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TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL
TITULO DE INGENIERO. ELÉCTRICO EN
LA ESPEC1ALIZACION DE POTENCIA -
DE LA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
R1OBAMBA - ALAUSI
WILSON PE ÑA HERRERA SÁNCHEZ
Quíto tJulio de i976 '
C E R T I F I C O : '
Que e! preserve trabajo fue real izado
por el señor WILSON PENAHERRERA.
ING./GlllDO SORIA VASCODirector de Tesis
GEN
T o -
lo !
1.2
•US
1.3.
1.3,
2.-
2.1.
2.2,
2.3.
2.3,
2.3,
2.4.
3.-
3.1,
3.2.
Í N D I C E D E
CAPITULO
ERALIDADES
M A T E R I A S
PRIMERO
Página
La Industria Eléctrica y su funcionamiento como
servicio publico 1
Importancia de la Industria Eléctrica 1
Características de la Industria Eléctrica ó
El Monopolio y la Regulación Estatal 11
]'.- El Monopolio de la Industria Eléctrica 11
2.- Regulación Estafa!
La Electrificación en el Ecuador
Sistemas Eléctricos Municipales
14
15t
15
Conformación d-s las Empresas Eléctricas 17
El Sistema Nacional Interconecta-do
Eléctricos Regionales
I.- El Sistema Nacional Intercortectado
2.- Los Sistemas Regionales
Metas fijadas en el Plan Nacional c
y loa Sistemas
22
" 2 3
25
e Electrificación 28
El Sistema Eléctrico Regional Centro - Norte 30
Área de Influencia
Instalaciones Eléctricas existentes
30
32
3.3.- Metas fijadas para el Sistema Regional Centro - Norte 37
CAPITULO SEGUNDO
EL
U-
1.1.-
1.2.-
1.2.1.-
1.2.2.-
1.3.-
2.-
2.1.-
2.1.1.-
2.1.2.-
2.1.3.-
2.1.4.-
2.1.5.-
2.20-
2.2.1.-
2.2.2.-
2.2030-
30-
O . 1 0 ""
SISTEMA ELÉCTRICO RÍOBAMBA - ALAUS1.-
ANTECEDENTES
La Provincia del Chimborazo
La Empresa Eléctrica Ríobamba y la Empresa
Eléctrica Alausí
La Empresa Eléctrica Riobamba
La Empresa Eléctrica AlausF
Instalaciones eléctricas existentes
Condiciones de Operación
Empresa Eléctrica Riobamba
Generación
Transformación
Distribución
Comercialización
Administración
Empresa Eléctrica AlausT
Generación
Transmisión
Distribución
Calidad del Servicio
Continuidad del servicio
Página
43
43
45
45
47
43 -
49
49
• 49
52
52
53
54
54 '
54
55
-55
56
56
Página
3.2.- Regulación de voltaje y frecuencia 59
3.3.- Pérdidas de energía 60
CAPITULO TERCERO
ANÁLISIS ECONÓMICO DEL SISTEMA RIOBAMBA - ALAUSÍ
] .- Criterios Generales para la evaluación de la Operación Económica
de una Empresa 72
l.lo- Generalidades ' 72"
2.- Inversiones en Operación 76
201.- Inversiones en Operación de las Empresas Eléctricas
Riobamba - Alausí 77
30- Costos de Exploración y Precios Medios de Venta de
!a Energía 79
3.1o- Costos de Explotación : Costos Fijas y Variables 79
3.1 o í .- Costos de Explotación para las Empresa.;'Eléctricas
Rlobamba y Alausí • • 81
3.2o- Ingresos de Exploración . 81
3.2.1 .- Ingresos de Exploración para los Empresas Eléctricas
Ríobamba y Alausí 82
303.~ • Resultados de Explotación 82
3.3.1.- Resultados de Explotación para las Empresas Eléctricas
Riobamba y Alausí 83
3.3.2.- Comentarios sobre los Resultados de Explotación de las
Página
iempresas eléctricas Ríobamba y Alausf 84
4.»- Análisis de los Pliegos Tarifarios vigentes en las empre-
sas eléctricas Ríobamba y AlausT _ 85
4.1.- Pliegos Tarifarios vigentes 85
A.- Para la empresa eléctrica Riobamba 85
A. 1 .-Servicio Residencial 85
A.2 .-Servicio Comercia! 88
A.3.-Servicio Industrial 89
A.4.-Servicio de Alumbrado Público 92
A.5.-Servicio Fiscal - Municipal 93
A.6.-Servicio Ocasional 93
B.- Para la Empresa Eléctrica Alausf 94
B. 1.-Servicio Residencial . 94
B.2.-Servicio Comercial 95
B.3,-Servicio Industrial 95
B.4.-Servicio Fiscal - Municipal 96
B.5.- Servicio de Alumbrado Público 96
Boó.- Servicio Ocasional 97
C.- Tarifa especial para la fábrica de Cemento Chlmborazo 97
402.- Análisis de los Pliegos Tarifarios vigentes 98
CAPITULO CUARTO
ESTUDIO TARIFARIOPagina
1 .- Proyección de la demanda y energía TOO
1.1.- Generalidades . * 100
1 .2.- Métodos de proyección 101
1.2.1.- Método de exfrapolación simple 101
1.2,2.- Método de correlación con variables macroeconómicas • 102
102.3.- Método de encuesta 102 .
1.3.- Proyección para el sistema Ríobamba - AlausF 103-
1.4.- Programación de obras " 104
2.- Determinación del precio promedio de! Kwh 1 Oó
2.1.- Inversiones en operación ' 106
2.2.- Cuotas anuales da depreciación 107
2.3.- Fondo acumulado de depreciación 107
2.4.- Gastos directos de operación y mantenimiento . . 108
2.5.- Base Tarifaria ' 108
2 0 óc- Rentabilidad 109
207.- Costo promedio del Kwh 109
2o8.- Análisis financiero 110
3.- Criterios generales para e! diseño del pliego tarifario 110
4.- Diseño de las nuevas tarifas . 115
4o 1.- Criterios específicos 115
Página
4.2.- Definiciones y condiciones generales
4.3.- Estudio de la carga
4.4.- Cargos por demanda, energfa y consumidor
4<>4.1.- Cargo por demanda
4.402.- Cargo por energía
4.403.- Cargo por consumidor
4.5.- Cuadros de distribución de frecuencia
4.6.- Las nuevas tarifas
A.- Servicio Residencia!
B.- Servicio CO.TB rcial
C.- Servicio Genera!
D.- Servicio Industrial
E.- Servicio a Entidades Oficíales
Fo- Servicio de Alumbrado Publico
G.- Servicios Ocasionales
Comentarios ai pliego tarifario diseñado
5.- Comprobación de los ingresos con las tarifas diseñados
5.1.- Cálculo de los ingresos con las tarifas diseñadas
6.- . Comparación de ingresos con las tarifas vigentes y dise-
ñadas
6ol .- Cálculo de ingresos con las tarifas vigentes
6.2.- Comparación de ingresos
116
121
123
124
125
125
126
127
127
128
130
131
135
13-6
136
137
138
138
139
139
139
• ÍNDICE DE CUADROS
Cuodro N° ' " Página
2.1.- Instalaciones eléctricas existentes 62
4.1.- Proyección de la demanda y energía 141
4.2.- Inversiones en operación ' 142
4.3.- Cuotas anuales de depreciación 145
4.4.- Fondo acumulado de depreciación 148
4.5.- Gastos directos ds operación y mantenimiento 151
4.6.- Determinación de la base tarifaria 153
4.7.- Cálculo de la rentabilidad 155
4.8.- Cálculo del costo promedio del Kwh a nivel abonado 157
4.9.- Análisis financiero 158
4. Id- Selección de! mes representativo 159
4.11»- Cuadros de distribución por frecuencia para las empresas
eléctricas Riobamba y Alausi" . 160
4.12.- Cuadros de distribución por frecuencia para el sistema ' -
eléctrico Ríobamba - Alausi" 181
4o 130- Cálculo de Ingresos con las tarifas propuestas 195
4014o- Cálculo de Ingresos con las tarifas vigentes . - 203
4015.- • Comparación de las tarifas vigentes y propuestas 215
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO N° Página
4.1.- Proyección de la demanda y energía 216
4.2.- Revalorización de equipos ' 218
4.3.- Cálculo del cosfo promedio del Kwh a nivel abonado 220
Í N D I C E D E G R Á F I C O S
G R Á F I C O N° Página
1.1.- Sistema Nacional'Interconectado 40
102.- Proyectos Hidroeléctricos 41
1.3.- - Sistemas Regionales 42
2.1.- Diagramas Unifllares 69
2.2.- Organigrama de la Empresa Eléctrica Ríobamba 70
203.- Voltaje en las barras de Subestación Ríobamba 71
4.1 o- Curvas de carga Típicas de los diferentes tipa; de servicio 225
402a- Curvas de carga para la Empresa Eléctrica Riobamba y la
fábrica de Cemento Chímborazo. 22ó
CAPITULO
G E N E R A L I D A D E S :
1,- LA INDUSTRIA ELÉCTRICA Y SU FUNCIONAMIENTO COMO SERVICIO PLM
BLICO.-
1.1 IMPORTANCIA DÉLA INDUSTRIA ELÉCTRICA:
No hay duda de que la energía, y más específicamente !a energía e-
r. Y,
léctríca esfá unida a todas las múltiples faceras de la actividad del hombre, en
mayor o menor relación/ según el grado de desarrollo de los distintos países/ o
sea que la industria eléctrica es uno de los elementos esenciales para el desa-
rrollo de los pueblos/ ¡unto con otros factores que desempeñan un pape! impor-
tantísimo; agua y materias primasr la preparación del personal humano/ los me
dios de transporte, la fértil i dad- del suelo y la variedad del el ima/ y en último
término/ la posibilidad de disponer de una cantidad suficiente de energía/ requi
sito que condicionan las posibilidades y la velocidad de progreso de las naciones,
Exis_fen innumerables fuentes de energía en forma de yacimientos de -
carbón/ petróleo, metano; corrientes de agua, calor solar/ viento, reacciones
•químicas más o menos complejas y hoy día existen otros medios importantísimos
de producir energía que son la energía geotérmica y la nuclear.
- 2 -
La utilización industrial en forma directa de estas fuentes de ener
tgía solamente es posible., en gran escala, para el carbón, petróleo y e! meta
no por medio de su combustión para producir calor, pero no bastan para sa-
tisfacer !as necesidades siempre crecientes de energía.
La industria de todas las clases, la tracción, el alumbrado, insta-
laciones de fuerza, han encontrado solamente, con el advenimiento de la elec
trotecnía, el impulso de mayor importancia para su desarrollo. En el transcur
so de pocos arlos se ha conseguido utilizar indirectamente, en forma de elec-
tricidad, la energía térmica de los combustibles y también generar energía
eléctrica de la hidráulica almacenada en la corrientes de agua,
• El consumo de energía eléctrica en el mundo ha crecido enorme-
mente desde la instalación de las primeras centrales, hacía el año 1 .880.
Se comprende fácilmente que la energía eléctrica, cualquiera que sea su pro
cedencia, constituye por sí misma una riqueza de importancia básica en la vi
da moderna, tanto mas sí se tiene en cuenta la facilidad con que puede pro-
ducirse, transportada a grandes distancias y distribuirla de modo capilar por
medío de densas redes y líneas de alta y baja tensión.
. • La importancia que tiene la electricidad se deriva de los siguien-
tes hechos:
- 3 -
a) Su papel fundamental como fuente de energía mecánica:
La mecanización es una de las manifestaciones más aparentes en el pro-
greso de los métodos productivos, se realiza, preponderantemente, a ba-
se de productos derivados del petróleo en las instalaciones móviles y de
la electrícidad-en las instalaciones fijas.
b) Sus aplicaciones insustituibles tales como-la electrónica y todos los usos
derivados de ésta, la electroquímica,, e tc .?
Por definición, las api ícaciones electrónicas requieren de la electricidad
el consumo en cantidad no es importante, pero la difusión obligada de su
uso hace indispensable disponer de esta forma de energía. De igual ma-
nera, algunos procesos electroquímicos son insustituibles por otros medios
con resultados equivalentes; en este caso el consumo de electricidad pu^
de ser importante.
c) La proporción creciente que toma en el sectpr energético mundial:
El consumo de electricidad aumenta a un ritmo considerablemente mayor
que el consumo de energía en general.
d) La magnitud de las inversiones anuales que demanda su rápido crecimiento-
- 4 -
La rapidez con la cual crece el consumo y la demanda eléctrica, sólo
se puede satisfacer con fuertes inversiones las que constituyen un porcen
taje aprecíable con respecto al total del sector energfa. !
La electricidad es factor catalizador capaz de acelerar el desarrollo ge-
neral e industrial en particular, para que se alcance una velocidad tal
que con el tiempo se permita recuperar el enorme atraso de las regiones
subdesarrolladas.
Tal es asf que la evolución de los distintos índices que marcan el poten-
cial de energía eléctrica de las naciones, su producción y el nivel de -
consumo, están indiscutiblemente unidos y fuertemente correlacionados
con bs indicadores básicos del crecimiento económico de las naciones o
países.
Sobre la importancia que tiene la electricidad, podemos concluir dícíen
do que es vital para el hombre y los pafses por cuanto:
a) Constituye el medio útil para salvaguardar la vida de la población
(investigaciones, cirugra, computación aplicada, atención en centros
sanatoríales y asístencíales etc)
- 5-
b) Es una ayuda decisiva en la elevación del estándar de vida de la
población
c) Ilumina al hombre en su anhelo de conocer y aprender y es un me-
dio indiscutible para la superación educacional déla población.
d) Es la fuerza que, como insumo básico, mueve e impulsa a miles de
industrias, permitiendo la producción de bienes y servicios, posi-
bilitando el crecimiento de la actividad comercial e industrial y
permitiendo en suma, el crecimiento del producto total.
e) Se constituye en medio apto para el gran avance tecnológico de
• una ingeniería de avanzada, que ha posibilitado al hombre llegar
inclusive a la conquista del espacio y del átomo.
f) Actualmente se convierte, por imperio de distintos factores concu-
rrentes en el receptáculo de la aplicación quizá más importante de
!a fisión nuclear, al utilizársela como fuerza de paz para crear
millones de unidades de energía.
g) La naturaleza de la energía eléctrica hace que la industria eléc-
trica sea determinante de una movilización de fondos que alcanza
- 6-
a cifras considerables e implica una gran movilización de recur-
sos humanos, incentivando capacifación y calificación de! perso-
nal .
h) Promotora de nuevas industrias, de nueva tecnología/ y't por e'nde,
creadora de nuevas fuentes de trabajo.
í) Importantes obras, como las presas hidroeléctricas, cumplen ade-
más, una función adicional sumamente importante y de gran valor
para la comunidad, a! regular crecidas y convertir en tierras de
regadíos miles de hectáreas inaptas.
¡) Finalmente, en una etapa avanzada del desarrollo eléctrico, ade-
más de llevar confort y bienestar a los medios rurales, se logra la
integración regional y nacional por medio de las I meas de transmi
sión que ínferconectan las distintas regiones de un país; suve de -
factor de equilibrio en e! gran problema actual de la superpobla-
ción urbana frente al éxodo rural. En una etapa superior las lí-
neas que cruzan fronteras acercan y unen naciones y permiten
fructffera asistencia recíproca.
1.2.- CARACTERÍSTICAS DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA:
- 7-
Es evidente que la industria de la energfa eléctrica está constituí-
da por singularidades importantes, tanto en lo referente a las cualidades
intrínsecas de la propia energfa eléctrica frente a otras fuentes de ener- !
gía, como a lo que ella representa en el contexto económico-social al
que debe atender bajo circunstancias específicas y propias del servicio, i
E! propósito fundamental de la industria eléctrica es producir y ven
der el kilovatio-hora a toda persona que lo necesita y en las mejores con
díciones técnico económicas, o sea que el suministro de energía eléctri-
ca debe ser de buena calidad y entregada al usuario al menor precio po-
síble.
La calidad del servicio eléctrico debe tener las siguientes condicío
nes:
1, Continuidad del servicio
2. Regulación de voltaje y frecuencia.
La característica de continuidad del servicio, nos indica que la -
industria eléctrica debe tener la potencia y energía eléctricas disponibles
en el momento que el usuario desee hacer útil ízación de ellos.
La regulación de voltaje es la variación de tensión que ocu
rre en los elementos de un sistema eléctrico y ésta debe estar dentro de I imi-
tes razonables establecidos por normas técnicas.
La regulación de frecuencia es la variación de ésta con re-
lación a la frecuencia nominal del sistema.
Estas características del servicio eléctrico hacen necesario un
cuidadoso estudio de! mercado y la aplicación de la más acertada técnica en
cada una de las etapas funcionales del sistema eléctrico.
Además de éstas características técnicas enunciadas, pode-
mos mencionar las siguientes características propias y singulares que a la in-
dustria eléctrica la diferencian de cualquier otra industria:
a) El hecho de la prestación de un servicio publico obliga al prestatario a
anteponer la oferta a la demanda, io cuaí implica tener disponible el -
servicio en el momento y en la cantidad en que éste sea requerido.
b) Imposibilidad de almacenamiento del producto, que desde el punto de vís
ta de| industria! que la crea ( empresa prestataria del servicio) la hace -
muy distinta de cualquier otro producto o' mercancía que puede ser o es
- 9 -
adecuadamente almacenado; esto hace que la electricidad se produzca
siempre en forma Instantánea al momento en que es consumida. i
c) Necesidad de responder instantáneamente a la demanda, que por sus,varia
cíones estacionales o cíclicas, obliga a sobredímensíonar instalaciones para
atender su punto máximo, es decir, para cubrir los requerimientos dejlos
llamadas picos de potencia. Ello obliga a que la Empresa o el sistema -
deban mantener necesariamente en reserva parte de sus instalaciones'para
la instantánea atención de la demanda.
d) Demanda creciente y contmua, con desarrollo permanente, que obliga a
una tasa creciente / sostenida de inversiones.
.e) Alta capitalización,, como consecuencia de la elevada tasa de inversiones
en activo fijo.
f) Baja velocidad de rotación del capital invertido en razón de la aira tasa
de inmovilización frente a! volumen de ventas.
g) Industria que debe operar bajo un régimen de monopolio o semí-rnonopol io
inclusive para aprovechar al máximo las posibilidades de rendimiento ere
cíente en economm de escala.
-10-
h) Plazos prolongados de construcción de obras, lo que implica una muy -
atenta programación en el anticipo de los requerimientos de la demanda
y, por supuesto, de la oportuna canalización de recursos cuyo ciclo pro
ductívo comienza en intervalos que van de tres a seis años y, en algunos
casos, aún más.
í) Industria de importancia básica para el desarrollo, tanto en lo que hace
al valor de la energía para los procesos productivos como para el confort
y mejoramiento de las condiciones de vida. Esta importancia no se reve-
la tanto por su presencia sino por su ausencia, por cuanto la magnitud
de lo que representa e! servicio eléctrico se advierte más que nunca cuan
do se produce su interrupción, lo que en caso de lapsos prolongados im-
plica extraordinarios perjuicios económico -sociales.
¡) Industria que requiere las mayores tasas de confiabílídad para responder
a las exigencias de todos los sectores y actividades que de ella dependen
puesto que una baja en ese sentido implica una progresívidad en los per-
juicios arriba mencionados.
Entre las características que' la industria eléctrica tiene similitud con -
cualquier otra Industria podernos citar las siguientes:
- n -
a) La mayorFa obtienen capitales compitiendo en el mercado de valo-
res con otras Industrias, para comprar sus plantas generadoras e íns
talacíones de transmisión y distribución.
b) Requieren de personal humano, a lo largo de sus instalaciones lo
que implica la existencia de relaciones obrero patronales.
c) Vende al publico una mercancfa (KWH) que es medida y cobrada
a precios establecidos.
d) Tiene programa de promoción de ventas y relaciones públicas como
cualquier otra industria.
1.3 EL MONOPOLIO Y LA REGULACIÓN ESTATAL:
1.3.1 EL MONOPOLIO DÉLA INDUSTRIA ELÉCTRICA:
Una de las ca ráete rFsti cas que tiene la industria eléctrica, como
ya se mencionó, es que esta debe realizarse en condiciones de monopolio,
condición que se fundamenta en los siguientes tres hechos básicos:
1 . Las elevadas inversiones con relación a los ingresos anuales hace que la
- 12 -
competencia directa sea anfieconómica.
t
i2. La proliferación de centrales generadoras de pequeñas potencias unitarias
asi* como la duplicidad de sistemas de transmisión y distribución a dife-
rentes niveles de voltaje de diferentes compaRTas, para servirá una mis- !
ma zona, elevan el costo de la energía y es antitécnico su suministro.
3, El servicio eléctrico debe suministrarse lo más económicamente posible.al
consumidor, por ser un servicio indispensable para el bienestar social.
El monopolio en la industria eléctrica antes de ser el resultado de u-
na |ey técnica, es de una ley económica, para permitir disminuir el costo de
!a energía, como,una consecuencia de la "economía de escala" al formarse los
grandes sistemas interconectados.
Las principales ventajas técnico-económicas que se obtienen de la e
conotnFa de escala en los grandes sistemas interconectados, son las siguientes:
a) La interconexión de varias centrales y sistemas aseguran la continuidad - •
• del servicio y un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
b) La capacidad de reserva requerida por unidad de carga es menor en Sistemas
- 13 -
grandes e interconectados que en Sistema pequeños e independientes.
i
c) El factor de diversificación de varias cargas y de un gran número de consu }
mídores permite tener menor capacidad de generación por cada consumidor.
d) Cuanto más grande es el Sistema, mejores técnicos tiene y con ellos la e-
fíciencía técnica del Sistema mejora.
e) En los Sistemas grandes, interconectados se tienen unidades generadoras -
mucho más grandes; en estas plantas la inversión inicial por unidad de po-
tencia es menor conforme aumenta la capacidad de las plantas.
f) El costo de materiales y repuestos es menor comprando en grandes cantida-
des que al de tal.
g) El costo de operación por unidad de potencia y energía es menor-en plan-
tas grandes que. en plantas pequeñas.
h) El costo de administración de un sistema grande integrado es menor por a-
• bonado y por unidad de potencia y energFa que en los Sistemas pequeños e
independientes.
