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TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL
TITULO DE INGENIERO EN LA ESPECIALIZACION
DE ELECTROTECNIA DE LA
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
4M ¿I
ESTUDIO DE .TARIFAS' PARA =EL -S-I-STEMA
INTEGRADO -DEL NORTE
MANUEL I. BETANCOURT GALVAN
.Quito
Julio de 1974
C E R T I F I C-0
Que el presente.trabajo fue realizado
por el señor MANUEL BETANCOURT CALVAN.
ING. GUIDO SORIA VASCODirector de Tesis
• INDrCE GBNE'RAL
ESTUDIO DE TARIFAS PARA 'EL SIS'TE'MA
INTEGRADO DEL ' N'O'RTE
Pag.
CAPITULO I
1.1 Características de la Industria Eléctrica ___________ 1
1 . 2 .Situación del servicio eléctrico en el Ecuador ____ „_ 6
1.3 Características actuales del Sistema a inte.grar_se del -Norte _________________ ___ : ________________ ___ 17
CAPITULO- II'
2 . 1 Requerimientos de potencia y energía eléctricalocalizada y total para el Sistema a integ.rar-se del Norte _____ . _______________ . ___________________ 25
2.2.1 Recursos de generación actuales y futuros parael Sistema ínter conectado del Norte ______ .______. __ 34
2.2.2 Lineas y redes de distribución actuales y pre_vistas para el Sistema ínter conectado del Norte___ 46
2 . 3 Inversiones requeridas para cubrir el programade obras y su f inanciamiento _. ___ _ ___ . __ . ___ . __________ 50
CAPITULO III
3.1.1 Programa de operación en generación ____ . ________ _ __ 57
3.1.2 .Disponibilidades' hidráulicas ________ ___ . ____ . __ _ ____ 61
3.. 1 .3 Fluj o de energía _________ . ________ __: ___________ . ___ 62
3 .2 Costos de operación por etapas funcionales inclu-yendo la rentabilidad _______ . ________ . ____ . __________ 65
3 .'3 Costo promedio* del kWh para las diferentes etapas
funcionales y niveles de tensión ________ . __________ 67
3 . 4 .Determinación de- los cargos por demanda y energíapara las diferentes etapas funcionales y nivelesde tensión _____ ____ . _________ . _____________ _. __ . 67
'g
CAPIT-ULO IV4..1 Análisis, de los .pliegos tarifarios existentes en el
área del Sistema Integrado del Norte 116
4.-2 -Análisis de la estructura de consumos de .los abp_nados del área integrada _. ._. 126
4*3 Determinación de los precios medios referencia-les de venta del Mil 'para los diferentes tiposde servicio . . 129
4.4 Diseño y estr.uctura de 'las diferentes tarifas 130
CAPIT-ULO V
Conclusiones y Recomendaciones 231
1
• INDXCE" 'DE :CUA'DROS
Pag.
CAPITULO II
1 Proyec.cion de la demanda y energía total del Sistema__ 26
1.1 Proyección de la demanda y energía Ibarra-Cayambe-T aba cundo . 1__ . . . 27-
1.2 Proyección de la demanda y energía de .Tulcán 28
1. 3 Proyección de la demanda y energía de Otavalo . 29-
1.4 Proyección de la demanda y energía de Atuntag;ui . . 30
1. 5 Proyección de la demanda y energía de San Gabriel' 31
1.6 Proyección de la demanda y energía de El Ángel,La Libertad , Mira, San Isidro . . . 32*
1.7 Proyección de la demanda y energía de Cotá:cachi . 33
2. Estudio de Energía para las centrales existentesdel Sistema Norte , . . . . „ 43
3 . Balance anual de energía del Sistema NOrte . 44
4. Balance anual de energía para el mes de Agosto,estación seca del Sistema Norte. ". . . ._ 45
5. Líneas de 'transmisión existentes en el área 'delSistema Inegrado del. Norte . .. . 47
6. Redes de distribución -primaria, existentes en elárea del Sistema Integrado del Norte . • 48
7 . Redes de .distribución secundaria exis.tentes' en elárea del Sistema 'Integrado del Norte ._ 49
8.1 Calendarios de Inversiones* _. 54
8.2 Calendario de Inversiones 55
9. Financiaron del Programa -de obras _ 56
CAPITULO III
10. Características de las instalaciones existentes 68
11. Promedio de .lo's gastos medios diarios sobre elrío Ambi . , . _. 69
12-, Caudales, Potencia y Capacidad de Generación delas principales centrales hidroeléctricas existentes 70
13. Revalorizacion de equipos , 71
14. Inversiones en operación ______________ ________ ___ 75
15. 'Cuotas anuales, de depreciación _________________ ____ 82
16. Gasto.s directos de operación y mantenimiento _____ _ 88
17 . Fondo Acumulado de depreciación ______ _______ ___: ___ 92
18. Base Tarifaria __________________________________ __ 98
19. Base Tarifaria y Rentabilidad ________ ___ __________ 101
20... Promedio de la Base Tarifaria y P,entabilidad ______ 103
21. Costos de .operación por etapas funcionales in-cluyendo la rentabilidad ____________ __________ ____ 105
22 . Costo promedio del kWh para cada una de las _pas funcionales _____ ____ __________________________ 109
23.' Determinación de .los. cargos por demanda y ener-gía para las diferentes' .etapas funcionales _______ 111
CAPITULO IV
24* Dis tribucionpor frecuencia de la E. E. Ibarra ______ 143
25-D Distribución por frecuencia de la E. E. Tulcán _____ 153
26-. Distribución por frecuencia E. E . Mon tufar ______ '_ ____ 163
27.0- Distribución por frecuencia O t aval o ___ . ____________ . 167
28. Distribución por frecuencia El Ángel _ ______ " __ ___ ; __ 176
29 . Distribución por f r.ecuencia Cotacach.i _____________ 180
30. Cálculo de ingresos con las tarifas vigentesE. E. Ibarra '__. ___ . _____________________ . _________ . ____ 184
31. Cálculo de ingresos con 'las tarifas vigentesE. E, Tulcán ' _ _______ . _______________ . _______________ 190
32. Calculo- de ingresos con -las tarifas vigentesMunicipio de Ota val o ________ ' _________ . _____________ 194
33." Cálculo de ingresos con las tarifas vigentesE. E. Montúfar ; ________________ : _____ . ________ . ------- 198
34. Cálculo de ingresos con las tarifas vigentesMunicipio de El Ángel ______________________ . ------- . 201
35. Cálculo de Ingresos con las tarifas vigentesMunicipio de Cotacachi __ .. ____________________ ._. ----- 20.4
36. Calculo- de Ingresos conllas tarifas propuestasE. E.. Ibarra . __________ . ________ . _________________ .--• — 206
37 .• Cálculo de Ingresos con las tarifas propuestasE .E . Tulcán _______ ___________ _______ ----------- — 212
' 'Fág.
38. Cálculo de Ingresos con las tarifas propues-tas Municipio de Otavalo _ 216
39. Cálculo de Ingresos con las tarifas propuestasE .E . Montúfar . 219
40. Calculo de Ingresos, con las tarifas propuestasMunicipio de El Ángel 22.2'
41. Cálculo de Ingresos con las tarifas propuestasMunicipio de Cotacachi" _ 225
42.. Comparación de las tarifas vigentes y propuestas 228
CAPITULO PRIMERO
l.Y-1 'CARACTERÍSTICAS DE LA INDUSTRIA 'ELÉCTRICA
1.V-1..-1 -Aspectos Generales
El objetivo fundamental de la Industria Eléctrica es" sin
lugar a dudas el de generar, transmitir y distribuir el fluido
eléctrico al menor costo posible y en las mejores' condiciones.
