH, la CNFL, Coopelesca, ICE y JASEC. Al respecto, se destaca que utilizar mayor tiempo para atender fallas reduce el requerido para ejecutar mantenimiento preventivo, necesario para disminuir los daños en los componentes del sistema de distribución y las interrupciones al suministro eléctrico.

Además, el ICE, la CNFL y ESPH no registran el año en que cada transformador entró a operar; por ello, puede afectarse el estado de la infraestructura de distribución por la antigüedad de los transformadores instalados en la red, y limitar la calidad de la información base para la toma de decisiones sobre mantenimiento, control o sustitución, y así, poder planificar las acciones y recursos necesarios.

Se determinó como razonable el diseño de la infraestructura del Sistema de Distribución Eléctrica del país, según los parámetros utilizados relativos a la extensión de la red, pérdidas de energía totales y el uso de componentes estandarizados para la instalación de la red. No obstante, las distribuidoras no miden ni identifican oportunamente los puntos de la infraestructura del sistema de distribución en los cuales se pierde energía eléctrica; esto permitiría determinar si resultan de causas técnicas o no técnicas, y luego realizar las acciones para minimizar las pérdidas totales de energía en procura de una menor afectación a la tarifa eléctrica y al operador.

¿Qué sigue?

En razón a lo expuesto, se giran disposiciones a las autoridades del ICE, CNFL, ESPH y JASEC para analizar la capacidad instalada de transformación en las subestaciones de distribución y en la red, y establecer las acciones correctivas que proceden; determinar la pertinencia de la relación entre el mantenimiento correctivo y preventivo, e implantar las acciones que permitan ajustar y direccionar la gestión del mantenimiento hacia un equilibrio técnico y económico razonable; y a las autoridades del ICE, la CNFL y ESPH registrar el año en que entró a operar cada transformador de la red de distribución. También se le dispuso a la CNFL analizar la razonabilidad del costo por hora del mantenimiento preventivo y correctivo, así como, los efectos que esto pueda tener en la estructura de la tarifa del servicio eléctrico, con el fin de identificar los componentes que pueden estar generando una distorsión significativa, y tomar las acciones de reducción de costos pertinentes. Por último, se le dispuso al ICE establecer los mecanismos de control que permitan a las cooperativas de electrificación rural, operar el sistema de distribución mediante estándares de capacidad instalada de transformación, diseño y estado de la infraestructura razonables, de conformidad con el numeral 5 de la Ley 8345.

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DIVISIÓN DE FISCALIZACIÓN OPERATIVA Y EVALUATIVA

ÁREA DE SERVICIOS AMBIENTALES Y DE ENERGÍA

INFORME DE AUDITORÍA OPERATIVA ACERCA DE LA EFICACIA Y CAPACIDAD DE LA INFRAESTRUCTURA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL PAÍS

1. INTRODUCCIÓN

ORIGEN DE LA AUDITORÍA

1.1. La auditoría acerca de la eficacia y capacidad de la infraestructura del Sistema de Distribución para la sostenibilidad y desarrollo del servicio eléctrico, se realizó con fundamento en las competencias que le confieren a la Contraloría General los artículos 183 y 184 de la Constitución Política, el 17, 21 y 37 de su Ley Orgánica No. 7428.

OBJETIVO DE LA AUDITORÍA

1.2. Determinar si la infraestructura del Sistema de Distribución Eléctrica responde razonable y eficazmente al desarrollo y sostenibilidad del servicio eléctrico requerido por los diferentes usuarios.

NATURALEZA Y ALCANCE DE LA AUDITORÍA

1.3. La auditoría desarrollada es de naturaleza operativa en cuanto a la eficacia de la capacidad, diseño y estado de la infraestructura del Sistema de Distribución Eléctrica; para el período comprendido entre el 01 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2012.

1.4. El análisis abarca las cuatro empresas distribuidoras públicas, a saber: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL), Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH) y la Junta Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago (JASEC). Además, de conformidad con lo establecido en el numeral 5 de la Ley nro. 8345, se consideraron para dicho análisis las cooperativas de electrificación rural del país, sean Coopelesca, Coopeguanacaste, Coopealfaroruiz y Coopesantos.

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ASPECTOS POSITIVOS QUE FAVORECIERON LA EJECUCIÓN DE LA AUDITORÍA

1.5. La auditoría contó con la asesoría de un ingeniero eléctrico especializado en sistemas de potencia, quién brindó su criterio experto para la determinación y cálculo de los criterios de auditoría, el análisis de la información relativa a los circuitos de la red de distribución y los resultados en la fase de ejecución, así como, en la comunicación de los resultados a las distribuidoras de energía eléctrica.

LIMITACIONES QUE AFECTARON LA EJECUCIÓN DE LA AUDITORÍA

1.6. El avance en la ejecución de la auditoría se limitó debido a que las cooperativas de electrificación rural Coopeguanacaste y Coopealfaroruiz, no suministraron la información requerida por el Órgano Contralor, en el desarrollo de la auditoría.

GENERALIDADES ACERCA DE LA AUDITORÍA

1.7. El suministro de energía eléctrica es trascendental en el desarrollo económico y social del país, principalmente en sus ámbitos habitacional, comercial e industrial, y por ende, con efectos en el logro de una mejor calidad de vida de los habitantes, bajo los principios fundamentales de universalidad y solidaridad. En este sentido, el Sistema de Distribución Eléctrica es parte fundamental del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado, el cual, recibe la energía eléctrica de los sistemas de generación y transmisión, en los voltajes requeridos, para luego transportarla desde la subestación de distribución1 hasta los abonados del servicio2.

1.8. Además de las subestaciones eléctricas, la red de distribución es un componente relevante del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado; conformada, principalmente, por el conjunto de circuitos de distribución primarios (media tensión), secundarios (baja tensión) y los equipos de transformación en ella. Los circuitos primarios se encargan de transportar la energía desde las subestaciones de distribución hasta los transformadores en la red o a los clientes en media tensión, en niveles de tensión de 1 y hasta 69kV. Los circuitos secundarios reciben la energía de los transformadores en la red para entregar a los clientes de baja tensión, en niveles de tensión que desde los 120 a los 240V. Por su parte, los equipos de transformación se encargan primordialmente de realizar los cambios requeridos en los niveles de voltaje de la energía eléctrica para su consumo.

1 Las subestaciones de distribución reciben la energía eléctrica del sistema de transmisión, y se transforma a

un nivel de voltaje inferior para ser entregada a la red de circuitos primarios o a otra subestación reductora que entregará a nivel de circuitos primarios; en ambos casos, la entrega se da en niveles de voltaje denominados media tensión. 2 Los datos de las distribuidoras eléctricas revelan al 2012 poco más de millón y medio de abonados.

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1.9. De ahí la importancia que reviste el verificar la eficacia y capacidad de la infraestructura de dicho Sistema, con el fin de que los operadores logren la sostenibilidad y el desarrollo del servicio eléctrico del país, o de poder identificar elementos que puedan afectar su funcionamiento razonable.