- 14-
í) Conforme el Sistema sea más grande, sirve a un mayor numero de
clientes se consigue una disminución en el costo del KWH. ¡i
1.3.2. REGULACIÓN ESTATAL.
Al entregarse una área de concesión a una Empresa se neceí ~
sita de una entidad reguladora que tenga un criterio amplio para hallar el
punto de equilibrio entre la Empresa y el publico consumidor. La regula-
ción estatal del servicio eléctrico trata de evitar posibles excesos de las -
entidades concesionarias basadas en su carácter de monopolio.
La regulación estatal comprende tanto el aspecto técnico co
mo el económico.
En e! aspecto técnico establece normas de diseño y construc
cíón de las instalaciones y efectúa el control de la calidad del seiyício e-
léctríco.
En e! aspecto económico efectúa el control de las inversio-
nes y del precio de venta de ia energía para lo cual establece normas pa-
ra los aspectos económico-financieros de la empresa, tiene la facultad de
fijación de las tarifas eléctricas encontrando el punto de equilibrio entre
- 15 -i
la Empresa y el consumidor, para que la Empresa mantenga su eaullibrio
financiero y su eficiencia empresarial y en consecuencia el servicio subr
sista en las mejores condiciones y el consumidor pague esfe servicio con1
una tarifa justa y razonable.
I
2. LA ELECTRIFICACIÓN EN EL ECUADOR.-
2.1 SISTEMAS ELÉCTRICOS MUNICIPALES.-
Los Municipios fueron los organismos que tradicionalmente
proveyeron a la comunidad del servicio eléctrico. Por lo tanto ten Tan a
su cargo la construccion/ operación y administración de los sistemas eléc
trieos en sus respectivas áreas, de tal forma que estas entidades regula-
ban la ope ración de sus sistemas eléctricos según su propia iniciativa.
En el Ecuador, hasta el año 1 .937 no exisf-fa ninguna dispo-
sición especffica sobre materia de electrificación/ fue en ese año aue el
Gobierno dictó el Decreto Supremo N° 278, Decreto aue se limitaba a es
tablecer normas contables y de manejo de fondos y en una forma muy ele
mental dicta las primeras bases para la fijación de tarifas y la constitu-
ción del fondo de amortización de estos sistemas eléctricos municipales-
-10 -
En e! año 1 .945 se expide la Ley de Régimen Municipal, Ley
que considera como obl igación de los Municipios establecer en sus áreas el -
servicio eléctrico/, para atender "el alumbrado de las poblaciones".
Al ser la provisión de los servicios eléctricos una función
municipal estuvo sujeto a muchas limitaciones provenientes de la naturaleza
misma de los Concejos; entre las más importantes podemos mencionar a las -
siguientes:
a) Los Municipios siempre han sufrido de limitados recursos económicos por
lo que los servicios eléctricos municipales han carecido de los suficientes
fondos para su normal desarrollo y expansión necesarias en este tipo de ser
vicios.
b) Falta de criterios y autonomía técnica, económica y administrativa, para
proporcionare! servicio ya que era un departamento más de! Municipio
y su personal no estaba preparado para suministrar este servicio con críte~
rio técnico-económico.
c) Mercado demasiado limitado, a una pequeña área de servicio, en la
cual tenfa jurisdicción legal el Municipio, desaprovechando de la
- 17-
economía de escala.
I
d) E! Municipio dio al suministro de electricidad un carácter social, loca! y
político, criterios que están enraizados en la conciencia de la gran mayo-
rí"a de consumidores. !
Como consecuencia de lo enunciado en el país se formó un -
gran número de pequeños sistemas eléctricos aislados, totalmente anti-económi
eos e insuficientes de afrontar los requerimientos necesarios para el desarrollo -
industrial y económico de sus áreas-
La mayoría de estos sistemas eléctricos municipales fueron ad
ministrados con criterios y políticas localistas que produjeron un desperdicio de
los recursos financieros y humanos e hicieron inaplicables los adelantos tecno-
lógicos, además de establecer niveles tarifarios inadecuados que se tradujo en
la pérdida paulatina de los fondos de inversión que como consecuencia lógica
impidió ofrecer el servicio eléctrico en forma eficiente y de buena cal idad.
2.2 CONFORMACIÓN DÉLAS EMPRESAS ELÉCTRICAS:
Debido a los problemas ya enunciados, la administración de
algunos sistemas eléctricos municipales pasó a sociedades anónimas formadas con
capítol público, entre las que podemos cítar las Empresas Eléctricas de Quito,
de Ambaro, de Ibarra, de Tulcán, de Lofa y de Cuenca, entre las primeras.|
Con la conformación de estas Empresas Eléctricas en estas
ciudades se mejora en algo e! aspecto económico, pero todavía el área de ser
vicios es relativamente limitada y aún no se aprovecha la economía de escala,
Iademás ya se recaudan los ingresos correspondientes a algunos servicios que -
eran gratuitos como: alumbrado público / Entidades Municipales. . .
Las ciudades de Guayaquil, RIobamba y Manta fueron servi-
/das por Empresas Eléctricas de carácter Privado; la Empresa Eléctrica del .Ecua-
dor Inc., en el caso de las dos ciudades citadas primeramente y CIMA en el ca
so de la ultima ciudad. La Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. , en la ciudad -
de Guayaquil, realizó su actividad sobre bases económicas sanas, razón por la
cua! ha cumplido en una forma adecuada su cometido.
Para tener una idea de la cantidad de pequeños sistemas eléc
tríeos y de autoproductores que existían en ei país, la Dirección de Recursos
Hidráulicos y Electrificación-real izó en lósanos 1962 1963 el Primer Censo Na
cicnal de Electrificación que dio como resultado que había 484 plantas de serví
cío público, con una capacidad Instalada de 129.6 MW y de 622 plantas de au-
toconsumo con una capacidad instalada de 30.6 MW.
- 1 9 -
El Gobierno del Ecuador para poder reglamentar sobre la ma
feria de electrificación en el país,- expidió y puso en vigencia la "Ley Básica ,
ide Electrificación" mediante Decreto Ley de Emergencia N° 24 del 23 de Mayo
de 1.961.
Los motivos de promulgación de esta Ley podemos resumir en
los siguientes:
a) Que la responsabilidad de la electrificación traspasa al Estado debido a
que el atraso en esta materia se debe a que ios Municipios, organismos tra
dícíonalmente encargados, tienen limitaciones de orden institucional, eco
nómico y legal.
b) Que !a electrificación en e! pafs debe efectuarse medíante una planifica-
ción integral para alcanzar su desarrollo adecuado.
c) Reconoce que s! servicio de ensrgfa eléctrica es un servicio de monopolio
natural y%por lo tanto se necesita de una entidad reguladora por parte de!
Estado,
d) Se crea el Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL), como la Ins-
titución encargada de elaborar el Plan Nacional de Electrificación que sa
-20-
Hsfaga las necesidades de energía eléctrica que demanda el desarrollo e-
conómico y social del Ecuador y además de integrar el sector eléctrico del
país, muy diseminado hasta esa fecha7 con la creación de Empresas y Coo-
perativas de electrificación.
Actualmente el servicio eléctrico en el Ecuador esta atendí
do por varias Empresas Eléctricas en las cuales INECEL es accionista; una Empre
sa Eléctrica Extranjera (EMELEC), Cooperativas y Municipios y autoproducto-
reSf de acuerdo al siguiente detalle:
. Empresas Eléctricas 19
Sistemas Eléctricos propios de INECEL 2
Cooperativas 2
Municipios 41
Total Entidades de servicio público 64
A uto producto res 86
. Total de Sistemas Eléctricos 150
Las Entidades de servicio publico a Diciembre de 1 .974 ope-
raban un total de 400.5 MW, de los cuales 132.1 MW eran de procedencia hi-
dráulica o sea el 33% y 268.4 MW de procedencia térmica o sea el 67%.
- 2 1 -
El servicio particular en algunas fábricas (autoproductores)
a Diciembre de 1 .974 tenían instalados al rededor de 88.8 MW, de los cuales i
!11.9 MW de procedencia hidráulica y 70, 9 MW de procedencia térmica.
Totalizando en e! país una potencia instalada de 489.3 MW>
de los cuales 144 MW de procedencia hidrául íca y 345.3 MW de procedencia
térmica.
En este mismo año la población de! pafs ascendfa a 6.5 mi-
llones de habitantes, lo cual corresponde a un índice de electrificación prome
dio de 74 vatios por habitante, uno de los más bajos de América Latina.
La población que dispone de servicio eléctrico es de aproxi-
madamente 2.06 millones de habitantes, que corresponde al 32.51% de la pobla
ción total del país. (*).
Los Sistemas de Quito y Guayaquil, como se ha dicho, son
los principales consumidores de energía eléctrica del país; en el añ~o de 1974
estos dos sistemas consumieron el 75% de la energía de todo el país.
(*) Fuente: Estudio de Mercado Energfa Eléctrica del Ecuador Período 1973-1990
División de Planificación. INECEL.
- 2 2 -
Excepto algunas ciudades principales, los mercados eléctri-
cos no están atendidos en forma adecuada, debido a la falta de capacidad de i
generación, mal estado de las redes, etc., debido a la falta de recursos eco-
nómicos, como consecuencia también de los bajos niveles tarifarios.
i
2.3 EL SISTEMA NACIONAL J NT ERG O NECIA DO Y LOS. SISTEMAS ELÉCTRICOS
REGIONALES.-
La Ley Básica de Electrificación promulgada en 1961, con
el transcurso de los años sufrió algunas modificaciones que presentaron algunos
obstáculos para el normal desenvolvimiento de los programas de electrificación
que estaba efectuando INECEL, por lo cual el Gobierno Nacional promulga una
nueva "Ley Básica de Electrificación" medíante Decreto Supremo N° 1042, el
10 de septiembre de 1.973 .
Esta nueva Ley reconoce al Instituto Ecuatoriano dé Electri-
ficación INECEL, como persona jurídica de derecho público, con patrimonio y
recursos propios y con autonomFa económica y administrativa, ya que sólo en
estas condiciones el sector eléctrico podrá cumplir con la finalidad de abaste-
• cer su mercado y contribuir al desarrollo de los distintos sectores económicos
del pafs.
-23 -
La importancia de esta Ley es que da a INECEL una mayor
agilidad para que ejecute los planes de electrificación previamenfe aprobados
por el Gobierno Nacional.
El Instituto Ecuatoriano de Electrificación -INECEL - para
afrontar esfa responsabil idad, de la electrificación a nivel nacional y cumplir
con las metas que a este Instituto le han encomendado, ha venido elaborando
e! "Plan Nacional de Electrificación", el cual se le ha dividido en dos progra
mas fundamentales que son:
a) El Sistema Nacional Inferconecfado de Generación y Transmisión de Ene r
gfa Eléctrica; y,
b) Los Sistemas Regionales.
2.3.1. EL SISTEMA NACIONAL ÍNTERCONECTADO.
El Sistema Nacional Inferconectado consiste en la construc-
ción de las grandes centrales hidroeléctricas, aprovechando los re-
cursos hidráulicos que por sus condiciones topográficas y alto nivel
de precipitaciones, dispone el Ecuador/ luego, en el montaje de 1 f-
neas de transmisión de muy alta tensión que lleven la energfa genera
-24 -
da en estas centrales hacía las subestaciones principales que consti- -
tuyen puntos de alimentación a los Sistemas Regionales (ver gráfico Nc
1
u).
Mientras se ejecutan los proyectos hidroeléctricos que se, han
definido en el Pian Nacional de Electrificación / se construyan las
Imeas del Sistema Nacional Interconectado, se hace necesario la
instalación de equipos termoeléctricos en casi todos los sisteman eléc
tríeos en operación.
Los proyectos hidroeléctricos que han sido definidos y cuya
ubicación se .indica en el gráfico N° 1 .2 son los siguientes:
P R O Y E C T O
Pisayambo
Paute
Toachí-Pilatón
Montúfar
Chimbo
Jubones
POTENCIA (MW) ESTADO DEL PROYECTO
153
1.350
200 - 350
150
184
168
En construcción lera,etapa 69 MW.
En estudios de diseñolera, etapa 400 MW
En estudios de factíbilídad
En estudios de factibüidad
En estudios de prefactibilidad.
En estudios de prefactibilídad.
- 2 5 -
PROYECTO
Coca
POTENCIA (MW) ESTADO DEL PROYECTO
3.200
Santiago 900
Zamora-Sabanilla 173
- T O T A L : 6. 62¡
En estudios preliminares
En esfudíos preliminares
En estudios preliminares
Puesto que los Proyectos Hidroeléctricos: Pisa/ambo que ser-
virá á la zona norte del país entrará a funcionar en 1 .978 / Paute
• que servirá principalmente a la zona sur del país, entrará en opera-
ción en 1 .982, será necesario, para satisfacer las necesidades siem
pre crecientes de energrn ¿ éctrica, instalarse 250 MW térmicos adi
cionales en el periodo 1976- 1980 de bs cuales 50 MW se instalarán
"en la ciudad de Quito y 200 MW en la ciudad de Guayaquil (*).
2.3.2 LOS SISTEMAS REGIONALES.-
El excesivo numero de Entidades Eléctricas han obligado a
diversificar los esfuerzos económicos que hace el Gobierno para pro
moverla electrificación del país, dando como resultado Sistemas
Eléctricos de pequeña potencia con eficiencia reducida y altos cos-
tos de la energía. /•'
' - 26-fi
De allf la Importancia que tiene la integración de estos pe-
queños Sistemas Eléctricos para formar Sistemas de carácter Regional aue
les permita robustecerse económicamente, puedan adquirir los recursos -'
técnicos necesarios para procuraren forma satisfactoria atender la dis-
tribución / comercialización de la energFa eléctrica que recibirán del ;
Sistema Nacional Interconectado, garantizando un buen servicio, indis
pensable para el proceso de desarrollo económico y social del país.
Con este fm se ha decidido dar origen a la formación de -
diez Sistemas Eléctricos Regionales, de los cuales, en el futuro, nueve
se transformarán en Empresas Eléctricas encargadas de distribuir / co
mercialízar la energía. Estos Sistemas son: (Ver gráfico N° 1.3)
(**)
Sistema Norte:
Este Sistema comprende las Provincias de Carchi e Imbdbura y
los Cantones Cayambe y Pedro Moncayo de la Provincia de' Pi-
chincha.
(*) • Fuente: Datos proporcionados en la División de Planificación.
(**) Fuente: Reformas al Plan Quinquena de Electrificación.
-27-
Sistema Pichincha:
Este sistema es uno de los de mayor importancia, puesto que en él se
encuentra la ciudad de Quito, Capital de la República del Ecuador
y principal centro de consumo del pafs.
Este sistema comprende los Cantones: Quito, Rumiñahui, Mejfa y
Santo Domingo de los Colorados de la Provincia a'e Pichincha.
Sistema Centro_- Norte
El Sistema Cení* ro Norte comprende las Provincias de Cotopaxi, Tun
gurahua, Chimborazo, Bolívar y Pastaza.
Sistema Centro Sur
El Sistema Centro Sur comprende las Provincias de Cañar y Azuay.
Sistema Sur
El Sistema Sur comprende las provincias de Loja y Zamora Chinchipe.
Sistema Esmeraldas
Este sistema comprende la provincia de Esmeraldas que reviste mucha
importancia en el aspecto industrial, puesto que aquf se está instalan
do la refí-nerfa estatal.
-28 - i
Sistema ManabT
Este Sistema comprende la Provincia de Manabf. ,
i
Sistema Guayos - Los Ríos
Este Sistema, el mayor de los Sistemas Regionales comprende las pro
vincías de Guayas y Los Ríos
E! Sistema Guayas - Los Ríos reviste particular Importancia por cuan
to aquTse encuentra la ciudad de Guayaquil, principal Puerto Ma-
rítimo del país y el mayor centro de consumo de energfa eléctrica.
Sistema El Oro
Este Sistema comprende la Provincia de El Oro,
Sistema Menores
Los Sistemas Menores son pequeños proyectos que se realizarán en ci-
te as del paTs que por su ubicación geográfica no puedan participar -
del Sistema Nacional Interconectado, o que su integración se prevé
a largo plazo y que por lo tanto serán pequeños centros de generación
¡unto a sus respectivos mercados.
2.4 METAS FIJADAS EN EL PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN.- (*)
Las metas generales que se propone en ei Plan Nacional de
- 2 9 -
Electrificación para abastecer de energía eléctrica a los programas de de-
sarrollo de los distintos sectores económicos del país, son los siguientes:i
\) Abastecer del servicio eléctrico en 1 .980 al 47.4% de los ecuato-
rianos, lo cual implica un gran esfuerzo si consideramos que se de-
be duplicar el grado de electrificación que tuvo el país en 1 .972 en
un plazo relativamente corto,\) La demanda máxima de potencia crecerá de 270 MW en 1 .973 hasta
684 MW en el año de 1 .980, con una tasa acumulativa anual de
12.09%
c) La demanda de energía a nivel generación crecerá de 1.140 GWH
en 1 .'973 hasta 2.936 GWH en 1,980, con una tasa acumulativa a-
nual de 12.40%,
d) Llegar cuando menos a los siguientes índices de electrificación:
Energía 388 KWH/habitante
Potencia 90.3 Vatios/habitante
(*) Fuente: Estudio de Mercado a'e Energía Eléctrica del Ecuador.
Período 1973 - 1990.- INECEL.
- 3 0 -
3. a SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL CENTRO NORTE.
3.1 ÁREA DE INFLUENCIA.
El Sistema Centro - Norte tiene como área de influencia las
Provincias de Cotopaxi, Tungurahua, Chimborazo, Bolívar y Pastaza, sien
do las ciudades de Lafacunga, Ambato, Riobamba, Guaranda y Puyo las de
mayor importancia por ser las capitales de las respectivas Provincias (*)
Ambato 77.052 Habitantes
• Riobamba óó.OQó Habitantes
Latacunga 46,478 Habitantes
Guaranda 7.376 Habitantes
Puyo 6.688 Habitantes
El servicio eléctrico en este Sistema esta a cargo de !as Em-
presas Eléctricas Ambato, Riobamba/ AíausF, Bo' fvary los Municipios de
Latacunga y Salcedo. La Empresa Eléctrica Ambato administra el S/stema
Eléctrico que sírve a la ciudad del Puyo.
La capacidad total instalada en esta área es de 29.038 KW, de
(*) Fuente: 111 Censo de Población.-. Resultados .provisionales
-31 -
los cuales 21.133 KW están instalados en las provincias de Tungurahua y Chim
borazo, las mismas que se hallan interconectadas desde el año 1 .970, mediante
la I mea de transmisión a 09 KV Riobamba-Ambato.
En el futuro, todo el Sistema estara a cargo de una sola Em-
presa Regional, denominada Empresa Eléctrica Centro.- Norte, la misma que se
formará en dos etapas:
Primera Etapa:
Desde 1.973 hasta 1.978 se Integran al servicio eléctrico -
que proporcionan las Empresas existentes varios cantones y parroquias.
Segunda Erapa:
En el ano 1 .979 se constituiYá la Empresa Eléctrica Centro -
Norte para servirá las Provincias de Cotopaxi, Tungurahua, Chímborazo, Bo-
lívar y Pastaza.
La integración económica y administrativa de varias áreas -
hasta servir a todo el Sistema Centro- Norte, se reflejara en la unificación de
costos y en el mejor aprovechamiento de las centrales e Instalaciones.
Se'elaborará un Pliego Tarifario común para toda el área de
-32-
influencia de la Empresa Eléctrica Centro Norte.
En el año 1.974, los resultados obtenidos como valores me-
dios para la energía vendida fueron los siguientes (*)*
Empresa Eléctrica Ambato
Empresa Eléctrica Ríobamba
Empresa Eléctrica Bolívar
Empresa Eléctrica Alausi"
Costo del Precio de venta
KWH del KWH
0,557
0,406
0,843
0,707
0,603
0,418
0,695
0,556
3.2 INSTALACIONES ELÉCTRICAS EXISTENTES:
El servicio eléctrico en este Sistema está a cargo de la Em-
presa Eléctrica Ambato, Riobamba, AlausF, Bolívar y de los Municipios -
de Latacunga y Salcedo. Las instalaciones existentes en el área o'd Puyo
se incluye en la Empresa Eléch/ca Ambato,
La capacidad instalada en ías mencionadas Empresas y Muñí
cipios es de 29,038. KW .
El detalle se muestra a continuación:
(*) Fuente: Información" económica e índices de Gestión Empresarial Boletín N°5.Año 1974
- 33 -
EMPRESA O MUNICIPIO
Empresa Eléctrica Ambafo
Empresa Eléctrica Riobamba
Empresa Eléctrica Alausf
Empresa Eléctrica Bolívar
Municipio de Latacunga
Municipio de Salcedo
SUBESTACIÓN DE ELEVACIÓN
POTENCIA INSTALADA (KW)
Empresa Eléctrica Ambato
Empresa Eléctrica Riobamba
Empresa Eléctrica Alausf
Empresa Eléctrica Bolívar
Hidráulica
5.031
.6.386
265
920
4.200
275
Voltaje deEntrada (KV)
13.2
6.9
4.16
2.3
2.3
0.4
0.22
'4.4
2.4
0.48
0.208
Térmica
6.356
3.360
147
1.005
768
325
Voltaje de
Sai ida (KV)
69.0
13.2
13.2
4.16
6.3 '
6.9
13.8
69.0
44.0
13;2
2.4
Total
11.387
9.746
412
1.925í1
4.968
600
Capacidad(KVA)
5.000
2.000
2.500
1.500
190
500
600
6.500
6.500
500
60
-34-
Volfaje de Voltaje de CapacidadEntrada (KV) Salida (KV) (KVA)
Empresa Eléctrica Bolívar
Municipio de Latacunga
Municipio de Salcedo
SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN;
Empresa Eléctrica Ambato
Empresa Eléctrica Riohamba
Empresa Eléctrica Bolívar
Municipio de Latacunga
0.21
0.22
0.38
' 2.3
4.16
2.4
0.44
0.4
0.24
Voltaje deEntrada (KV)
6.9
69.0
69.0
13.8
44.0
•6.6
23.0
6.3
6.6
4.16
6.6
6.6
6.6
23.0
6.3
6.3
6.3
Voltaje de.Sal Í da (KV)
4.16
13.8
4.16.