Desde el punto de vista técnico, el servicio de energía
eléctrica debe tener dos características principales: la conti
nuidad y la eficiencia; la primera significa' que 'el servicio
debe estar a disposición del usuario cuando és'te lo requiera y
en forma continua; y la segunda, que el servicio que recibe de
be ser de buena calidad; por consiguiente., el producto tiene
que ser fabricado y enviado en el mismo instante 'que el clien-
te lo desea, pues, no es posible hacerlo esperar ni almacenar
el producto. .Esto significa .que todas las instalaciones del sis_
tema, como centrales generadoras, líneas de transmisión, sube_s_
taciones, redes de distribución, etc. , deben ser de '. capacidad
suficiente para abastecer la demanda máxima que 'todos los abo-
nados pudieran imponer al sistema al mismo tiempo.
Este he.cho obliga a todas las Empresas a realizar proyec
ciones futuras del crecimiento de demanda y consumo de energía
de su área de servicio, para así anticiparse a .la demanda, . me_
diante el equipamiento oportuno de todas las instalaciones que
se requieren para HJegar con servicio hasta el abonado.
Para poder apreciar en mejor forma las características de
la Industria Eléctrica, vamos a hacer un análisis comparativo
con las características de otras industrias.
La Industria Eléctrica se asemej a a las otras industrias
porque:
-2-
a) Consigue capitales compitiendo en el mercado de valores p_a_
ra con ellos comprar plantas y equipos;
b) Emplea^ gente en mucho's trabajos y está sujeta, a la legisl_a
cion laboral correspondiente;'
c) Vende al público una mercadería o servicio de primer orden;
el) En la venta de 'kWh tiene que 'cubrir los costos del servicio
y conseguir una_ ganancia razonable que le permita mantener
operando el negocio y atraer mas capitales para satisfacer
el crecimiento de la demanda construyendo nuevas redes y
plantas;
e) Tiene relaciones públicas y propaganda que le permiten im-
pulsar el consumo y utilizar mej or sus instalaciones; y
'f) Compite con ciertas industrias por mercados -grandes, por cuan
to muchos de ellos están en capacidad de generar su propia
energía.
1. 1.2 .Aspectos en los cu'a'les e'l nego'cio de Energía Eléctrica
difiere de l'os ot'r'os negocios
1.. Difiere .del res to de negocios porque es un monopolio natu-
ral y porque ti.ene protección del' Estado y Municipios para
usar calles, plazas, parques', etc., y en muchas . ocaciones,
para o.bten.er desapropios cuando el 'servicio así.' lo requiere.
2.' Porque ti.ene la obligación de servir a todo el que solicite
servicio.
3. Porque tiene limitación en las ganancias.
4. Porque tiene prohibición de retirar el servicio sin la auto^
rizacion correspondiente .de 'la entidad reguladora.
/
En cuanto a las inversiones .que se realizan para el sumi_
nistro de energía eléctrica, son bastante altas comparadas con
la tasa de retorno. Este hecho pasa notablemente desapercibido,
tanto para el ti su ario como para 'algunas entidades del Gobier
no q-ue solo exigen tarifas bajas a las Empresas Eléctricas,
sin crear las condiciones que también exige el f inanciamien_
to de sus programas de expansión.
Junto a es.te hecho hay que tomar en cuenta que la
construcción de obras de electrificación, especialmente cuan_
do se trata de centrales hidráulicas con sus correspondien-
tes subestaciones y lineas de transmisión, requieren un pe-
ríodo de tiempo que puede variar de tres a seis -años , desde
el momento en que se realizan los diseños definitivos hasta
la iniciación del servicio eléctrico; esto siempre y cuando
el proceso de financiamiento haya sido simple 'y la es'tructu^
ra financiera de la Empresa haya sido satisfactoria para las
entidades que suministran recursos en forma de prestamos.
En lo que se refiere a los programas de equipamiento,
una de las principales' causas de retraso h.a sido la inadecua_
• da imagen financiera que presentan las empresas e institutos
nacionales encargados de la prestación del servicio; deb'ido
principalmente a pliegos tarifarios inadecuados. Cualquier
retraso en los programas de equipamiento normales son incon_
venientes, tanto para el usuario como para la Empres'a: pue-
de provocar el racionamiento del servicio .que es inadecuado
para las dos partes ; o exige adquirir equipos de energía cu_
yo costo de generación resulta mayor que las fuentes norma-
les previstas y necesariamente tiene que ser absorbido tam-
bién por las dos partes; por este motivo, las Entidades re-
guladoras y los Gobiernos, tienen que realizar un esfuerzo
para evitar que ésto ocurra.
Los programas de equipamiento tienden a acercarse
en forma económica a la proyección de la demanda, pero siem_
pre tienen que estar sobredimensiónados con el fin de aten_
der cualquier pedido razonable que los usuarios formulen a
-4-
la Empresa y. con el fin de tener unidades, de reserva para ca
sos 'de emergencia.
Este costo del sobredimensionamiento tiene que ser
necesariamente absorbido por los usuarios del servicio, con
tarifas que permitan a la Empresa cubrir costos .que estas in
versiones adicionales demandan.
En algunos casos son motivos de análisis especialr
el sobredimensionamiento de líneas de interconexión que ope
ran durante algún tiempo, con capacidades que no son las o£_
timas. Los criterios que rigen para estos sobredimensióna -
míentos son los de promoción de la electrificación, integra
cien de áreas servidas por otros sistemas, posibilidades de
soporte mutuo entre dos entes que 'pueden apoyarse con capa-
cidad de generación sobrante en momentos críticos o como ca
pacidad de reserva, etc..
Debido a que 'la Industria Eléctrica juega un papel •
muy importante no solo en el des'arrollo económico de los -
pueblos, sino también en el confort y comodidad de la vida
cuotidiana, mediante la introducción en el mercado de un
gran número de aparatos caseros que han he'cho de ella un e-
lemento imprescindible .para las labores" cuotidianas . La Em_
presa tiene <jue considerar en sus proyecciones f.uturas, no
solamente el crecimiento vegetativo e industrial de sus á-
reas, sino también el crecimiento de bienes comodidad, que
indudablemente están afectando los pronósticos de la dema_n_
da. Dadas sus características diferentes, talvez .será me-
jor considerar y proyectar separadamente por un lado , la E_
nergía Productividad y por otro, la Energía.Comodidad con
una política tarifaria talvez 'diferente.
De todo esto se deduce que el suministro de ener -
gía eléctrica demanda inversiones continuas y cada vez cre_
cientes y las Empres as y los Gobiernos, cencientes de esta
— 5 —
realidad, deberán trabajar armónicamente con las Empresas,
p'ara' permitir el flujo oportuno de 'recursos para sus progra
mas de equipamiento en la' intensidad de capital .que ellos exi
gen.
Por otra parte, el servicio de 'energía eléctrica es
el típico servicio de "Costo Unitario Decreciente", esto es,
cuando mayor numero de consumidores sirve una Empresa, cuaii
to mayor numero de kWh "genera y vende una Empres'a y . cuanto
más usa sus instalaciones, menor es el' costo unitario del
kilovatio-hora, porque entre otras razones tenemos las si-
guien'te.s:
a) El mismo costo de administración de una Empresa se dis-
buye en un mayor número de usuarios y de kilovatios-hora
generados;
b) El costo de inversión y operación por unidad de potencia
y energía generada es menor en centrales grandes que en
pequeñas;
c) Al tener un gran número de consumidores', la posibilidad
de que todos ellos utilicen simultáneamente todos sus
servicios disminuye/ permitiendo servir a un mayor núme-
ro de abonados con menor capacidad de 'generación;
d) El. costo de repuestos^ y materiales es menor comprando en
grandes cantidades;
e) Cuanto más grande es el sistema, se dispone 'de mejores
técnicos, personal y equipo, obteniendo con e 1.1 o mayor e_
f i ciencia en' el servicio';
"f} La interconexión de varias plantas y varios sistemas prp_
porcióna más confianza y continuidad en el servicio y u-
na mejor utilización de los recursos energéticos
tes en el País.