METODOLOGÍA APLICADA

1.10. Para el desarrollo de la auditoría se definieron tres áreas de examen, a saber: la capacidad de transformación, el diseño y estado de la infraestructura del Sistema de Distribución Eléctrica; para estas fueron establecidos y comunicados a los operadores criterios de auditoría, previo a la fase de examen, con apoyo de la asesoría técnica brindada a la Contraloría General y considerando, en lo procedente, las observaciones de las empresas distribuidoras. Estos criterios se detallan en el anexo nro. 1 de este informe.

1.11. Los temas tratados por la Contraloría General en el presente informe, no corresponden a un ejercicio comparativo entre las distribuidoras de energía eléctrica; por cuanto, las diferencias entre las distribuidoras en las características de tipo topológico, climático, de densidad de clientes y condiciones geográficas son significativas, lo cual, según el criterio técnico, imposibilita el análisis comparativo.

COMUNICACIÓN PRELIMINAR DE LOS RESULTADOS DE LA AUDITORÍA

1.12. La comunicación preliminar de los resultados de la auditoría se efectuó el 2 de setiembre de 2014 a los distribuidores de energía eléctrica, en el aula 6 de la Contraloría General de la República, ubicada en el segundo piso del edificio anexo. En esa oportunidad se contó únicamente con la presencia de, funcionarios del Instituto Costarricense de Electricidad, de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., de la Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A., y de la Junta Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago.

1.13. Mediante correos electrónicos del 3 de setiembre de 2014, se les remitió la presentación y las disposiciones del borrador de informe de esta auditoría, a los jerarcas responsables de acatarlas, con la finalidad de que realizaran las observaciones que consideraran necesarias; sin que se hayan recibido en el plazo otorgado.

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2. RESULTADOS

CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSFORMACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

ELÉCTRICA

2.1. La capacidad instalada de transformación del Sistema de Distribución Eléctrica, se analizó en las subestaciones de distribución de energía eléctrica y en la red de distribución. Para las subestaciones de distribución, se consideró la capacidad instalada de los transformadores que componen cada una de estas y su demanda máxima; mientras que, para la red de distribución se utilizó la capacidad de los transformadores instalados en los circuitos primarios (media tensión3) y secundarios (baja tensión4), con respecto a la demanda máxima del sistema.

Uso de la capacidad instalada de transformación en la infraestructura de algunas subestaciones de distribución eléctrica

2.2. El análisis de la capacidad de transformación en las subestaciones de distribución de energía eléctrica realizado para el periodo comprendido entre los años 2008 y 2012, permitió determinar la suficiencia de dichos componentes para atender la demanda máxima de energía eléctrica en los centros de consumo, así como para identificar riesgos relativos a eventuales afectaciones en la confiabilidad del suministro eléctrico ante la falla de un elemento en la subestación, o la incidencia de la sobrecapacidad en la estructura de los costos tarifarios del servicio eléctrico.

2.3. Los parámetros de análisis de la capacidad de transformación en subestaciones de distribución de energía eléctrica, fueron definidos según la cantidad de transformadores en cada subestación. Así, en las subestaciones con un transformador se espera una capacidad de 1,25 veces la demanda máxima registrada en ella; aquellas con dos transformadores el rango de capacidad es de mayor o igual a 2 veces y menor o igual a 2,5 veces; y para las de tres transformadores se especificó entre 1,5 y 1,875 veces. El análisis de los resultados considera la importancia de contar con suficiente capacidad instalada de transformación en la subestación, para mantener el suministro de energía ante la salida de un elemento y una reserva para el crecimiento de la demanda máxima del 25% para un período de 5 años5.

3 Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz (rms) está comprendido entre 1 kV y 69 kV.

4 Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz (rms) nominal es de 1 kV como máximo.

5 Informe del Asesor en Ingeniería Eléctrica de la auditoría, denominado Análisis de resultados acercar de la

eficacia de la capacidad de planta instalada del sistema de distribución para la sostenibilidad y desarrollo del servicio eléctrico. P 15.

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2.4. Se analizó la capacidad instalada en subestaciones con un transformador en 12 de estas, pertenecientes a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL), la Junta Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago (JASEC), el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (Coopelesca) y la Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos R.L. (Coopesantos). El detalle de las subestaciones de cada empresa distribuidora se presenta en el anexo nro. 2 y el de la capacidad instalada de transformación, se muestra en el siguiente gráfico.

Gráfico nro. 1

*Para el 2012 la capacidad instalada de transformación en Dulce Nombre fue de 40 veces. Fuente: Elaboración propia, con los datos proporcionados por las distribuidoras eléctricas.

2.5. El gráfico anterior muestra un exceso de capacidad instalada en las 12

subestaciones examinadas, durante los cinco años analizados. Además, este exceso de capacidad estuvo por encima de 2,5 veces la demanda máxima en las subestaciones de: Dulce Nombre, Oeste, San Ramón, Molino y Universidad, excepto esta última en el 2012 con 2,37 veces. También, destaca el caso de la subestación Chilamate que en su primer año de operación (2012) registró una sobrecapacidad de 2,69 veces y de la subestación Curridabat en los años 2008 y 2009 al registrar capacidad de 1,19 veces, menor al 1,25 recomendado y lo elevó a 1,55 veces en el 2012.

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2.6. En lo relativo a las subestaciones de distribución con dos transformadores, fueron analizadas 11 subestaciones de los operadores de distribución eléctrica antes indicados6, con excepción de JASEC, ya que para el periodo analizado no contaba con subestaciones de 2 transformadores. Al respecto, el siguiente gráfico muestra los resultados.

Gráfico nro. 2

*Para el 2011, la subestación Guadalupe Subterráneo registró una capacidad instalada de transformación de 25,33 veces.

Fuente: Elaboración propia, con los datos proporcionados por las distribuidoras eléctricas.

2.7. Los resultados del análisis de la capacidad instalada en las subestaciones de

distribución de energía eléctrica de dos transformadores, fueron muy variables. Al respecto, se determinó que la subestación La Lucha registró en todo el período examinado, índices por debajo del mínimo de 2 veces la demanda máxima (entre 1,79 y 1,23 veces); y la subestación Muelle, pese a que entró en operación en el 2011, reportó en ese año y en el 2012 baja capacidad. Además, estas dos subestaciones presentan un crecimiento constante de la demanda máxima, aunado a una capacidad instalada sin crecimiento.

6 Ibídem.

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2.8. Las subestaciones Uruca y Los Ángeles evidenciaron un exceso de capacidad instalada de transformación, con valores entre 2,57 y 3,22 veces su demanda máxima, con una tendencia creciente en el periodo analizado. No obstante, esas subestaciones registraron disminuciones en su demanda máxima, particularmente, de un 10% en Los Ángeles y un 19% en la Uruca, en el 2012 con respecto al 2008.

2.9. Además, cabe destacar que la subestación Guadalupe Subterráneo en el 2011 registró un índice superior a 25 veces la demanda máxima, lo cual, a criterio de la Contraloría General es una situación atípica de operación, al reportar en los otros años mediciones dentro del rango establecido entre 2 y 2,5 la demanda máxima.

2.10. En lo concerniente a la capacidad de transformación en las subestaciones con tres transformadores, la subestación Guadalupe7 reveló el siguiente comportamiento.

Gráfico nro.3

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por la CNFL.