4.16.
6.3
2.2
6.3
2.3
137
60
240
350
l.OOO1
5.250
1.000
380
400
Capacidad(KVA)
6.000
6.250
7.000
1.250
430
120
7.000
180
-35 -
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Empresa Eléctrica Ambafo
Empresa Eléctrica Ríobamba
Empresa Eléctrica AlausT
Empresa Eléctrica Bolfvar
Municipio de Latacunga
TENSIÓN(KV)
69.0
13.2
6.9
6.3
4. 16
2.3.
13.8
69.0
69.0
13.8
6.3
4.16
13.8
13.8
6.6
2.4
2.2
2.3
LONGITUD(KM)
Riobamba
34.0
2.5
7.0
2.0
8.0
8.5
Ambato
30.0 .
13.5
4.0
13.5
44.33
15.39
12.0
1.5
3,41
13.0
- 36 -
RED DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA
Empresa Eléctrica Ambaro
Empresa Eléctrica Riobamba
Empresa Eléctrica Alausi"
Empresa Eléctrica Bolívar
Municipio de Latacunga
Municipio de Salcedo
TENSIÓN(KV)
13.2
7.62
6.9
6.3
4.16
2.4
2.3
13.8
13.8
6.3
4.16
13.2
6.6
4.16
2.4
2.2
-•6.3
6.3
LONGITUD(KM)
99.0
135.0
5.0
1.0
40.3
58.8
13.0
1.1
21.4
1.7
10.55
16.04
12.46
0.84'
0.4
1.9
174.23
24.3
-37 -
RED DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA:
Empresa Eléctrica Arnbato
Empresa Eléctrica Ríobamba
Empresa Eléctrica AlausT
Empresa Eléctrica Bolívar
Municipio de Latacunga
Municipio de Salcedo
TENSIÓN(KV)
208/120
110
220/110
220/127
220/1 1 0
240/120
22'0/120
210/121
208/120
110
208/120
220/110
LONGITUD(KM)
520.6
17.0
12.5
129.0
42.9
17.0
4.88
32.81
1.44
7.65
35.0
11.0
3.3 METAS FIJADAS PARA EL SISTEMA REGIONAL CENTRO - NORTE:
Para la conformación de este Sistema Regional, en su primera
etapa se integrarán a las Empresas Eléctricas que sirven a esta zona, varios
cantones y parroquias, y como uno de estos pasos se previo la integración
de las Empresas Eléctricas Riobamba y AlausF, para que en la segunda eta-
pa se formeb mencionada Empresa Regional Centro-Norte hasta el año 1979.
- 3 8 '
Para que se conforme esta Empresa Regional se ha dado prioridad a
las centrales diesel degeneración programadas para este sistema.
Área de Latacunga 4.200 KW
Área de Guarandd . 775 KW
Área de! Puyo 500 KW
TOTAL: 5.475 KW
También está en ejecución ía ampliación de la Central Hidroeléc-
trica de Alao de 2.620 KW que entrará en funcionamiento a fines de
1.976.
Se ha dado igualmente prioridad a las líneas de transmisión a 69 KV;
San Juan - AlausF, Ambato-Latacunga y Sdn Juan - Guaranda, con ¡as
respectivas subestaciones, además está programada la I mea Ambato - Ba-
ños-Puyo. De esta forma los principales centros de consumo o marcado de
este Sistema como son las ciudades de Ambatb, Riobamba, AlausF, Lata-
cunga/ Guaranda y Puyo se hallen ínterconectados. Y a las I meas de
transmisión a 13/8 KV y las mejoras y ampliaciones de las redes de distri-
bución para 21.900 abonados.
Para el sistema Regional Centro Norte el crecimiento de potencia
- 39 -
máxima / energía generada se ha considerado las siguientes tasas medias acu-
mulativas anuales de 12.63 % y 13.34% respectivamente (*) por lo tanto
a) La demanda de potencia máxima crecerá de 22.4 MW en 1 .973 hasta
62.2 MW en el año 1.980, con una tasa acumulativa anual de 12.63%.
b) La demanda dé energía a nivel generación crecerá de 76.3 GWH en
1 .973 hasta 248.8 GWH en el año 1 .980, con una tasa acumulativa a-
nual de 13.34%
c) Abastecer del servicio eléctrico en 1.980 ai 40.20% de los habitantes
de este Sistema Eléctrico Regional.
(*) Fuente; Estudio del Mercado de Energía Eléctrica del Ecuador.- Período 1973 - 1990
INECEL.
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CENTRO SUR (CUENCA)
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l.-NO SE CONSIDERA LA LINEAPISAYAMBO- QUITO
/\-- 7"
CD
A
L - E Y E N D A
LINEA A 138 KV 267 KM
LINEA A 230 KV 526 KM
CENTRAL HIDROELÉCTRICAPROGRAMADA
SUBESTACIÓN P R O G R A M A D A
SISTEMA NACIONAL ¡NTERCONECTADOCONFIGURACIÓN A 1960
STO. DOMINGO0
aTOACH!
zoo MW
V - C O L O M B I A' \N TUFAR \0 MW \E P
O
COCA925 MW
O QU'TO
n•PISAYAMBO153 MW
O CENTRO NORTE
n CHIMBO134 MW
©MILAGRO
a PAUTE1350 MW
RO SUR
S A N T I A G O900 MW
<EL ORO
n JUBONES168 MW
a
O SUR
f ZAMORA-SABzoo
P E R Ú ao
L E Y E N D A
PROYECTO CEHTfíf-L HIDROELÉCTRICA
CENTRO DE CONSUMO
UBICACIÓN DE LAS FUENTESDE ENERGÍA HIDRÁULICAS
O C É A N O PACIFICO
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2:H
- 4 3 -
10- ANTECEDENTES. -
l.lo- LA PROVINCIA DELCH1MBORAZO :
La Provincia del Chimborazo está ubicada en la parte Centro Sur del ca
llejón interandino; se halla limitada por las siguientes Provincias : al Norte con la
de Tungurahua, al Sur con la de Cañar /a I Este con la de Morona Santiago y a! Oes
te con la de Bolívar.
La población de esta Provincia es de 306.138 habitantes, ( dato obteni
do de los resultados provisonales del Censo realizado el 8 de Junio de 1974 ), te -
niendo la ciudad de Ríobamba 66.006 habitantes y !a ciudad de Alausí 9.504 habí
tantes; la población provincial representa el 4071 % ds la población total del país;
en Chimborazo se halla asentado con segundad la mayor población indígena del E-
cuador, . -
La Provincia de! Chimborazo tiene una superficie de 6,200 ki I orne iros -
cuadrados aproximadamente, es una provincia eminentemente agrícola y ganadera.
En esta provincia existen pocas industrias, sinembargo las mismas son de
relativa Importancia como la Fábrica de Cemento Chimborazo , Ecuatoriana de Ce
rámica. En esta provincia se ha proyectado el llamado " pa.rque industrial " sitúa
44 -
do al Oeste de la ciudad de RIobamba, en el cual se prevé que se instalarán va -
rías fábricas con una potencia instalada de 1 .500 KW7 todo esto de acuerdo al -!
Plan de Factlbilídad elaborado por CENDES.
La Fábrica de Cemento Chlmborazo se formó en base al descubrimiento
de calizas en la zona de Shobol, siendo su principal accionista el Banco Nacional
de Fomento.
La Fábrica de Cemento Chimborazo tiene Instalados 1.600 KW hídráuli
eos y 470 KW térmicos/ pero requiere de la Empresa Eléctrica Riobamba una poten
cía de 4.100 KW. El consumo -mensual fluctúa entre V.500.000 KWH y 2'.215.000
KWH7 operando a satisfacción los equipos de la Fábrica.
La capacidad de producción de la Fábrica es de 500 toneladas mensuales,
pero para el ano 1980 se ha previsto la ampliación de la misma para una producción
de 10500 toneladas mensuales.
s .
La Fábrica Ecuatoriana de Cerámica se formó con capital Venezolano y
en la actualidad se ha incrementado con capitales nacionales»
Ecuatoriana de Cerámica demanda de la Empresa una potencia de 800KW,
pero se piensa ampliar la planta actual previéndose que para 1980 requiera unos -
20000 KW.
La Fábrica de Tejidos El Prado es una de las fábricas más antiguas/ fue
fundada por ía familia Cordovéz, los cuales para disponer de energfa eléctrica Ins
.45-
talaron la primera planta eléctrica en Riobamba; en la actualidad esta fábrica requie
re de 800 KW.
iPROLAC es una Pasteurízadora de leche, es una industria nueva impulsa
da por ei Banco Nacional de Fomento y el Centro Agrícola, Id potencia instalada
en esta Industria es de 150 KW.
1.2.- LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA Y LA EMPRESA ELÉCTRICA ALÁl¿
.51.-
1.2.1.- LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA.-
La Empresa Eléctrica Riobamba Írtela la producción y suministro de ener
gía eléctrica el 3 de Abril de 1963, pues su antecesora la Empresa de Electrificación
Chímborazo era una Empresa de carácter privado que pertenecía a la Empresa Eléci* ~~
trica del Ecuador Inc., desde esa fecha hasta el 21 de Abril de 1967 seguía admi -
nistrando la Empresa-anterior, es en esta fecha que se nombra un Gerente General
Independizándose de la Empresa antecesora y se Inaugura la primera etapa de la
Central Abo.
La Empresa Eléctrica Riobamba suministra energía eléctrica a la ciudad
de Riobamba, al Cantón Guano y a las poblaciones de Lícto, Pungalá, San Luís,
San Andrés, San Isidro, Ilapo y Chambo.
Las instalaciones que tenía la Empresa Eléctrica Riobamba en el año de
1967, en él'cual entra en servicio la planta hidroeléctrica de Alao y las instala-
_ 46 -
clones que adquTrfo a la anterior Empresa, que prestaba sus servicios a la ciudad de
Ríobamba, fueron las siguientes :
Las nuevas Instalaciones :
Planta Hidroeléctrica Alao 5.250 KW
Línea de Transmisión Abo - RIobamba -59 KV - 17 Km.
Subestación Transformadora RIobamba
LTnea de Transmisión Riobamba - Guano 13/8 KV - 8 Km.
Red de Distribución de Guano .
Las Instalaciones adquiridas a la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc0;
Planta Cordovéz de 640 KW ( potencia de placa )
Planta Guadalupe de 450 KW ( potencia de placa )
Línea Cordovéz - Riobamba
Línea Guadalupe - Riobamba
. Red de Distribución de Riobamba
INECEL, en Septiembre de 1964 realizó \a valuación de estas iristalacio-
nes7 llegando al siguiente valor total de S/. 5' ,,892.574000, en dicha valuación,
en atención al estado de las Instalaciones se estimó la siguiente vida remanente ;
Planta Cordovéz 15 años
Planta Guadalupe 1 O años
En la actualidad la Empresa cuenta con tres grupos diesel de 1 .120 KW
cada uno.
En cuanto se refiere a la distribución de la energía eléctrica para Ríó-
bamba, la Empresa ha tenido que renovar paulatinamente la red, ya que su esta-
do en general era deficiente* La red de distribución primaria servía a un voltaje
de 4016 KV; en la actualidad la Empresa está sirviendo a 13.8 KV; debemos anotar
ique sólo una parte pequeña de la ciudad está servida a 4.16 KVo I
v
1.2.2.- LA EMPRESA ELÉCTRICA ALAUS!.-
La Empresa Eléctrica Aiausf inicia su servicio de suministro de energía
en el año de 1967, la misma que comenzó a operar con una planta hidráulica de -
312 KVA de capacidad instalada, construida en una sola etapa y para una capaci
dad total de 624 KVA, es decir que prácticamente las obras civiles se hallan con
cluídas, faltándose sólo la instalación de un nuevo grupo turbina - generador para
obtener la capacidad para la que fue construida.
Esta E rnpresa Eléctrica se encuentra encargada de suministrar el servicio
de energia eléctrica a la ciudad ds Alausí, al Cantón Chunchi y a las parroquias
de Guasuntos, Huigra, Sibambe, Gonzol, Plstíshí y Chonchón.
El servicio que prestaba esta Empresa era deficiente, y como un paso
preliminar para la formación del Sistema Regional Centro - Norte; el 29 de Marzo
de 1974, por muruo acuerdo entre las Empresas Eléctricas Ríobamba y Aiausí se cele
bró un convenio de administración, mediante el cual la Empresa Eléctrica Ríobamba
-48 .
toma bajo su responsabilidad técnica la operación de! Sistema Eléctrico de AlausF
y el 10 de Abril del mismo año, la Empresa Eléctrica RIobamba inicia su gestión ad
ministratíva.
A partir de esa fecha en que comienza !a administración por parte de
la Empresa Eléctrica Rlobamba, ésta Imparte el asesoramlento técnico - administra
tivo necesario, a fin de normalizar y garantizar la permanencia del servicio, ya
que el estado de las instalaciones tanto hidráulica como térmica y e! déficit de
potencia instalada para cubrir la demanda, ha hecho que el servicio no sea tan efí
cíente.
Con el objeto de solucionar estos problemas, tanto de generación como
de distribución , la Empresa Eléctrica Rlobamba ha emprendido paralelamente un
programa de Incremenfo en la potencia Instalada, readecuamiento de las líneas de
transmisión, asi" como también de las redes de distribución del Sistema, proyectos -
que están involucrados dentro del programa de electrificación rural, como parte de
las Inversiones generales de !a Empresa, por lo que a partir del año 1975 se inicia
el mejoramiento del servicio en este Sistema.
1.3.- .INSTALACIONES ELÉCTRICAS EXISTENTES.-
En el Cuadro N°2.1 . se describen las instalaciones eléctricas existen-
tes en las Empresas Eléctricas Riobamba y AlausF, separándolas por etapas funcio-
nales, y en el gráfico N°2.1. se presenta el Diagrama Unífílar del Sistema Eléc-
trico.
-49-
2.- CONDICIONES DE OPERACIÓN.-
Las condiciones actuales de operación se analizará para cada Empresa y ,
ipara cada etapa funcional. !
2.1.- EMPRESA ELÉCTRICA R1OBAMBA.-!
2.1.1.- GENERACIÓN.-
El Sistema Eléctrico de Ríobamba cuenta para su generación con cuatro
centrales, de las cuales tres son hidráulicas y una central térmica0 Las centrales hi
dráulícas son las siguientes : A loo, Cordovez y Guadalupe.
a ) Central Alao .-
La Central Alao es una planta hidráulica que cuenta con 50250 KW de
capacidad instalada, la primera etapa se construyó en el año 1966 y entró en funcío
namiento el 21 de Abril de 1967, la segunda etapa de Alao tiene una capacidad de
2«620 KW y se prevé que entrará en funcionamiento a fines de 1976.
La Central Alao está alimentada por el Río Alao/ es una Central de pasa
do, pero en el futuro se psisa construir un embalse de regulación horario, es una cen
tral base.
El personal que labora en esta Central es el siguiente :
1 Jefe de Central
- 50-
1 Jefe de Mantenimiento de Canales
4 Tableristas
8 Maquinistas,
12 Peones
8 Guardianes
b ) Central Cordovez . -
La Central Co-rdovez es también hidráulica, está alimentada por el Río
Chambo, la capacidad instalada es de 680 KW pero su capacidad firme es de 400-
KW, es una central de pasada.
Esta Central funciona las 24 de horas y sirve también para cubrir los
picos, como fue montada en el año 1925 tiene continuos daños, pero los rnás frecuen
tes son las fallas de los cojinetes.
E! personal que trabaja en esta Central es el siguiente :
1 Jefe de Planta
3 Maquinistas
1 O Ayudantes
c ) Central Guadalupe.-
La Central Guadalupe es hidráulica, está alimentada por el Río Chambo,
la capacidad instalada es de 450 KW y la capacidad firme de 290 KW, es una Cen-
-51 -
tral de pasada.
Esta Centra! funciona 8 horas diarias, sirve para cubrir los picos del
i
Sistema, las máquinas fueron montadas en el año 1911, por loque tiene daños con
tmuos, los más frecuentes son las fallas del bobinado del generador.
El personal que trabaja en la Central, es el siguiente :
2 Maquinistas
4 Reji l leros
8 Peones
d ) Centra! Térmica.-
La Centra! Térmica consta de tres grupos, cada uno es de 1 0120 KW
de capacidad instalada, dos de los cuales fueron montados en el año 1973, y el res
tante en 1975.
Estos grupos funcionan de 8 a 12 horas por día, cuando la Fábrica de
Cemento Chimborazo trabaja a plena carga.
El personal que labora en esta Central es el siguiente :
1 Jefe de Planta
5 Maquinistas
La Empresa en el año 1974 generó 32'094l 0801 KWH, es decir
14' .^468.330 KWH, más que en 1973, lo que representa un incremento de! 78 %; ia
-52 -
energía se obtuvo de las siguientes fuentes : 94,63 % de las Centrales Hidráulicas
y 5,37 % de la Central Térmica, siendo la Central Alao la que cubrió el 88,33%
de la energía total demandada. ¡
ii
2.1.2.- TRANSFORMACIÓN,-
La subestación de reducción Riobamba esta operada por 4 tableristas,
cuyo trabajo es llevar un registro de la carga de los alímentadores primarios que par
ten de esta subestación, operar los interruptores que conectan los transformadores con
la barra de alta tensión.
Esta subestación está incompleta, la falta de dos disyuntores produce
problemas en la operación con las líneas de transmisión, en la Alao - Ríobamba, Rio
bamba - San Juan y Ríobamba - Ambato.
2.I.3.- DISTRIBUCIÓN.-
El Sistema de Distribución Primario para esta Empresa consta de cuatro
alimentadores, de los cuales un aümenfrador está a 4.16 KV y los orros tres.a 13.8'
KV, se tiene pensado que hasta fines del año 1976 se cambiará el alimentador de 40ló
KV para servir a todo el sistema de distribución primaría a 13.8 KV.
El personal que labora es el siguiente :
2 ¡efes de limeros
2 cuadrillas de Unieras de 8 personas
2 choferes.
- 53 -
Esfe personal es el encargado de las consfrucciones de las ampliaciones
del sistema, también hacen el mantenimiento de las líneas de transmisión, del síste-
ma de alumbrado público. Para las instalaciones de nuevos usuarios, para las deseo
nexiones por faifa de pago y para las reconexiones exisfe un grupo encargado para es
ra labor que consiste de cuatro personas denominadas " Instaladores ", para pequé -
ños daños tales como cambio de fusibles, de líneas caídas, etc. se tiene ofro gruoo
de fres personas encargadas para realizar esta labor/ se tiene además fres choferes
que trabajan por turnos, ó hotos diarias, de óp.m. a 12p.m.
El personal que trabaja para esta Empresa se está preparando técnica -
mente, ya que por lo menos asisten dos trabajadores a cada curso que se dictan en
Centro Nacional Franco - Ecuatoriano ( CENAFE ).
2.1.4".- COMERCIALIZACIÓN.-
El personal que labora en esfe Departamento, es el siguiente :
1 ¡efe de comercialización
1 inspector
2 recaudadores
4 lectores
El Departamento de Comercialización es el encargado de la lectura de
los confadores de energía, facturación de las planillas y de la recaudación de las mis
mas.
-54 -
2.1.5o- ADMINISTRACIÓN .-
El personal que labora en la parte administrativa es el siguiente :
1 Gerente de la Empresa
1 Secretario
1 Jefe de Personal
. - 1 Tesorero
1 Ayudante de Tesorería
1 Contador
2 Ayudantes de Contabilidad
1 Bodeguero
1 Ayudante de bodega
1 Archivador
1 Empleada de Comisariato
1 Ayudante del Comisariato
1 Conserje
1 Ayudante del Conserje*
En el gráfico N°202. se presenta el Organigrama de la Empresa Eléc
trica Riobambao
2.2o- LA EMPRESA ELÉCTRICA ALAUSL-
»
2.2.1.- GENERACIÓN.-
-55-
La Empresa Eléctrica Alausf cuenta para su generación con dos centra
les, la Central Hidroeléctrica Nlzag y una Central Diese!.
a ) Central Hidroeléctrica Nízag.-
Es una planta hidráulica que cuenta con 250 KW de capacidad instala
da, construida en una sola etapa en el año 1967, esta central fue construida para u-
na capacidad total de 500 KW, hallándose las obras civiles concluidas, faltando so.
lo la Instalación del grupo turbina - generador para obtenerse la capacidad para la
que fue construida, pero esta ampliación no se ha llegado a realizar debido a los pro
gramas contemplados en el Plan Nacional de Electrificación (grandes centrales de -
generación y la construcción de la linea de transmisión San Juan - Alausi ).'
b ) Central Diesel .-
Consta de un grupo de 157 KW dé capacidad instalada, fue montada
en el ano de 1970. Este grupo se halla en pésimas condiciones y funciona en horas
•„ !*•>
de demanda máxima del Sistema.
2.2.2.- TRANSMISIÓN.-
'La transmisión se realiza a 13.8 KV, medíante lineas construidas con
conductor de aluminio reforzados con alma de acero ( ACSR ), cuya "longitud total
es de -47 Km.
