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Informe N° 404-2016-GRT

Gerencia de Regulación de Tarifas

División de Distribución Eléctrica

Análisis de los Recursos de Reconsideración

Interpuestos por Ergon Perú S.A.C. contra

la Resolución Osinergmin N° 071-2016-

OS/CD

Lima, Junio 2016

Contenido

1. Objetivo .............................................................................................................................. 5

2. Antecedentes ...................................................................................................................... 5

3. Petitorios ............................................................................................................................ 6

3.1 Reconocimiento de todos los recursos para realizar cortes y reconexiones y

rendimientos ...................................................................................................................................... 6

3.2 Actualización del costo hora-hombre .................................................................................. 8

3.3 Perfil del Operario ................................................................................................................ 8

3.4 Componente herramientas ................................................................................................... 8

3.5 Componente alimentación .................................................................................................... 8

3.6 Componente camioneta ........................................................................................................ 8

4. Análisis de Osinergmin...................................................................................................... 9

4.1 Reconocimiento de todos los recursos para realizar cortes y reconexiones y

rendimientos ...................................................................................................................................... 9

Rendimientos de las actividades de corte y reconexión ............................................................... 12

4.2 Actualización del costo hora-hombre ................................................................................ 14

4.3 Perfil del Operario .............................................................................................................. 14

4.4 Componente herramientas ................................................................................................. 15

4.5 Componente alimentación .................................................................................................. 15

4.6 Componente camioneta ...................................................................................................... 15

Anexo N° 1: Recomendaciones de Mantenimiento de Sistemas Fotovoltaicos .................... 17

Análisis del Recurso de Reconsideración –Ergon Perú S.A.C. Página 5 de 22

Análisis de los Recursos de Reconsideración Interpuestos por Ergon Perú

S.A.C. contra la Resolución Osinergmin N° 071-2016-OS/CD

1. Objetivo

Analizar los aspectos técnicos de los recursos de reconsideración interpuestos por Ergon Perú S:A:C.

(Ergon), contra la Resolución Osinergmin N° 071-2016-OS/CD (Resol. 071) que aprobó el Cargo

RER Autónomo aplicable al servicio de suministro de energía en Áreas No Conectadas a Red para el

periodo 01 de mayo del 2016 y el 30 de abril del 2017.

2. Antecedentes

El 02 de mayo de 2008 se publicó el Decreto Legislativo Nº 1002, Ley de Promoción de la

Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables, que establece

las normas generales sobre incentivos para promover la inversión en generación de electricidad

con RER, entre los cuales está comprendido el recurso solar. Posteriormente, el 23 de marzo de

2011 se publicó el Decreto Supremo Nº 012-2011-EM que aprobó el nuevo Reglamento del

decreto legislativo en mención.

A través del Decreto Supremo N° 020-2013-EM, publicado el 27 de junio de 2013, se aprobó el

Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red, que

establece las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación de las normas

mencionadas precedentemente, a fin de promover el aprovechamiento de los RER para mejorar la

calidad de vida de la población ubicada en Áreas No Conectadas a Red, definidas en el

Reglamento como áreas geográficas rurales que no cuentan con redes ni servicio de electricidad.

Asimismo, se define como Instalación RER Autónoma al conjunto de elementos que permite

dotar de electricidad a un usuario ubicado en un Área No Conectada a Red, incluyendo las

instalaciones y equipamientos interiores.

Mediante el Decreto citado en el párrafo anterior, se encargó al Osinergmin regular el Cargo

RER Autónomo, el cual es el cargo unitario determinado cada año para asegurar la remuneración

de todos los servicios involucrados de las Instalaciones RER Autónomas en las Áreas No

Conectadas a la Red correspondientes a las zonas norte, centro y sur de país.

El Cargo RER Autónomo incluye: i) la Remuneración Anual que comprende los costos de

diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los correspondientes

componentes de las Instalaciones RER Autónomas; ii) Costos de Comercialización, que

comprende la prestación del servicio comercial de atención al usuario, facturación, cobranza,

corte y reconexión; y iii) la administración del fideicomiso, encargado de los ingresos y pagos de

los servicios. Las Instalaciones RER Autónomas serán desarrolladas en cada Área No Conectada

a Red por un Inversionista, que viene a ser el adjudicatario en el proceso de Subasta del

Programa Masivo de Electrificación Rural con Sistemas Fotovoltaicos impulsado por el

Ministerio de Energía y Minas.

En virtud de las bases de la ‘Subasta de Suministro de Electricidad con RER en Áreas No

Conectadas a Red’, de noviembre de 2014, se ha considerado la puesta en operación comercial,

en una primera fase, de 2000 Instalaciones RER Autónomas en cada Área No Conectada a Red

hasta el 31 de Agosto de 2015, adicionándose Instalaciones RER Autónomas hasta completar la

cantidad total mínima requerida para cada área (aprox. 50,000 en cada área). Las Bases de la

Subasta mencionan que la fecha de puesta en operación comercial de la cantidad mínima


requerida para cada área, no podrá superar el 31 de Agosto de 2016, y se le garantizará al

inversionista durante el periodo de 15 años, contados a partir de esa fecha, la Remuneración

Anual. Sin embargo, el inversionista Ergon solicitó ampliación de plazo al Ministerio de Energía

y Minas para la instalación de las primeras 2000 paneles fotovoltaicos hasta el 30 de enero de

2016.

La Remuneración Anual viene a ser el importe obtenido en la oferta del adjudicatario de la

Subasta en US$/año para el correspondiente Área No Conectada a Red y su respectiva cantidad

mínima. En este sentido, las Bases indican que esta remuneración se le garantizará al

Inversionista por el cumplimiento del Contrato de Inversión, tiene carácter firme y es aplicable

durante el plazo de vigencia.

Mediante el Decreto Supremo N° 036-2014-EM se encargó a las empresas distribuidoras la

gestión comercial del servicio de suministro, estableciéndose en dicho decreto que la

sostenibilidad financiera de la gestión comercial sería cubierta por el Cargo RER Autónomo.

Resolución Osinergmin N° 071-2016-OS/CD que fijó el Cargo RER Autónomo para el periodo

01 de mayo de 2016 al 30 de abril de 2017.

Recursos de Reconsideración interpuestos por Ergon Perú S.A.C. contra la Resol. 071.

3. Petitorios

La síntesis de los petitorios y sus respectivos argumentos del recurso interpuesto por Ergon se

presenta a continuación:

3.1 Reconocimiento de todos los recursos para realizar cortes y

reconexiones y rendimientos

Ergon manifiesta que se encuentra bajo el modelo de regulación por contrato, pues ha suscrito un

contrato con el Ministerio de Energía y Minas en el que se ha obligado a diseñar, instalar, operar,

mantener y reponer un total de 150,000 Instalaciones RER Autónomas, cifra que después de haberse

efectuado el censo, señala, asciende aproximadamente a un total de 190,000.