2.11. Como se observa, la subestación Guadalupe presenta un exceso de capacidad instalada de transformación con valores entre 2,89 y 3,12 veces la demanda máxima. Esta subestación presentó en el año 2010 su nivel de mayor demanda, y utilizó solamente un 35% de su capacidad instalada.

7 La información suministrada indica que es la única subestación de distribución eléctrica con tres

transformadores.

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2.12. Es relevante indicar que las causas del exceso de capacidad instalada de transformación en las subestaciones analizadas o de baja capacidad, pueden ser determinadas mediante un estudio técnico y especializado para cada una de estas subestaciones. Al respecto, en términos generales y conforme al criterio experto, se pueden señalar posibles causas; por ejemplo, el exceso de capacidad instalada se puede generar al incorporar nuevos elementos al sistema de distribución, como subestaciones en media tensión, considerando que algunas de las subestaciones de distribución en la condición señalada comenzaron a operar antes de 2008.

2.13. Otras causas pueden ser debilidades en el proceso de proyección de demanda utilizado para el diseño de esas subestaciones, sobrestimación de la capacidad necesaria para el anillamiento de la red y los niveles de confiabilidad determinados; ocasionando un distanciamiento con las necesidades reales al entrar en operación.

2.14. También, según criterio experto, los excesos de capacidad detectados pueden estar incidiendo en el control de las pérdidas técnicas de energía eléctrica, debido a las amplias diferencias entre la capacidad instalada y la demanda máxima de los transformadores. En este sentido, existe la posibilidad de utilizar transformadores de menor tamaño, y así reducir dichas pérdidas8.

2.15. Asimismo, el eventual diseño de subestaciones con excesos de capacidad, puede dificultar la disposición de recursos para el desarrollo de nuevos proyectos, por haber adquirido equipos con mayor capacidad que representan mayores costos de inversión, a pesar de que técnicamente no sea necesario. Además, las inversiones realizadas bajo las circunstancias descritas, pueden generar costos adicionales de operación y mantenimiento, que eventualmente serían trasladados tarifariamente al consumidor, en detrimento del principio de servicio al costo, establecido en la Ley nro. 75939.

2.16. Ahora bien, las subestaciones identificadas con baja capacidad de transformación, presentan el riesgo de afectar sus índices de confiabilidad, al no contar con la capacidad suficiente para respaldar situaciones de contingencia ante la salida de un elemento de la subestación, se pueden generar interrupciones en el suministro de energía eléctrica de los centros de consumo que atienden.

8 Informe del Asesor en Ingeniería Eléctrica de la auditoría, denominado Análisis de resultados acercar de la

eficacia de la capacidad de planta instalada del sistema de distribución para la sostenibilidad y desarrollo del servicio eléctrico. P 84. 9 Artículo 3, inciso b): Servicio al costo. principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de

los servicios públicos, al contemplar únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad.

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Uso de la capacidad instalada de transformación en la infraestructura de la red de algunas distribuidoras eléctricas

2.17. En la medición de la capacidad de transformación en la red de distribución de algunas distribuidoras de energía eléctrica, se consideró la capacidad de los transformadores instalados en los circuitos primarios (media tensión) y secundarios (baja tensión), con respecto a la demanda máxima del sistema. Dada la densidad relativa de demanda por kilómetro cuadrado, se estimaron porcentajes de capacidad adicionales en zonas urbanas, estableciéndose parámetros esperados de capacidad de transformación de la red entre 2 y 2,5 veces la demanda máxima; mientras que para la medición en las zonas rurales, se varió el intervalo entre 1,5 y 2 veces la demanda máxima10.

2.18. Para el análisis, se considera que la CNFL y JASEC distribuyen en zona urbana, y Coopelesca, Coopesantos y el ICE11 en zona rural. Al respecto, la ESPH comunicó no tener los registros con los datos para este tipo de medición12, y Coopealfaroruiz y Coopeguanacaste no remitieron la información solicitada. Los resultados de la capacidad instalada de transformación en la red de zonas urbanas entre los años 2008 y 2012, se muestra en el siguiente gráfico:

Gráfico nro. 4

*La CNFL no contaba con los datos correspondientes al año 2008. Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por la CNFL y JASEC.

10

Informe del Asesor en Ingeniería Eléctrica de la auditoría, denominado Análisis de resultados acercar de la eficacia de la capacidad de planta instalada del sistema de distribución para la sostenibilidad y desarrollo del servicio eléctrico. P 16. 11

Se consideró al ICE como distribuidor en zona rural, dado que un 65% de su red se concentra en esa zona. 12

Según lo indicado en correo electrónico del 22 de octubre de 2013.

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2.19. El gráfico anterior muestra un exceso de capacidad instalada de transformación en la red de la CNFL, registrando mediciones entre 2,75 y 2,95 veces la demanda máxima del sistema, y con un comportamiento incremental en los cuatro años analizados. Por su parte, JASEC mostró un nivel de baja capacidad en relación a su demanda máxima, con valores entre 1,78 y 1,92 veces; aunque estos valores se han incrementado en el período de análisis y en el año 2012 se acercó al nivel de capacidad mínimo esperado de al menos 2 veces. Cabe mencionar, que si bien predomina la zona urbana en el área atendida por JASEC, existen algunas zonas rurales que pueden incidir en los resultados13.

2.20. En cuanto a los resultado para las redes ubicadas en zonas rurales, se muestran en el siguiente gráfico:

Gráfico nro. 05

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por las distribuidoras eléctricas.

13

Informe del Asesor en Ingeniería Eléctrica de la auditoría, denominado Análisis de resultados acercar de la eficacia de la capacidad de planta instalada del sistema de distribución para la sostenibilidad y desarrollo del servicio eléctrico. P 84.

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2.21. La información mostrada en el gráfico presenta para el ICE en el año 2008, una capacidad instalada de transformación en la red por debajo del mínimo recomendado, con 1,46 veces la demanda máxima en la red; y en los años siguientes se incrementó manteniendo valores razonables entre 1,60 y 1,72 veces. En el caso de Coopelesca y Coopesantos registraron valores superiores al parámetro, inclusive mayores a tres veces la demanda máxima en la red, mostrando un comportamiento creciente con mediciones entre 2,97 y 3,17 veces en el caso de Coopelesca, y entre 2,71 y 3,03 veces en Coopesantos.

2.22. Al respecto, la CNFL, Coopelesca y Coopesantos, que mostraron exceso de capacidad de transformación en sus redes de distribución, presentan diferencias entre el crecimiento porcentual anual de su capacidad instalada de transformación en la red y el porcentaje de crecimiento de su demanda máxima; lo cual, se observa en el siguiente gráfico.

Gráfico nro. 6

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por la CNFL, Coopelesca y Coopesantos.

2.23. Como se desprende del gráfico anterior, se evidencia, en términos generales, una tendencia al incremento de la capacidad instalada de transformación mayor al de la demanda máxima que debe soportar la red; donde incluso se dan diferencias de hasta un 7%. En el caso de la CNFL, la mayor diferencia entre el crecimiento de la capacidad instalada y el crecimiento de la demanda máxima en la red se dio en el 2011 con 4,39%; en tanto en el 2009 Coopelesca registró la mayor diferencia con 5,14% y Coopesantos con 3,53%.