2.2.3.- SISTEMAS-DE DISTRIBUCIÓN.-
-56-
El Sistema de Distribución esta construido con postes de madera, a excep
cíón de Alausí que se esta cambiando a postes de hormigón y Chunchi que tiene poste
ría de tubo de hierro. Las redes de AlausF tienen conductores de cobre y el resto de!
las poblaciones tienen conductores de aluminio con alma de acero (ACSR ) para el
primarlo y conductores de aleación de aluminio para el secundario. ;
3.- CALIDAD DEL SERVICIO.-
El suministro de energía eléctrica debe ser de buena calidad, con esto
se quiere decir que tiene que realizarse un análisis de las siguientes condícíones'que
deben cumplir las Empresas Eléctricas en estudio y son : continuidad del servicio, re
gulación de voltaje y de frecuencia y las pérdidas de energía0
Sol . - CONTINUIDAD DEL SERVICIO.-
Se refiere a que las Empresas prestatarias del servicio deben tener la po
tencia y energía disponibles el momento que el usuario desee hacer utilización de las
mismas*
Para ver la continuidad del servicio que tienen las Empresas Eléctricas
Ríobarnba y Alausf debemos analizar especialmente los problemas que pueden presen-
tarse en generación, tanto en las centrales hidroeléctricas como en las centrales ter
mosléctricas.
CENTRAL ALAO.-
El Río que alimenta a esta Central es e! Río Alao, cuyo cauda! sí satis
- 57-
face para obtenerse la capacidad nomina! de la misma.
Los problemas que se Hene en esta planta son los siguientes :
Se producen derrumbes que se introducen en el lecho del canal debí
do a que e! mismo está ubicado en las estribaciones de la cordillera,
ya que el terreno es flojo y de abundante humedado
Se acumula mucha piedra en el dique de la bocatoma por lo que se
debe hacer la limpieza cada seis meses.
Por falta de desarenador en el tanque de presión 7 la limpieza debe
hacerse cada tres meses, produciéndose las respectivas paradas en las
maquinase
. El mantenimiento en la Central Alao se hace unas cinco veces al año,
debido a que debe realizarse la limpieza de basuras que se introducen
en las toberas o a daños mecánicos y por efecto del desgaste de los
elementos de la turbina.
Central Cordovez.-
Esta central está alimentada por las aguas del Río Chambo, el caudal
de este Río satisface para obtener la potencia firme que puede lograrse de esta plan
ta.-
En la Central Cordovez se presenta el siguiente problema que por -
- 5 8 -
efecto de la gran cantidad de materiales que arrastra las aguas del Río Chambo se
debe desarenar cada semana y además cada seis meses se hace una revisión total
iparándose la maquinaria unos tres días. j
Central Guadalupe.- j
Esta central también está alimentada por las aguas del Río Chambo',
cuyo caudal satisface para obtenerse la potencia firme que puede obtenerse de es-
ta planta.
En esta central cada quince días se realiza una revisión y cada seis
meses se hace una revisión total que toma alrededor de una semana.
Central Nizag.-
La Central Hidroeléctrica Nlzag está alimentada por las'aguas del
Rfo Nizag, cuyo caudal satisface para obtenerse la potencia nomínalo
Debemos anotar que las obras civiles realizadas en esta Central se
encuentran en péssno estado, pues se tiene el peligro de que la bocatoma sea arras
trada por el Río, debido a que ésta ha perdido su base, además tenemos que por -
falta de desarenador los daños en los equipos de la turbina son fuertes.
Central Diesel Riobamba.-
De acuerdo al programa de mantenimiento dado por el fabricante de
estos grupos, se los hace una revisión cada 1 .000, 2.500,5.000 100000 horas de
-59 -
funcionamiento .
Estos grupos prestarían funcionamiento adecuado si funcionaban en
horas de pico pero se los hace funcionar, en promedio, catorce horas diarias, tam-
bién se tiene el problema que como son grupos móviles, ocasionan muchos danos
debido a las vibraciones.
Central Diesel AlausT.-
Este grupo se encuentra en pésÍma.7 condiciones, no se puede obtener
la capacidad nominal del mismo, que es de 157 KW, teniendo una potencia firme•
de 120 KW.
A este grupo se lo hace funcionar en horas de pico, pero tanto las plan
tas diesel e hidráulica no satisfacen la demanda en estas horas, por lo que se ha pen
sado instalar un grupo de 175 KW hasta que la IFnea de transmisión San Juan - Alausí
entre en funcionamiento.
3.2.- REGULACIÓN DE VOLTAJE Y FRECUENCIA,-
El sistema de distribución de las Empresas Eléctricas RIobamba y AIau
sí carecen de equipos de regulación automática de voltaje, por lo que esta regulación
se la realiza en las Centrales.
La regulación del voltaje en las barras de 13.8 KV vana entre un ran
go de + 2 % - 4 % o sea entre 14 KV y 1302 KV. En la Subestación Riobamba exis •
te un voltlgrafo en las barras de 13.8 KV de las cuales parten ios cuatro alimentado -
- 60-
dores para la ciudad. En este punto se han obtenido los datos que han servido para
la realización del gráPíco N°2.3,
?
La frecuencia nominal del sistema es de 60 cíelos por segundo pero i
la frecuencia varía en un rango de 59.2 ciclos por segundo a 60.8 ciclos por segun-
do. ¡
A
Se fíene casos de variación alta en !a frecuencia cuando los grupos
diesel que cubren los picos de demanda no entran a funcionar a tiempo o en situadot
nes críticas cuando sólo se sirve con los grupos diesel y las plantas hidroeléctricas -
Cordovez y Guadalupe. En estos casos de emergencia se ha servido a la ciudad a ba
¡o voltaje y a una frecuencia de 58 ciclos por segundo.
La variación de la frecuencia es Importante cuando en el sistema e-
xísten aparatos sensibles a la frecuencia, tal el caso de aparatos electrónicos, moto
res sincrónicojo
303.- PERDIDAS DE ENERGIAo-
Los pérdidas de energía han sido calculadas en base a la información
obtenida de la energía generada y energía facturada para el período 1971 -1974 tan-
to para la Empresa Eléctrica Riobamba, como -para la Empresa Eléctrica Alausí, de
acuerdo a la siguiente fórmula :
Energía generada - Energía facturada
Pérdidas de Energía ' E n e r g í a generada
-61 -
Los dafos asf obfenidos pueden verse en el siguiente Cuadro :
EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA
ENERGÍA ENERGÍAAÑO
1971
1972
1973
1974
AÑO
1971
1972
1973
1974
GENERADA FACTURADA( KVVH ) ( KWH )
10.933
14.201
18.527
32.942
EMPRESA ELÉCTRICA
ENERGÍAGENERADA(KWH )
1.318
1.449
1.529
1.812
9.559
11.823
5.810
2 8 -.746
ALAUSI
ENERGÍAFACTURADA(KWH )
1.096
1.137
1 0 1 097
1.377
iPERDIDAS DEENERGÍA( % )12.6
16.7
14.7(I
12.7
PERDIDAS DEENERGÍA
( % )
16.8
21.5
28.3
24.0
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ANÁLISIS ECONÓMICO DEL SISTEMA R1OBAMBA - ALAUSI
1.- CRITERIOS GENERALES PARA LA EVALUACIÓN DE LA OPERACIÓN ECO-
NÓMICA DE UNA EMPRESA ELÉCTRICA.-
.1.- GENERALIDADES :
Para atender a una adecuada prestación del servicio eléctrico y al permanen-
te desarrollo de las Empresas prestatarias y ante una demanda del servicio s-íempre ere
cíente, las Empresas prestatarias deben contar con una estructura económico - financie
ra tal que les permita obtener un flujo de fondos para inversión.
De aquí surge la Importancia vital que tienen la " rentabilidad o retorno de
la Inversión " y !a " depreciación de lo invertido en Instalaciones " ya que no sólo
constituyen los recursos propios de autogeneración de fondos de las Empresas prestata -
rías, sino que son factores determinantes para el logro de otros aportes monetarios con
currantes a la financiación total de origen externo a la Empresa misma.
Las Empresas prestatarias del servicio eléctrico han tenido durante su proceso
de desarrollo, avances y retrocesos, hasta encontrar las estructuras económico - finan
cieras más adecuadas y lograr consolidarlas definitivamente. Muchos de los problemas
se ha originado las mcn de las veces por motivaciones políticas de frógí! fundcrrjentcción,
siendo esta una experiencia común de la mayoría de las Empresas prestatarias del serví-
- 73 -
cío eléctrico.
En las Empresas prestatarias de! servicio eléctrico es imprescindible
zar un análisis conjunto de la rentabilidad y la depreciación, que permita díagnosfÍ_ '
car su estado económico - financiero y establecer normas para conseguir una alfa efl
ciencia de las mismas.
r La Importancia de estos aspectos, su particular correlación con el entorno
económico en el cual se mueven las Empresas que atienden el servicio publico de elec
'fricldad, su múltiple vinculación con toda la actividad de la explotación y las carac
terísficas propias del servicio, obligan a tratar estos problemas dentro de un común
encuadramíento básico.
Para la búsqueda de una sana estructura económico - financiera de las Em
presas prestatarias del servicio eléctrico, es indispensable partir de la necesidad del
' rendimiento económico como una fllosoffa que es indispensable, tanto para la ade-
cuada prestación del servicio como para ios requerimientos de !a expansión.
Bajo la validez de tales conceptos, tanto para las Empresas de capital p'ú
buco como privado, y asignando una especial preocupación a la recíproca vincula-
ción entre eficiencia y rentabilidad se ha planteado una serie de aspectos, cuidan-
do de tomar en cuenta hechos distintivos propios de la industria eléctrica.
10- Características Distintivas del Servicio Publico de Electricidad.-
Necesidad de anticipar la oferta a la demanda0
- 74 -
Plazos extensos para la ejecución de buena parte de las obras, desde la pro_
gramación hasta la puesta en servicio.
Concepto de servicio público que obliga a atender cualquier pedido de sumí
nistro razonable que el usuario formule. ;
Necesidad de sobredimensionamíento de la instalación para abastecer la ener
gía requerida instantáneamente en ei momento del pedido, sín período de
espera.
. Inversiones continuas y de magnitud creciente, con períodos largos de recu-
peración.
2.- Las altas tasas de expansión, inversión e intensidad del capitaL-
Necesídad de un flujo de fondos permanente y estable, compatible con esas
tasas.
3.- El rendimiento de la Inversión y la tasa de depreciación como factores de ge
neración interna de fondos necesarios para conformar la estructura de la Empresa con
sanas practicas financieras que contemplen una apropiada relación entre fondos ajenos
y capital propio.
Relaciones entre generación interna de fondos, deudas a largo plazo y actí
vos fijos que se adquieren mediante su . utilización.
40- El rendimiento sobre la Inversión y la capacidad de contraer préstamo-3 según
niveles que ofendan a las normas del mercado financiero y el análisis de los riesgos
- 75 -
del endeudamientOo
Importancia dentro de la financiación total de la Empresa0
Participación en el fínanciamiento de proyectos determinados y su papel de
cobertura para los terceros fínanciadores.
5.- La relación en el caso de la Empresa privada, entre la tasa de rentabilidad
y la política de dividendos.
Estímulo adecuado al personal y a los accionístaso
Reinversión de fondos y captación de nuevos recursos para financiación de
activos fijos y capital de trabajo0
6.- Importancia en el caso de la Empresa estatal, de la necesidad de la tasa de
retorno para asegurar un adecuado autofinanciamiento, que,-al liberarla de control
y discrecíonalísmos políticos^ facilite su eficiencia y desarrollo.
7.- Niveles de rentabilidad o de tasa de retorno 7 necesarios para permitir :
Atender e!.servicio de deudas. .
Pagar dividendos a accionistas.
Permitir aumentos de capital y costear las expansiones corrientes que exija
el crecimiento regular del Sistema.
8.- Necesidad de un correcto dimensionamíento de la tarifa para prever el ñor
-76-
mal abastecimiento financiero de! capital ( Intereses y utilidades ).
Alternativas de una tarifa económica y retributiva ; efectos de la aplica -
clon de tarifas políticas.
90- La depreciación como previsión económico - financiera para hacer frente
a la renovación de las instalaciones.
Inexistencia de objeciones conceptuales sobre la Inclusión de la deprecia-
ción en el precio de venta0
Criterios en la fijación de los valores comparables : base histórica, valores
constantes por aplicación de cláusulas de ajuste; costo de reposición o reem
plazo, etc.
Fijación de las bases de amortización (vida útil, valor residual, etc. ).
La obsolescencia tecnológica en el cómputo del factor de depreciación.
2.- INVERSIONES EN OPERACIÓN_;
Es el valor representativo de las Inversiones, en bienes, derechos y obras
en servicio.
Toda inversión cumple dos objetivos que son
a ) Satisfacer una necesidad; y,
b ) Conseguir un rendimiento económico.
-77-
Estas dos condiciones se cumplen al construir y explotar cualquier Sistema de
producción de energía eléctrica.
Nuestro país esta en vías de desarrollo, por lo cual tiene un acelerado avan
ce industrial y un alto crecimiento de la demanda eléctrica, factores que obligan a
las Empresas prestatarias del servicio a realizar continuas e importantes inversiones,
de aquí se deriva la importancia que tiene la rentabilidad de la inversión y de un
adecuado nivel tarifario para que la Industria eléctrica tenga una sana estructura
económico - financiera. O sea que es de suma importancia que una Empresa pres
tataria de servicio eléctrico cumpla con los dos objetivos enunciados anteriormen
te, para que con la consecución de un rendmiento económico aceptable por parte
de la Empresa, ésta presente una adecuada_estructura económico - financiera.
Nadie podra dudar que, cuando la rentabilidad de una Empresa de servicio
publico pierde su calidad de estable y permantente ya que por su propia naturale
za no es de carácter especulativo, la estructura patrimonial de la Empresa se debi
lita en forma creciente y progresiva, así como la perspectiva de nuevos y mejores
aportes de fondos de terceros, ya que la participación del crédito externo en el
financiamiento de las inversiones que demanda el sector eléctrico es un hecho que
todos destacan como la de mayor importancia.
2.1o- INVERSIONES EN OPERACIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS RIO_
BAMBA Y ALAUSI.
Para la Empresa Eléctrica Ríobamba, tomado del Balance de 1974, las Tnver
siones en operación que tiene por etapas funcionales, son las siguientes :
- 78 -
Centrales Generadoras Hidráulicas
Centrales Generadoras Diesel
TOTAL CENTRALES GENERADORAS
Líneas de Transmisión
Sistemas de Distribución
Instalaciones a Serv. a Consumidores
Instalaciones Generales
Intangibles
SUMAN
S/. 57'.655.24
S/. 19'.530.050.82
S/. 77'. 185.Ó87006
S/. 3'.015.498.63
S/. IV.222.948.40
S/. 2'.924.604.90
S/. 2'.047.264.35
S/. 30.000.oo
S/. 97002ó.003.24
Para la Empresa Eléctrica A!ausí7 los valores de las inversiones en opera
cíón se tomaron del Inventario y avaluó que realizó en 1974 para este Sistema la
Compañía COING, y son los siguientes por etapas funcionales :
Central Generadora Hidráulica
Central Generadora Diesel
TOTAL CENTRALES GENERADORAS
Líneas de Transmisión
Sistema de Distribución
Instalaciones a Serv. a Consumidores
Instalaciones Generales
Intangibles
SUMAN
S/. 5f.446.553.04
S/. 550213.90
S/. 5f.501.766.94
S/. V00l3.061.80
S/. V.612.311.95
S/. 483.751.95
S/. 50.027020
S/. 1.702.68S/. 8'0062.622.52
-79-
El total de las Inversiones en operación realizadas el ano 1974 para el Siste
ma Riobamba - Alausí, es el siguiente :
Empresa Eléctrica Riobamba
Empresa Eléctrica Alausí
SUMAN:
$/. 97ID02Ó0003.24
5/. 8'.662.622.52
S/.105'.Ó88.Ó25.76
3.- COSTOS DE EXPLOTACIÓN Y PRECIOS MEDIOS DE VENTA DE LA ENER-
G!A.-
3.1.- COSTOS DE EXPLOTACIÓN: COSTOS FIJOS YVAR1ABLES.-
Los Co,>tos de explotación son todos los costos imputables a las actividades
de abastecimiento de energía eléctrica, desde la producción hasta la venta, incluí
do los de administración y generales, la depreciación de bienes físicos y.la amortiza
ción de activos intangibles ( No se consideran costos de explotación los Intereses y
dsmás cargos financieros relacionados con el servicio de deudas. ).
Para tener un sistema de generación, transformación,, transmisión, distribución
y comercialización de energía eléctrica se requiere de ;
a ) Inversión para adquirir todos los bienes de capital que demande elsummistro
y para Ja expansión 'necesaria del sistema ; y ,
b ) Gastos constantes para mantener operando el sistema.
Estos dos hechos se cumplen en todo momento pora'e! suministro de energía
eléctrica, con estos antecedentes se dividen los costos de! servicio de energía eléctrl
- 80-
i¡
ca en dos grandes grupos que son :
a ) Cargos Fijos de Inversión o Costos de Ca¡DÍta!.
i
Son función de la inversión total, por lo tanto son función de !a potencia; y,
b ) Los Gastos Variables de Operación .
Son función de la generación, o sea son función de los KWH.
Son Cargos Fijos de Inversión :
i
Depreciación
Rendimiento del Capital
Seguros
Impuestos
Son Gastos Variables de Operación :
Materiales : Combustible
Lubricantes
Gastos de agua
Repuestos, etc.
Mano de obra o salarios no imputables a construcción
Supervisión y Administración
Pérdidas y Desperdicios.
O-sea que e! Costo de Explotación de un Sistema es la suma de los Cargos
Fijos de Inversión y ios Gastos Variables de Operación.
3.1.1.- COSTOS DE EXPLOTACIÓN PARA LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS RIO-
- 81 -
BAMBA YALAUS1.-
Para la Empresa Eléctrica Riobamba tenemos los siguientes valores que fue
ron tomados de los balances de dicha Empresa :
AÑO CARGOS FIJOS GASTOS VARIABLES COSTO DE EXPLOTACIÓN
1971
1972
1973
,1974
1'. 627,901
2'. 073. 781
2'. 693.425
4'. 491. 320
31. 691. 797
4'. 168,769
5' o 067. 775
7'. 644. 759
5'. 319. 698
6' .242. 550
7'. 761 .200
12'. 136. 079
Para la Empresa Eléctrica AlausF tenemos los siguientes valores tomados
de los Balances de esta Empresa, y para el año de 1974 se tomó del informe presenta
do por el Gerente de la Empresa Eléctrica Riobamba;
AÑO CARGOS FIJOS GASTOS VARIABLES COSTO DE EXPLOTACIÓN
1971
1972
1973
1974
3.2.-
184.617 511 o í 36 695.753
190.397 .566.311 756.708
179.360 " 595.911 775.271
580.479
INGRESOS DE EXPLOTACIÓN :
Valor total facturado por el suministro eléctrico y por otros servicios
Incidentales al suministro o relacionado con la atención a los consumidores.
Los ingresos de explotación se dividen en dos grupos : Ingresos por ven
ta de energía e ingresos de operación,. !a suma -de estos dos ingresos nos da los ¡ngre
sos de Explotacióno
- 82 -
3.2.1.- INGRESOS DE EXPLOTACIÓN PARA LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS
R1OBAMBA Y ALAUSI.-
i
Para la Empresa Eléctrica Riobamba, tomado de los balances/ tenemos
los siguientes valores : :
INGRESOS DEAÑO VENTA DE ENERGÍA - OTROS INGRESOS EXPLOTACIÓN .
1971
1972
1973
1974
Para la Empresa Eléctrica Alausl, tomado de los balances tene-
mos, y para el año de 1974 del Informe del Gerente de !a Empresa Eléctrica Ríobam
4'. 050. 794 _
5', 414,393
7'. 498. 225
12f.005.004
70.603
97.831
136.352
631.346
4'. 121. 397
5'. 512. 224
7' 0 634. 577
12'0Ó36.351
ba ;
AÑO.
1971
1972
1973
1974
VENTA DE ENERGÍA
591.77]
•615.775
610.276 .
OTROS INGRESOS
24.349
25.077
130780
INGRESOSDE EXPLOTACIÓN
616,120
640.852
6240047
852.257
3.3.- . RESULTADOS DE EXPLOTACIÓN :
El Resultado de Explotación nos da el estado de ganancias o per
dídas de las Empresas prestatarias del servicio, muy importante para el análisis eco-
nómico de las mismas.
El Resultado de Explotación es la diferencia entré los Ingresos
- 83 -
de Explotación y los Costos de Explotación .-
De los datos obtenidos en bs puntos arriba mencionados tenemo-3 que :
3.3.1.- RESULTADOS DE EXPLOTACIÓN PARA LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS
R1OBAMBA YALAUSI.-
Para la Empresa Eléctrica Riobamba :
ANOINGRESOS'DEEXPLOTACIÓN
1971
1972
1973
1974
4' J21.397
' 5'. 512.224
7'. 634.557
12'. 636. 351
COSTO DEEXPLOTACIÓN
- 5'.319.698
ó1.242.550
- 7'.761.200
12'. 136.079
Resultados de Explotación para el período 1971 - 1974
Para la Empresa Eléctrica AlausF :INGRESOS DE COSTO DE
AÑO EXPLOTACIÓN EXPLOTACIÓN
RESULTADOSDE EXPLOTACIÓN
( 1'.198.301 )
( 730.326)
- ( 126.623)
500.272
( T.554.978 )
RESULTADOS DEEXPLOTACIÓN
1971
1972
1973'
1974
Resultados
616.120
640.852
- : 624.047
852.257
de Explotación para el
695.753
756.708
775.271
580D479
período 1971 - 1974
(79.633 )
(115.856 )
( 151.224)
271.778
( 74.935)
NOTA : Los valores entre paréntesis son valores negativos.
-84 -
303.2.- COMENTARIOS SOBRE LOS RESULTADOS DE EXPLOTACIÓN DE
LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS RIOBAMBA Y ALAUSI.
Para la Empresa Eléctrica Ríobamba :
El ejercicio económico del año 1974 ha sido hasfa el momento , el uní
co que ha generado utilidad a la Empresa desde la iniciación de su producción y
ministro e! 21 de Abril de 1967.