De otro lado, la recurrente refiere que contractualmente se encuentra obligada a realizar el corte y

reconexión cuando sea requerido, sin embargo, sostiene que ni el Contrato de Inversión1 ni el

Contrato de Servicio2 hacen referencia expresa a plazos o procedimientos de atención a estos

requerimientos.

Añade la recurrente que en las condiciones de aplicación establecidas en el artículo 5° de la

Resolución 071, se asume que el Inversionista no requiere destinar recursos por el traslado de

personal técnico exclusivamente para la realización del corte y reconexión del servicio. Este criterio

es el mismo que se aplica a la fijación de la Tarifa Rural de los Sistemas Fotovoltaicos 2014-2018

(BT8), cuyos costos de mano de obra, transporte, equipos y rendimientos han sido tomados como

referencia para la presente fijación. Incide Ergon en que Osinergmin pretendería fijar una tarifa en

base a principios económicos de regulación por agencia, cuando corresponde aplicar los de la

regulación por contrato, donde se deben respetar y aplicar las condiciones técnicas y regulatorias

plasmadas en las cláusulas de los Contratos de Inversión. En ese sentido, afirma, no es válido que el

Regulador pretenda modelar un plan de mantenimiento de instalaciones tal como es realizado en la

1 Contratos de Inversión para el Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables en Áreas No Conectadas a Red, suscrito

entre el Ministerio de Energía y Minas y el Inversionista adjudicatario Ergon Perú S.A.C. Son 3, uno para cada zona: Sur, norte y centro. 2 Contratos de Servicio para el Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables en Áreas No Conectadas a Red, suscrito

entre Ergon Perú S.A.C. y las empresas de distribución bajo el ámbito de FONAFE y Adinelsa. Es un contrato por cada empresa bajo el

ámbito de FONAFE.


Tarifa BT8 y aplicarlo a la regulación de corte y reconexión, ya que el plan de Ergon obedece a

criterios de eficiencia previstos en los contratos, donde se señala que es potestad del Inversionista

efectuar el mantenimiento, de acuerdo a las características técnicas de diseño y equipamiento y la

realidad demográfica.

En este mismo punto, Ergon afirma que Osinergmin debe considerar la realidad geográfica y

demográfica de las zonas en las que se desarrolla su proyecto, ya que estas zonas no fueron

seleccionadas por Ergon, sino determinadas por el MINEM a través del Data Room de la Subasta para

el Suministro de Electricidad con RER en Áreas No Conectadas a Red.

Resalta la recurrente que existe una diferencia sustancial entre el criterio empleado en la fijación de la

BT8 y la regulación del corte y reconexión, diferencia que radica en el esquema remunerativo y el

régimen económico de cada uno de ellos, pues Ergon se rige por los Contratos de Inversión, mientras

los sistemas BT8 por la Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento. Además, menciona

que la tarifa BT8 reconoce a los titulares de los proyectos los costos para la realización de

mantenimientos preventivos a través de visitas técnicas bimestrales y dos veces cada tres meses para

el caso de la selva, así como también se reconocen costos de explotación comercial de modo que se

efectúen visitas mensuales a cada suministro. Así, agrega, en la tarifa BT8 las actividades de corte y

reconexión se realizan considerando que estas se efectúan como parte de las visitas técnicas y

comerciales previstas, dado que las mismas tienen periodicidad mensual, por tanto, infiere que dado

este reconocimiento tarifario, se hace obligatorio que las empresas realicen visitas técnicas mensuales

a sus suministros, siendo fundamental la premisa de que el corte y reconexión se realiza en dichas

visitas.

Ergon argumenta que ha diseñado las Instalaciones RER Autónomas de modo que permitan la

prestación del servicio cumpliendo con los requisitos establecidos en los Contratos de Inversión,

minimizando el costo del mantenimiento, lo que le permitió presentar en la subasta una propuesta

económica altamente competitiva. En ese sentido, afirma, cualquier nueva exigencia o actividad que

no se encuentre contemplada en dichos contratos, no puede entenderse remunerada con los ingresos

previstos en los mismos, tal es así que en las actividades de corte y reconexión dichos contratos son

claros al establecer que serán remuneradas con los cargos que apruebe Osinergmin, por lo que tales

actividades no forman parte de las obligaciones del Inversionista que son cubiertas con la

Remuneración Anual.

En cuanto a la aplicación de sinergias, la recurrente refiere que los Contratos de Inversión imponen

una obligación de resultados y no de medios, por lo que la empresa no tiene obligación de hacer

visitas técnicas mensuales a todas las Instalaciones RER Autónomas, sino que estos contratos

permiten al Inversionista estructurar su programa de mantenimiento de acuerdo a su libre criterio, con

la única exigencia de que el servicio sea finalmente prestado a los usuarios, cumpliendo los

requerimientos técnicos y de desempeño pactados y con la existencia de un mecanismo que mide el

desempeño y penaliza la remuneración del Inversionista por fallas o deficiencias. Todo esto,

argumenta, ha sido clave para determinar su oferta económica, donde no se han previsto costos por

visitas mensuales a todos los suministros. Por lo indicado, Ergon considera que las sinergias que

pudieran existir entre la actividad de corte y reconexión y las de mantenimiento, deberán tener en

cuenta la programación real de visitas técnicas anuales, sin poder considerarse visitas mensuales, a

diferencia de las empresas estatales que sí realizan visitas mensuales para el cumplimiento de las

actividades comerciales y que son reconocidas en el Cargo RER Autónomo.

En esta misma línea, la recurrente indica que en aplicación del principio de verdad material,

Osinergmin debe considerar que Ergon no está obligado a realizar visitas técnicas mensuales, por lo

que el personal de Ergon podría realizar los cortes y reconexiones solicitados si es que coincide con su

mantenimiento anual. Agrega que si bien las actividades de corte pueden tener mayor flexibilidad en

cuanto a los plazos para su realización, de realizarse los cortes en las actividades de mantenimiento

anual se daría incentivos perversos respecto a la conducta de pago de los usuarios; mientras que las

reconexiones deben ser atendidas en los menores plazos posibles pues se estaría vulnerando los

derechos de los usuarios a quienes se les privaría de un servicio público. También indica que de no


considerarse todos los costos de corte y reconexión, no se podrá atender oportunamente estos

requerimientos, pues como se ha acreditado en los manuales técnicos de las Instalaciones RER

Autónomas, las visitas técnicas serán realizadas cada doce meses.

Por otro lado, Ergon manifiesta que Osinergmin ha considerado que es posible realizar hasta 48 cortes

en un día y hasta 19.2 reconexiones, sin embargo, este modelo resulta imposible, dado que en el

proyecto solo el 1% de localidades cuenta con 50 o más viviendas, mientras que casi la totalidad tiene

menos de 20 viviendas. Añade que, conforme se puede verificar en el Anexo de su recurso de

reconsideración, el 95.7% de usuarios se encuentra en localidades con menos de 20 usuarios y al

menos el 77% se ubica en localidades donde existen menos de 5 usuarios. Por ello, sostiene que

resulta imposible cumplir con el rendimiento considerado por Osinergmin, por lo que solicita que se

utilicen rendimientos más adecuados con la realidad, teniendo en cuenta la dispersión de los usuarios.