18


2.24. Las causas de la situación descrita para la capacidad instalada de transformación de la red, se pueden conocer a partir de un análisis específico en cada caso. Sin embargo, a nivel general, se puede indicar que pueden corresponder a los transformadores instalados a solicitud de actores privados14 para complejos de vivienda; la baja densidad de clientes por kilómetros de red, que predomina en zonas rurales; requerimientos específicos de transformación en empresas de carácter industrial; y debilidades en la proyección de demanda utilizada para calcular el crecimiento de la capacidad.

2.25. Asimismo, en la CNFL se determinó que el parque de transformadores en la red tiene un 41% de sus equipos con capacidad nominal de 50kVA, siendo que para algunos de ellos la capacidad requerida puede ser menor o intermedia, sea valores de 10, 15 o 35kVA.

2.26. Los niveles por debajo del mínimo esperado pueden perjudicar los índices de confiabilidad en las operaciones de las distribuidoras de energía eléctrica, ante eventuales limitaciones de capacidad de transformación para realizar anillamientos15 que le permitan mantener el suministro de energía y disminuir la afectación ante la salida de un elemento de la red.

2.27. Por su parte, las empresas con excesos de capacidad instalada de transformación en su red tienen similar situación a la referida para las subestaciones, sea que pueden experimentar un deterioro en sus índices de pérdidas por origen técnico o las ocasionadas por las brechas entre la capacidad instalada y la demanda máxima que esta debe soportar. A la vez, dichos excesos pueden dificultar el obtener financiamiento para el desarrollo de la red y la recuperación de esas inversiones, ante eventuales costos adicionales en la operación de los sistemas de distribución, los cuales, repercuten en las tarifas cobradas por el servicio.

ESTADO DE LA INFRAESTRUCTURA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL PAÍS

Elevado uso del mantenimiento correctivo

2.28. El estado de la infraestructura del sistema de distribución eléctrica del país se analiza mediante la relación entre los tiempos o costos dedicados al mantenimiento correctivo y preventivo (RMCP). La premisa indica que del mantenimiento preventivo suficiente se espera una infraestructura en mejores condiciones, y por consiguiente, una disminución en las fallas en equipos y circuitos, disminuyendo así la necesidad de mantenimiento correctivo.

14

Estos actores pueden ser personas físicas u organizaciones privadas que solicitan determinados transformadores a las distribuidoras, para facilitar el acceso al servicio eléctrico. 15

La distribución de energía eléctrica en anillo permite, mediante maniobras oportunas, reconfigurar la red para aislar el defecto y poder reestablecer el suministro en el sector afectado en el menor tiempo posible.

19


2.29. Las empresas de distribución eléctrica públicas presentan una relación entre los tiempos de reparación dedicados al mantenimiento correctivo y preventivo en horas muy por encima del valor recomendado del 25%, el cual, se utilizó como parámetro de comparación16. Los resultados se muestran en el siguiente gráfico.

Gráfico nro. 7

*La ESPH no proporcionó las horas de mantenimiento correctivo del año 2012. Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por las distribuidoras.

2.30. Como destaca del gráfico, la ESPH ha dedicado tiempo considerable al mantenimiento correctivo, aunque la tendencia es decreciente desde el 2008, cuando la relación fue de más de 7 veces y se redujo a poco menos del doble en el 2011.

2.31. No obstante, los costos del mantenimiento preventivo utilizados por la ESPH fueron mayores que los destinados al correctivo; lo cual, puede deberse al número de mantenimientos preventivos complejos con mayor cantidad de personal y maquinaria, en comparación con los correctivos; ello, para disminuir su duración. Así, la relación de costos entre el mantenimiento correctivo y el preventivo está

16


20


por encima del parámetro referente del 30%17, en mayor medida a partir del 2010, como se muestra a continuación.

Cuadro nro. 1

Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. Relación entre los costos del mantenimiento correctivo y preventivo

Periodo 2008 al 2012, en colones

Año Costo del mant.

correctivo Costo del mant.

preventivo RMCP

en costos

2008 38.412.993,12 73.946.151,88 51,95%

2009 88.409.648,66 175.789.156,03 50,29%

2010 183.512.441,59 188.624.207,28 97,29%

2011 197.675.241,89 212.506.279,02 93,02%

2012 210.032.365,18 220.347.930,31 95,32% Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por la ESPH.

2.32. En el caso de la CNFL el tiempo total de mantenimiento correctivo fue mayor al preventivo, durante los años 2009 al 2012, lo cual se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro nro. 2

Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. Relación entre el tiempo de reparación en mantenimiento correctivo y preventivo

Periodo 2008 al 2012

Año Horas de mant.

correctivo Variación

Horas de mant. preventivo

Variación RMCP en tiempo

2008 11.562 24.198 47,78%

2009 30.369 162,66% 24.100 -0,40% 126,01%

2010 33.237 9,44% 21.146 -12,26% 157,18%

2011 35.755 7,58% 19.873 -6,02% 179,92%

2012 38.770 8,43% 23.620 18,86% 164,14% Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por la CNFL.

17


21


2.33. Como se observa, durante el periodo de estudio se dio una tendencia a destinar mayor tiempo al mantenimiento correctivo en detrimento del preventivo, en términos absolutos18. Además, llama la atención el aumento en un 162,66% en el tiempo total dedicado a mantenimiento correctivo en el 2009.

2.34. La relación de costos entre el mantenimiento correctivo y preventivo en la CNFL, se ilustra en el siguiente cuadro:

Cuadro nro. 3 Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.

Relación entre los costos del mantenimiento correctivo y preventivo Periodo 2008 al 2012, en colones



Costo del mant. preventivo

Variación RMCP en

costos

2008 386.561.553,10 1.663.827.975,91 23,23%

2009 462.734.956,40 19,71% 1.886.949.730,20 13,41% 24,52%

2010 581.259.739,20 25,61% 1.920.469.764,75 1,78% 30,27%

2011 581.858.594,30 0,10% 2.026.799.722,02 5,54% 28,71%

2012 890.125.437,50 52,98% 2.132.632.852,74 5,22% 41,74% Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por la CNFL.

2.35. Como se observa, a pesar de la mayor cantidad de horas dedicadas al mantenimiento correctivo, estos costos estuvieron bajo el parámetro del 30%, excepto en el 2012 que fue de 41,74%, dada la tendencia a crecer de forma más acelerada en relación con los costos del mantenimiento preventivo, lo cual es conforme con el aumento en la duración.

2.36. Por otro lado, el tiempo utilizado por el ICE en mantenimiento correctivo representó alrededor del 50% del destinado a actividades de mantenimiento preventivo, como se ilustró en el gráfico nro. 7. Así entonces, se identificó para esta empresa una disminución de las horas destinadas al mantenimiento correctivo y un aumento de las destinadas al preventivo, a partir de 2011; a pesar de tener una relación de mantenimiento que superó en cerca del doble el tiempo recomendado para la industria, que es del 25%19.

2.37. Ahora bien, en términos de costos la relación se mantuvo cercana al parámetro del 30% recomendado con tendencia a la baja, como se observa en el cuadro siguiente.