Las causas para este beneficio debe atribuirse a los siguientes factores :
a ) Como se puede apreciar en el cuadro antes señalado, los resultados econó
micos de la Empresa Eléctrica Ríobamba durante e! período 1971 - 1973 han
sido negativos. Smembargo, el déficit anua! ha ido creciendo a través del
tiempo debido a la aplicación por etapas ascendentes de un Pliego Tarifa-'
rio cuyo estudio fue realizado en e! año 1966. En el año de 1974 se efec-i
túo !a implantación de la última etapa de este Pliego, arrojando una ga-
nancia de $/. 5000272.oo que corresponde apenas a 0,64 % de rentabili
dad sobre la inversión neta; esto nos lleva a concuír, que sí bien para este
ano el panorama económico de la Empresa mejora, pero para los años fufú
ros la rentabilidad sera Inferior debido a q-ue la Empresa tendrá que reali-
zar nuevas inversiones y además se aumentarán los gastos variables debi-
do al crecimiento intriseco de la Empresa0
- 85 -
b ) La ganancia que se obtuvo en 1974 se debe también al incremento de los
ingresos previstos / a l a disminución de los egresos, en razón de no haber
se realizado todos los gastos presupuestados para el ejercicio, especíalmen
te en lo que se refiere a contratación de nuevo persona! ; y,
c ) Ingresos por concepto de arriendo de un grupo diesel de 1.120 KW* a la Em
presa Eléctrica Ambato.
Para la Empresa Eléctrica AlausT :
El movimiento económico registrado en la gestión administrativa por parte
de la Empresa Eléctrica RIobamba para el año 1974 ha sido favorable, siendo el pri
mer año que se obtiene una utilidad desde su iniciación en el año de 1967.
Esta ganancia se debe al abono que hiciera la Municipalidad de Alausí por
concepto de planillas vencidas del Servicio de Alumbrado Publico.
40- ANÁLISIS DE LOS PLIEGOS TARIFARIOS VIGENTES EN LAS EMPRESAS
ELÉCTRICAS RIOBAMBA Y ALAUSI.-
Antes de analizar los Pliegos Tarifarios vigentes para las Empresas Eléctricas
Riobamba y AlausT, presentaremos primero las estructuras de los mismos :
4.1.- PLIEGOS TARIFARIOS VIGENTES.-
A.- PARA LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA.-
A.I.- SERVICIO RESIDENCIAL.-
- 8 6 -
TAR1FA R-- 1
CÓDIGO 11
Aplicación :
Cargos :
TARIFA R - 2
CÓDIGO 13
Aplicación :
Cargos :
CÓDIGO 1*4
Aplicación :
Esfa tarifa se aplica a los abonados al Servicio Residen
cíal que tienen un consumo mensual de hasta 30 KWH.
S/. 10.oo mfnímo, con derecho a 15 KWhL
0.60/ KWH, por el exceso.
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Residen
cíal que tienen un consumo mensud superior a 30 KWH
y que no tengan calentadores de agua ni cocinas eléctri
cas y que no establezcan consumos superiores a 100 KWH,
S/0 190oo mínimo, con derecho a 30 KWH0
0.45/ KWH, por los siguientes 50 KWH. •
0040/ KWH, por eí exceso0
EMPLEADOS DE L A EMPRESA.-
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Residen
cíal que tienen un consumo mensual superior a 30 KWH
y que no tengan calentadores de agua ni cocinas eíéctrí
Cargos :
CÓDIGO 15
Aplicación
Cargos
r
TARIFA R - 3
CÓDIGO 10
Aplicación :
Cargos :
- 87-
i
cas y que no establezcan consumos superiores a 100-
KWH.
S/. 10.oo mínimo, con derecho a 30 KWHo
0.25/ KWH, por los siguientes 50 KWH.
Oc20/ KWH, por el exceso.
Esta farifa se aplica a los abonados al Servicio Residen
cial que no tengan calenfadores de agua ni cocinas eléc
fricas, siempre que establezcan consumos de 100 KWH
en adelante.
S/. 19.00 mínimo, con derecho a 30 KWH.
0.50/ KWH, por los siguientes 50 KWH
Oo45/ KWH, por el exceso.
Esta tarifa se apjica a los abonados al servicio Res? -
dencia! que tengan calentadores de .agua y/o cocinas
eléctricas y que no lleguen a 100 KWH0
S/o 28.oo mínimo, con derecho a 50 KWH.
Oo40/ KWH, por los siguientes 100 KWH
CÓDIGO 17
Aplicación :
Cargos :
CÓDIGO 18
Aplicación :
Cargos ;
0,35 / KWH, por los siguientes 250 KWH
O, 30/ KWH, por el exceso.
EMPLEADOS DE LA EMPRESA :ii
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Residen-
cial que tengan calentadores de agua y/ o cocinas eléq
tricas o
S/. 14.oo mínimo, con derecho a 50 KWH.
0.20/ KWH7 por los siguientes 350 KWH
0.15/ KWH, por el exceso.
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Residen-
cial que fengan calentadores de agua y/ o cocinas eléc
tríeos y que establezcan consumos de 100 KWH en ade-
lante o
S/. 28.oo mínimo, con derecho a 50 KWH0
0.45/ KWH, por los siguientes TOO KWH0
0.40/KWH, por los siguientes 250 KWH.
0.35/ KWH, por el exceso.
Ao2.- SERVICIO COMERCIAL.-
- 8 9 -
TARIFA C - 1
CÓDIGO 21
Aplicación :
Cargos :
CÓDIGO 22
Aplicación :
Cargos :
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Comer
cíal que no lleguen a 200 KWH.
S/o 9.oo/ KW, por los primeros 10 KW de carga íns
lada.
50oo/ KW/ por el exceso de carga instalada,,
0. 50/ KWH, por los primeros 50 KWH/ KW
0.40/ KWH, por los siguientes 50 KWH/ KW
0.30/ KWH, por el exceso.
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Comer-
cial que tengan un consumo ds 200 KWH en adelante,
S/. 9,oo/ KW/ por los primeros 10 KW de carga insfa
lada.
5abo/ KW, por e! exceso de carga insfa!ada0
Ó.55/ KWH, por los primeros 50 KWH / KW
Oo45/ KWH/ por los siguientes 50 KWH/ KW
0.35/ KWH, por el exceso.
A.3.- SERVICIO INDUSTRIAL,-
- 9 0 -
TARIFA ! - 1
CÓDIGO 31
Aplicación
Cargos :
CÓDIGO 32
Aplicación :
Cargos :
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Industrial
que tomen la energía de los circuitos secundarios de la
Empresa y que tengan confrafados hasta 15 H.P. y que
no lleguen a 1.000 KWH.
S/. lO.oo/ HP o fracción de demanda facturable, mi
0.35/ KWH, por los primeros 50 KWH/ HP
0.30/ KWH, por los siguientes 50 KWH/ HP
0.25/ KWH, por el exceso.
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio índus -
triol que tomen la energía de los circuitos secundarios
de la Empresa y que tengan contratados hasta 15 HP y
cuyo consumo sea de 1.000 KWH en adelante,
S/, lO.oo/ HP o fracción de demanda facturable, mí
mo.
S/. 0.40/ KWH, por los primeros 50.KWH / HP
0035/ KWH, por los siguientes 50 KWH/ HP
- 91 -
0,30/ KWH, por el exceso.
TARIFA I -2
CÓDIGO 33
Aplicación :
Cargos :
CÓDIGO 34
Aplicación :
Cargos :
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Industrial,
que tomen !a energía de los circuitos primarios de la Em
presa, que tengan contratados más de 15 HP y que no
lleguen a 1.000 KWH.
S/. 8.50/ HP o fracción de demanda facturable, míní
mo.
S/. 0.35/ KWH, porbs primeros 50 KWH / -HP
0030/ KWH, por los siguientes 50 KWH/ HP
0.25/ KWH, por el exceso.
Esta tarifa se aplica a ios abonados al Servicio Indus-
trial que toman b energía de los circuitos primarios de
la Empresa y que tienen contratados mas de 15 HP y cu
yo consumo sea de 10000 KWH en adelan'te.
S/. 8.50/ HP o fracción de demanda facturable, míni
mo.
- 92 -
TARIFA I - 3
CÓDIGO 35
Aplicación
Cargos :
0.40/ KWH, por los primeros 50 KWH/ HP
0.35/ KWH, por los siguientes 50 KWH / HP
0.30/ KWH, por e! exceso.
Esta tarifa se aplica a los abonados a! Servicio Industrial
que toman la energía de los circuitos primarios de la Em-
presa y que tengan contratados mas de 50 HP y un consu=
mo igual o superior a 120 KWH /HP
S/. 8C50/ HP o fracción de demanda facturable , mfní
mo.
0.30/ KWH, por los primeros-100 KWH/ HP
0025/ KWH, por el exceso,
A.4.- SERVICIO DE ALUMBRADO PUBLICO.-
TARIFA A - P
CÓDIGO 41
Aplicación : Esta tarifa se aplica a todo el-Seryicio de Alumbrado
Público.
Cargos : S/. 0.45/ KWH consumido durante e! mes.
- 93 -
• A.5.- SERVICIO FISCAL- MUNICIPAL
TARIFA F - M
CÓDIGO 51
Aplicación :
Cargos :
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Físcalj
y Municipal.
S/o 7.00/ KW, por los primeros 10 KW de carga ínsía-
lada.
4oOO/ KW, por el exceso de carga instalada.
0.45/ KWH, por los primeros 50 KWH / KW
0.40/ KWH, por los siguientes 50 KWH/ KW
0030/ KWH, por el exceso0
A.6o- SERVICIO OCASIONAL.-
TARIFA O - SM
CÓDIGO 61
Aplicación :
Cargos :
Esta tarifa se aplica a los abonados a! Servicio Ocasio-
nal, ^siempre que la Empresa no les exija el respectivo
medidor.
S/. 5.00/ día, porcada lOOW'ó fracción de carga conec
tada.
- 94 -
TARIFA O - CM
CÓDIGO 62
Aplicación :
Cargos :
Esta tarifa se aplica a los abonados al Servicio Ocasio
nal con medidor de energía eléctrica.
S/, 18.oo/ KW, por los primeros 10 KW de carga íns
l~talada.
10.oo/ KW, por el exceso de carga instalada.-
U05/ KWH, por los primeros 50 KWH/ KW
0.85/ KWH, por los" siguientes 50 KWH / KW
0.65/ KWH, por el exceso.
EMPRESA ELÉCTRICA ALAUSI.-
B.I.- SERVICIO RESIDENCIAL
TARIFA R - 1
RANGO : O - 30 KWH
Cargos : S/._8.50 mínimo, con derecho a 10 KWH,
0.50/ KWH, por el exceso0
TARIFA R - 2
RANGO : SUPERIOR A 30 KWH
- 95 -
Cargos : S/. 18.50 mínimo, con derecho a 30 KWH
0.50/ KWH, por los siguientes 70 KWH
0.40/ KWH, por el exceso.
B.2.- SERVICIO COMERCIAL
TARIFA C - 1
RANGO : O- 40 KWH
Cargos : S/. 14.oo mínimo, con derecho a 15 KWH
0.55/ KWH, por el exceso.
TARIFA C -2 \O : SUPERIOR A 40 KWH
Cargos : S/* 270oo mínimo, con derecho a 40 KWH
0.55/ KWH, por los siguientes 80 KWH
0045/ KWH, por los siguientes 80 KWH
0.40/ KWH, por el exceso.
B.3".- SERVICIO INDUSTRIAL.-
TARIFA 1 - 1
Aplicación : Abonados que toman la energía a nivel baja tensión,
Cargos : ' S/. 5.oo/ HP de carga conectada, mínimo
- 96 - .
0.30/ KWH, por los primeros 50 KWH / HP
0025/ KWH, por el exceso.
TARIFA I - 2
Aplicación : Abonados que toman la energía a nivel alfa tensión,
Cargos : S/. 4000/ HP de carga conectada, mínimo
0.30/ KWH, por los primeros 50 KWH/ HP
0.20/ KWH, por el exceso.
B.4.- SERVICIO FISCAL- MUNICIPAL
TARIFA F - M
Aplicación : Oficinas y dependencias fiscales y municipales , cuyas
características sean las especificadas en la definición
deservicio Fiscal - Municipal.
Cargos : Tarifa Comercial con una bonificación máxima de 25 %,*
B.50- SERVICIO DE ALUMBRADO PUBLICO
TARIFA A - P •
Aplicación : Esta tarifa se aplica a todo el servicio de Alumbrado
. Público.
Cargos : S/0 0.40/ KWH consumidos durante el mes.
-97-
B.6..-. SERVICIOS OCASIONALESo-
TARIFA SO - 1
Aplicación : Abonados al Servicio Ocasional que poseen medidor.
Cargos :
TARIFA SO -2
Aplicación :
Tarifa comercial con un recargo de 50 %.
Cargos :
Abonados al Servicio Ocasional siempre que la Empre-
sa no les exija el respectivo medidora
S/. 3000/ día por cada 100 W o fracción de carga co
nectada.
C.- TARIFA ESPECIAL PARA LA FABRICA DE 'CEMENTO CHIMBORAZO
C.l.-- TARIFA I - C CH ( De acuerdo al Contrato )
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a la Fabrica de Cemento Chimbo
razo<
Cargos : .S/. 45.00 por cada KW de demanda facturable, sin de
recho a consumo0
S/. 90.oo por cada KW de demanda en exceso, a 2.900
KW-registrado entre las 18 : 00 y las 22 : 00
horas0
S/0 0019 por cada uno de los primeros 100 KWH de
" - 98 -
demanda facturable.
S/. 0.14 por cada uno de los siguientes 100 KWH de consumo por cada KW de
demanda facturable.
S/. 0.10 por cada KWH de exceso en el consumo durante e! mes.
402.- ANÁLISIS DE LOS PLIEGOS TARIFARIOS VIGENTES,
Del análisis de los ingresos, los costos y los resultados de explotación para
las Empresas Eléctricas en estudio Riobamba y AlausT, se deduce que los resultados
económicos desde la iniciación del servicio eléctrico han sido deficitarios, debido
especialmente a la aplicación de Pliegos Tarifarios de bajos niveles.
Para la Empresa Eléctrica RÍobamba-se realizó el estudio tarifario en el ano
I9óó, el mismo que está vigente y que ha sido aplicado por etapas sucesivas, hasta
que en el mes de Ma-zo de 1974 se aplicó en su totalidad, siendo éste el único ano
que la Empresa obtuvo una reducida rentabilidad que no llega al 1 % y que para a-
nos futuros disminuirá debido a las Inversiones y gastos que tendrá que realizar la Em
presa para su expansiono
El estudio tarifario para la Empresa Eléctrica Alausíse realizó en el año de
1967, siendo este Pliego Tarifario insuficiente para lograr que esta Empresa cubra los
costos del servicio y peor aun se obtenga una rentabilidad razonable, indispensable
para su norma! desarrollo y expansión, pues desde la Iniciación del sérvício-siempre
sus resultados de explotación fueron negativos.
Por todas estas razones se puede concluir que los Pliegos Tarifarios para las
-99 -
Empresas Eléctricas Rlobamba y AlausF son inadecuados o sea que los cargos tarifa
ríos son bajos y como ha transcurrido mucho tiempo desde que se efectuaron los estu
dios de las tarifas para estas Empresas, los parámetros económicos que sirvieron para
la realización de la: mismos son obsoletos, debido a que nuestro pafs no ha podidoi
sustraerse de la crisis inflacionaria que se ha presentado a nivel mundial
Por io que se ha expuesto, es necesario Id elaboración y diseño de nuevas
tarifas que tomen en cuenta todos los aspectos técnico - económicos para que estas
Empresas presenten una estructura económico - financiera tal que les permita su ñor
mal desenvoIvímientOo
- TOO -
E S T U D I O T A R I F A R I Oi
1.- PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y ENERGÍA.- =
1.1.- GENERALIDADES:
í
La demanda de la electricidad es una variable en alto' grado depen
diente del desarrollo económico general 0 A su vez la forma y !a velocidad de va
riación de la demanda influye directa e Inmediatamente sobre la programación de
los Sistemas Eléctricos y sobre sus necesidades de Inversión.
La demanda de la electricidad tiene una dinámica propia, la previsión
de la demanda futura de electricidad deberá hacerse en coordinación con los orga
nismos que se ocupan de la planificación económica nacional y con un estudio cui
dadoso de los índices económicos y de los programas de inversión y desarrollo de
la región que se considera servir. La oferta de esta forma de energía debe ser su-
ficiente y anticipada para evitar esfrangulamíentos en los sectores que dependen de
ella y por otro lado, debe evitarse una exagerada expansión que supere sensible -
mente las posibilidades de absorción del sistema económico.
Aún teniendo muy, en cuenta la vinculación entre la demanda eléctrica
y el ritmo y la estructura del proceso del desarrollo económico y la ínterdepen -
dencía y oferta de energía, es obvio que existirá, en mayor o menor grado f según
las circunstancias, un margen de Incertidumbre con respecto a la validez de los re
sultados que se obtuvieren de la proyección de demanda y energía realizada.
. - 10 1 -
1.2.- MÉTODOS DE PROYECCIÓN : !
Se ha clasificado los métodos de previsión de la demanda en tres grupos
principales :
!
a ) Extrapolación Simple ;i
b ) Correlación con Variables Macroeconómicas ; y,
c ) Encuesta.
i1.2.U- MÉTODO DE EXTRAPOLACIÓN SIMPLE.-
Son todos aquellos procedimientos medíante los cuales se ajusta a los da
tos de la experiencia pasada una determinada curva que tiene el tiempo como varia
ble independiente y la demanda y el consumo eléctrico como variables dependíen -
tes.
El problema consiste en elegir, en primer término, la forma funcional en
que se determinará la curva de afuste y, en segundo término, el Intervalo de tiempo,
en particular, el momento inicial para el cual se utilizaran los datos de la experien
cía pasada.
La forma funcional más usada en la práctica es la exponencial simple con
un sólo parámetro, o sea una tasa constante de crecimiento anual.
/ _
Los resultados obtenidos por e! método de extrapolación se ajustarán a la
realidad futura a medida en que las nuevas condiciones se acerquen a las que carac
terizaron el período que sirve de base a la extrapolación realizada ; en caso contra
río se tendrá que Introducir los ajustes correspondientes a las probables condiciones
que prevalecerán en el futuro0
- 102 -i
1.2.2.- MÉTODO DE CORRELACIÓN CON VARIABLES MACROECONOMICAS.-
Comprende todos aquellos procedimientos en que la demanda eléctrica
se determina en forma de una predicción de segundo orden/ o sea, estudiando su
relación con determinadas variables, como por ejemplo el ingreso personal dísponi
ble, el ritmo de urbanización, la producción industrial, etc. y formulando pronos
ticos acerca de su evolución probable. Esas variables vienen a desempeñar así el
papel de variables independientes o determinantes*,
Los incrementos en el consumo y la demanda en el sector industrial se
producen por la acción superpuesta de tres causas diferentes : El aumento de la pro
duccíón industrial global, el proceso de electrificación en cada uno de los secto
res o ramas de la Industria y la modificación de la estructura industrial, o sea de
la Importancia relativa de los sectores que componen el parque industrial de un país,
El análisis y las proyecciones de la demanda en el sector doméstico, es
decir, de la energía considerada como bien de consumo final, presenta menos dlfi
cultades que los de le demanda industrial, gracias a la mayor homogeneidad esta-
dística que la caracteriza. En ausencia de restricciones en la oferta, el aumento
del consumo en este sector guardará estrecha relación con el numero de permisos de
construcción, el nivel de ingreso de la población y su distribución , la venta de a
porotos eléctricos para el hogar, etc., dentro del área que sirve el Sistema Eléctri
co respectivo.
1.2.3.- MÉTODO DE ENCUESTA .-•
Comprende todos aquellos procedimientos de consulta directa con las Em
- 103 -
presas industriales, al menos con las más importantes, y un muestreo de las tender^
cías probables de los consumidores domésticos. La consulta directa mejora en gra
do considerable la validez de ¡as proyecciones de la demanda industrial, pues es|
bien sabido que los métodos estadísticos que utilizan el análisis de regresión, cómo
son en general los de los dos primeros grupos, solamente son adecuados cuando seii
trata de grupos numerosos y homogéneos, y esto está muy lejos de cumplirse en el
caso del sector industrial, en que uri núcleo pequeño y heterogéneo de empresas,
cubre un porcentaje preponderante del total de la producción del sector. !
1.3.- PROYECCIÓN PARA EL SISTEMA RIOBAMBA - ALAUSI :
En los tres métodos enunciados anteriormente para la proyección de la de
manda y energía, no existe incompatibilidad alguna, todo lo contrario, estos meto
dos son complementarios, pues las fallas que pueden atríbuiYse a unos son de fndo
le diferente de las que afectan a los otros. De aquí que resulta conveniente su uso
simultáneo y combinado, para que la proyección refleje las condiciones futuras pro
bables lo más exactamente posible.
Para realizar la proyección de la demanda y energía para el Sistema Río
bamba - Alausí, se han analizado las condiciones de este Sistema en un período de
cinco años ( 1975 - 1979 ) : numero de habitantes, número de abonados, requerí -
mientas de energía eléctrica, demanda máxima, factor de potencia, etc. La pro-
yección para esre Sistema que se presenta en el cuadro N°4.1., se la realizó en ba
se a los datos reales correspondientes a los años (971 - 1972 - 1973 y 1974, tomando
en cuenta y analizando algunos factores que inciden definitivamente en la elabora-
ción de la mencionada proyección; talles como : la tendencia pasada en el crecimien
- 104 -
to del número de usuarios, e! estado económico general de la población servida
por los Sistemas Eléctricos en estudio/ la influencia que tendrá la provisión del
servicio eléctrico de eficiente calidad, !a ampliación de las plantas industriales
existentes y la instalación de nuevas Industrias/ la políríca seguida por las Empre
ísas en el aspecto tarifario y las proyecciones futuras considerando un nivel tarifa
río de precio," ¡usto y razonable " de la energía entregada al .usuario.