-6-
1 .'2 -SITUACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN JSL" ECUADOR
1 .'.2'. 1 '.Aspectos Generales
El desarrollo de la industria eléctrica en el' Ecuador
fue hace poco tiempo atrás, anárquico e inconsulto en el a_s_
pecto técnico, económico y administrativo.
A excepción de los centros urbanos: Quito, Guayaquil,
Cuenca y Arábate , en los -cuales ya existían Empresas debida-
mente formadas, con capitales mixtos y con características
de Empresas privadas, el resto de la población del. Ecuador
estaba servida por la deficiente 'administración de los Muni_
cipios, entidades de muy limitados recursos, que a base de
grandes sacrificios de sus propios presupuestos, solo han
podido establecer sistemas eléctricos locales, .totalmente
antieconomicos e insuficientes para afrontar los requerimieri
tos del desarrollo industrial y económico de sus áreas,
La falta de criterios técnicos y recursos -económicos
en los servicios eléctricos municipales, trajo como, conse -
cuencia la instalación de un gran número de plantas gener_a_
doras pequeñas con sistemas en explotación independientes,
con déficit en capacidad de generación- e inseguridad en el
servicio y altos costos de producción, . desaprovechándose 'las
ventajas de la economía de 'escala de los sistemas electri -
eos int_egrados e interconectados.
Es así como en el año de 1962 habían en- el país 484
plantas eléctricas de servicio publico con una capacidad t_o_
tal de.' 12-9-, 6 MW y 622 plantas de 'autoconsumo con una poten-
cia total de 30,6 MW.
Esta.s cifras 'demuestran la. existencia de una gran prp_
liferación de sistemas eléctricos de potencia unitaria muy
pequeña, dando un promedio para el país de. 145 kW por plan-
ta.
"En el mismo año, los índices de electrificación del
Ecuador fueron de 34 vatios/habitante, en lo relativo a di_s_
ponibilidad de potencia y de 96 kWh/ti.abi'tante/año en lo .que
respecta a_ generación de energía. Estos valores' -son única -
mente el 6% .y el 3% ,. respectivamente, de los promedios de A
merica de ese año, los cuales fueron de ,6.11 -vatios/Habitan-
te y 2.744 kWh/h! abitan te /año . Con estos índices de electri-
ficación, nuestro País ocupo el décimo sexto lugar entre los
.21 países americanos en lo que a electrificación se refie-
re". (1)
En el año de 1961, se expidió la Ley Básica de Elec-
trificación, la que introdujo un cambio substancial en* la
política de conducción de esta actividad al transferir de
los Municipios al Estado la responsabilidad de electrif ic_a_
ci5n del País.
En esta misma Ley se creo el Instituto. Ecuatoriano de
Electrificación (INECEL) r organismo que tiene la doble fun_
cion de planificador y ejecutor de obras de electrificación.
Por otra parte, el referido instrumento legal, dio
funciones de regulador de la industria el'ectrica a la Di -
reccion de Recursos Hidráulicos y Electrificación del Minis
te rio de Fomento, que posteriormente se ll'amó Dirección Ge_
neral de P,ecursos Energéticos. Al ser modificado el 'artícu_
lo Cuarto de la Ley Básica de Electrificación, se.suprimió
la Dirección General de Recursos Energéticos y sus funcio-
nes son actualmente ejercidas por el Instituto Ecuatoriano
de Electrificación.
Con las atribuciones y deberes que le' otorga la Ley
Básica de Electrificación al Instituto Ecuatoriano de Ele_c_
trificacion, este promovió el establecimiento, de Empresas
de Electrificación, constituyendo sociedades anónimas y
(1) Fuente: Plan Quinquenal de Electrifi.cación - Agosto/6.6
tratando de dar preferencia a la -formación de grandes Empre-
sas que, económicamente resuelvan el problema de la electri-
ficación de extensas zonas, tratando también de enmarcarlas
en los criterios económicos de servicio público; sin embargo,
se debe indicar que circunstancias políticas llevaron a con-
f o.rmar Empresas Eléctricas muy pequeñas , que evidentemente
no pudier.on mantener un buen servicio ni financiar sus expan_
siones , demostrando con ello, una vez '.más , la inconveniencia
de tener sistemas pequeños aislados.
Por gestiones de INBCEL como accionista en todos los
sistemas aislados, cuyas tarifas no cubrían el costo del ser_
vicio, se los incremento del 40% .hasta el 100%. .según los ca-
sos .
La participación de 'INBCE.L lia sido orientadora y prin-
cipalmente educativa.
La mayor parte de 'instituciones accionista' aceptan que
las Empresas Eléctricas sean verdaderas industrias y como t_a_
les, autofinanciadas con rendimientos económicos' razonables.
La principal causa de la ¿remora en cof ormar sistem'as econ6mi_
eos auto.financiados ha sido la alternabilidad de .los repre '-
sentantes a las Juntas de 'Accionistas y Direc'to'rios. de las
Empresas , de 'lo's Municipios y Consejos Provinciales _, .que to-
man decisi.on.es de politi.ca general en cada una de 'sus Empresas
y por otra, declaraciones' públicas de los Ministros del ramo
en turno o Gobierno Central, ofreciendo no .subir tarifas de
los -s-ervicios públicos. La gestión coordinadora y educativa
de INECEL en la decada 1960-1970, ha" sido positivar pues, se
ha podido financiar un crecimiento promedio anual en equip_a
miento, en potencia del.' '18'% .e incrementos apulatinos de tari_
fas hasta tener un precio promedio nacional de .£)/.. 0,70 'por
kWh, o su equivalente en' US$ 'O ..O 277/kWh.' La política tarif_a
ría seguida por INECEL tiene importancia capital para la s_e_
gunda etapa de la electrificación del país, que es. la inte-
-9-
'í1 gracion de las Empresas pequeñas en Empresas Eléctricas Re-
j _ gionales, si bien el nivel' tarifario en las empresas eléc--í . ~tricas pequeñas no ha sido el adecuado como para producir g_a_
•¡ nancias razonables sobre 'sus Bases Tarifarias, sinembargo,|j la economía de escala de las empres as mayores integradas e
Ínterconectadas, permitirán generar ganancias razonables con
los mismos niveles tarifarios .de las empresas pequeñas.
!j "La potencia total instalada en el país en el ano de
5 1972- .fue de 357 .325 kW, lo que representa alrededor de 54
í vatios/Habitante. En el año de 1970, Ecuador es'tuvo ubicado
I en el último lugar dentro de los países de 'America Latina,
j en lo que respecta a potencia instalada por habitante y con_Üi sumo per capita.
!
\l consumo por habitante en el .Ecuador para el ano de
| 1970 .fue de .153 "kWh por habitante, mientras que el promedio
anual para Latinoamérica fue de 573 kWh/hLabitante / corres-
pondiendole a Venezuela el valor máximo de 1.25-4 kWh/h'abi-
tante. Los Estados Unidos tienen un consumo promedio per cá
pita, de 7 .000. 'kWh.
Cabe indicar que en el período de 1968-197.0, el Ecu_a_
dor creció con -un 8,43% .en cuanto a energía per' capita, r_e_
gistrando los valores más altos en Latinoamérica, cuyo pro_
medio para ese mismo período fue de 6% .anual." £2')
La población servida que dispone de servicio eléctrd^
co es de aproximadamente 2T400.000 habitantes, lo que sig-
nifica el 37%'- .de la población total del país.
En el país existen.' 17' -Empres'as Eléctricas de las cua_
les INBCEL es accionista. Además, hay Cooperativas de Ele_c_
trificacion Rural y la Empresa Eléctrica de Guayaquil, en
las cuales no participa INECEL como accionista.
C2) Fuente i Plan Quinquenal de Ele'ctrif icacion-Abril 1972.