18

El análisis no consideró las horas dedicadas por la CNFL en la atención de fallas cuya causa fueron: catástrofes naturales, infraestructura del cliente y postes quebrados. 19


22


Cuadro nro. 4 Instituto Costarricense de Electricidad

Relación entre costos de mantenimiento correctivo y preventivo Periodo 2008 al 2012, en colones



Costo del mant. preventivo

Variación RMCP en

costos

2008 4.334.165.371,64 12.382.499.433,45 35,00%

2009 4.940.178.432,08 13,98% 15.299.523.773,15 23,56% 32,29%

2010 5.873.495.668,99 18,89% 17.860.027.512,44 16,74% 32,89%

2011 5.273.411.846,30 -10,22% 19.727.243.513,89 10,45% 26,73%

2012 4.806.426.793,45 -8,86% 20.662.318.940,34 4,74% 23,26%

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por el ICE.

2.38. En cuanto a JASEC, el resultado de la relación del tiempo dedicado a

mantenimiento correctivo y al preventivo, se acercó cada vez más al 25% recomendado, pasando de un 73,12% en el 2008 a un 22,90% en el 2012; lo cual, es coincidente con la tendencia a utilizar más tiempo en mantenimiento preventivo, para lograr un mejor estado de la infraestructura eléctrica. No fue posible obtener la relación de costos por mantenimiento, en virtud de que esta empresa no separa contablemente dichos costos.

2.39. En el caso de Coopelesca, el análisis se efectuó considerando las horas hombre totales destinadas a cada tipo de mantenimiento, debido a que no se tenían los datos de la duración total de las actividades. De esta forma, se encontró que la relación entre los tiempos de reparación dedicados al mantenimiento correctivo y preventivo, aun cuando superó el parámetro de cita, mejoró pasando de un 90% en el 2008 a un 32% en el 2012, destinado cada vez más horas al mantenimiento preventivo, como se muestra en el siguiente gráfico:

Gráfico nro. 8

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por Coopelesca.

23


2.40. De igual forma, la relación en términos de costos mostró una mejora entre los años 2008 al 2012, siendo de 94,97% al principio y de 44,11% al final del periodo. Esto parece responder a que se destinó mayor cantidad de tiempo a ejecutar mantenimientos preventivos, en procura de disminuir las fallas, y por ende, las actividades correctivas. El detalle del comportamiento de los costos se puede observar en el siguiente cuadro:

Cuadro nro. 5 Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L.

Relación entre los costos del mantenimiento correctivo y preventivo Periodo 2008 al 2012, en colones

Año Costo mantenimiento


Costo mantenimiento

preventivo Variación

RMCP en costos

2008 384.951.069,13

405.346.835,09

94,97%

2009 397.574.668,17 3,28% 607.367.316,26 49,84% 65,46%

2010 558.657.256,83 40,52% 654.821.104,60 7,81% 85,31%

2011 482.119.287,24 -13,70% 939.336.586,57 43,45% 51,33%

2012 597.285.663,09 23,89% 1.353.944.029,52 44,14% 44,11% Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por Coopelesca.

2.41. Por último, en el caso de Coopesantos no fue posible calcular la relación entre los

tiempos de reparación dedicados al mantenimiento correctivo y preventivo, debido a que no cuenta con un registro de horas invertidas en mantenimiento preventivo.

2.42. Ahora bien, la relación entre los costos del mantenimiento correctivo y preventivo en esta Cooperativa fue superior al 30% durante todo el periodo de estudio, y en dos años el costo del mantenimiento correctivo fue mayor al del preventivo. En el 2010, esto respondió al aumento de 27.688 horas en la atención de correctivos con respecto al 2009, principalmente por el incremento de daños en acometidas. Dichos datos se detallan a continuación.

24


Cuadro nro. 6 Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos R.L.

Relación entre costos de mantenimiento correctivo y preventivo Periodo 2008 al 2012, en colones

Año Horas

mantenimiento correctivo

Costo mantenimiento


Costo del mantenimiento

preventivo Variación

RMCP en costos

2008 9.031 34.724.649,40 29.342.016,19 118,34%

2009 9.078 57.994.850,18 67,01% 73.591.887,63 150,81% 78,81%

2010 36.766 79.322.498,10 36,78% 54.701.672,48 -25,67% 145,01%

2011 27.100 45.414.889,59 -42,75% 52.837.404,13 -3,41% 85,95%

2012 27.326 40.242.855,69 -11,39% 57.361.371,01 8,56% 70,16%

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por Coopesantos.

2.43. En general, la gran cantidad de horas y recursos económicos destinados por las empresas distribuidoras al mantenimiento correctivo, se puede deber a la práctica de atender algunos equipos solo cuando estos se dañan, desfasando la posibilidad de disminuir razonablemente las fallas con la ejecución de mantenimiento preventivo o predictivo; lo cual, aumentaría el riesgo de afectar la continuidad del suministro eléctrico con más frecuencia. Así entonces, aumentarían los costos del mantenimiento correctivo y los ingresos dejados de percibir por las interrupciones generadas en dicho suministro.

2.44. La Contraloría General analizó y estimó el costo por hora del mantenimiento correctivo y preventivo, según información suministrada por tres empresas distribuidoras, y determinó diferencias de hasta cinco veces en ese costo entre operadores. Por ejemplo, en el 2011 el mayor costo incurrido por un operador en mantenimiento preventivo fue de ₡101.988,63 la hora y el menor de ₡20.038,68 por parte de otro operador. Considerando que estas actividades son similares en todos los operadores, las diferencias ameritan análisis e identificación de las causas; siempre valorando eventuales motivadores como el uso de más personal y maquinaria, y diferente calidad de los equipos utilizados. Ver detalle en anexo 3 de este informe.

Insuficiente control de la vida útil de los transformadores de la red de distribución

2.45. Una buena práctica en la administración de inventarios de equipos es establecer su vida útil y llevar un control de la cantidad de años en operación, para facilitar la toma de decisiones en materia de mantenimiento, control y sustitución, y así, planificar las acciones y recursos necesarios que fortalezcan la seguridad del sistema de distribución eléctrica.

25


2.46. No obstante, se determinó que el ICE y ESPH no cuentan con los datos que permitan identificar si el tiempo en operación de cada transformador de la red de distribución era menor o igual a 25 años20, parámetro utilizado como vida útil de estos activos. Además, la CNFL solo tiene el registro del año de fabricación de 2.150 de los 27.993 transformadores instalados en su red de distribución.

2.47. Lo anterior, evidencia la ausencia de control de esas empresas distribuidoras relativo a la vida útil remanente de los transformadores de la red; lo cual, puede limitar la toma de decisiones en la gestión del inventario y reposición de los transformadores de la red. Esta situación, incrementa el riesgo de fallas en el sistema de distribución por el agotamiento en la vida útil de estos equipos, provocando eventualmente interrupciones al servicio eléctrico y un debilitamiento en el estado de la infraestructura de distribución eléctrica.

2.48. Ahora bien, considerando el año de fabricación de los 2.150 transformadores de la CNFL antes citados, se identificó que el 35,12% de estos tienen más de 25 años, y un 13,49% incluso más de 36 años; como se muestra de seguido.