3.2 Actualización del costo hora-hombre

Considerando que el Acta Final de la Negociación Colectiva en Construcción Civil 2015-2016,

suscrita entre la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) y la Federación de Trabajadores de

Construcción Civil del Perú (FTCCP), tiene efectos generales para todos los trabajadores del ámbito

de construcción a nivel nacional, y que en dicho acuerdo se ha procedido a actualizar los costos de

mano de hora, solicita que se consideren para las actividades de corte y reconexión los costos de hora-

hombre actualizados.

3.3 Perfil del Operario

Ergon indica que se debe tener en cuenta que las actividades de corte y reconexión serán realizadas

por un solo trabajador, por lo que es necesario que este se encuentre en la categoría de Operario y

tenga especialidad de electricidad, dado que un Oficial solo es un ayudante que realiza tareas de

apoyo y no podría realizar los cortes y reconexiones. Añade que estas actividades deben realizarse por

personal capacitado para que no se ponga en riesgo el buen estado y óptimas condiciones técnicas de

las Instalaciones RER Autónomas.

3.4 Componente herramientas

La recurrente señala que la realización de las actividades de corte y reconexión requieren el uso de

herramientas por parte de los Operarios responsables, cuyo costo debe ser asumido por Ergon y

reconocido por Osinergmin, toda vez que dichas actividades no pueden hacerse de forma manual,

siendo necesario usar herramientas como pinza amperimétrica, llave torx, llaves exagonales, juego de

desarmadores, brújula, barreta, machete, pico y pala

3.5 Componente alimentación

Ergon argumenta que se debe considerar las distancias y tiempo que separan los centros de

operaciones y las ubicaciones de los usuarios beneficiarios, y que los trabajadores deberán realizar

largos viajes durante toda la jornada, por lo que resulta necesario, además del reconocimiento de los

costos de traslado, los costos por la alimentación o refrigerio. Añade que la alimentación constituye

una obligación del empleador en todo tipo de actividades en que los trabajadores salen de comisión de

servicios, por lo que este costo debería reconocerse.

3.6 Componente camioneta

Ergon indica que cuenta con cotizaciones sobre vehículos para el traslado de su personal de

mantenimiento, cuyos costos se encuentran por encima de los considerados por Osinergmin. En


aplicación del principio de eficacia y efectividad previsto en el Artículo 14° del Reglamento General

de Osinergmin aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, solicita que se consideren los

costos presentados pues constituyen mejores ofertas que se ha encontrado en el mercado para dicho

bien. Añade que la búsqueda de eficiencia no sólo debe procurar menores costos, sino que debe

buscar también el sostenimiento de las empresas que desarrollan las inversiones y prestan los

servicios, a fin de no atentar contra la calidad de los mismos ni poner en riesgo el desarrollo del

mercado, por lo que debe buscarse que las regulaciones no sean sólo eficientes, sino también

sostenibles, conforme a lo previsto en los Artículos 8°y 42° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Añade que en el supuesto de que se decida no tomar la información proporcionada por Ergon se

solicita permitir el acceso al detalle del sustento del monto que finalmente se considere,

demostrándose que el mismo es consistente con los costos reales del mercado; esto último en

cumplimiento de los principios de eficiencia, verdad material y motivación que rigen la actuación de

Osinergmin.

4. Análisis de Osinergmin

4.1 Reconocimiento de todos los recursos para realizar cortes y

reconexiones y rendimientos

A través del Decreto Supremo N° 020-2013-EM, se aprobó el Reglamento para la Promoción de la

Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red, que establece las disposiciones reglamentarias

necesarias a fin de promover el aprovechamiento de los RER para mejorar la calidad de vida de la

población ubicada en Áreas No Conectadas a Red, definidas en el Reglamento como áreas geográficas

rurales que no cuentan con redes ni servicio de electricidad. Asimismo, se define como Instalación

RER Autónoma al conjunto de elementos que permite dotar de electricidad a un usuario ubicado en

un Área No Conectada a Red, incluyendo las instalaciones y equipamientos interiores.

Mediante el Decreto citado en el párrafo anterior, se encargó al Osinergmin regular el Cargo RER

Autónomo, el cual es el cargo unitario determinado cada año para asegurar la remuneración de todos

los servicios involucrados de las Instalaciones RER Autónomas en las Áreas No Conectadas a la Red

correspondientes a las zonas norte, centro y sur de país, así como las condiciones de aplicación

respectivas.

En el caso de las actividades de corte y reconexión, los Contratos de Inversión han establecido que el

Inversionista es el responsable de efectuar estas actividades cuando ello sea requerido, en

concordancia con los Contratos de Servicio entre el inversionista y las empresas de distribución

eléctrica.

Asimismo, en los Contratos de Inversión se establece que Osinergmin es el encargado de regular el

cargo unitario de corte y reconexión a través del cual será remunerado por dicha actividad el

inversionista, no incluyéndose dicho cargo de corte y reconexión en la Cargo RER Autónomo.

Debemos aclarar que el Artículo 5 de la Resol. 071 estableció en las condiciones de aplicación la

oportunidad para la realización del corte y reconexión correspondiendo a la oportunidad de las visitas

técnicas. Asimismo, se precisa que no se ha definido un plazo para las visitas debido a que ésta

responde a la programación de actividades que realice el inversionista.

El modelo considerado por Osinergmin para realizar las actividades de corte y reconexión se elaboró

tomando como referencia la experiencia desarrollada por las empresas distribuidoras eléctricas

nacionales que actualmente operan 16 000 sistemas fotovoltaicos, en tal sentido se ha tomado como

referencia, los estudios realizados para la determinación de la tarifa BT8 siendo esta la única

información disponible. Dicho modelo busca una ejecución eficiente de estas actividades que permita


incluso adecuar rutas de visita a los usuarios en situación de corte o reconexión, sugiriéndose realizar

esta actividad en la oportunidad de las visitas técnicas. El modelo planteado en la Fijación del Cargo

RER Autónomo considera que el Inversionista toma conocimiento a través de las empresas de

distribución eléctrica la necesidad de realizar el corte y la reconexión.

De acuerdo a la experiencia operativa de los sistemas fotovoltaicos en el país, las empresas de

distribución de energía eléctrica realizan sus actividades de mantenimiento preventivo o correctivo

con las actividades de corte y reconexión con la finalidad de minimizar costos.

Tómese en cuenta que los costos de corte y reconexión son asumidos por los usuarios de los sistemas

fotovoltaicos, los cuales no están sujetos a compensaciones o subsidios.