-10-
El numero de Sociedades Eléctricas que se encargan de
atender las necesidades de energía eléctrica del Ecuador es
de 64, y se clasifican de 'la siguiente manera:
Empresas con participación de INECEL ' .' 18
Empresas particulares (Guayaquil) 1
Sistemas de INECEL (propios) 3
Municipios 40
Cooperativas de Electrificación . 2
TOTAL 64 '
Estos sistemas operaron un total de 285.26-6 kW de po
tencia instalada en" 1972. Una de -las primeras metas de INE-
CEL fue la conformación de Empresas y Cooperativas de Elec-
trificación, con el objeto de sacar los servicios de energía
eléctrica de la esfera política localista municipal, para or_
ganizárla con criterio técnico empresarial y encauzar ha.cia
el sector eléctrico los recursos económicos 'de 'las diversas
instituciones, sea en forma de acciones o prestamos, con lo
cual se trato de 'atender el', déficit de energía que existió
en el país, es'tructurado de 'esta forma, pequeños centros de
suministro de energía que 'cubrían inicialmente las' cabeceras
provinciales y .que 'fueron ampliando los servicios en áreas
cada vez 'mayores.
1..2.2 Alcance y Objetivo del' Des:arro'llo Eléctrico
En' el Ecuador C'3')
El Ecuador tiene un compromiso internacional al ser
miembro del Pacto Andino, y considerando su atraso relativo,
debe electrificarse más aceleradamente que los otros, si
quiere prpgres.ar y mantener una posición adecuada entre el
resto de países miembros y, para conseguir esto, los ecua-
torianos deb'emos unirnos en todos los aspectos y particu*lar_
mente en la el'ectrif icación, pues, lo único que debe impor-
(3) Fuente: Plan Quinquenal de E l.ectrif i.cacion-Abril 1972-.
-.1 r-
tarnos es tener en.ergía eléctrica continua en buenas condi-
ciones y al menor costo posible, sin importarnos la proceden
cia y ubicación de la generación.
Uno de los índices de comparación de desarrollo economi
co de los pueblos es el consumo de energía eléctrica por abo
nado o por Habitante. Es'.te. .índice indica que el' Ecuador es' u_
no de .los más atrasados entre los países de Latinoamérica y
se debe principalmente a:
1 / La dispersión y falta de recursos destinados a electrifi-
cación;
2.. La existencia de muchos si'stemas eléctricos independien -
.tes con altos, costos de producción;
3. La actitud de los ecuatorianos de res'olver los problemas
de electrificación en forma aislada, sin someterse a un -
planeamiento inte.gral, .etc. ;
La concep'cion del Plan Nacional de Electrificación se
lo puede resumir en lo siguiente.: El Gobierno a través.' de INE_^CEL., generara energía eléctrica en sus grandes centrales, en
la calidad que 'sea necesaria y -a precios convenientes y la__
venderá en'bloque a las Empresas Regionales, las cuales la dis_
tribuirán y recuperarán para INECEL la inversión realizada.
En el Plan caben distinguir dos tipos de obras: el Sis_
tema Nacional Interconectado y los Sistem'as Regionales.
El Sistema Nacional Interconectado de Generación y Trans. . . .misión de Energía Eléctrica que tiene .que ser planificado, e_
j ecutado y operado por INECEL, se ocupa del aprovechamiento
integral y técnico de los recursos energéticos naturales del
País para ponerlos a disposición de los centros de 'consumo,
es'to es, repartix entre los ecuatorianos los recursos natur_a
les y los esfuerzos técnicos y económicos .que el Gobierno po_
-1 2.-
ne para su aprovechamiento. Estará compuesto exclusivamente
de las grandes centrales de generación: hidroeléctricas o tér_
micas., ubicadas en distintos sitios del país y de las lineas
de transmisión a alta tensión, que unen los Sistemas Regio-
nales a las centrales de generación de este sistema»
Los Sistemas Regionales, constituyen el conjunto de
instalaciones y equipos, necesarios para la distribución de
la energía eléctrica en 'áreas geográficamente definidas y
bajo la administración de Empresas Regionales en asocio con
INECEL; se encargan inicialmente de generar, comercializar
y distribuir su propia energía eléctrica y posteriormente,
de la compra, comercialización y distribución de la energía
generada y transformada por el Sistema Nacional Interconec-
tado .
Estas Empresas sirve.n además, como agentes de recaud_a
ción del sector eléctrico que permiten recuperar las inver-
siones .
Estos Sistemas Regionales se conforman por la fusión
de las Empresas cantonales o provinciales inicialmente cons_
tituldas a través de las lineas de interconexión provincia-
les que facilitan la transmisión de energía eléctrica, per-
mitiendo, de esta forma, que la generación se la realice en
el sitio más apropiado y se aproveche la economía de escala.
En este sentido, INECEL tiene adelantadas las gestiones pa-
ra formar diez Sistemas Regionales que abarcan todo el terri_
torio nacional, incluyendo el. Oriente y el Archipiélago de
Colón.
Los Sistemas Eléctricos Regionales considerados son
los siguientes;
1 .' Sistema Norte, que suministrará energía a las provincias
del Carchi, Imbabura y Norte de Pichincha.
-13-
2o' Sistema Quito / que se encargará en el futuro de suminis-
trar energía a toda la provincia de Pichancha, excepto
los cantones de Cayambe". y Taba cundo; •
3. Sistema Ce.n tro-Norte ,' que 'tendrá como área de .influencia
las provincias de Cotopaxi, Tungurahua, Chimborazo, Boíl
var y Pastazá;
4. Sistema Centro-Sur, que comprende las provincias de Azüay
y Cañar;
5. Sistema Sur, que suministrará energía a las provincias de
Loja y Zamora Chinchi'pe;
6". Sistema Esmeraldas, para servir a la provincia de Esmera^
das;
7. Sistema Manabí, que suministrará energía eléctrica a toda
la provincia de Manabí;
8., Sistema Guayas-Los RÍ os, que alimentará a las provincias
de 'Guayas y Los RÍOS;
9 * Sistema El Oro, para servir a la provincia de 'El Oro;
10'. Sistemas Menores, que entregarán energía en la Región 0-
riental y en el -Archipiélago de Colon.
E-l Sistema Nacional Interconectado será alimentado en
el futuro por las siguientes centrales liidroeléctricas.: Pi —
sayambo, Paute (Cola de San Pablo) , Toachá, Montüfar, Chim^
bo, Central Térmica Esmeraldas y otras que están actualmente
en es.tudio .
El anillo de transmisión estará formado básicamente por
las siguientes líneas de 'transmisión de alto voltaj e:
Paute - Guayaquil
Guay aquil-Babah.o'yo-Quevedo-Manta
Guayaquil-Machala-Loja
t A
-14-
Pisayambo-Quito-Ibarra
Pi s ay amb o -Amb ato
Toachí-Esmeraldas •
Interconexión Cuenca-Quito
1 .-2 . 3 'Aspecto Tarifario
Si se analiza la situación tarifaria en el Ecuador, ve_
mos que:
Toáoslos sistemas del' país tienen necesariamente que
realizar un dimensión amiento de las tarifas p'ara el consumi-
dor de energía eléctrica, en tal forma .que permitan la recu-
peracion y el flujo normal de capitales necesarios para las
mejoras o ampliaciones de los respectivos sistemas, ya que
no se pueden esperar aportaciones permanentes del Estado pa-
ra atender las necesidades de 'expansión del servicio.
La neces'idad de un dimensión amiento tarifario con ren-
dimientos razonables , es indispensable,- por el hecho de que
las entidades prestamistas nacionales o extranjeras , con di -
cionan la concesión de crédito a la aplicación de tarifas que
provean una adecuada rentabilidad.
Ademas, es innegable la conveniencia de considerar ga-
nancias razonables para el diseno de tarifas, con el objeto
de garantizar el que las Empresas o Sistemas E.l.ectricos pue-
dan obtener con su debida oportunidad esto.s rubros , con lo
cual, está asegurándose por otra parte, la obtención de nue-
vos créditos y la afluencia de más capitales y una autofinari
ciación razonable con la reinversion de las utilidades del
Estado.