Cuadro nro. 7

Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. Años de fabricación de 2.150 transformadores de la red de distribución

Años de fabricación

Cantidad Transformadores

Porcentaje

Entre 36 y 53 290 13,49%

Entre 26 y 35 465 21,63%

Entre 16 y 25 384 17,86%

Entre 6 y 15 220 10,23%

Entre 0 y 5 791 36,79%

Total 2.150 100,00% Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por CNFL.

2.49. Por el contrario, Coopelesca, Coopesantos y JASEC tienen un bajo porcentaje de

sus transformadores de la red de distribución con más de 25 años de operar; como se observa en el gráfico siguiente.

20


26


Gráfico nro. 9

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por las distribuidoras.

2.50. El análisis del estado de la infraestructura del Sistema de Distribución Eléctrica,

abarcó la cantidad de transformadores de la red, los medidores y las protecciones, dañados con respecto a aquellos en operación al inicio de cada año, para el periodo comprendido entre el 2008 y el 2012. Al respecto, se determinó que la mayoría de las distribuidoras se mantuvieron en los parámetros establecidos; a saber: 10% para los transformadores de la red y protecciones, y 5% para los medidores.21 No obstante, a excepción del ICE, las empresas y cooperativas distribuidoras tuvieron dificultad para proporcionar parte de la información, por ello, no fue posible hacer el análisis en todos los casos.

DISEÑO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DEL PAÍS

Aumento en las pérdidas de energía eléctrica totales

2.51. En un sistema eléctrico existen dos tipos de pérdidas de energía eléctrica, las técnicas y las no técnicas; las primeras se presentan por la operación, diseño y estado de la infraestructura, mientras que las segundas se deben básicamente a hurtos y a la imprecisión de algunos equipos utilizados en su medición, principalmente, los electromagnéticos. La suma de ambas son las pérdidas eléctricas totales.

21


27


2.52. Al respecto, se identificó que las pérdidas de energía eléctrica totales del sistema de distribución de cada una de las empresas distribuidoras estatales, presentan una tendencia creciente hasta llegar a valores cercanos al parámetro utilizado del 11%22. Estas pérdidas fueron calculadas por dichas empresas, con base en las mediciones de la energía disponible en la red23 y la facturada, según se muestra en el siguiente gráfico.

Gráfico nro. 10

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por las empresas distribuidoras.

2.53. El comportamiento de las cooperativas de electrificación rural fue fluctuante, pues,

en algunos años las pérdidas eléctricas totales aumentaron y en otros disminuyeron, manteniéndose por debajo del 11%, como se muestra en el siguiente gráfico.

22

Informe del Asesor en Ingeniería Eléctrica de la auditoría, denominado Análisis de resultados acercar de la eficacia de la capacidad de planta instalada del sistema de distribución para la sostenibilidad y desarrollo del servicio eléctrico. P 18. 23

Es la energía entregada por el Sistema de transmisión, más la generación propia o de Coneléctricas R.L.

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Gráfico nro. 11

*Cabe destacar que la información de las Cooperativas de Guanacaste y Alfaro Ruiz fue suministrada por el ICE.

Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por las cooperativas de electrificación rural y el ICE.

2.54. Es necesario señalar que el ICE mantuvo el menor porcentaje de pérdidas eléctricas totales, a pesar de tener mayor extensión de la red, por debajo del 7% en la mayoría de los años analizados, con un porcentaje muy pequeño de pérdidas no técnicas, según lo estimó la Administración. Además, a partir de 2010, Coopesantos inició con gestiones para identificar y cuantificar pérdidas no técnicas, las cuales, fueron de 0,06% en el año 2011 y 0,04% en el 2012.

2.55. El aumento en las pérdidas eléctricas totales puede deberse a la ausencia de medición de estas y de identificación oportuna de los puntos de pérdida de energía en la infraestructura del sistema de distribución; lo cual, permitiría determinar si resultan de causas técnicas o no técnicas, y realizar los ajustes de diseño, mantenimiento preventivo y predictivo o deshabilitar las conexiones ilegales, entre otros que procedan. Asimismo, es un elemento a considerar que las pérdidas técnicas son mayores en equipos con exceso de capacidad instalada de transformación.

29


2.56. La metodología del cálculo tarifario reconoce las pérdidas eléctricas mediante las compras de energía, con un límite de reconocimiento que puede aumentar o disminuir con base en el promedio de los ocho operadores en distribución. Por lo tanto, dicho aumento en las perdidas eléctricas totales puede tener una afectación económica para los abonados mediante el incremento en las tarifas. Este sería el caso de empresas distribuidoras con pérdidas eléctricas por encima del promedio, para las cuales, dicho remanente se constituiría en una pérdida real.

Buenas prácticas en el diseño del sistema de distribución eléctrica

2.57. Se determinó que las distribuidoras eléctricas del país implementan buenas prácticas en el diseño de sus sistemas; como por ejemplo, estandarizar las unidades constructivas24 en dicho diseño, y así, disminuir las categorías de materiales, láminas de identificación y equipos en los inventarios físicos; lo que permite agilizar el proceso de instalación.

2.58. Además, cuentan con un esquema de coordinación de sus protecciones25 razonablemente diseñado, pues, sus ajustes fueron pocos y en la mayoría de los casos se debieron a cambios en la infraestructura eléctrica o por solicitud del Centro Nacional de Control de Energía (CENCE), como operador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.

2.59. También, la relación entre la longitud de la red en media tensión (circuitos primarios) y la longitud de la red en baja tensión (circuitos secundarios) del sistema de distribución de la CNFL y la ESPH, está dentro del rango establecido como parámetro para las distribuidoras con mayor densidad de clientes por kilómetro cuadrado (entre 0,90 y 1,10)26; no así, la del ICE y JASEC, que estuvieron por encima. Los resultados se muestran en el siguiente gráfico.

24

Para circuitos primario y secundarios, se refiere al conjunto de equipos, materiales y láminas de identificación y colocación que necesita un instalador para ejecutar el montaje respectivo, y además sirve para determinar la cantidad y especificaciones de materiales a solicitar, así como, para cuantificar el costo correspondiente según el nivel de estandarización de cada empresa distribuidora; por ejemplo, en calibre de conductores, longitud de circuitos, protecciones, entre otros. 25

El esquema de coordinación de protecciones se refiere al conjunto de elementos y equipos de protección utilizados en la red de distribución, cuyo diseño y ubicación permite coordinar la velocidad de actuación ante fallas o accidentes en la red. 26

Informe: Análisis de resultados acercar de la eficacia de la capacidad de planta instalada del sistema de distribución para la sostenibilidad y desarrollo del servicio eléctrico. P 17.

30


Gráfico nro. 12

*La EPSH no proporcionó los datos para los años 2008 y 2009. Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por las distribuidoras.

2.60. Es importante acotar, que empresas distribuidoras con un amplio margen de clientes en zonas urbanas, también cuentan con áreas rurales que distorsionan en alguna medida el cálculo de este indicador. En consecuencia, no se puede afirmar que la relación entre las longitudes de las redes en media tensión y baja tensión sea un aspecto preocupante para JASEC y el ICE; sin embargo, pueden revisar esta relación con base en sus diseños de la red, a fin de determinar si existen oportunidades de mejora que fortalezcan el uso óptimo de la infraestructura instalada en sus redes de distribución.