El Inversionista debe evaluar establecer un modelo de gestión con sedes estratégicas de acuerdo a la

ubicación de las instalaciones RER Autónomas, considerando al menos una sede por cada Área no

conectada, en razón a que de acuerdo con las bases se trata de tres empresas distintas, tomando en

cuenta la experiencia con los sistemas fotovoltaicos BT8 el inversionista debe evaluar que la gestión

no debe realizarse desde una sola sede ya que sus costos se elevarían no solo en las actividades de

corte y reconexión, si no en las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, además, debe

establecer un programa de mantenimiento preventivo para mantener la correcta operatividad de las

instalaciones RER Autónomas y no afecte el Factor de Corrección de la Remuneración Anual.

Se han revisado diferentes informes técnicos cuya relación se muestra en el Anexo N° 1, de esta

revisión se han extraído las principales actividades que las buenas prácticas de mantenimiento

sugieren, debiendo considerarse éstas como referenciales para la elaboración de los planes de

mantenimiento que se elaboran y ejecutan. Las principales actividades son:

Ítem Actividad Frecuencia de

Mantenimiento

1 Limpieza de los paneles fotovoltaicos. Mensual

2

Revisar que ninguna célula del panel fotovoltaico se encuentra en mal estado, normalmente

debido a acciones externas.

Comprobar que el marco del módulo se encuentre en ausencia de deformaciones o roturas.

Bimensual

3

Para el panel fotovoltaico, evitar el sombreado en todo lo posible.

Controlar la temperatura del panel, mediante termografía para que ningún punto del panel este fuera de rango de temperatura de operación permitido por el fabricante, sobretodo en meses de

verano.

Revisar las conexiones del sistema fotovoltaicos (ajuste y sulfatación). Realizar la limpieza de las baterías.

Realizar el muestreo del voltaje de la batería bajo carga, si este difiere en más del 10% del

promedio de voltajes, indica que existe un problema. Revisar el cableado. Por la exposición al sol y a la corrosión se pueden formar grietas en la

cubierta y podría producir pérdidas de energía. Revisar el sellamiento de todas las cajas de conexiones, incluidas el panel solar.

Verificar la existencia de corrosión o daños causados por el agua.

Verificar si existe corrosión en los contactos como en los fusibles.

Trimestral

4

Verificar que la batería está ubicado en una zona segura, y que la ventilación y temperatura de operación estén acorde a sus especificaciones técnicas

Revisar la capacidad de las baterías

Verificar el estado de los terminales de la batería, el mismo que debe estar libre de sulfato.

Revisar la ausencia de sulfatación de contactos

Verificar el funcionamiento de las lámparas

Revisar que las conexiones entre paneles y el regulador estén bien ajustadas y libres de corrosión

Revisar el estado de funcionamiento del regulador, del conexionado y cableado

Revisión de los valores instantáneos del voltímetro y amperímetro Revisar la ausencia de oxidaciones en los circuitos y soldadura de las células, normalmente

debido a la entrada de humedad

Revisar el estado y adherencia de los cables a los terminales de los paneles. Mantenimiento de la puesta a tierra de la instalación solar. Revisar la toma a tierra y la

resistencia de paso al potencial de tierra

Realizar la revisión de posibles degradaciones de las estructuras del soporte Revisar el estado de fijación de la estructura a cubierta

Revisar que la tornillería se encuentra correctamente apretada

Revisar el estado de fijación del módulo a la estructura Revisar la firmeza del apriete de todas las conexiones del cableado eléctrico y si fuera

necesario apretarlas

Anual


Ítem Actividad Frecuencia de

Mantenimiento

Comprobación del correcto funcionamiento de los interruptores y fusibles

Revisar la temperatura de conexiones mediante termografía infrarroja (En caso de que alguna

conexión aparentemente correcta alcance una temperatura por encima de 60 ºC, se medirá la

tensión e intensidad de la misma, controlando que está dentro de los valores normales) Comprobar el correcto anclaje de los equipos

Comprobar que el cableado completo está libre de tracción

Comprobar las etiquetas de advertencias de peligro tanto en el exterior como en el interior del equipo y si son ilegibles o están dañadas reponer éstas.

Verificar el funcionamiento del sistema con todas las cargas encendidas.

Inspección general del sistema fotovoltaico

Respecto al plan de mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos el Contrato de Inversión estipula que

el inversionista debe entregar a los Distribuidores y al Administrador del Contrato, la información

sobre el mantenimiento de las Instalaciones RER Autónomas. Se precisa que la responsabilidad sobre

la elaboración del plan de mantenimiento, los criterios y frecuencia corresponde definir al

inversionista. A la fecha, Osinergmin no ha recibido información sobre el programa de mantenimiento

del inversionista.

Los costos calculados para la ejecución de cortes y reconexiones toman en cuenta los medios de

transporte requeridos por cada una de las regiones, así mismo se ha considerado valores de mercado

válidos para los sistemas fotovoltaicos tomándose los valores del estudio de la tarifa BT8, así mismo

se toma en cuenta que las actividades de cortes y reconexiones son tercerizadas, los costos de mano de

obra considerados son los correspondientes a los utilizados por las empresas distribuidoras de

electricidad a cargo de sistemas fotovoltaicos, estos costos toman en cuenta un 5% por herramientas e

implementos de seguridad. La referencia considerada para la determinación de costos de corte y

reconexión corresponde a las actividades que realizan empresas operando en condiciones aproximadas

al nivel de dispersión de los sistemas RER , particularmente se ha tomado como referencia los valores

que desarrolla la empresa Adinelsa, al operar sistemas fotovoltaicos distribuidos en diferentes zonas

del país.

Tomando en cuenta las mejores prácticas que se realizan en el Perú para la administración de sistemas

fotovoltaicos, el uso de los recursos de movilidad son justificados en la medida que se realizan rutas

para la ejecución de los cortes y reconexiones, como parte del modelo de gestión que las empresas

desarrollan (Adinelsa y Perumicronenergia) quienes incluyen dentro de su modelo de gestión el contar

con representantes locales que se encargan de estas actividades, es decir representantes distribuidos

en las zonas de intervención, lo que significa una mayor facilidad para el desplazamiento a las zonas

de trabajo, estos esquemas de trabajo son los que se consideran en los modelos utilizados en la

determinación de los costos de corte y reconexión, así mismo se debe tomar en cuenta que a la fecha

se tiene una experiencia mayor a 5 años.

Los tiempos utilizados para la ejecución concreta de los cortes de las actividades en campo son de 10

min., 15 min, y 20 min. para la costa, sierra y selva. Naturalmente estos tiempos no consideran el

desplazamiento a las zonas de trabajo en razón a que la ejecución de estas actividades mayormente

está a cargo de los representantes de las empresas ubicados en la proximidad de las zonas de trabajo.