La aplicación de tarifas políticas deficitarias son in_
convenientes bajo todo punto, de 'vista y particularmente, cuan^
do los sistemas han sido financiados con recursos del' Estado/-
porque al ser deficitaria lo's más beneficiados' de la subven-
.-1 5.-
cion del' Estado son los que mayores recursos- económicos tie
nen 'y, por consiguiente, más usan la energía eléctrica, mien_
tras "que los de escasos recursos económicos , apenas si uti'li
zán estos servicios y apenas se benefician de esta aparente
ayuda.
Las tarifas políticas deficientes que han regido ante-
riormente en los sistemas municipales y en algunas empresas
pequeñas, han sido la causa del mal servicio y del estanca -
miento del desarrollo del sector eléctrico y hoy constituyen
un lastre de difícil solución.
El rendimiento sobre la base 'tarifaria es' indispen'sa -
ble para la expansión del servicio eléctrico. La repartición
de ganancias razonables atrae a los inversionistas privados y
la reinversion de estas mi'smas ganancias, en' caso de 'sus ca-
pita.les de Estado, permite, atender parte, de las necesidades
de expansión del servicio, sin exigir esfuerzo exagerado del
Gobierno.
La rentabilidad de los capitales des'trnados al ser vi. -
ció de la energía eléctrica producen el f l.uj o de recursos p_a_
ra las expansiones y dan confi.anza a las entidades financie-
ras internacionales.
La experiencia obtenida en el Ecuador en' la década
1960-1970 'ha evidenciado esta afirmación; pues' EMEL'EC de Gu_a_
yaquil, que ha obtenido rendimientos del ' 8% .al 9,5%,. ha fi-
nanciado fácilmente los programas de expansión; en cambio la
Empresa Quito., que por circunstancias políti.cas y por defi -
ciencia en su gesti'ón empresarial, su rentabilidad se redujo
en ciertos años hasta 2%, causando un retraso en sus progra-
mas de equipamiento, con el consecuente racionamiento en el
servicio en los años 1960 - 1961, y 1969 - 1970.'
Por otra parte, las Empresas Eléctricas medianas que
•16-
. han logrado mejorar paulatinamente sus tarifas, si bien noIi - • han .obtenido ganancias razonables inmediatamente, su próyecf —j ci5n .futura es. más promet'edora y el servicio ha mejorado
I gracias ala inyección de 'capital de sus accionistas y de -
| préstamos blandos que ha", gestionado, y obtenido INE'CEL." En
I las Empresas pequeñas en las cuales a pes'ar de "haber incre-
i mentado las tarifas no se' han obtenido ganancias t el' f luj o
¡ de recursos para sus ampliaciones se hace muy difícil,' recaf —¡ yendo es'ta responsabilidad en el' Estado o 'Instituciones afi
I nes, que por lo_ general no proporcionan todos estos recur-.
? sos a su debido tiempo ni en la cantidad requerida. Este. h_e_
£ cho ha servido para que 'el' Estado acepte 'como concepto gene
jj ral la conveniencia de "obtener esta responsabilidad sobre
¡ sus capitales destinados al servicio el'éctri.co, porque me-
| diante la reinversión de las mencionadas utilidades se podrá
S atenderenel futuro r parte de la necesidad de expansión de
las áreas servidas.
' El flujo de fondos en nuestras Empresas Eléctricas es
tá íntimamente 'ligado con la estructura económica-financie-
ra de las mismas y ésta' a su vez,', es consecuencia directa
del sistema tarifario; este tem'a reviste suma importancia pa_
ra ei desarrollo de planes de equipamiento y expansión, pues
to que, los organismos internacionales de crédito y r en espe_
cial, aquellos que fomentan la industria el'éc'trica, procuran
como es razonable, que las Empre_s'a.s--Eléctric_as^ presenten un
sano cuadro ecjanómico que garantice el reintegro del présta-
mo y una rentabilidad razonable para los capitales de la- Em-
presa, a la vez' .que, aseguren algunas reservas para la reno-
vación y parte' de la expansión.
En genera.!, nuestras em'pres'as productoras de 'energía e_
léctrica se ven abocadas en forma permanente a problemas fi-
nancieros f que otras empresas de '.otro sector no los tienen;
estos problemas financieros se 'deben f especialmente, a las si_
> 1 7.-
guientes razones fundamentales:
a) Se trata de una industria de alta, densidad de capital por
unidad de producto;
b) Al ser un monopolio natural, dentro de una región determi_
nada, suj eto a restricciones en sus ganancias , impues'to
por la Entidad Reguladora que aprueba las tarifas, no pu_e_
de variar los precios de su producto en la- rapidez 'que en
muchos casos se requiere 'para atender las necesidades de
expansión del servicio.
De ahí que el estudio de las fuentes y métodos de fi
nanciamiento de una Empresa Eléctrica, tanto estatal como pri
vada, tenga especial importancia a los efectos de asegurar un
fl_uj_o permanente, de fondos a dicho' sector, para permitirle -
responder e inclusive es'timular a la' demanda de electrifica-
ción.
Como el caso del Ecuadorr solamente EMELEC ha podido
presentar una imagen financiera adecuada; le han seguido en
orden las Empresas Quito, .Cuenca, que han producido ganan-
cias, no en el nivel de la primera, pero de todas manera^ saJL
vando menores dificultades han logrado financiar sus prpgra_
mas sin mucho retraso.
La experiencia de EMELEC que siempre ha generado ga -
nancias estables en su operación y g;ue 'por medio de ello
siempre se han adelantado en sus programas de equipamiento,
es una demostración evidente de que una estructura económi,-^- - f c '— —«v-«~* •—•*"-
ca sajía, permite financiar los programaos. _de expansión.
1 . 3 CARACTERÍSTICAS ACTUALES 'DEL SISTEMA A INTEGRARSE 'DELNORTE'
1 .'-3.. 1 '.Características Ge'ne'rales del Sistema
El, 'Sistema del No'.rte comprende las provincias del
Carchi, Imbabura y la parte noreste de Pichincha.
Las dos ciudades' más importantes de este sistema son -
Ibarra y Tul can con una población aproximada de 40.. 000 v
24.00'Ü 'habitantes' respectivamente en el año de 1-972.
a) Provincia del Carchi.
Tiene una super'.f icie de 4 .'130 *km2 , con una población dp
1'26 . 00.0 habitantes (Diciembre 1972)'; su capital.es. la
dad de Tulcan con 23 .'300. habitantes .
El 24%. .de sus tierras está dedicado al uso agropecuario
el 18'.% .a bosques artificiales, el 56% .a bosques naturales
y tan solo el 4% .se considera tierra improductiva.
Esta provincia, debido a su situación limítrofe con Colom
bia, tiene una gran actividad comercial, aparte, de las
tras actividades principales de la zona, que son la agri-
cultura y la ganadería.
Los productos principales son: patata, trigo, cebada v
maaz ..
Las industrias existentes que aun están en estado arte-
sanal están constituidas por la molinería, alfarería te
jidos y embutidos. Con el fin de mejorar el. desarrollo
conóiriico de esta provincia, se tiene en marcha varios
programas , especialmente uno de integración fronteriza
Colombia, como parte del .cual se contempla la creación de
un parque industrial.
De los.' 12'6'.000 habitante.s que 'tuvo esta provincia en el
ño 1972,' 36.077 -estuvieron, ubicados en las zonas urbanas
representando el '29'% ; y el restante 71% estuvo ubicado
el área, .rural.
b) Provincia de Imbabura
Con 5 .46.0 .km2 -de 'superficie, tiene una población de '222 180
-1 9-
habitante.s (Diciembre 1972) ; su capital es la ciudad de
Ibarra con 39*. 994 -habitantes.