I
1.4.- PROGRAMACIÓN DE OBRAS :
Dentro de la polftrca seguida en el Plan Quinquenal de Electrificación
1973 - 1977 y para el área Riobamba - AlausT, se ha programado las siguientes o -
bras que servirán para la integración del Sistema Riobamba - Alausf y luego pa-
ra la formación del Sistema Regional Centro - Norte;
O B R A S : ,CSÍTCY0cTAL ^( Miles de Sucres J
GENERACIÓN
Ampliación Alao (2.620 Kw. ) 28.820
SUBTOTAL: 28.820
TRANSFORMACIÓN
Riobamba 4,500 KVA. : 4/1Ó/ 13, 8 KV 8.550
Cafabamba 500 KVA. : 69/ 13,8 KV. 950
Guamote 500 KVA. : 69/ 13,8 KV. 950
Alausi" 1.000 KVA. : 69/ 13,8 KV. 1.900
SUBTOTAL : ' 12.350
- 105-
COSTO TOTAL/ A¿M .i c i( Mi les de oucres;
I!).- TRANSMISIÓN
3.1.- Líneos a 69 KV
San Juan - Alausf ( 80 Km. ) 32.000
3.2.- Líneas a 13/8 KV0
Para servir a :
- Licán/ Punfn, Flores<r Columbe y Tíxán
(29 Km. ) 3.480
- - San Gerardo/ Cubíjíes 7 Ouímíag/ Palmíra/ Moya,
Pumallacta/ Sevilla/ Achupalias/ Capzol, Compud y
Uagos (47 Km. ) ~ 5.640
- Penípe, Bayushíg, Matus/ Alfar, Puela/ Guanando,
La Providencia e llapo ( 33 Km. ) 3.960
- Guamofe - Cebadas ( 8 Km. ) 960
- Adecuación transmisión exísrenfe :
Alausí - Chunchí y Riobamba - San Andrés - - San ¡sí
dro ( 13 Km. ) 1.560
. SUBTOTAL 47.600
IV.- DISTRIBUCIÓN
Redes de Distribución para :
Riobamba 3.000 abonados 9.000
Alausi" 1 .000 abonados ' . 3.000
-106-i
O B R A S : COSTO TOTAL( Miles de Sucres )
Adecuación de redes de Alausf
SUBTOTAL : 12.000
TOTAL ARE/, RIOBAMBA - ALAUSI 100.770
Estos datos fueron tomados de las " Reformas al Plan Quinquenal de Electrí
fícación 1973 - 1977 Sistemas Regionales " publicado por e! Departamento de Plañí
ficacíón del Instituto Ecuatoriano de Electrificación.- Septiembre 1974.
2.- DETERMINACIÓN DEL PRECIO PROMEDIO DEL KWH,- '
2.U- INVERSIONES EN OPERACIÓN;
Las inversiones en operación representa el valor de las inversiones en bienes,
derechos y obras en servicio.
En e! cuadro N°4.2 se indican las inversiones en operación por etapas fun
clónales y para cada uno de los años en estudio, considerando los requerimientos de
potencia, Incrementos en transformación, construcción ds nuevas líneas de trans -
misión, redes de distribución y ampliaciones de las Instalaciones generales, valores
que fueron estimados en base a costos reales proporcionados por las Empresas Eléc -
tricas Ríobamba y Alausí, asf como t-ambíén a los programas de electrificación prevls
tos por INECEL,
A partir del año de 1975 se ho! considerado la revalorización de los equipos
e instalaciones en base a índices unitarios de inversión actualizados como puede -
verse en el Anexo N°4.2.
- 107 -
I
2.2.- CUOTAS ANUALES DE DEPRECIACIÓN,-
La depreciación puede definirse como la pérdida o extinción gradual del
valor de servicio de los bienes materíiales, por causas ffsícas o funcionales ( acción'
!dei uso, transcurso del tiempo y avance tecnológico"), en cuanto dicha pérdida -
no pueda recuperarse con el mantenimiento normal ni mediante un seguro.
Ya que no existe un medio objetivo para medir la depreciación, puede acep
tarse cualquier método para registrarle] contablemente con cargo a los gastos o cos-
tos de explotación, siempre que se permita recuperar a lo largo del período de ser
vicio la inversión total comprometida,,
La tendencia general, al menos en !a industria eléctrica, es adoptar el me
todo de Depreciación lineal, que tiene entre otros el mérito de la simplicidad.
Para las Empresas Eléctricas en estudio se ha adoptado este método de De-
preciación Líneai sin valor residual,.ya que es el método que se Índica en e! Re-
glamento Nacional para la Fijación de Tarifas de los Servicios Eléctricos.
Las Cuotas de Depreciación calculadas de acuerdo con este método, resul
ta de dividir el valor de la inversión para el número de años de vida útil probable
del bien depreciado. Estas Cuotas de Depreciación en la práctica se calculan de
acuerdo a índices establecidos y para nuestro estudio estos índices fueron tomados
del Reglamento de Tarifas antes mencionado. Los valores de las Cuotas de Depre-
ciación se indican en el Cuadro N°4.3.
2.3.- FONDO ACUMULADO DE DEPRECIACIÓN»-
-108-
Con'los datos obtenidos en e! cuadro anterior y con los datos de la depre
elación acumulada al 31 de Diciembre de 1973 que fueron tomados de los Balances
de las Empresas Riobamba y Alausí, .se realizó el respectivo cálculo del Fondo Acu
mulada de Depreciación como puede verse en el Cuadro N°4.4/ valores que para
el año de 1975 fueron revaiórizados en la misma proporción en que se revalorizaron
ilas Inversiones en operación de las diferentes etapas funcionales del Sistema.
2.4.- GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.-
En el Cuadro N°4.57 se ha determinado los Gastos Directos de Opera -
ción y Mantenimiento para las diferentes etapas funcionales del Sistema y para -
cada uno de los años en estudio, los cuales han sido estimados en base a la ínfor
moción proporcionada por la Empresa; se analizaron también los rubros que en los
próximos años demandarán gastos adicionales a la Empresa y, finalmente, con aque
líos que en la actualidad no se dispone de suficiente Información, fue necesario
recurrir a estimaciones en base g índices que se están obteniendo en Sistemas Eléc
tríeos similares.
Es necesario Indicar que los gastos de combustible y lubricantes para los
grupos de generación térmica fueron proyectados en base a las futuras condiciones
de operación del Sistema.
2.5.- BASE TARIFARIA.-%
En base a los valores referentes a las Inversiones Brutas en Operación
( Cuadro N° 4. 2 ) y Fondo Acumulado de Depreclaclón(cuadro N° 4.4 )
para cada una de las etapas funcionales del Sistema y para cada
- 109-
uno de los años considerados en el estudio, se determinaron las correspondientes In '
versiones Netas en Operación que sumadas el Capital de Trabajo ( Gastos Directos
de Operación y Mantenimiento en noventa dfas de la labor, Cuadro N°4.5 ), nos
da el Valor respectivo de la Base Tarifaria, valores que puede verse en el Cuadro -
N°4.6 :
INVERSIONES NETAS - INVERSIONES EN OPERACIÓN - FONDO ACUMULADO
DE DEPRECIACIÓN.
CAPITAL DE TRABAJO = GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIEN-•
TO 7 4,
BASE TARIFARIA - INVERSIONES NETAS + CAPITAL DE TRABAJO,
2.6.- RENTABILIDAD.-
Es la retribución del capital propio y adeudado que se expresa por una tasa
porcentual que se aplica a la Base Tarifaria.,
En el Cuadro N°4.7, se índica el proceso y los valores que se han calculado
sobre la base tarifaria para porcentajes de rentabilidad del 2 % , 4 % r 6 % y 8 % .
2.7.- COSTO PROMEDIO DEL KWH .-
Considerando que el precio medio de venta del KWH debe cubrir los Costos
del Servicio ( Gastos Directos de Operación y Mantenimiento y Cuotas Anuales de
Depreciación ) y proporcionar una rentabilidad adecuada a los capitales en opera-
ción , se han calculado los siguientes precios medios de venta del KWH para cada
uno de los años y bajo las siguientes alternativas :
- 110-
1
a) Cubriendo : Los Costos del Servicio; y,
b) Cubriendo : Los Costos del Servicio y una rentabilidad del 2 %g
• 4%, 6 %y 8 %.i
Los resultados obtenidos pueden resumirse de la siguiente manera: ¡
S/. 0,4404 / KWH para cubrir !os costos del servicio.
|S/. 0/5243 / KWH para cubrir ios costos del servicio y una rentabilidad de 2 %.
i
S/. O,6092 / KWH para cubrir los costos del servicio y una rentabilidad de 4 %.
S/. 0,693o/ KWH para cubrir los costos del servicio y una rentabilidad del 6 %.
S/0 0/7780/ KWH para cubrir los costos del servicio y una rentabilidad del 8 %.
El detalle del cálculo del Costo Promedio del KWH a nivel abonado pue-
de verse en el Cuadro N°4.8. También se calculó el costo para cada etapa funcio
nal como puede verse en el Anexo N°403.
2=8.- ANÁLISIS FINANCIfRO.-
En el cuadro N°4.9 se resume anualmente todos los ingresos y gastos de ope
ración, los cuales fueron calculados en base a los resultados obtenidos de-los cálcu
los precedentes.
3.- CRITERIOS GENERALES PARA EL DISEÑO DEL PLIEGO TARIFARIO.-
En base de la experiencia de las empresas de prestación del servicio eléc-
trico, podemos advertir que, en la medida en que las tarifas no respondan a nor-
mas basadas en sanos criterios económicos, los margenes para e! autoflnanclamien
- m -
To decaen sensiblemente, y por supuesto, la inversión y la calidad de los servicios
se deteriorao
La índusfria eléctrica, inclusive por no tener carácter especulativo,
íle es muy difícil competir en el mercado financiero para obtener recursos de terce -
ros, sí el capital propio invertido en la actividad, no representa un margen expre -
sívo.
En la medida en que las tarifas no contemplen la adecuada generación
inferna de fondos para concurrir a la financiación de la expansión, no existe sino
dos caminos :
a) Incentivar la participación de otras fuentes de fondos ( crédito
de proveedores, aportes de usuarios, crédito externo o aportes de capital ).
b ) Postergar, paralizar o no realizar obras, con las consecuen -
cías, ya conocidas,
O sea que, la distorsión tarifaria se resume siempre en una insufícien
cía de los recursos propios que determina insuficiencia de inversión y problemas en
!a atención de la demanda, atentándose contra todo criterio de programación.
La fijación de los precios de venta obliga a definir dos aspectos del
problema :
a) El precio de venta medio del KWH
b ) El precio de venta particular de cada tipo de consumidor
- 112 -
U . - ' ' .™ El precio medio o nivel tarifario medio es igual al cociente del ingreso
por concepto de tarifas por el numero de KWH vendidos durante el año,
jPara el diseño del Pliego Tarifario, el precio medio o nivel tarifario medio
deberá coincidir con el precio promedio ponderado de los precios medios de las es
1calas de tarifas que se adopten„
r Un dimensionamiento adecuado de las tarifas que tenqa en cuenta las ca-
racterísficas y condiciones técnicas y económicas de la naturaleza de cada clase
de suministro, compatibi.Iízado con un precio justo y razonable para el costo .del
servicio, demuestra la importancia de la fijación del precio medio como valor ne
cesarlo sobre el conjunto de usuarios para obtener e! ingreso total que cubra todos
los costos y cargos0 Consecuentemente, la tarifa medía viene a ser un precio den
tro de! cual caben los ajustes necesarios por categoría de consumidores y posibilita
contar como margen de maniobra con las transferencias intersectoriales con dístín -
tos objetivos, inclusive los de carácter social y de fomento, como seria estimular
o desalentar ciertos tipos de consumo, tanto por razones de política económico -
social global, como sectorial y aún empresarial.
Como primer paso en la elaboración de las tarifas corresponde Investigar ias
relaciones que existen entre los factores tales como la cantidad de energía, la de -
manda máxima, el período diario o anual en que ésta ocurre, el factor de carga,
e! factor de potencia y la localización del consumo y los diversos elementos del eos
to totaL
El análisis funcional de costos empleado corrientemente, en investigaciones
- 113 -
tarifarias, distribuye todos los costos de la empresa entre tres funciones o elementos
principales :
1 ) Demanda o Capacidad ;
2 ) Energía ; y,
3 ) Consumidor.
La suma de las cantidades asignadas a cada uno de estos tres elementos de
be ser igual al ingreso total de explotación requeridos siendo la forma básica para
el cálculo de la planilla para un cliente cualquiera, que puede expresarse median
te la forma de la denominada ecuación básica de tarifas.
A x + B y -f- C = $/. / Planilla
a) Costo por Demanda ( A x )
A = S/o / KW. de demanda
x = Número de KW de demanda del consumidora
El cargo por demanda varía con la carga de cada consumidor e incluye los
cargos fijos de inversión relacionados con las plantas generadoras, líneas de trans-
misión, subestaciones y parte de la red de distribución no incluidas en el cargo por
consumidor, parte de los coitos de administración atribuidos a potencia.
b) - Costo por energía ( B y )
y = Número de KWH utilizados.
El cargo por energía varía con el número de KWH proporcionados a cada -
. - 114- •
i
consumidor e incluyen los gastos variables de operación imputables directamente a
energía como son : combustible, lubricantes, costo por uso del agua, materiales de
mantenimiento, mano de obra, costo de administración atribuidos a energía y des -
perdícíos.
c) Costo del consumidor ( C )
!
Varía con el numero de consumidores servidos y en esta parte se incluyen '
los costos de lectura, facturación, contabilidad y recaudación más los cargos fijos
de Inversión de las acometidas, medidor y parte de la red de distribución atribuidos
directamente al consumidor, este cargo no depende de la potencia ní de la energía
utilizada, sino de las características propias del consumidor.
El paso siguiente en la tarifación es clasificar todos los consumos de diver-
sos grupos o categorías, de modo que cada una de éstas reúna a consumidores de ca
racterísticas mas o menos similares : Residencial, Comercial, General, Industrial,
Entidades Oficiales y Ocasionales, dando lugar a diversos tipos o formas de tarifas,
las diferencias individuales dentro de cada clase tendrán que considerarse en la es
tructura de .cada tarifa „
Los resultados del análisis funcional de costos, con índices específicos por
KWH de energía,'por KW de demanda y por consumidor constituyen sólo una guía\a el diseño de las tarifas, ya que por diversas razones no pueden aplicarse en
la práctica en forma estricta a la mayoría de los consumidores de una Empresa.
La industria eléctrica es conocida como el negocio del costo decreciente,
o sea, que mientras más se use el costo unitario baja, tomando en cuenta esta clr -
- 115-
cunstancía, para el diseño de las tarifas se estructuran tarifas de bloques de consu
mo de precios unitarios descendientes/ asumiendo un nivel constante de precios y
que para e! consumo residencial y parte del comercial se acercarían al costo margl
na!.
4.- DISEÑO DE LAS NUEVAS TARIFAS.-
4.1.- CRITERIOS ESPECÍFICOS.- !
Para e! diseño de las nuevas tarifas se tomó en consideración los siguientes
aspectos :
a) Que las tarifas deben producir los ingresos necesarios que le permi
tan al Sistema cubrir los gastos directos de operación y mantenimíen
to, las cuotas anuales de depreciación y además obtener una renta
bílidad de alrededor del 6 % f además estos ingresos deben ser esta
bles y permanentes para que este Sistema presente una estructura e
conómico - financiera saneada.
b ) Que las tarifas, a más de ser promocionales, deben contemplar un
trato justo e indiscriminatorlo para los abonados „
c ) Que es necesario una distinción o clasificación de los diferentes
tipos de abonados.
d ) Que las tarifas deben tener una estructura de fácil comprensión pa
ra el público y no presentar ninguna dificultad en la facturación.
- 116 -
e ) Este Pliego de Tarifas se ha elaborado tomando en cuenta la influencio de
los factores técnicos y económicos y las características propias de este Sis
tema.
f ) El presente Estudio Tarifario ha sido estructurado de tal manera que al forma-
se la Empresa Eléctrica Regional, el Pliego Tarifario que se elabore para la
misma, mantenga la forma y los criterios que han servido de base para la ela
boración de este Estudio.
4.2.- DEFINICIONES Y CONDICIONES GENERALES.-
CLASES DE SERVICIO.-
Para e! diseño del nuevo Pliego Tarifario sé han tomado en consideración las
siguientes clases de servicio : ~~
A.- SERVICIO RESIDENCIAL :
Son los servicios destinados exclusivamente a usos domésticos de la unidad fa
miliar que ocupa las habitaciones y anexos que normalmente constituyen la residen
cía de dicha unidad familiar.
B.- SERVICIO COMERCIAL:
Son los servicios de energía eléctrica suministrados a casas, edificios, departa
mentes, etc., destinados por el abonado y/ o sus inquilmos para fines de negocio o
actividades profesionales, educacionales y a locales destinados a cualquier otra acti
-117-
vidad por la cual sus propietarios y/ o sus arrendatarios perciban alguna remunera
cíón del público que a ellos concurraQ
Se clasificarán por lo tanto dentro del servicio comercia! el suministro de
energía a tiendas/ almacenes, salas de cine, hoteles y afínes, escuelas, colegios y
universidades, clínicas, etc0
En el caso de que la casa, edificio, departamento, etc., o parte de ellos
sirva a la vez de residencia de los abonados y/ o sus ínquilinos y sólo existe un -
medidor de energía, todo el consumo de energía eléctrica se lo considerara como
servicio comercial. En este caso el abonado podrá solicitar la instalación de un me
didor Independiente para el consumo de energía en la parte de! edificio usada como
residencia, siempre que la misma esté separada del área destinada a servicios comer
cíales por medio de tabiques o paredes permanentes y que las instalaciones interio
res de cada área sean completamente Independientes unas de otras, sin posibilidades
de interconexión entre ambas. El medidor deberá colocarse en un sitio adecuado y
accesible, a toda hora, a los inspectores de la Empresa. En general deberá restrin
guirse este tipo de Instalación.
C.- SERVICIÓ GENERAL.-
Se denomina así al servicio suministrado a locales no comprendidos en ningu
na de las dos clases de servicios anteriores, tales como embajadas, consulados, I-
glesias y otras entidades similares, que no pueden considerarse como comerciales pro
píamente.
-118-
T>.- SERVICIO INDUSTRIAL.-
Se denomina así al servicio, de energFa eléctrica suministrado a locales
tales, como fábricas, talleres, aserraderos, molinos, etc0, destinados a la elabora
ción y/ o transformación de productos, por medio de cualquier proceso industrial.
i
Se incluye en este servicio e! suministro de energía eléctrica para usos
industríales de los Municipios, Consejos Provinciales y otras entidades de servicio
público, asi" como también el suministro de energía eléctrica destinado al bombeo
de agua.
Constituye parte del servicio industrial, el servicio de alumbrado a los
locales destinados a la elaboración del producto.
Si el mismo local se destinase también para e! uso de otros fines ajenos
al proceso industrial , tales como sala de ventas, residencia, etc., las Empresas
podrán exigir la instalación de un medidor independiente para estos servicios y se
aplicará la tarifa que corresponda.
E.- SERVICIO DE ALUMBRADO PUBLICO.-
Se denomina así al suministro de energía eléctrica para alumbrado de
calles, plazas, sitios de recreo, parques, pilas luminosas, etc., que son de libre
ocupación para el público.
F.- SERVICIO A ENTIDADES OFICIALES :
Se denomina así al suministro de energía eléctrica para usos generales
-119-
en las oficinas o dependencias de Asistencia Social, Municipios, Consejos Provín
cíales y Gobierno Nacional del Ecuador, cuyo flnancíamiento se halle financia
do totalmente por fondos provenientes de sus respectivos presupuestos y siempre
que presten servicios gratuitos. No se clasificará dentro de este servicio el sumí '
nístro de energía eléctrica a edificios, departamentos, oficinas u otras propíeda -
des de las instituciones definidas anteriormente, cuando se las arriende o ceda a
otros. \
G.- SERVICIOS OCASIONALES :
Por servicios ocasionales se entenderá el suministro de energía eléctri-
ca para ser utilizada en cualquier fínalídad/durante un período de 30 dfas o menos.
j\- DISPOSICIONES GENERALES :
La Empresa determinará la clase de servicio solicitado en base a la ¡nfor
moción obtenida en el sitio por los Inspectores de la Empresa.
En caso de existir alguna duda sobre ia ubicación de un abonado dentro
de cualesquiera de los servicios aquí definidos, la Empresa se reserva el derecho'de
hacerlo de acuerdo a su mejor criterio*
I.- CARGA CONECTADA :
Por el término carga conectada se entenderá la capacidad total de los
equipos y aparatos eléctricos, lámparas y artefactos de alumbrado eléctrico, etc.,
conectados por el abonado a su Instalación según sus placas de fábrica. Esta carga
conectada se la expresará en Kilovatios ( KW ) para todos los servicios.
- 120-
Se considera también como carga conectada y se sumara a la anterior cada re-
ceptáculo ( toma - corriente vacío) a razón de T O O vatios cada uno.
Cuando algún aparato o equipo no tuviere placa de fábrica o indicación de su
capacidad , la Empresa podrá determinar a su criterio esta capacidad.
J.- CARGA FACTURABLE i
Por carga facfurable o demanda facturable se entiende una parte de la carga
conectada o la totalidad de esta carga para cuya determinación se dan instruccio-
nes en las tarifas Industriales. Esta- carga facturable se considera como demanda má
xíma hasta cuando se instalen medidores de demanda máxima. ,
REGLAS GENERALES
El servicio se suministrará y medirá por medio de un aparato registrador en ca
da punto de entrega y para cada consumidor Do: o más puntos de entrega pa
ra un solo consumidor serán considerados cada uno como servicio separado y
se presentarán planillas para cada punto de entrega0
El servicio que se suministre es para el uso exclusivo del consumidor y no po
eirá revenderse n¡ facilitarse en otra forma a terceroso
r Dado el caso que el apara'to registrador de! consumidor se detenga, la canti-
dad de energía consumida durante el período mensual, será calculada toman
do como base el valor promedio de KWH consumidos en los tres meses anterío
res. . . .