El contrato de inversión establece que el inversionista está obligado a diseñar los bienes y servicios

requeridos para cumplir con las obligaciones fijadas en el contrato y en las bases de la subasta y, que

además, debe diseñar las Instalaciones RER Autónomas teniendo en cuenta el entorno y las

características socio-económicas del usuario. En virtud de esta obligación, el modelo regulatorio de

Osinergmin ha asumido que el inversionista opera sobre la base de un servicio que toma en cuenta los

escasos recursos y la realidad rural de las personas que son atendidas en las Áreas No Conectadas a

Red. En este contexto, la actuación de Osinergmin debe guiarse por la búsqueda de eficiencia en la

asignación de recursos y el logro de los objetivos al menor costo para la sociedad en su conjunto.

Osinergmin, al tomar como referencia el modelo de la tarifa BT8 para las actividades de corte y

reconexión, mediante la fijación de cargo de corte y reconexión no establece nuevas exigencias,

puesto que en el modelo de negocio del inversionista la actividad de mantenimiento también se


encuentra cubierta por la Remuneración Anual, tal es así que para efectos de la actualización de esta

remuneración, conforme al contratos de inversión, se asume que el 50% del monto total corresponde a

la inversión y el otro 50% a la operación y mantenimiento. En ese sentido, la actividad de

mantenimiento también es remunerada, por lo que el inversionista no podría evitar realizar dicha

actividad.

La recurrente, en el informe de costos de corte y reconexión anexo al recurso presenta los costos de

corte y reconexión para los casos 1 y 2 (caso 1 “actividades de corte y reconexión coincidentes con la

actividad de mantenimiento” y caso 2 “actividades de corte y reconexión no coincidentes con la

actividad de mantenimiento); estos costos se basan en una organización de centros de operación

distribuidos en las Áreas de Concesión Norte, Centro y Sur. Presenta el Inversionista los tres planos

de distribución de usuarios y de los centros de operación y además el anexo N° 01 con la información

asociada a cada centro de operación (ubicación, provincias que atiende, distancias y tiempos a las

capitales provinciales y beneficiarios por centro de operación).

Luego del análisis, por ejemplo en el recurso de la recurrente, para el caso del Área de Concesión

Centro se observa que los centros de operación ubicados en Marañón y Huánuco tendrían una

distribución espacial (plano sin número) la cual es ineficiente, ya que como se ve en el gráfico estarían

alejados del grueso de los usuarios. Además esta información gráfica no coincide con el Anexo 01. De

los trece centros de operación del Anexo 01 y de la distribución espacial de usuarios y centros de

operación se concluye lo siguiente:

Hay eficiencias (tiempos, número de beneficiarios, niveles de dispersión) muy distintos entre los

diferentes centros de operaciones.

La recurrente no sustentó cómo determina los tiempos promedios de cada centro de operación a los

beneficiarios o al beneficiario promedio.

La recurrente no sustentó cómo determina los tiempos finales de movilización utilizados en las

hojas de cálculo.

La recurrente no explicó el criterio seguido para definir la ubicación y número de centros de

operación, tampoco se explica cómo serán coordinados estos centros entre sí, con las empresas

distribuidoras y con los usuarios.

Al analizar el Área de Concesión Norte y Sur se observa que carecen de los mismos sustentos.

Teniendo en cuenta la realidad socio económica de los usuarios donde se instalarán los sistemas

fotovoltaicos, los costos unitarios de mano de obra, transporte y equipos, alimentos y rendimientos

son demasiado elevados en comparación con actividades de corte y reconexión de sistemas

fotovoltaicos de empresas de distribución eléctrica que actualmente operan dichos sistemas.

Por todo lo mencionado, Osinergmin es de la opinión que los costos propuestos tanto para el corte y

reconexión, son valores muy alejados de la realidad, el valor propuesto por el inversionista

representan respecto al promedio de corte y reconexión propuesto (S/. 14.14) desde 10 hasta 36 veces.

Debemos precisar que el costo que paga el usuario en forma mensual por la tarifa RER Autónoma es

de S/. 10.56.

Por lo expuesto, esta parte del extremo del recurso resulta infundada.

Rendimientos de las actividades de corte y reconexión

En la fijación de la tarifa eléctrica rural para suministros no convencionales del año 2010 y 2014 las

empresas distribuidoras presentaron el sustento de costos de mano de obra, transporte, equipos

utilizados y los rendimientos utilizados en los procesos regulatorios para la BT8 2010-2014 y 2014-

2018. Esta referencia ha sido tomada para la fijación del cargo RER 2015-2016 en la cual se toma en

consideración además la sinergia en las actividades de Corte y Reconexión con las actividades de

mentenimiento a ser realizadas por el Inversionista.


Ergon manifiesta que Osinergmin ha considerado un rendimiento de 48, 32 y 24 cortes/dia para las

zonas de costa, sierra, selva y 32, 24 y 19.2 reconexiones/dia indicando que dichos rendimientos no

son factibles. Lo afirmado por Ergon no es exacto, toda vez que Osinergmin mantiene que los tiempos

de 10, 15 y 20 minutos y 15, 20 y 25 minutos para corte y reconexión, zonas costa, sierra y selva

respectivamente se dan aprovechando las sinergias con las actividades técnicas. Aprovechar las

sinergias con las actividades técnicas implica que la actividad de corte y/o reconexión está

subordinada a la actividad de mantenimiento y al ser incremental o marginal no la afecta mayormente

en cuanto a costos, por tanto no es factible partir de los tiempos de actividades subordinadas para

determinar la cantidad de actividades diarias como lo hace Ergon. Es más la cantidad máxima de

cortes y/o reconexión por día en la propuesta de Osinergmin depende de las actividades de

mantenimiento.

Ergon presenta el cálculo de Costos para el Caso 1 “Actividades de corte y reconexión coincidentes

con la actividad de mantenimiento” en el cual se encuentran las siguientes incoherencias:

Los rendimientos referidos a la mano de obra son de mantenimiento

En la eventualidad de error material a la hora de expresar los rendimientos de mano de obra se

observa que estos valores no están sustentados, como indica Ergon son valores “considerados” sin

sustento

Presentan el tiempo de la actividad de mantenimiento y no la de corte y/o reconexión

Presentan el listado de actividades de mantenimiento y no las de corte y/o reconexión

Utilizan rendimientos de movilidad: mantienen los mismos utilizados en la regulación de

Osinergmin modificando el de la camioneta, en la cual definen el criterio de traslados (20, 16 y 12

para costa, sierra y selva).

Ergon presenta el cálculo de Costos para el Caso 2 “Actividades de corte y reconexión no

coincidentes con la actividad de mantenimiento” en el cual se encuentran las siguientes incoherencias:

Al no haber sinergia cargan ocho horas-hombre de mano de obra.

Consideran sinergia en la movilidad con actividades técnicas (3 actividades técnicas y 1 de corte).

No se explica claramente porqué los rendimientos son menores que en el caso de actividades

coincidentes; lo lógico sería que al ser actividades específicas los rendimientos sean menores, por

otro lado tampoco queda claro la sinergia con las actividades que plantea.

La lista de herramientas que presenta Ergon no corresponde a las actividades de corte y/o reconexión,

por el contrario se corresponden con las actividades de mantenimiento.