El 29'% .de 'las tierras es'tá dedicado al uso agropecuario,
el.' 16.% .a bosques artificiales, el 48% ,a bosques" naturales
y el 7% .se considera terreno improductivo.
Esta provincia constituye uno de los mej'ores' centros a-
grlcolas del" área,
Sus productos principales son: caña de azúcar, patata,.
maíz ,. trigo y ceb.ada.
La industria en general se encuentra en estado artesanal,
excep'to el. caso del' Ingenio Azucarero Tababu'el'a, que es
una de las principales' .fuentes de 'trabajo de la -provin -
cia.
De los 22.2'..'180 'habitantes' -que tiene e'sta provincia, 67.570
(3'0'%). habitantes., se 'encuentran ubicados en las zonas ur-
banas y el 70% .en el. 'área rural.
Es:.ta.do actual del servicio eléctrico
El servicio eléctrico en este sistema está a cargo de
la Empresa Eléctrica Ibarra S.A., Empresa Eléctrica Tulcán
S.A., Empresa1 Eléctrica .Montufar S.A., Municipio de Otavalo,
Municipio de Antonio Ante', Municipio de Cotacachi., Municipio
de Espejo. Estas empresas proporcionan servicio a sistemas _e_
lietrieos independientes.
Empresa Eléctrica Tulcán S.'A.
La Empres'a ELectrica. .Tulcán, suministra la energía e-
lectrica a la ciudad del mismo nombre a partir, de la central
hidroeléctrica La Playa r con una capacidad de 1.32O kW.
En el 'año 1972 .genero 4 f 411'.'600 -kWh para el servicio de
-20-
3.'090 consumidores y 'la venta, de 'la energía ascendió a ...
3 ' 42:4 ."686 kWh, lo cual presenta un consumo/abonado/áüo pro-
medio de 1.043. 'kWh.
El numero de 'habitantes del área servida .por la Empre
sa Eléctrica .Tulcán en ese 'año fue de 24.000,' lo cual repre_
senta un consumo anual/h'.abitante de.' 14'3 'kWh.' Siendo la maxi_
ma demanda en ese 'año, de.' 1, 3'20' 'kW; la demanda máxima por
habitante represento. 55 -W.
Esta Empresa no ha' podido 'incrementar su capacidad de
generación en los últimos años, por falta de 'capacidad fi-
nanciera .
La energía generada en el período 1964-1972 creció con
una tasa media anual del' 7% .y la facturada en ese mismo pe-
ríodo, con una tasa inedia anual acumulativa del' 12.6%..
•¿ El precio medio de venta de energía es de 0.427. sucresi| P°£ kWh r mientras que el costo promedio es del orden de 0332
S sucres por kWh, lo cual significa que la Empres'a alcanza tan!• ^
solo al 80%. .de sus costos.
Empresa Eléctrica Montúf'ar
Esta Empres.a es'.tá encargada de suministrar energía e-
lectrica a la ciudad de San Gabriel y a las parroquias de
Bolívar, La Paz -y Monte Olivo.
La central hidroeléctrica que dispone tiene una cap_a_
cidad de 360 kW, y genero en el año de 1972-,. I1 446. 850 'kWh
para atender los requerimientos de 1.811 abonados, lo que
representa una generación promedio de 79'8 kWh/ábonado.
La población de la zona atendida por es'ta Empresa as_
cendio en el año 1-972 a 10.761 habitantes", lo que .represen_
'presenta una potencia instalada de 33' 'W/h'.abitante , uno de -
los 'índices más bajos del país y de America Latina.
La energía generada por esta Empres'a creció en el pe
ríodo 1964-1972. con el 7 ,"9% .acumulativo anual y la. factura-
da en el mismo período con el 3/8%,. lo que representa un in
cremento de .la perdida de energía, en la red de distribución,
líneas de subtransmisión y en el sistema de control de '.los c_o_
sumos de los abonados.
El precio promedio de venta de la energía es de 07.482
sucres/kWh y el costo, de la misma de O,'537 sucres/k'.Wh,, lo que
significa que la Empresa logra recuperar tan solo el 90%. ,de
sus costos.
Municipio de Espe'j o
Este Municipio, a través* de una pequeña planta iiidráu
lica de '410 '.kW atiende los requerimientos de energía elec -|{ trica de El Ángel, cabecera del Cantón y adicionalmente las
jj parroquias: La Libertad, San Isidro y Mira.Ii\e el año 1971, este Municipio genero 563 ."20.2 .¡V
\h para atender las nec.esidades de 787 abonados.
La población servida por este sistema en el año 1972
fue de 9,29-8 habitantes , lo cual representa una potencia
instalada de 44 :W/líabitante-..
No se dispone información respecto a los precios de
venta de la energía.
Empresa Eléctrica Ib'a'rra 'S.A.
La Empresa Eléctrica Ibarra suministra la energía e -
lectrica a la ciudad de Ibarra y a las parroquias de ürcuquí,
Ambuguí, Pimampiro, Caranqui, San Antonio y La Esperanza; y
-22-
y a las cabeceras cantonales' de Cayambe 'y Taba cundo en la
provincia de Pichincha.
La Empresa Eléctrica Ibarra dispone de 9.9-37 -kW de po-
tencia instalada en sus centrales hidráulicas y térmicas de
acuerdo con el siguiente detaller
Homb're ' . Tipo "Potencia
El Ambi Hi.dráulica. 8-.-000- "-kW
Hoja Blanca Hidráulica 630 kW
Diesel ' ' "70.7 'kW
TOTAL 9.337 -kW
Durante el 'año 19.7.T,- la generación bruta .fue 'de
7'968.-850 kW'h para atender a 7.943 abonados, .que. 'correspon-
den a una población de 58 . 2.8'1 '.habitantes . En consecuencia,
la generación por abonado en ese año fe 'de 1.003. kWh, y por
£ habitante de '137 kWh..'6-
I
fi Si b.i'en la Empresa dispone .de 9.337 kW, la demanda má-
¡; xima fue 'tan solo de 2.460, lo' cual representa una demanda
j; máxima por habitante de .42. '.W.
i.
j; La central de más importancia de este sistema es sin
I duda el Ambi con 8.000 'kW, que fue construida para alimen-
s- tar el sistema Ibarra-Tulcán; mediante una línea de trans-
[." misión entre estas dos ciudades, que está en construccióni. .-?• y que prevé entrara en operación a partir de 1973.
El precio medio de venta de la energía entregada por
esta empresa es de' 0.537 S/.'. por kWh y el costo promedio de
0,643 S/. por kWh / lo cual signifi.ca .que esta Empresa al mo_
mentó, está recuperando tan solo el 83,'51% .de sus costo.s
(los valores de los precios de venta y de costos correspon_
den al año 19.71 ) .
-23-
Municipio de Otavalo
•Atiende los requerimientos de energía eléctrica de la
ciudad de Otavalo, mediante una central hidreo.léctrica de
8.21 -kW.
Durante el año 19.7 T- 'genero 3'003.'330' kWh y la demanda
máxima fue de 685 kW para atender las necesidades del servi_
ció el'ec'trico de 2.'38'0 'abonados entre residenciales, comer-
. ciales, industriales y alumbrado publico. El porcentaje de-/•energía .no 'facturada llega al 31..1 .% ..
Municipio de Cotacachi
El Municipio • de Co.tacachi , mediante 'su central hidroe-
lectrica de 400 'kW sirve a la ciudad de Cotacachi.
La máxima demanda que se observo durante el año 1971,
fue de -25.0 'kW y la gener.ación bruta alcanzo a 1*065.730 kWh
de los cuales el 55% .corresponde a energía -facturada a los
consumidores residenciales, industriales, alumbrado público
y otros.
El porcentaje de energía no facturado corresponde al
Municipio de Antonio 'Ante
El Municipio de Antonio Ante., mediante su central hidro_
eléctrica de 400 kWf atiende -las necesidades de Atúntaquí,
Andrade Marín, Chaitura, Natabuela y San Roque.