- 121 -
i
Las planillas por el servicio suministrado bajo estas tarifas deberán pagarse
dentro de los quince días siguientes a la fecha de emisión de las mismas.
De no pagarse dentro de ese período/ la Empresa podrá suspender el servicio.i
I
La Empresa determinará el valor del derecho de reconexíón de los servicios
desconectados por falta de pago, valorq ue cubre los-gastos ocasionados en -
mano de obra, movilización, etc. que se efectúan en la desconexión y reco
nexíón correspondientes.
Las presentes tarifas no incluyen ningún impuesto, por lo tanto, el consumidor
pagará todo impuesto creado o por crearse sobre el importe de la facturación
correspondiente.
Para atender por e! pago del valor del consumo, la devolución del contador
y otros aparatos y materiales, en el mismo buen estado en que fueron Ínstala -
dos, la Empresa determinará y exigirá que el abonado haga un depósito en re
lacíón a los valores indicados.
4.3.- ESTUDIO DE LA CARGA.-
Para realizar el estudio de costos que servirá de base al de tarifas, es necesa
río realizar el estudio de carga que permita detectar el comportamiento de los dife-
rentes tipos de servicios enunciados en el numeral anterior y la influencia que tie-
nen en la curva de carga del sistema y en consecuencia su participación en el costo
total, e! cual tiene que cubrir la entidad concesionaria para mantener el servicio de
energía eléctrica.
- 122 -
Esta investigación no se pudo llevar a cabo, debido a la falta de dísponíbili
dad del equipo necesario para realizar un estudio de carga que tenga un alto grado
de confíabilidad. SInembargo el estudio de la carga presentado en este trabajo se
tha efectuado considerando curvas de carga características para cada tipo de servicio
como las que se indican en el gráfico N°4.1 ., además la curva de carga de la Empre
isa Eléctrica Riobamba y de la Fábrica de Cemento Chimborazo para el año de 1974
se Índica en el gráfico N°4.2.
El factor de carga es uno de los parámetros característico para cada tipo de ser
ivicío y se lo define como la relación por cociente entre la demanda media en un de
terminado período para la demanda máxima o pico ocurrido en el mismo intervalo.
Este factor nos indica lo que realmente se ha utilizado y lo que podría utilizarse si
la demanda máxima permaneciera constante0 .
El factor de carga tiene su importancia ya que un bajo factor de carga nos -
Índica que los equipos no se utilizan en una forma adecuada, debiendo ias Empresas
Eléctricas fomentar el mejoramlenfo de este factor incentivando especialmente en el
sector Indusrrial para que se incremente el consumo de energía eléctrica en horas que
no sean las de demanda máxima del Sistema. ' ,
De los gráficos ya enunciados podemos concluir que :
a ) Para e! servicio residencial, la curva de carga presenta su valor pico entre
las 6 : 00 p.m. y 8 : 00 p.m0 , esto se debe a que este tipo de abonados uti
lízan la energía preponderantemente en Iluminación, durante e! día la carga
por este servicio es relativamente baja, por lo tanto el factor de carga —
- 123 -
también es relativamente bajo.
b ) El servicio comercia! impone severas condiciones al sistema, debido a la gran
potencia que utilizan pocas horas a! día ; !a curva de carga para este sector
presenta dos píeos, uno en la mañana y otro mas alto en horas de la tarde y
noche debido a la Iluminación, por lo tanto el factor de carga es también ba
¡o.
c ) Para e! servicio industrial, la curva de carga es prácticamente lineal entre
las 8 a.m. y 6 p.m.-T debido a su forma de trabajo, el sector industrial tiene
un factor de carga alto y es este sector el que mejora el factor de carga del
Sistema.
d ) Para el servicio de alumbrado público, la curva de carga que presenta es II
neal desde las 6 p.m. a las 6 a.rru del día siguiente, ya que la carga conec
tada permanece constante y su control se lo realiza por medio de relojes ho
rarios o células fotoeléctricas0
Por lo tanto, para el diseño de las tarifas a aplicarse en las diferentes clases
de servicio debemos de tener en cuenta lo expuesto anteriormente, por !o cual el
precio medio de venta de !a energía tiene queser superior para el sector - comer -
cía!, un poco menor para el sector residencial e inferior para el sector industrial.
4.4.- CARGOS POR DEMANDA, ENERGÍA Y CONSUMIDOR.- '
En el numera! 3 de este capítulo que habla sobre"!os"criterios generales para
el diseño del pliego de tarifas ", se mencionó que los Costos de Expíotacíón de (as
- 124
Empresas deben distribuirse entre tres cargos que son : Demanda o Capacidad r Ener
gía y Consumidor.
!Estos cargos sólo constituyen una guía para e! diseño del pliego tarifario, ya
que en la práctica no pueden aplicarse en una forma estricta a la mayoría de consu
mídores de la Empresa.
4.4.1.- CARGO POR DEMANDA.-
Es el cargo imputable a los cargos fijos de inversión o costos de capital, por
lo tanto en este cargo se incluyen las cuotas aruales de depreciación y la rentabi-
lidad.
El cargo por demanda se calcula dividiendo las cuotas anuales de deprecia
clon, más la rentabilidad para la demanda máxima0
Para nuestro caso, e! cálculo del cargo por demanda se realizó para e! peno
do I975H979, para el cálculo se ha tomado en cuenta una rentabilidad razonable
dsi 4 % pnra que el sistema sea rentable,,
Cuotas anuales de Depreciación 42.577 miles de sucres
( Período 1975 - 1979 Cuadro N°403 )
Rentabilidad de 4 % " " 1 8.935 miles de sucres
Período 1975 - 1979 Cuadro N°407 )
Suma demandas máximas anuales 5ó0370 KW . .
( Período 1975 - 1979 Cuadro N°4.1 )
r- r, , _ Cuotas Anuales Depreciación + RentabilidadCargo por Demanda = t_Demanda Máxima
- 125-
A = (42.577+18.935 ) miles de sucres = S/. 1.091 / KW / año56,370 KW
A = S/. 91,94/KW/mes.
4.4.2.- CARGO POR ENERGÍA.-
Es el cargo imputable directamente a la generación de la energía eléctrica,
por lo tanto en este cargo se incluyen los gastos directos de operación y mantení -
miento, excluyendo los gastos que corresponden a comercialización.
El cargo por energía se calcula dividiendo los gastos directos de operación
y mantenimiento (excluido comercialización ), para la energía vendida.
Para nuestro caso, tenemos los siguientes valores :
Gastos de Operación y Mantenimiento 510443 miles de sucres
( excluyendo comercialización,
Período 1975 - 1979, Cuadro N°4.5 )
Energía total vendida 2240380 MWH
( Período 1975 - 1979, Cuadro N°4.1 )
Carao por Energía = Gastos de Operación y Mantenimiento ( excluido Gomer-c * _i-j • cíallzación )energía vendida '
B = 51.445 miles de sucres = 5^ Q,2293 / KWH- . 224.380 MWH
B- 5/o 0,2293/ KWH
4.4.3.- CARGO POR CONSUMIDOR.-
- 126 -
i
Es el cargo imputable directamente a i consumidor, por lo tanto, en este car
go se incluyen a los gastos por comercialización, ya que es este Departamento e!
encargado de leer los contadores de energía, facturar, recaudar el valor de las pía
nulas.
El cargo por consumidor se calcula dividiendo ios gastos de comercialización
para el numero de abonados. '
Para esté cálculo tenemos los siguientes valores :
Gastos de Comercialización 4,815 miles de sucres
( Período !975 - 1979 , Cuadro N°4.5 )
Número de abonados 74. 070 Abonados
( Pe nodo 1975"- 1979, Cuadro N°4.1 )
Cargo por Consumidor= Gastos de Comercialización
N° de abonados
r - 4»815 miles de sucres = S/. 65.oo/ abonado/ año
- 74.070 abonados
C = S/. 5,42 / abono do / mes.
4.5.- CUADROS DE DISTRIBUCIÓN POR FRECUENCIA0-
La elaboración de los cuadros de Distribución por Frecuencia nos proporcio
na la forma cómo están repartidas las planillas y los consumo-; de los abonados, de
acuerdo al tipo de servicio que están clasÍficados0
Para la elaboración de estos cuadros tenemos que realizaren primer lugar la
-127-
i
selección del mes representativo , como puede verse en el cuadro N°4.10 ; en base
al mes representativo obtenido se elabora las Hojas Tally, que es el registro de con
sumo de cada uno de ios abonados según los catastros de facturación de! mes repre
sentativo a partir de las Ho¡as Taliy se realizan los Cuadros de Distribución por
Frecuencia como se indica en el Cuadro N°4.11.
Los Cuadros de Distribución por Frecuencia son de gran importancia, tanto - !
para e! diseño de las tarifas como para el cálculo de Ingresos con las tarifas vígen
tes y con las tarifas propuestas o dlseñadas0
4.6.- LAS NUEVAS TARIFAS .-
A.- SERVICIO RESIDENCIAL.-
A.U- TARIFA R - 1 :
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a los .abonados a! servicio res?
dencial que tengan un consumo de hasta 40 KWH0 Se
aplicará también a los nuevos abonados del servicio re
sidenciai que tengan una carga conectada de hasta -
400 vatios, mientras no establezcan consumo.3 mensua
les superiores a 40 KWH.
Cargos : S/. 12,oo mensuales como mmímo de pago con dere-
cho a un consumo de hasta 15 KWH.
S/. 0,65 por cada KWH de exceso en el consumo du
rante el mes.
- 128 -
AJ2.- TARIFA R -2 :
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a los abonados al servicio resi
dencíal cuyos consumos mensuales sean superiores a 40
KWH. Se aplicará también a los ñus vos abonados ' al
servicio residencial que tengan una carga conectada su
períor a 400 vatios, siempre que sus consumos mensua -
les sean superiores a 40 KWH,
Cargos : S/. 28. oo mensuales como mínimo de pago con derecho
a un consumo de hasta 40 KWH .
S/. 0,60 por cada uno de los siguientes 160 KWH con
sumidos durante el mes.
S/. 0,55 por cada uno de los siguientes 200 KWH, con
sumidos durante el mes.
S/. 0,50 por cada KWH de exceso en el consumo du
rante el mes.
Un abonado de la tarifa R - 1 pasará a la tarifa R - 2, cuando por tres
m • •meses consecutivos su consumo mensual sea mayor de 40 KWH0
Un abonado de la tarifa R - 2 pasará a la tarifa R - 1 , cuando por tres
meses consecutivos su consumo' mensual sea menor de 40 KWH.
SERVICIO COMERCIAL. -
- 129 - '
i,.!.- TARIFA C - 1 :
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a los abonados al servicio co
mercial, cuyo consumo esté entre 0 / 4 0 KWH.
i
Cargos : S/, 15roo mensuales como mínimo de pago con de
recho a un consumo de hasta 15 KWH.
!
S/. 0,80 por cada KWH de exceso en el consumo
durante el mes. \- TARIFA C - 2
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a los abonados al servicio co
merclal cuyos consumos mensuales sean superiores a -
40 KWH o
Cargos : S/. 10poo por cada uno de los primeros 10 KW de
carga instalada.
S/. 6,00 por cada uno de los siguientes KW de exceso
de carga Instalada,
S/. Or65 por cada uno de los primeros 50 KWH por
cada KW de carga instalada.
S/. 0T60 por cada uno de los siguientes 50 KWH por
cada KW de carga instalada.
S/. 0,55 por cada KWH d.e exceso en el consumo
-130 -
duranfe el mes.
B.3..- DETERMINACIÓN DE LA CARGA FACTURABLE.-
La carga facturable para los abonados al servicio comercial, que sean
facturados con la farifa C - 27 se determinara de la manera indicada en el literal
4.2 de este capítulo.
Cualquier fracción que resultare de la determinación de la carga insta
Iada7 se asimilará al entero próximo superior.
NOTA : Un abonado de la tarifa C - 1 pasará a la farifa C - 2, cuando por fres
( 3 ) meses consecutivos su consumo mensual sea rncyor de 40 KWH.
Un abonado de la tarifa C - 2 pasará a la tarifa C - 1, cuando por fres
( 3 ) meses consecutivos su consumo mensual sea Inferior a 40 KWH.
C.- SERVICIO GENERAL.-
C.lc- TARIFA G - 1 YG -2
Aplicación : Estas tarifas se aplicarán a locales tales como, Consu-i
lados, Iglesias y otras entidades similares que no pue-
den considerarse como comerciales propiamente d¡chase
Cargos : Se aplicarán las tarifas comerciales correspondientes y
- 131 -
en caso de absoluta necesidad se aplicará la bonifica-
ción que la Empresa determine, pudlendo I legar esta
bonificación a un máximo del 10 % sobre e! total del
valor de la planilla o sea que la planilla podrá reducir
se como máximo al 90 % d-e su valor.
D.- SERVICIO INDUSTRIAL.-
r"
D.I.- TARIFA I -A
Aplicación : Esta tarifa se aplicara a los abonados al servicio Indus
tria! que utilicen la energía eléctrica para sus trabajos
de artesanía y cuya demanda facturable sea de hasta -
15KW0
¿ Cargos : S/. 150oo por cada KW de demanda facturable, co
mo mínimo de pago mensual, con derecho
a un consumo de 15 KWH por cada KW ds
demanda facturable»
S/0 0750 por cada uno de los siguientes 50 KWH poi-
cada KW de demanda facturable.
S/. 0,45 por cada uno de los siguientes 50 KWH por
cada KW de demanda facturabíe,
.' - S/. 0,40 por cada KWH de exceso en el consumo
durante el mes.
- 132 -
D;2.- TARIFA I - 1
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a los abonados a! sen/icio Indus
.tríal que tomen la energía eléctrica de los circuitos se
cúndanos o de los circuitos primarlos, pero a través de
un transformador de propiedad de la Empresa.
Cargos : S/. 15.oo por cada KW de demanda facturable, co
mo mínimo de pago mensual sin derecho
a consumo.
S/. 0750 por cada uno de los primeros 50 KWH por
cada KW de,demanda facturable.
S/. 0,45 por cada uno de los siguientes 50 KWH por
cada KW de demanda facturable.
S/. 0,40 por cada KWH d-s exceso en el consumo.
durante el mes.
D.3«- TARIFA I -2
Aplicación : "Esta tarifa se aplicará a los abonados al servicio indus
tríal que tomen la energía directamente de los circui-
tos primarios de la Empresa, mediante la instalación de
un transformador de propiedad de! abonado.
Cargos : S/. 12,oo por cada KW de demanda facturable, co
•' • . • . mo mínimo de pago mensual, sin derecho
-133-
a consumo. t~
S/. 0,50 por cada uno de los primeros 50 KWH por
cada KW de demanda facturable.
S/. 0,45 por cada uno de los siguientes 50 KWH por
cada KW de demanda fa"ctürable.
S/. 0,40 por cada KWH de exceso en el consumo
durante el mes.
D.4.- TARIFA 1 - 3
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a los abonados al servicio Indus-
trial que tomen la energía directamente de los circuitos
primarios de la Empresa, en horas que no corresponden
a las de máxima demanda del Sistema.
Cargos : S/. 107oo por cada KW de demanda facturable, ce
mo mínimo de pago mensual, sin derecho
a consumo.
S/. 0,45 por cada uno de los primeros 50 KWH por
cada KW de demanda facturadle.
S/. 0,40 por cada uno de los siguientes 50 KWH por
«^ cada KW de demanda facturable.
S/. 0,30 por cada KWH ds exceso en el consumo
durante el mes.
D.5.- ' TARIFA ESPECIAL PARA LA FABRICA DE CEMENTO CH1MBORAZO.
-134-I
TARIFA I - C CH !
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a la Fábrica Cemento Chimborazo
i
Cargos : S/. 90.oo / KW de demanda facturable sin derecho a ¡
consumo.
S/.lSO.oo/ KW de demanda en exceso a 2.900 KW rej
gístrada entre las 18 : 00 y las 22 : 00 horas,
S/. 0,40/ Kwh, por los primeros 100 Kwh/ Kw, de
d-smanda facturableo
S/. 0,30/ Kwh, por los siguientes 100 Kwh/ Kw. de
demanda facturable.
S/. 0,20/ Kwh, por el exceso.
D.6.- DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA FACTURABLE.-
Para los abonados industriales (a demanda facturable se determinará
de la siguiente manera, en el caso de que la instalación del abonado no tenga me
dídor de demanda máxima :
EN 00 % de los primeros 20 KW de carga instalada,
- . El 80 % da los siguientes 30 KW de carga instalada.
El 70 % de los siguientes 50 KW de carga instalada..
El 60 % deí exceso.
Cualquier fracción que resultare de! registro de los medidores de de -
- 135 -
manda máxima o del cálculo Indicado, se asimilará al entero próximo superior.
Cuando se disponga de medidores de demanda máxima, la demanda fac
1turable será la registrada por este medidor en los últimos doce meses, incluídojel -
mes de facturación.
D.7.- CLAUSULA DEL FACTOR DE POTENCIA.-
En el caso de que el factor de potencia de un abonado industrial sea
menor de 0,85, la facturación mensual será recargada multiplicándola por 0,85 y di
vldíendo este producto por el factor de potencia obtenido.
D.8.- HORAS DE PICO.-
Para la aplicación de la tarifa 1 - 3, se considerará como horas de
demanda máxima del Sistema, las que la Empresa determine.
E.- SERVICIO A ENTIDADES OFICIALES.-
E.I.- TARIFAS EO - 1 Y'EO -2
Aplicación : Estas tarifas se aplicarán a todas las oficinas y depen-
dencias fiscales y municipales, cuyas caráeterísticas-
sean las especificadas en b definición de servicio, a
entidades oficiales, enunciado en el literal 4.2 de es-
te capFtulo.
Cargos : Se aplicarán las tarifas comerciales correspondientes -
, - 136 -
y en caso de absoluta necesidad, se aplicará !a bonifi
cación que la Empresa determine, pudiendo llegar esta
bonificación a un máximo del 20 % sobre el valor total
de la planilla o sea que la planilla podrá reducirse co-
mo máximo al 80 % d-s su valor,
F.- SERVICIO DE ALUMBRADO PUBLICO.-
F.I.- TARIFA A - P
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a todo el Servicio de Alumbrado
Público.
Cargos : S/. 0760 porcada KWH de consumo durante el mes.
Toda ampliación o mejora del Sistema de Alumbrado Publico correrá a
cargo de la respectiva MunicÍpalidadD
G.- SERVICIOS OCASIONALES.-
G.I.- TARIFA O - SM
Aplicación : Esta tarifa se aplicaiá a ios abonados a! servicio ocasío
nal que tomen la energía sin medidor, a efectos de pro
mover negocios ubicados en la vía pública Q en lugares
particulares para cualquier fínalldad0
Cargos : S/. 5,oo diarios por cada 100 vatios o fracción de -
- 137-
carga conectada .
G.2.- TARIFA O - CM
Aplicación : Esta tarifa se aplicará a los abonados al servicio oca_
sional que tomen la energía con medidor, a efectos de
promover negocios ubicados en !a vía pública o en lu
gares particulares para cualquier finalidad.
Cargos : Se aplicará las tarifas comerciales correspondientes,
con un recargo del 1 00 % sobre el valor de la planilla,
H.- CLAUSULAS DE AJUSTE .-
Cuando los costos de mano de obra, materiales, combustible, etc.
sufran alguna variación con respecto a los valores que nos sirvieron de base para
la realización de este estudio, se aplicarán los respectivos ajustes, de acuerdo a
lo que establece el Art. 15 ^ del Reglamento de Fijación de Tarifas de los Serví
cíos Eléctricos.
COMENTARIOS AL PLIEGO TARIFARIO DISEÑADO.-
En lo que se refiere a la estructura tarifaria , el presente estudio con
templa para" el Servicio Residencial dos tipos de tarifas : \n tarifa R - 1 paraj
abonados de escasos recursos y la Tarifa R - 2 para abonados de mejores condício
nes-económicas y que por tanto representan mayores consumos.
Para el Servicio Comercial se ha considerado igualmente dos tarifas.
- 138 -
con cargos un tanto más altos que los correspondientes a las tarifas R - 1 y R - 2,
por razones obvias, y diseñadas bajo condiciones similares a las contempladas en
el servicio residencial. . • !
iPara el Servicio General no se han considerado farífas especiales, es
i
rablecléndose que se facturará con las tarifas comerciales correspondientes y pudíen
do la Empresa esfablecer de acuerdo a su criterio,, un descuento de hasta el 10 %.
Para e! Servicio Industrial se han .considerado las tarifas I - A , I - 1, -
I - 2 e 1 - 3, para abonados artesanales, para abonados en baja tensión, para abo
nados en alta tensión y para abonados Industriales que consuman fuera de las horas
de pico del Sistema.
Para e! servicio a Entidades Oficiales no se han considerado tarifas es
pedales, estableciéndose que se facturarán con las tarifas comerciales correspon
d'ientes, anotándose que en casos especiales la Empresa podrá conceder una bonifl
caclón que en todo caso no podrá ser mayor del 20 % de! valor total de la planilla.
Para el Servicio de Alumbrado Publicóse ha considerado una sola tan
fa A - P, con un sólo cargo por energía que tendrch que pagar las entidades enccr
godas de suministrar este servicio.
50- COMPROBACIÓN DE LOS INGRESOS CON LAS TARIFAS DISEÑA-
DAS. -
5.1.- CALCULO DE LOS INGRESOS CON LAS TARIFAS DISEÑADAS :
Con los cuadros de distribución por frecuencia elaborados para el mes
-139-
iirepresentativo que resultó ser Enero de 1974 ( Cuadro N°4.12 ) y con las tarifas dí
señadas en la forma Indicada, se procedió a efectuar el cálculo de ingresos , e!
mismo que se muestra en el Cuadro N°4.13, cuadro que determina un precio pro
medio de $/. 0,691 / KWH para todo e! Sistema, con el cual se cubrirán los gas-
tos directos de operación y mantenimiento, las cuotas, anuales de depreciación y
se obtendrá un porcentaje de rentabilidad de alrededor del ó % que servirá para
conformar un fondo para ampliaciones y mejoras de este Sistema Eléctrico.