Ergon en su propuesta no ha explicado ni detalla cómo se llevará a cabo la actividad de corte y/o

reconexión, sin embargo en la audiencia pública indicó que “el procedimiento que Ergon aplicará para

realizar el corte será el retiro total del panel y el DC Energy Box debido a la naturaleza del sistema

que no permite realizar un corte tradicional” y “Esta medida permite también salvaguardar la

propiedad de los equipos para su posterior entrega al ministerio de energía y minas”.

De lo indicado por Ergon en audiencia pública se deduce que las actividades que está verdaderamente

costeando son las siguientes:

La reconexión contemplaría la instalación de un sistema fotovoltaico, este procedimiento no es el

correspondiente a la reconexión

Estas actividades son mucho más complejas que un corte y/o reconexión convencional y los análisis

de precios unitarios que presenta Ergon no se corresponden con los recursos requeridos para el

procedimiento en un corte y reconexión convencional.

Por lo expuesto, esta parte del extremo del recurso resulta infundada


4.2 Actualización del costo hora-hombre





información disponible. En la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para suministros no

Convencionales (Opción Tarifaria BT8) del año 2010 y 2014, los costos de mano de obra fueron

determinados con los sustentos presentados por las empresas distribuidoras y son precisamente estos

costos los que fueron utilizados como referencia para la Fijación del Cargo RER del año 2015.

Los costos reportados son costos reales por cada región razón por la cual se han adoptado. Los costos

de CAPECO no corresponden a la realidad rural donde se interviene para la realización de un corte o

reconexión, la utilización de dichos costos significaría un reconocimiento ineficiente.

Luego de revisar los argumentos expuestos por la recurrente respecto de la reducción de este costo y

los antecedentes de la fijación del Cargo RER 2015, es procedente mantener el costo de la hora-

hombre (h-h) de la mano de obra en US$ 3.60. El valor adoptado es el resultado del análisis del

recurso de reconsideración de las empresas de la Corporación FONAFE, a fin de armonizar con la

presente revisión tarifaria.

Por lo expuesto, esta parte del extremo del recurso resulta fundado en parte.

4.3 Perfil del Operario

Los costos calculados en el modelo para la ejecución de cortes y reconexiones toman en cuenta que

dichas actividades son tercerizadas, los costos de mano de obra considerados son los correspondientes

a los utilizados por las empresas distribuidoras de electricidad a cargo de sistemas fotovoltaicos. La

referencia considerada para la determinación de costos de corte y reconexión corresponde a las

actividades que realizan empresas operando en condiciones equivalentes al nivel de dispersión de los

sistemas RER , particularmente se ha tomado como referencia los valores que desarrolla la empresa

Adinelsa, al operar sistemas fotovoltaicos distribuidos en diferentes zonas del país.

El uso de los recursos de mano de obra en las actividades de corte y reconexión son justificados en las

empresas de distribución eléctrica como Adinelsa y Perumicronenergia, que incluyen dentro de su

modelo de gestión el contar con representantes locales que se encargan de estas actividades, es decir

representantes distribuidos en las zonas de intervención, ello significa una mayor facilidad para el

desplazamiento a las zonas de trabajo, así mismo se debe tomar en cuenta que este modelo de gestión

funciona por más de 5 años.

Las buenas prácticas de las empresas que operan actualmente sistemas fotovoltaicos en zonas rurales

aisladas, para efectos de realizar un corte o una reconexión del suministro eléctrico, utilizan personal

de la misma zona, es decir, representantes locales los cuales son capacitados para efectuar dicha

actividad. Por lo indicado, se considera que para esta actividad es necesario un oficial,

correspondiendo el costo a los presentados por las empresas eléctricas.



4.4 Componente herramientas

Los costos calculados en el modelo para la ejecución de cortes y reconexiones toman en cuenta que

dichas actividades son tercerizadas, los costos de mano de obra considerados son los correspondientes

a los utilizados por las empresas distribuidoras de electricidad a cargo de sistemas fotovoltaicos. La

referencia considerada para la determinación de costos de corte y reconexión corresponde a las

actividades que realizan empresas operando en condiciones aproximadas al nivel de dispersión de los

sistemas RER , particularmente se ha tomado como referencia los valores que desarrolla la empresa

Adinelsa, al operar sistemas fotovoltaicos distribuidos en diferentes zonas del país.

El uso de los recursos de mano de obra en las actividades de corte y reconexión toman en cuenta un

5% por herramientas e implementos de seguridad.


4.5 Componente alimentación





información disponible. En la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para suministros no

Convencionales (Opción Tarifaria BT8) del año 2010 y 2014, los costos de mano de obra fueron

determinados con los sustentos presentados por las empresas distribuidoras y son precisamente estos

costos los que fueron utilizados como referencia para la Fijación del Cargo RER del año 2015. Para la

presente fijación, el costo de mano de obra se actualizó a diciembre de 2015.

Los costos de mano de obra de la Tarifaria BT8 se calculó a través de una evaluación de

remuneraciones de mercado con información proporcionada por las empresas que administran

sistemas fotovoltaicos sobre los costos actuales de terceros para la realización de actividades de

operación y mantenimiento de dichos sistemas, e información de remuneraciones de las empresas de

distribución.

Por lo mencionado, el costo de hora hombre determinado por Osinergmin contempla un sueldo básico

y todos los beneficios, sueldo y beneficio que cubre la canasta básica familiar y contempla alimentos

del personal.


4.6 Componente camioneta

Como ya se mencionó, el modelo considerado por Osinergmin para realizar las actividades de corte y

reconexión se elaboró tomando como referencia la experiencia desarrollada por las empresas

distribuidoras eléctricas nacionales que actualmente operan sistemas fotovoltaicos, en tal sentido se ha

tomado como referencia, los estudios realizados para la determinación de la tarifa BT8 siendo esta la

única información disponible. En la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para suministros no

Convencionales (Opción Tarifaria BT8) del año 2010 y 2014, los costos de recursos de transporte y

equipos fueron determinados tomando como referencia los costos de la regulación más próxima

realizada, en esa oportunidad fue la determinación del valor agregado de distribución del sector rural.

En esta oportunidad para la fijación del cargo RER se tomó como costo de hora máquina de la

camioneta el de la fijación de la tarifa BT8.


Sin embargo, a fin de sustentar el valor del costo de la camioneta, para la presente fijación se tomará

el valor de la camioneta 4x4 considerado en la fijación de costos de conexión del periodo 2015-2019,

fijación más próxima para tomar el costo de la hora máquina, valor de US$ 10.18. El valor tomado se

sustenta en el Anexo N° del Informe Técnico N° 440-2015-GART que forma parte de la Resolución

Osinergmin N° 159-2015-OS/CD que fijó los costos de conexión del periodo 2015-2019.

Por lo expuesto, esta parte del extremo del recurso resulta fundada en parte.