La máxima demanda observada durante el año 1971, fue
de 405 kW y la generación ascendió a 1 f'370'- 856 kWh / de los
cuales, solamente el' 55% .corresponde a energía facturada co_n_
sumida por los abonados residenciales, industriales, entida-
des oficiales y -alumbrado público.
-2:4-
La capacidad instalada del sistema integrado del Norte
es de." "13'..'00.0 'kW., de .los cuales 8.000- 'kW. 'Corresponden a la
central hidroeléctrica El Ambi.
Las .centr.ales' existentes son las 'siguientes f con su re_s_
pectiva capacidad:
C e n't ral
La Playa
Huac a.
El Ángel
San Gabriel
Bolívar
Atuntaqui
La Playa del Ambi
Quitugo
Jordán
El Ambi
Hoja Blanca
Diesel
Pimampiro
Diesel
Diesel
Diesel
Ubicación
Tulcán
Huaca
El. Ángel
San Gabriel
S'an Gabriel
Atuntaqui
Cotacachi
Otavalo
Otavalo
Ibarra
Ibarra
Ibarra
Ibarra
Urcuquí
Pimampiro
Ámbuquí
Capacidadins tal .'
1.320.
.' lO'-O
300
60
400
• 400
400
420
8.000
600
632'
30'
10
60
. 5
TOTAL 1 3.'. 147- '
*-25-
CAPITULO -SKGÜNDO
2'. 1 REQUERIMIENTOS DE POTEITCIA Y ENERGÍA .ELECTRIZA "LOCALIZADAS
Y TOTAL PARA EL 'SISTEMA' A 'INTEGRARSE 'DEL 'N'O'RTE
Para realizar la proyección de la demanda y energía, se
lian analizado las condiciones del sistema en el periodo de 6
años (1972-197.7): requerimientos de energía, crecimiento de la
demanda máxima, número de abonados , -factor de carga, e te. ; prp_
yeccion que se realizo en base a datos reales corres/pendientes
a los años 19'69 , 1970-, 1971 y 1972 , al crecimiento demográfi-
co de 'la. .zona y previendo un mej'or aprovechamiento del servi-
cio eléctrico en zo.nas que por varias razones se han visto li_
mxtadas por el uso de energía eléctrica.
La Proyección de la Demanda y Energía se presenta en el
cuadro U0.' 1 .'
SIS
TE
MA
rt
TT
EG
KA
D'O
' D
EL
' N
OU
TE
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 'Y 'ENERGÍA
.
Cuadro #:1
TOTAL DEL
SISTEMA
1*972'
'1973
197'4
1975
1976
(1).(3T
ClTt4-):
-
C5-)
.' 1 .. Numero de habitantes
'(
'2')
' 76. '42:9
104. '330
121.470
158. -560
171.370
2 , Habitantes por abon. homo-
géneo
7.0
'7.3
7/20..
'
6.8
' 6.5
3. 'Numero abon. homogéneos
10.920
14.277
16.880
'
23.370
26.330
4. Consumo por abonado homo-
géneo (kWh/añb)
556
565
626
72-4 .
770
5.' Consumo homogéneo CMWh)
6.078
8.069
1"0.'570
16.930
20.280
6. Consumo industrial (MWh)
1.502
1.971
2. -400
3.33'0'
3.940
7. Consumo alumbrado Pub. (MWh)
1.43.7
1.875
2. .670
3/890
4.570
8. .Energía total vendida (MWh)
9.017
11.915
15.640.
24.150
' 28.. 790
90 Perdidas de energía (%).
24.9
21-. 7'
19.2
18". 0'
17 .-2
10.
Energía generada
(MWh)
.' 1 2.. ".00-8
. 1 5 . 2
1.'0-
.' 19.360
29-. 470
34. .700
.11. Factor de carga
(%').
38.5
38'.3
38.5
40 .-5
40/0
12-. Demanda máxima
(kW)
3.564
4.527"
. 5.740
8.'30'0
9.910
13'. Capacidad instalada (kW)
10.159
10.559
10.750'
13.260
13.26.0
NOTAS:
( 1
)'• Dato.s históxicos
(2) Incluye únicamente a poblaciones servidas (Proyección del censo de población)
1977
1 176.140. .
6. 3
27 .980
844
23 .600
4.610
4. -800 V
33 .010
15.2
38.930
.41 .0
10.930
13 .260 '.
('3')
Se integran al sistema: Otavalo y las parroquias de S.Pablo, Miguel Egas , Espe j o , G . Suárez
Human, S.Rafael, además las poblaciones de Salinas, Tumbabiro, Pablo Arenas
y Cahuasqui .
(4). En el año de 1973 'se integran: Atuntaqui , Ch'altura , Natabuela, A.Marín, San Roque, Iman-
tag, Tocachi, Malchingul y Olmedo
(5) Se estima que a fines de 1974 se integran: San Gabriel , Bolívar , La Paz , Los
(6) Se integran: Tulcán, El. Ángel, La Libertad, Mira, San Isidro, La Concepción,
vo , Julio Andrade , Huaca , F. Salvador , S .Vicente de Pus ir , Urbina y Tu fino .
(7) Se considera que el año 1976, Cota cachi entrará a formar parte del Sistema .
Se integran: S.Francisco, Monte Olivo, Chu'ga', Mariano Acosta.
Andes
Juan Montal
•
SISTEMA INTEGRADO DE
L NORTE
. -
. .
PROYECCIÓN DE
LA DEMANDA Y ENERGÍA
IBARRA - CAYAMBE -
'
1972- .
(1) (3)
1 .i
2. 3.'
4.,5. 6.7.8.9.
10.
11.
12.
13.
Numero de habitantes (2)
61
Habitante por abonado homo-
géneo
N° abonados homogéneos
Consumo por abonado homogé-
neo (k'Wh/á.ño)
Consumo homogéneo (.MWh)
Consumo industrial (MWh)'
Consumo alumbrado público (MWh)
Energía total vendida (MWh)
Perdida de .energía (%).
Energía generada
(MWh)'
Factor de carga
Demanda máxima (IcW)
Capacidad instalada (kW)
8 4
. 425.
7.3
.42:3
'
570
. 801
725
1.227
6 8 2 9
.753
23..0
.774 .
36.5
. 744
. 337
1973. '
' ("4)
42.518
7.'7
9.418
61 T
5.755
.91 3
1.435
8.103
. 20:. o
10.128
37.0
3 . 1 24
9. 337
Anexo # 1 •
TABACUNDO
1974 .
75
'•9 6 1 1 9
11
•_3
C/)' 9
(5)
.00.0
7.6
. 868
698
.888
. 15'0
. 492
. 530'
18.0
.622
37 ,-(\
.'586
. 232
1975
77 .'024
'7 .-
-510 ..27a
'804
.8, 25.7
1. 449
1. 551
11.257 -
: 17.-0
13.563
'
38.-0
4. '07 4
9. 232
1976
82
11
10 1 113
16 4 9
C6)
.203.
7 .4
.109
903
.031
-
.826,
. 675
."532
•16.0
.110
37vO
.'970 •'
. 23.2'
1977
1
85.
11.
' 1 ..
. 12..,
2..
1.-
16.
. 1
18. 35.9.
321
7 .3
687
•028
•01.4
.300
'742.'
056
5.0 .
889
8.0
674
23-2
NOTAS:
(1) Datos históricos
(2). Incluye únicamente a poblaciones servidas: Ibarra, Cayambe, Tabacundo, Urcuquí, Ambuquí
Pimampiro, Caranqui, San Antonio, La Esperanza (Proyección del Censo de Población)
(3) Se integran las poblaciones de Tupigachi, La Esperanza, San Blas
('4'). Se anexan las poblaciones de Olmedo
r Tocachi., Malchinguí, Angochagua, Salinas y Tumbabi-
ro, Plablo Arenas y Cahuasquí.