ó.- COMPARACIÓN DE INGRESOS CON LAS TARIFAS VIGENTES Y- _
DISEÑADAS.-
\- CALCULO DE INGRESOS CON LAS TARIFAS VIGENTES;
Para la comparación de Ingresos de las tarifas vigentes con las tarifas
diseñadas, es necesario hacer el cálculo de los Ingresos con las tarifas vigentes, por
lo tanto, en base a los cuadros de distribución por frecuencia ( Cuadro N°4.11 ),
se han calculado los Ingresos por venta de energía con la aplicación de las tarifas
vigentes en cada una de- ¡as Empresas, materia de este estudio. Los cálculos respec
tívos pueden verse en e! Cuadro N°4.14 en el cual se determina un precio promedio
de S/. 0,506/ KWH.
6.2.- COMPARACIÓN DE INGRESOS.-
En el Cuadro N°4.15 se presenta un resumen general comparativo en-
tre las tarifas vigentes y diseñadas por cada tipo de servicio, en resumen tenemos
lo siguiente :
- 140-
INCREMENTO TARIFARIO
%
1.- Servicio Residencial 19765
2.- Servicio Comercial 32,99
3o lo- Servicio Industrial ( excluido C0 Chimborazo ) 9,70
3.2.- Servicio Industrial ( con C. Chimborazo ) 59,68
4.- Servicio Oficial 22/13
5.- Servicio A. Publico 33,63
Sistema ( excluido C. Chimborazo) 18,38
Sistema ( con C0 Chimborazo ) 36,56
De lo anotado podemos concluir que el incremento total de las tarifas
va a ser del orden del 36,56 % y el diseño de las tarifas para cada tipo de servicio
se realizó de la forma ya enunciada anteriormente, ya que el incremento para el ser •
vícTo industrial es menor que para los servicios residencial y comercial, pero debemos
anotar que el incremento obtenido es alto debido a que para la Fábrica de Cemento
Chimborazo se ha diseñado una tarifa mucho más alta, ya que las tarifas vigentes pa
ra esta Fábrica, sus cargos son demasiados bajos; y como esta Fábrica consumen aire
dedor del 50 % de la energía facturada por la Empresa Eléctrica Riobamba., hace que
sea el porcentaje de incremento representativo para este servicio y para el Sistema ,
como puede verse en el cuadro sobre el incremento tarifario ; el servicio residencial
es menor que el servicio comercial por las razones ya anotadas en e! lí teral"4.3 de es
te capítulo; el incremento en e! servicio de alumbrado público es alto debido a que
en los pliegos vigentes de las Empresas en estudio, los cargos por este servicio son re
latívamente ba¡os0
SIST
EM
A
EL
ÉC
TR
ICO
&
IOB
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1
/1
1.-
2.-
3.-
4.-
.5.-
6.-
7 -
8.~
9.-
10.-
11.-
12.-
13..-
'
Húmero de habitantes
liab i tant es /abona do homogéneo '
Húmero
de abonados homogéneos
Consumo/abonado homogéneo (KWH/abtm. )
Consumo
homogéneo (íííTU)
Consumo industrial
(1-STíl)
Consumo
alumbrado publico
(í-ííTlI)
Energía total vendida (M711)
Pérdidas de energía (%)
Energía generada
(í-í
í-Jll)
Factor de carga (7o)
Demanda máxima (KW)
Capacidad
instalada
(KÍ-7)
1975
109.690
16,4
11.570
1 . 041
12.040
22.120
2.200
36.360
14,7
42.640
49,0 9.780
10.333
1976
256.650
10,6
13.810
1.023
14.130
24.140
2.320
40,590
14,4
47 . 400
50,3
10.750
12,953
1977
263.240.
17,7
.
14.840
1.077
15.980
26.150
2.450
44.580 '
13,9
51.750
52,2
11.310
12.953
1970
270.000
16,7
16.150
1.131
18.270
28.170
2.500 '
49.020
13,4
56.580
54,1
11 . 940
12.953
1979
276.950
15,6
17.700
1.182
20.930
30.180
2.720
53.830
12,8
61.760
56,0
12.590
12,953
NO
TA
;
(1)
Ve
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nex
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ÉC
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- Alao I (5.300
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- Alao II (£.620 KW) .
- Cordoves (600 10(7)
- Guadalupe (450
KÍJ)
- Hisag (265 137) (3)
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TERMOELÉCTRICA
II.-
1.2.1.- Diesel Riobamba (3.360 KCT)
1.2.2.- Diesel Alausí (322
ICW) (3)
SUBTOTAL TERMOELÉCTRICA
TOTAL GENERACIÓN
TRANSFORMACIÓN
59.569:
2.1.-
2.2.-
2.3.-
2.4.-
2.5.-
Alao (6.560 KVA-2,4/69 1CV)
1.249
Riobamba (6.000 KVA-69/13,8 ICV)
1.142
C. Chiiaborazo (7.000
ICVA-69/4,16 1CV)
Riobamba (4.500 KVA-4,16/13,8 KV)
Riobamba (5.000
KVA-69/1338 107)
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IV.- DISTRIBUCIÓN
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2.-
3.-
4.-
5.-
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Inversión bruta en operación
Fondo Acumulado de Depreciación
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V.-
INSTALACIONES GENERALES
1. -
2.-
- 3.-
4.-
5.-
6.-
G R
1.-
2 -
3 -
4.-
5.-
6.-
Inversión bruta en operación
Fondo Acumulado de Depreciación
Inversión neta en operación (1~2)
Capital de trabajo (**)
líase tarifaria (3
-I-
4)Promedio de la base tarifaria
A H
TOTA L
Inversión bruta en operación
Fondo Acumulado de Depreciación
Inversión neta en operación (1-2)
Capital de ti-abajo
Base tarifaria (3
-í-
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SISTEMA ELÉCTRICO RIOBAMM-ALAUSI
CALCULO DE LA RENTABILIDAD
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(1) Para la Empresa Eléctrica Alausí^ por carecer de datos de la carga instalada para los abonados
de la tarifa C~2 y EO-2 se hizo el cálculo de ingresos con el precio promedio de venta que se
calculó para los abonados de la Empresa Eléctrica Riobamba.
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0,2595
0,3051
0,3507
0,3963
0,1947
0,2345
0,2742
0,3140
0,3537
0,1784
0,2131
0,2477
0,2823
0,3170
0,2050
0,2454
0,2859
0,3264
0,3670
SIST
EM
A
EL
ÉC
TR
ICO
RIO
BA
MB
A-A
LA
USI
CA
LC
UL
O'D
EL
CO
STO
PR
OM
EDIO
D
EL
KWH
•. A
NIV
EL
ABO
NA
DO
AN
EXO
N2
4.3
Ho
ja
2/5
.#1975
1976
1977
1978
1979
PERIODO
1975-1979
II.- TRANSFORMACIÓN
1. 2. 3. .4. 5. 6. 7.
• Q, 9. 10.
11.
12.
•13. 13.
13.
13.
•- 13.13.
- Gastos Directos de Operación y Mantenimiento
- Cuotas anuales de Depreciación
-• Costos del
servicio (1 -!- 2)
- Rentabilidad 2%
- Rentabilidad 4%
- Rentabilidad 6%
- Rentabilidad 8%
- Costo del servicio .más rentabilidad 2%
- Costo del servicio más rentabilidad 4%
- Costo del servicio .más rentabilidad 67o
- Costo del servicio mas rentabilidad 8%
- Energía vendida
- Costo promedio del líí'ÍH, cubriendo:
I."- Costos del servicio ( 3 f 12)
2.- Costos del servicio más rentabilidad 2% (8
'-
3.- Costos del servicio más rentabilidad 4% (9
'-
4.- Costos del servicio más rentabilidad 670 (10
f-5.- Costos del servicio más rentabilidad 07o (llr
740'
1.089
1.829
444
087
1 . 331 '
1.774
2.273
2.716
3,160
¡3.603
36.360
0,0503
12) 0,0625
12) 0,0747
12) 0,0070
12) 0,0991
940
1.350
2.290
715
1.429
2.143
2.350
3.005
3.719
4.433
5.140
40.590
0,0564
0,0740
0,0916
0,1092
0,1260
1.090
1,575
2.665
840
' 1.696
2,544
3.392
3.513
4.361
5.209
6.057
44.500
0,0598
0,0788
0,0978
0,1160
0,1359
1.090
i;575
2.665
892
1 . 784
2.676
3.568
3.557
4.449
5.341
6,233
49.020
0,0544
0,0726
0,0900
0,1090
0,1272
1.090
1.575
2.665
860
1.721
2.581
3.442
3,525
4.386
5.246
6.107
53.830
0,0495
0,0655
0,0815
0,0975
0,1135
12.114
15.873
19.631
23.389
27.148
224.380
0,0540
0,0707
0,0075
0,1042
0,1210
SISTEMA ELÉCTRICO IIIQBAMBÁ-ALAUSI
1 .
CALCULO DEL
COSTO PROMEDIO DEL
KWH
A NIVEL ABOBADO
III.-
1 -
.9. -
3.-
4.-
5 - 6.-
7.-
3.-
9,-
10.-
11.-
12.-
13.-
13.1.
13.2.
13.3.
13.4.
13.5.
TRANSMISIÓN
Gastos directos de operación y .mantenimiento
Cuotas anuales de depreciación
Costos del
servicio
(I
-h 2)
Rentabilidad 2%
Rentabilidad 4%
Rentabilidad 6%
Rentabilidad 8%
Costos del servicio más rentabilidad 2%
Costos del servicio más
rentabilidad 4%
Costos del servicio más
rentabilidad
67a
Costos del servicio más rentabilidad 8%
Energía vendida
Cost
o promedio del KRH,
cubriendo:
- Costos del servicio ( 3
~ 12)
- Costos
del
servicio
más rentabilidad
2%
(3
'- 12)
- Costos del servicio más rentabilidad 4% (9 -12)
- Costos del servicio más rentabilidad 6%
(10- 12)
- Costos del servicio más rentabilidad 8% (II.
1- 12)
1975 180
446
626
119
238
, 357
476
745
864
938
1.102
36.360
0,0172
0,0205
0,0233
0,0270
0,0303
1976 610
1.318
1.923
476
952
1.427
1.903
2.404
2.800
3.355
3.831
40.590
0,0475
0,0592
0,0710
0,0827
0,0944
1977 610
1.318
'1.928
768
1.535
2.303
3,070
2.696
3.463'
4.231
4.998
44.580
0,0433
0,0605
0,0777
0,0949
0,1121
1978 610
1.318
1.928
741
1.482
2.224
2.965
2.669
3.410
4,152
4.893
49.020
0,0393
0,0544
0,0696
0,0847
0,0998
ANEXO N- 4.3
Hoja 3/5
1979 610
1.300
1.910
715
1.430
2.145
2.860
2.625
3.340
4.055
4.770
53.830
0,0355
0,0488
0,.0'621
0,0753
0,0886
PERIODO
1975-1979
8.320
11.139
13.957
16.776
19.594-
224.380
0,0371
0,0496
0,0622
0,0748
0,0873
ro K5
ÍO.
SISTEMA ELÉCTRICO -RIOBAMBA-ÁLAUSI
CALCULO DEL COSTO PROMEDIO DEL KWH
A NIVEL ABONADO
IV.- 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
11.
12.
13.
13.
13.
13.
13,
13.
•
DISTRIBUCIÓN
- Gastos directos de operación y mantenimiento
- Cuotas anuales de depreciación
- Costos del servicio (1
4* 2)
- Rentabilidad 27,
- Rentabilidad 47,
- Rentabilidad 67
0
- Rentabilidad 87,
- Costos del servicio más rentabilidad .27,
- Costos del servicio más rentabilidad 47o
- Costos del servicio más rentabilidad 6%
- Costos del servicio más rentabilidad 8%
- Energía vendida
- Costo promedio del KWH, cubriendo:
1.- Costo del servicio (3
f-
12)
2.- Costo del servicio más rentabilidad 2% (8 ~ 12)
3.- Costo del servicio más rentabilidad 47o (9 r 12)
4.- Costo del servicio más rentabilidad 6% (10 r 12)
5.- Costo del servicio más rentabilidad 87o (11 r 12)
1975
1.678
1.215
2.893
370
739
1.109
1.478
3.263
3.632
4.002
4.371
36.360
0,0796
0,0897
0,0999
0,1101
0,1202
1976
•
2.002
1.450
3.452
614
1.228
1.842
2.456
4.066
4.680
5.294
5.908
40.590
0,0851
0,1002
0,1153
0,1304
0,1456
1977
2.152
1.558
3.710
683
1.367
2.050
2.733
4.393
5.077
5.760
6.443
44.580
0,0832
0,0985
0,1139
0,1292
0,1445
ANEXO N- 4.
Hoja 4/5
1978
2.394
1.696
4.090
722
1.444
2.166
2.888
4.812
5.534
6.256
6.978
49.020
0,0834
0,0982
0,1129
0,1276
0,1424
3. .PERIODO
JIJ
1975-1979
2.566
1.859
4.425
773
1.546
2.320
3.093
5.198
5.971
6.745
7.518
53.830
0,0822
0,0966
0,1109
0,1253
0,1397
18.570
21.732
24.894
28,057
31.218
224.380
0,0828
030969
. 0,1109
0,1250
0,1391
SIST
EM
A
EL
ÉC
TR
ICO
R
IOB
AM
BÁ
-AL
AU
SIC
AL
CU
LO
D
EL
CO
STO
PR
OM
ED
IO
DEL
KW
HA
N
IVE
L
AB
ON
AD
O
AN
EXO
N£
4..
3H
oja
5/5
-
V.- INSTALACIONES GENERALES
1.-
Gastos directos de
2.-
3 -
4.-'
5.-
6.-
7 -
8.-
9.-
10.-
11.-
12. -
13.-
13.1,
13.2.
13.3.
13.4.
13.5.
operación y mantenimiento
Cuotas anuales de depreciación
Costos del servicio
Rentabilidad 27o
Rentabilidad 47o
Rentabilidad
67o
Rentabilidad 87o
Costos del servicio
Costos del servicio
Costos del servicio
Costos del servicio
Energía vendida
Cos to promedio
del
- Costo del servicio
- Costo del servicio
- Costo del servicio
- Costo
del
servicio
- Costo del- servicio
(i +
más
nía s
más
más
KWH, (3
f-más
más
más
más
2)
/
rentabilidad
rentabilidad
rentabilidad
rentabilidad
cubriendo :
12)
rentabilidad
rentabilidad
rentabilidad
rentabilidad
2% 4% 6% 87o
27o (8 -
12)
4% (9
'-
12)
6% (10r 12)
8% (11- 12)
1975
1.940
169
2.109 12 24 36 48
2.121
2.133
2.145
2.157
36.360
0,0580
0,0583
0,0537
0,0590
0,0593
1976
2. 2. 2. 2. 2. 2.
'40. 0, o, o, os o,
497
195
692 18 35 53 71 710
727
745
763
590
0663
0667
0672
0676
0681
1977
2.630
220
2.850 25 51 76
102
2.875
2.901
2.926 '
2.952
44.530
0,0639
0,0645
0,0651
0,0656
0,0662
1978
2.773
235
3.008 30 59 89
• 118
3.038
3.067
3.097
3.126
49.020
0,0614
0,0620
- 0,0626
0,0632
0,0638
1979
PERIODO
1975-1979
2.922
250
3.172 32 63 95
126
3.204
3.235
3.267
3.298
53.830
0,0589
0,0595
0,0601
0,0607
0,0613
13.831
13.948
14.063
14.180
14.296
224.380
0,0616
0,0622
0,0627
0,0632
0,0637
"r7riTr7i:"rT""''r/-""'n^--t"~'t~'~~''ir^r4'''^l'.-::^--''iT":'^^
rij;_=T:r7:z:_--mi.::: /.i_r_
*——4- i — — i- ——•
'S:-Q\| --^""«^"^
D E ' C A R G A T ÍP ICAS i DE LOS :: DlFER ENTES ¡TIPOS DE
1 1T
±
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1
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Í.
' !.„. j
-227-
5ALLJJÍL2 Y.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Luego de realizado este estudio técnico - económico para el Sistema EléctrI
co Riobamba - AlausT y examinada la situación por la que atravíeza esté Sistema, se
establece sus causas y en.algunos casos se presentan las soluciones, se ha llegado a•o
las siguientes conclusiones y recomendaciones.
CONCLUSIONES
La conformación de la Empresa Eléctrica Regional Centro - Norte, se ha pre
visto en dos etapas, esta Empresa servirá a las provincias de Cotopaxi, Tun
gurahua , Chimborazo, Bolívar/ Pastaza. Con la formación de esta Empre-
sa se estaría ya aprovechando el principio de la " Economía de Escala ".
La provincia d-sl Chimborazo, a pesar de tener recursos económicos y gran
potencial humano, no ha podido desarrollarse en una forma adecuada, dsbi
do a la falta de energía electrice.,.,
La capacidad Instalada en las Empresas Eléctricas Riobamba y Alausí es Insu
ficien'te para satisfacer la demanda del mercado.
El Sistema de protecciones de las centrales, subestaciones es deficiente, a
demás la subestación Riobamba está incompleta, pues la falta de dos disyun
lores producen problemas en la operación de las líneas ds transmisión»
- 228 -
La ciudad de Ríobamba está servida en la actualidad con tres circuitos
primarios de distribución a 13.8 Kv y uno o 4.16 Kv, por lo cual el sec
tor alimentado por este último circuito no tiene buen servicio.1 |
j
Con el convenio de administración firmado -si 29 de Marzo de 1974 entres
las Empresas Eléctricas Alausí y Rlobamba, ésta ultima toma bajo su res -
ponsabllidad la explotación de! sistema, mejorando la provisión de! se
cío eléctrico.
vi
Los pliegos tarifarios que se aplican en la actualidad estas Empresas, fue-
ron diseñadas en el año 19óó7 basados en parámetros técnicos y económi-
cos que ha variado fundamentalmente hasta la fecha.
Los cargos tarifarios vigentes en las Empresa; Eléctricas RÍoba;7iba y Alau-
sf son bajos, po- lo que estas empresas han sufrido continuas pérdidas eco-
nómícaso En e! período 1971 - 1974 las pérdidas alcanzan a un valor de
S/. T.629.913,
El pliego tarifario diseñado en e! capítulo IV de este estudio, considera -
las variables técnicas y económicas actuales y una proyección razonable
de las mismas hasta -el año 1979 0
RECOMENDACIONES
Es fundamental proseguir con el programa de electrificación estructurada
'po- iNECEly !a Empresa Eléctrica Riobanba/que parmirírá cnso-a ' Sistema
- 229 -
eléctrico actual., nuevas áreas deficitarias o que carecen de servicio eléc-
trico. La integración de zonas es una primera etapa para la interconexión
regional y la conformación de la Empresa Eléctrica Regional del Sistema Gen
tro - Norte.
Con la conformación de la Empresa Eléctrica Regional se aprovechará las ven
tajas técnicas, y económicas de la economía de escalao
Se debe cumplir con el programa de obras planificada por INECEL y que es-
tas obras sean ejecutadas en el plazo previsto para que el Sistema pueda de-
senvolverse en una forma adecuada.
PLAN DE OBRAS
I.- GENERACIÓN.-
Alao II 2.620 Kw
II. - TRANSFORMACIÓN._-
Ríobamba 4.16/13,8 KV
Ca ¡abomba 69/13,8 KV
Guamote ' 69/13,8 KV
. AlausT ' 69/13/8 KV
111.- TRANSMISIÓN,-
-230-
Construcción de la línea San Juan - Alausí a 69 KV ( 80 km )
Construcción de ¡meas a 13,8 KV que servirán a varías parroquias ( 117 km )
IV.» DISTRIBUCIÓN .- /
Redes de distribución para :
Riobamba 3 .000 abonados
Alausí 1 .000 abonados
Adecuación de las redes de Alausí.
La entrada en operación de la segunda -etapa de! Proyecto Hidroeléctrico
Alao, permitirá cubrir los déficits actuales de potencia y energía hasta la
entrada en operación del Proyecto Pisayamboo
Las centrales hidroeléctricas Cordovéz y Guadalupe deberán salir de opera
ción una vez que el área reciba la energía proveniente de Pisa/ambo.
Se debe adecuar el sistema d-e protección d-e la .subestación Riobamba y rea
lízar un estudio de coordinación, de protecciones para la operación confia
ble de las líneas d^ transmisión..
Para detener las pérdidas económicas y lograr una rentabilidad adecuada -
que le permita a la Empresa Eléctrica Riobamba desenvolverse dentro una
estructura económico - financiera solvente es necesario aplicar, a la breve
dad posible el pliego tarifario propuesto en este estudio.
-231 -
El mencionado pliego tarifario deberá reajustarse eventualmente de acuer
do a la reglamentación contemplada en e! " Reglamento para Fijación de
Tarifas de lc-3 Servício-s Eléctricos ". ' í
B I B L I O G R A F Í A :
1.- Estudios sobre b electricidad en América Latina
Vol, 1 - Naciones Unidas - México D. F. - Octubre 1962 !
2,- Electric Utillty Rate Economías -Rjssel] E. Caywood Sixth Prlnting -1972,
3.- Ingeniería Económica - George A. Taylor
Primera reimpresión - 1972.
4.- Apuntes de clases de la materia d-a " Ingeniería Económica " dictada por
el Ing. Guido Sona 1973.
5.- Ley Básica de Electrificación 1961.
6.- Ley Básica de Electrificación 1973.
7.- Informe dsl Gerente de la Empresa Eléctrica Rlobamba al Directorio d-2 la
Empresa.
8.- Principios de Tarificación Eléctrica
Eugenio Solazar - 1963.
9.- Tarifas de Energía EFéctrica y e! Análisis de Caitos - Hugo R. Giaci-I9670