Lima, 10 de junio de 2016

[lgrajeda]


Anexo N° 1: Recomendaciones de Mantenimiento de

Sistemas Fotovoltaicos


Resumen de buenas prácticas sobre el mantenimiento de sistemas

fotovoltaicos

A. Caridad Perez de los Reyes en su tesis Doctoral (2007), en el ítem fundamentos sobre

energía solar, señalo que:

“El polvo y la suciedad también afectan a la cantidad de radiación que se transmite a través de la

cubierta (Hegazy, 2001). Diferentes estudios realizados en varios lugares del globo han

demostrado que su influencia no es excesivamente grave pero sí importante porque pueden

disminuir la transmitancia desde un 2-8% a un 20% si no se limpian regularmente (Garg, 1974;

McCartney, 1981; Doria et al., 1988). Para lugares moderadamente polvorientos se recomienda

una limpieza semanal de las cubiertas de los paneles como parte del mantenimiento rutinario

(Hegazy, 2001)”.

B. José Carrillo Yañez & Jesús Isidro Enrique Morales (2009) en su trabajo titulado

“ESTUDIO PARA LA ELECTRIFICACIÓN CON ENERGÍAS ALTERNATIVAS,

UTILIZANDO CELDAS FOTOVOLTAICAS PARA ELECTRIFICAR EL POBLADO DE

CAÑADA COLORADA, MUNICIPIO DE APAXCO, ESTADO DE MÉXICO” recomienda,

que para detectar y corregir problemas antes que lleve a una falla total de los sistemas

fotovoltaicos, realizar por lo menos 3 revisiones periódicas por año, esto como

mantenimiento preventivo.

Es recomendable hacer por lo menos 3 revisiones periódicas en un sistema fotovoltaico por año,

así se pueden detectar y corregir pequeños problemas, antes que lleven a una falla total en la

operación del sistema, por esto se dice que el mantenimiento preventivo es el mejor

mantenimiento.

Es indispensable revisar el sistema cuando está funcionando correctamente y no esperar a que la

falla ocurra, es importante aprender del equipo y saber que se espera de él cuando está funcionando

correctamente, de hecho se puede hacer la mayor parte de la revisión, con un multímetro y algo de

sentido común.

Muchas fallas son evitables si se hacen inspecciones y se toman acciones correctivas antes que el

problema cause fallas en la operación del sistema. Esto es más fácil aun siguiendo la rutina básica:

1. Revise las conexiones del sistema, las conexiones de las baterías puede limpiarse y tratarse

periódicamente, con anticorrosivos de uso común en la industria de autopartes.

2. Examine el nivel de densidad específica del electrolito (ácido) en la batería que esté de

acuerdo con las recomendaciones del fabricante, este chequeo debe hacerse después de una

recarga completa al banco de baterías, con el nivel de electrólito de acuerdo a las

especificaciones por el proveedor.

3. Tome muestras del voltaje de cada batería cuando éstas estén bajo carga, si el voltaje de

alguna difiere más de un 10% del promedio de los voltajes de las demás, indica que existe un

problema con esa batería. Consulte al fabricante o a su distribuidor más cercano.

4. Haga un reconocimiento en el sistema de cableado, si el cableado ha estado expuesto al sol o

a la corrosión durante algún tiempo, es posible que se puedan formar grietas en la cubierta de

éste, esto provocará pérdidas de energía. Aísle lo mejor posible todos los conductores de

energía para evitar este tipo de fallas.


5. Registre que todas las cajas de conexiones estén correctamente selladas, incluyendo las del

panel, controladores, etc., puntos de interconexiones, así mismo cerciórese si existe corrosión

o daños causados por el agua. Si tienen componentes electrónicos montados dentro de un

gabinete asegúrese que tengan buena ventilación.

6. Inspeccione las piezas de la estructura soportante de los módulos. Al mover suavemente algún

módulo del arreglo, vea si existe alguna pieza floja o suelta que pueda causar problemas.

7. Revise la operación de los interruptores y fusibles, asegúrese que el movimiento del

interruptor sea sólido, vea si existe corrosión tanto en los contactos como en los fusibles.

C. Delfor Flavio Muñoz Anticona (2005) en su trabajo “Aplicación de Energía Solar para

Electrificación Rural en Zonas Marginales del Pais” señala que las instalaciones

fotovoltaicas requieren de un mantenimiento que se reduce a las siguientes operaciones:

Paneles solares

Recomienda hacer una inspección general 1 ó dos veces al año, asegurándose de que las

conexiones entre paneles y al regulador están bien ajustadas y libres de corrosión.

Regulador

Recomienda realizar la observación visual del estado y funcionamiento del regulador;

comprobación del conexionado y cableado del equipo; observación de los valores instantáneos

del voltímetro y amperímetro: dan un índice del comportamiento de la instalación.

Acumulador o Batería

Es el elemento de la instalación que requiere una mayor atención; de su uso correcto y buen

mantenimiento dependerá en gran medida su duración.

D. La Memoria Técnica sobre “Instalación Solar Fotovoltaica Conectada a la Red” publicado

por la Escuela Politécnica Superior de la Universidad Politécnica de Catalunya, en relación

al mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos, señala:

El mantenimiento de sistemas Fotovoltaicos se reduce a la limpieza de los módulos, revisión de

las conexiones y de los elementos de seguridad. En algunas situaciones puede necesitarse la

desconexión de la red por lo que pueden producirse pequeñas perdidas. Para garantizar una alta

productividad de la instalación, es esencia reducir los periodos de paro del sistema causado por

una avería o un mal funcionamiento. Por esta razón es necesaria una buena supervisión del

sistema por parte del usuario con una buena asistencia del servicio técnico.

La limpieza de los módulos debe ser periódica de una vez al año.

Vigilar el inversor (Leds, indicadores de estado y alarmas) en diferentes condiciones de

irradiación solar, ya que este equipo es uno de los equipos menos fiables del sistema.

Control de las conexiones eléctricas y del cableado de los módulos.

Inspección visual de los módulos para comprobar roturas de vidrio, penetración de humedad

en el interior del módulo, fallos de conexionado en el caso de que se produzcan averías.

Otras de las cuestiones de fondo será la comprobación de los elementos de protección

eléctrica para la seguridad personal y el funcionamiento de la instalación. En general, se

revisarán todos los equipos, cableado, conexiones y estructuras soporte

E. Leonardo Manfre Pozo Ortiz (2010) en su trabajo “Plan de Negocios para el ensamblaje,

Instalación y Distribución de Paneles Solares como Método de Energía Alternativa para el

Ecuador”, respecto al mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos señala:

Módulos

Es conveniente realizar una inspección general 1 o 2 veces al año, asegurándose que las

conexiones entre paneles y el controlador estén bien ajustadas y libres de corrosión. En la


mayoría de los casos la acción de la lluvia elimina la necesidad de limpieza de los paneles; en

caso de ser necesario, simplemente utilizar agua y algún detergente no abrasivo.