2.61. Algunas distribuidoras que abastecen del servicio eléctrico a zonas rurales del país, presentan extensiones de red primaria hasta por encima de 5 veces más la longitud de la red secundaria. Estas distribuidoras son: Coopesantos, Coopelesca, Coopealfaroruiz, Coopeguanacaste y parte de la red del ICE. Si bien la topografía y el desarrollo de las zonas es muy distinto, la situación puede ser analizada para verificar la razonabilidad del diseño de sus sistemas de distribución.

31


3. CONCLUSIONES

3.1. La Contraloría General considera que la eficacia y capacidad de la infraestructura del Sistema de Distribución Eléctrica es susceptible de mejora, lo cual, agregaría valor al existente desarrollo y sostenibilidad del servicio eléctrico; ello, en el tanto las distribuidoras eléctricas identifiquen y analicen la razonabilidad de las causas que están generando excesos de capacidad instalada de transformación con respecto a su demanda máxima, en la mayoría de las subestaciones de distribución eléctrica y en algunos transformadores de la red de distribución. Asimismo, la baja capacidad instalada de transformación determinada en dos subestaciones y en la red de un operador, evidencia que el sistema requiere mayor confiabilidad del suministro eléctrico, ante el riesgo de falla de un elemento del sistema.

3.2. Además, sin demérito de situaciones especiales que limiten las labores de mantenimiento programadas por las empresas distribuidoras, considera el Órgano Contralor que al predominar el mantenimiento correctivo sobre el preventivo, se pone en riesgo el estado óptimo de la infraestructura y la seguridad del sistema de distribución. Lo anterior, por cuanto el mantenimiento preventivo y predictivo realizado de forma oportuna, genera una mejor condición física de los componentes del sistema eléctrico, y así, disminuyen las fallas e interrupciones al servicio eléctrico; a lo cual, se suma la falta de control sobre la antigüedad de los transformadores en la red de distribución eléctrica.

3.3. Además, resulta relevante aprovechar las buenas prácticas que se tienen acerca del diseño de la infraestructura del Sistema de Distribución Eléctrica, en cuanto al esquema de coordinación de protecciones, la estandarización de las unidades constructivas, la longitud de la red primaria con respecto a la secundaria y las pérdidas totales de energía eléctrica. Lo que permite garantizar a los usuarios la razonabilidad de dicho diseño, según parámetros como los analizados en la presente auditoría; pues, aunque las tendencias comentadas son satisfactorias al compararse con la región Latinoamérica, pueden tender a ser más favorables; como en el caso de las pérdidas de energía, cuando al identificar sus causas técnicas y no técnicas, se pueda disminuir sus posibles efectos en los costos operativos, y por ende, en la estructura tarifaria.

4. DISPOSICIONES

4.1. De conformidad con las competencias asignadas en los artículos 183 y 184 de la Constitución Política, los artículos 12 y 21 de la Ley Orgánica de la Contraloría General de la República, Nro. 7428, y el artículo 12 inciso c) de la Ley General de Control Interno, se emiten las siguientes disposiciones de acatamiento obligatorio, a cumplir por cada uno de los funcionarios indicados dentro del plazo (o en el

32


término) conferido para ello, por lo que su incumplimiento no justificado constituye causal de responsabilidad.

4.2. El Órgano Contralor se reserva la posibilidad de verificar, por los medios que considere pertinentes, la efectiva implementación de las disposiciones emitidas, y de valorar el establecimiento de responsabilidades que correspondan, en caso de incumplimiento injustificado de tales disposiciones.

A LUIS PACHECO MORGAN, EN SU CALIDAD DE GERENTE DE ELECTRICIDAD DEL

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD, A ALLAN BENAVIDES VÍLCHEZ, VÍCTOR

SOLÍS RODRÍGUEZ Y OSCAR MENESES QUESADA, EN SU CALIDAD DE GERENTES

GENERALES DE LA EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE HEREDIA S.A., COMPAÑÍA

NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A. Y JUNTA ADMINISTRATIVA DE SERVICIOS

ELÉCTRICOS DE CARTAGO, RESPECTIVAMENTE, O A QUIEN EN SUS LUGARES OCUPEN EL

CARGO

4.3. Analizar la capacidad instalada de transformación en las subestaciones de distribución y en la red en el ámbito de competencia de cada operador, con el fin de identificar las causas del exceso o bajo nivel de capacidad de transformación encontrado y establecer las acciones correctivas que procedan. Comunicar a esta Contraloría General, a más tardar el 25 de setiembre de 2015, las acciones correctivas acordadas por esa Gerencia al respecto. Ver párrafos 2.2 al 2.27.

4.4. Analizar la pertinencia de la relación que se refleja entre el mantenimiento correctivo y preventivo, en el ámbito de competencia de cada operador . En caso de encontrarse desviaciones relevantes en dicha relación, establecer las acciones que permitan ajustar y direccionar la gestión del mantenimiento hacia un equilibrio técnico y económico razonable, para incidir en forma positiva en el estado de la infraestructura del sistema de distribución y en la disminución de las pérdidas técnicas de energía que se estén generando. Además, definir la periodicidad de la ejecución este análisis. Comunicar a la Contraloría General, a más tardar el 31 de marzo de 2015, las acciones tomadas en relación con las desviaciones detectadas y la periodicidad definida para dicho análisis. Ver párrafo 2.28 al 2.41 y 2.54.

33



INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD, A ALLAN BENAVIDES VÍLCHEZ DE LA

EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE HEREDIA S.A. Y VÍCTOR SOLÍS RODRÍGUEZ DE

LA COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A., EN SU CALIDAD DE GERENTES

GENERALES, O QUIEN EN SUS LUGARES OCUPEN EL CARGO.

4.5. Establecer como práctica institucional el registro del año en que entró a operar cada transformador de la red de distribución, a fin de facilitar el proceso de planificación de reposiciones, ejecución de labores de mantenimiento y operación del sistema; en procura de un estado óptimo de la infraestructura de distribución eléctrica y una mayor confiabilidad del sistema. Remitir a este Órgano Contralor, a más tardar el 19 de diciembre de 2014, el documento que acredite el establecimiento de dicha práctica. Ver párrafos 2.43 al 2.46.

A VÍCTOR SOLÍS RODRÍGUEZ, EN SU CALIDAD DE GERENTE GENERAL DE LA COMPAÑÍA

NACIONAL DE FUERZA Y LUZ, O A QUIEN EN SU LUGAR OCUPE EL CARGO

4.6. Analizar la razonabilidad del costo por hora del mantenimiento preventivo y correctivo, así como, los efectos que esto puede tener en la estructura de la tarifa del servicio eléctrico, con el fin de identificar los componentes de este costo que puedan estar generando una distorsión significativa, y tomar las acciones de reducción de costos que sean pertinentes. Comunicar a la Contraloría General las acciones de reducción de costos tomadas, a más tardar el 29 de mayo de 2015. Ver párrafo 2.42.


INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD, O A QUIEN EN SU LUGAR OCUPE EL

CARGO

4.7. Establecer mecanismos de control que permitan a las cooperativas de electrificación rural del país operar el sistema de distribución mediante estándares de capacidad instalada de transformación, diseño y estado de la infraestructura razonables; de conformidad con el numeral 5 de la Ley 8345, con el fin de lograr una operación integrada del Sistema Nacional Interconectado, y preservar la seguridad y calidad de la energía; de acuerdo con lo comentado en este informe. Remitir al Órgano Contralor, a más tardar el 31 de julio de 2015, la documentación que respalde la emisión oficial de dichos mecanismos de control.

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ANEXO nro. 1 Criterios de auditoría

Para el análisis de la capacidad del Sistema de Distribución se definieron dos

indicadores: uno para subestaciones y otro para la red de distribución, componentes fundamentales de dicho sistema. Estos indicadores son la capacidad instalada de transformación en las subestaciones (CTS) de distribución27, y la capacidad instalada de transformación en la red (CTR) de distribución28. El análisis se realizó por separado, pues, la demanda máxima que deben soportar los transformadores es diferente en la subestación y en la red.

Los indicadores se calcularon de la siguiente forma:

a) CTS= Σ (kVA x transformador instalado) / Carga máxima de la subestación en kVA.

b) CTR= Σ (kVA x transformador instalado en la red) / Carga máxima de distribución en kVA en la red.

Por su parte, los indicadores establecidos para el examen del diseño de la infraestructura del Sistema de Distribución, en razón de extensión de la red (RTR), son: cantidad de ajustes a los esquemas de coordinación de protecciones anuales, porcentaje de pérdidas de energía totales (PET), y porcentaje de utilización de las unidades constructivas estandarizadas29 en circuitos primarios y secundarios. Las fórmulas utilizadas para dichos indicadores son las siguientes:

a) RTR= Longitud de la red primaria (media tensión) en km / longitud de la red secundaria (baja tensión) en km.

b) Número de veces al año que se ajusta el esquema de coordinación de protecciones.

c) PET= [1 - (energía total facturada a todos los abonados / energía total recibida en todos los puntos de entrega del ICE o de generación propia a la red de distribución de la empresa)] (100).

d) Porcentaje de unidades constructivas primarias estandarizadas = (número de tipos de unidades constructivas en media tensión estandarizadas realizadas por

27

Medida esa capacidad en subestaciones con uno, dos o tres transformadores. 28

Considera la capacidad de los transformadores instalados en los circuitos primarios (media tensión) y secundarios (baja tensión), tanto en la zona urbana como en la rural. 29

La unidad constructiva para un circuito alimentador primario (media tensión) o un circuito secundario (baja tensión), se refiere al conjunto de equipos, materiales y láminas de identificación y colocación que necesita un instalador para ejecutar el montaje respectivo; lo que además sirve para definir la cantidad y especificaciones de materiales y equipo a solicitar y para cuantificar su costo, de acuerdo con el nivel de estandarización que cada empresa distribuidora tenga.

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año / número de tipos de unidades constructivas en media tensión realizadas totales por año) (100)

e) Porcentaje de unidades constructivas secundarias estandarizadas = (número de tipos de unidades constructivas de baja tensión estandarizadas realizadas por año / número de tipos de unidades constructivas en baja tensión realizadas totales por año) (100)

En cuanto a los indicadores para el análisis del estado de la infraestructura de distribución, se consideró la relación entre el mantenimiento correctivo y preventivo (RMCP), en tiempo y costos; la tasa de reparaciones de los transformadores, medidores y protecciones en la red; y la vida útil de los transformadores en la red de distribución. Las fórmulas de estos indicadores son:

a) RMCP en tiempo = (Σ número de horas dedicadas a las actividades de mantenimiento correctivo / Σ número de horas dedicadas a las actividades de mantenimiento preventivo) (100).

b) RMCP en costos = (costo anual del mantenimiento correctivo / costo anual del mantenimiento preventivo) (100).

c) Porcentaje de transformadores de la red de distribución dañados = [número de transformadores de la red de distribución dañados (aunque se hayan enviado a reparar) en un año / número total de transformadores de distribución en operación al inicio del año] (100).

d) Porcentaje medidores dañados de la red de distribución = [número de medidores dañados (aunque se hayan enviado a reparar) en un año / número total de medidores en operación al inicio del año] (100).

e) Porcentaje de protecciones dañadas de la red de distribución = [número de protecciones dañadas (aunque se hayan enviado a reparar) en un año / número total de protecciones en operación al inicio del año] (100).

f) Número de años de operación de los transformadores en la red de distribución.

Los indicadores para el análisis del estado de la infraestructura de distribución se midieron para los años de 2008 hasta el 2012, lo cual, dota de mayor confiabilidad al estudio. Se analizó solo el año 2012 en el caso del porcentaje de utilización de unidades constructivas estandarizadas (primarias y secundarias) y la vida útil en los transformadores de la red de distribución.

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ANEXO nro. 2 Subestaciones de distribución eléctrica por operador

Periodo 2008 al 2012

Instituto Costarricense de Electricidad

Cocal 2 transformadores

El Carmen 2 transformadores

San Ramón 1 transformador

Turrialba vieja 2 transformadores

Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.

Anonos 1 transformador

Uruca 2 transformadores

Uruca subterráneo 2 transformadores

Guadalupe 3 transformadores

Guadalupe subterráneo 2 transformadores

Sur 2 transformadores

Primer Amor 1 transformador

Curridabat 1 transformador

Los Ángeles 2 transformadores

Barva 1 transformador

Universidad 1 transformador

Dulce Nombre 1 transformador

Junta Administradora de Servicios Eléctricos de Cartago

Molino 1 transformador

Oeste 1 transformador

San Blas 1 transformador

Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos

La lucha 2 transformadores

San Pablo 1 transformador

Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos

Muelle 2 transformadores

Pital 2 transformadores

Chilamate 1 transformador Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por las distribuidoras.

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ANEXO nro. 3 Costos por hora del mantenimiento correctivo y preventivo de

tres empresas de distribución eléctrica Periodo 2008 al 2012.

Año Distribuidora Costo por hora del

mantenimiento correctivo (colones)

Costo por hora del mantenimiento

preventivo (colones)

2008 CNFL 33.434,09 68.759,47

2009 CNFL 15.237,13 78.296,67

2010 CNFL 17.488,54 90.820,39

2011 CNFL 16.273,67 101.988,63

2012 CNFL 22.959,13 90.288,52

2008 ESPH 1.374,94 20.365,23

2009 ESPH 3.439,13 33.008,58

2010 ESPH 6.183,24 21.495,64

2011 ESPH 10.535,38 21.341,54

2012 ESPH * 18.908,30

2008 ICE 10.110,91 15.842,54

2009 ICE 10.915,16 17.919,30

2010 ICE 11.317,81 18.873,45

2011 ICE 11.351,79 20.038,68

2012 ICE 10.511,43 21.293,47 *No se suministró el dato para el año 2012. Fuente: Elaboración propia, con información proporcionada por las empresas distribuidoras.

informe nro. dfoe-ae-if-10-2014 12 de setiembre, 2014 ... · informe nro. dfoe-ae-if-10-2014 12 de...

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