Controlador o Inversor

Recomienda: hacer una observación visual del estado y funcionamiento del regulador;

comprobación del conexionado y cableado del equipo; observación de los valores instantáneos

del voltímetro y amperímetro (dan un índice del comportamiento de la instalación)

Acumulador o Batería

Es el elemento de la instalación que requiere una mayor atención; de su uso correcto y buen

mantenimiento dependerá en gran medida su duración.

F. Manuel Campos Fernandez (2012) en su trabajo “Manual de mantenimiento - Planta solar

fotovoltaica de 500 KW sobre la cubierta de una nave industrial en la ciudad de Sevilla”

sobre el mantenimiento y su frecuencia a los sistemas fotovoltaicos, señala que:

Paneles solares fotovoltaicos

Dos aspectos a tener en cuenta primordialmente son, por un lado, asegurar que ningún obstáculo

haga sombra sobre los módulos, y por el otro, mantener limpia la parte expuesta a los rayos

solares de los módulos fotovoltaicos.

Las pérdidas producidas por la suciedad pueden llegar a ser de un 5%, y se pueden evitar con una

limpieza periódica adecuada.

El mantenimiento consiste en:

a. Limpieza periódica del panel

La suciedad que pueda acumular el panel puede reducir su rendimiento, las capas de polvo

que reducen la intensidad del sol no son peligrosas y la reducción de potencia no suele ser

significativa.

Las labores de limpieza de los paneles se realizarán mensualmente o bien después de una

lluvia de barro, nevada u otros fenómenos meteorológicos similares.

La limpieza se realizará con agua (sin agentes abrasivos ni instrumentos metálicos).

Preferiblemente se hará fuera de las horas centrales del día, para evitar cambios bruscos de

temperatura entre el agua y el panel (sobre todo en verano).

El proceso de limpieza depende lógicamente del proceso de ensuciado, en el caso de los

depósitos procedentes de las aves conviene evitarlos poniendo pequeñas antenas elásticas

que impidan que se posen.

b. Inspección visual de posibles degradaciones (bimensualmente)

Se controlará que ninguna célula se encuentre en mal estado (cristal de protección roto,

normalmente debido a acciones externas).

Se comprobará que el marco del módulo se encuentra en correctas condiciones (ausencia

de deformaciones o roturas).

c. Control de la temperatura del panel (trimestralmente)

Se controlará, a ser posible mediante termografía infrarroja, que ningún punto del panel esté

fuera del rango de temperatura permitido por el fabricante, sobre todo en los meses de

verano.

d. Control de las características eléctricas del panel (anualmente)


Se revisará el estado de las conexiones, entre otros:

Ausencia de sulfatación de contactos.

Ausencia de oxidaciones en los circuitos y soldadura de las células, normalmente debido

a la entrada de humedad.

Comprobación de estado y adherencia de los cables a los terminales de los paneles.

Comprobación de la estanqueidad de la caja de terminales o del estado de los capuchones

de seguridad. Si procede, se sustituirán las piezas en mal estado y/o se limpiarán los

terminales.

Comprobar la toma a tierra y la resistencia de paso al potencial de tierra.

Temperatura de conexiones mediante termografía infrarroja. En caso de que alguna

conexión aparentemente correcta alcance una temperatura por encima de 60 ºC, se

medirá la tensión e intensidad de la misma, controlando que está dentro de los valores

normales. Si es necesario, sustituir dicha conexión.

Estructura soporte de los paneles

La estructura soporte de los paneles fotovoltaicos está fabricada íntegramente con perfiles de

aluminio y tornillería de acero inoxidable, por lo que no requieren mantenimiento anticorrosivo.

El mantenimiento de las mismas se realizará cada seis meses y consistirá en:

Anualmente:

Comprobación de posibles degradaciones (deformaciones, grietas, etc).

Comprobación del estado de fijación de la estructura a cubierta. Se controlará que la

tornillería se encuentra correctamente apretada, controlando el par de apriete si es necesario.

Si algún elemento de fijación presenta síntomas de defectos, se sustituirá por otro nuevo.

Comprobación de la estanqueidad de la cubierta. Consiste básicamente en cerciorarse de que

todas las juntas se encuentran correctamente selladas, reparándolas en caso necesario.

Comprobar si se ha acumulado agua de condensación en el equipo. Si es así, absorber el agua

que haya, comprobar la causa de la infiltración de agua y subsanar el defecto.

Comprobar si la conexión roscada de compensación de presión presenta suciedad o daños y, si

fuera necesario, sustituir ésta.

Comprobar las fijaciones de las cubiertas de plexiglás situadas por encima de los fusibles

String.

Comprobar las etiquetas de advertencias de peligro tanto en el exterior como en el interior del

equipo y si son ilegibles o están dañadas reponer estas.

Comprobar la estanqueidad de la caja, cerciorándose de que no ha entrado humedad en el

interior. Sustituir las juntas de estanqueidad en caso necesario.

Realizar una inspección visual de los fusibles existentes y de los muelles tensores en los

portafusibles.

Comprobar además la tensión auxiliar +55 V en los bornes de conexión y en los conectores,

ésta debe estar al menos en +30 V.

Controlar la firmeza del apriete de todas las conexiones del cableado eléctrico y, si fuera

necesario, apretarlas. Comprobar si el aislamiento o los bornes presentan descoloración o

alteraciones de otro tipo. Cambiar las conexiones deterioradas o los elementos de contacto

oxidados.

Controlar la firmeza del apriete de todas las conexiones del cableado String y, si fuera

necesario, apretarlas. Ver si el aislamiento en los bornes del subgrupo y en la barra colectora

presentan descoloración o alteraciones de otro tipo.


Comprobar la conexión del apantallamiento de la conexión de comunicación, ésta debe estar

apretada a mano, un destornillador no es adecuado.

Comprobar el apriete de todas las conexiones del interruptor-seccionador y de ser necesario

apretarlas. Ver si el aislamiento o el interruptor presentan descoloración o alteraciones de otro

tipo.

Comprobar la toma a tierra y la resistencia de paso al potencial de tierra.

Comprobar el descargador de sobretensión, el campo visual debe estar en verde.

Es recomendable comprobar la temperatura de conexiones mediante termografía infrarroja.

En caso de que alguna conexión aparentemente correcta alcance una temperatura por encima

de 60 ºC, se medirá la tensión e intensidad de la misma, controlando que está dentro de los

valores normales. Si es necesario, sustituir dicha conexión.

Debido al peligro inminente por riesgo eléctrico, es imperativo realizar todas las operaciones de

mantenimiento con las cajas desconectadas y sin tensión.

G. Guía de Normas y Protocolos Técnicos para la Electrificación Rural con Energías

Renovables, del Proyecto DOSBE que cuenta con el apoyo de la Comisión Europea (2008)

H. Best Practices in PV System Operations and Maintenance – NREL (National Laboratory of

the U.S. Department of Energy ) – March 2015

(http://www.nrel.gov/docs/fy15osti/63235.pdf)

análisis de los recursos de reconsideración … · (bt8), cuyos costos de mano de obra,...

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