(51) Se anexa San Vicente de Pusir
(6) Se anexan Chuga, Monte Olivo, M. Acosta', San Francisco
(7) Cabe anotar que las centrales de Pimampiro, Urcuquí y Ambuquí saldrán de servicio en los
años 1973' y 1974 por encontrarse en mal estado de funcionamiento.
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y ENERGÍA
•
. 1.. Número de habitantes (2)
21.
2 . Habitantes por abonado ho
mogeneo
63. N° abonados homogéneos
3 .
4.. Consumo por abonado homo-
géneo (kWh/áño)
5 . Consumo homogéneo (.MWh)
2 .
6 , Consumo Industrial (MWh)
7. . Consumo alumbrado púb. (MWh)
8. Energía to.tal vendida
(MW'h) 3.
9. Perdidas de energía (%).
210- Energía generada
(MWh)
4.
.11... Factor de Carga (%).
31 2". Demanda máxima (kW)
1.13.. Capacidad Instalada (kW)
1.
NOTAS:
(1) Dato.s históricos
(2) Incluye únicamente poblaciones
1.972 '
(I)
320
,64
209
739
373
350
702
425
2/4
.412. .
8,2
3 20- (4)
320- .
TULCÁN
1973
(1)
22.056
6,46
3. "41.5
879
3 . 0 0.0
376
701
4. -077
23., 2
5 ,310
45', 9
1. 320.(4)
1.320
servidas : Tulcán
(3) Se considera que en 1975, Tulcán se
(4) El sistema está corchado hasta
integra al
1974
-
22.817
2
5 ,70
4.003
905
3. 623
4 1 4: ,
736
4.77-3 22.
6.119
46,0
'1.518
2.095
(Proyección
1975
(3)
3.591
2
5,6
4. 213
932
3 .927
-
45.5
77-3
5 .155
20.
.6.444-
47,0
1.565
2.095
•
del Censo
Anexo # 2
1976
4. 390 ,
5 ,5
4 .-43.5
960
4'. 258
500
91 2
5.67018
6.915
47 /O
1.680
2.095
1977 .
2S. 21 7
5,4
4. 670
989
4.619
550
958
6.127,
157 . 20-8
47 ,0
1.751
2.095
de Población)
Sistema Interconectado.
el año 1973.
00 I
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
PROYECCIÓN
. 1..
2. 3.4,
5 .6.
7.-
8.9.10.
11.
1 2.
13-.
Número de habitantes (2).
. 1
Habitantes por abonado
homogéneo
Número abon. homogéneos
Consumo p'or abon. homogé-
neo
(kWh/añb)
Consumo homogéneo (MWh)
Consumo Industrial (MWh) (3)(6)
Consumo alumb .público (6')
Energía total vendida (MWh)
Perdida de Energía (%).
Energía generada (MWH)
Factor de carga (%).
Demanda máxima (k'W)
Capacidad instalada (kW)
1972 .
(1)
4.994
6.0
2. 499
511
1 . 2 77
'777
.2 1 0-
2 . 264
30
3.234
,45 .0
820 (4)
822
.
DE LA DEMANDA Y ENE.RGIA
OTAVALO
1973
1 5 . 0 2 4
5.8
2. 590
587
1.520-
864
'21' 5-
2. 59925
3 .'46.5
45 .0
879
822
.
1974
15-. 053 '
' 5.6
2. '688
646
1. 736
933
430 (5)
3. 099 20
3.874
42.'0
1.052
822
1975
15'. 084
5.3
2. '.8 4 6
698
1.987
i
1,007
440
3 .434
18
4.186
43 .0
1.110
822
Anexo # 3
1976
1 S'. 1 T.S:
5.0
'3.023 '
742
.2. 25.8
1.087
450
3.79516
4. .518
44.0
1. 171
822
-
1977 -
. 15.2.1
1
-
4. .7
-3.236
' 791
2.560
1 M
•1.173
u>460.
'4. .192
15
4.932
45 .0
1 . 2 5.0
822
NOTAS:
(1) Datos históricos
(2). Incluye únicamente a las poblaciones servidas:
Otavalo, M. Egas, Human, San Rafael,
Espejo, González Suárez, San Pablo (Proyección del Censo de Población.
(3) Incluye el servicio de agua potable con una carga instalada de 75 kW y un factor de
carga esti:mado del 70%
(4') Se integra al sistema en el año 1972 -
(5) Se considera un mejoramiento total del servicio de alumbrado público.
(6) Son valores proyectados en base a datos históxicos.
SIS
TE
MA
IN
TE
GR
AD
O
DE
L
NO
RT
E
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y ENERGÍA
Anexo # 4
ATUNTAQUI
1972
1973
1974
1975
1 ..
2.
3 .
4..
5 .6 .7.8.9.
10 .
.1 -1 1
1-.
2'-..
3..
Numero de habitantes (2).
. 1
Habitantes por abonado ho.-
mogeneo
Número de abon0 homogéneos
Consumo por abonado homo ge
neo (k"Wh/á.ñb)
Consumo homogéneo (MWh)
Consumo industrial (MWh)
Consumo Alumb 0 Público (MWh)
Energía total vendida (MWh)
Perdida de energía (%').
Energía generada (MWh)
Factor de carga (%').
Demanda máxima (KW)
Capacidad instalada (kW)
CD
6:Q 1 3:6
; 16.
.
7.7
'2.095
. 2.
29-2
,612.
168
144
'924
1 .
34..0(.3)
21.40.0
1.
( 7 7 2 3
!4)
92 .-4
69
50
794
194
2 2 5. 639.5
35
405
400
5
25
1.3
.0 17 .2 24
400
(4)
. 17.476
7.0
20 46.9
4 T 3'.
1.031
•224
(5)
27-0,
1.625
20 .0
2.031
34. .8666
. 400
.18.2 6
0-0
05
2. .800
41.'3
7-5
30
257
(5)
31.9.
: 18.
2. '3 35
74
61 .0
9'1 = 3
774
400
1976
1977
. 18..
928
6.0
3.155
537
1. 694
295
379-
2. .368
. 1 6' . 0
2. 819
36 .3
887
400
19.. 685
53 .50579
601
2. 1 3 3
2 ,8
. 15
3. 337
1.0
5-1
39'
8575 .0 81 .•3
35
400
NO.TAS :
(I). Datos his tóxicos
(2')
(3)
(4).
Incluye únicamente . la
poblaciones servidas.
Se considera que -a partir de
distribución
Agosto de 197
Se ha previsto que en los años 1973- y 1974
3entran en
se sentirá
servicio
las
el efecto del
nuevas
des co r
redes de
che del
sistema a integrarse al Sistema Regional .
-(5)
En base a lo previsto en las
nuevas redes
de
alumbrado
público
«
I (JO o
SISTEMA INTEGRADO
DEL NORTE
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y ENERGÍA
Anexo
# 5
SAN .GABRIEL
(B'olívar , La Paz r
. 1 /.
2. 3.4.
5.6. 7.-
8.9.
10.
11.
1 2.
1 3:.
Numero de habitantes
(2')'.
Habitante por abonado ho-
mogéneo
Numero de abon. homogéneos
Consumo por abonado homo ge
neo (k'Wh/á.ñb)
Consumo homogéneo. (MWh)
Consumo industrial (MWh)
Consumo Alumb . Publ. (MWh)
Energía total vendida (MWh)
Perdida de energía (%),
Energía generada (MWh)
Factor de carga •(%').
Demanda máxima (kW)
Capacidad instalada (kW)
1972-
-(1)
10.922.
6. -2
1. 768
39"3
69566
197
958
33.8
1.447
47. -2
350
'360
1973
(1)
11.014 .
6.1
1. 792
- 42'0
'75881
30'8
1.142
• 28.0
1.586
50 .'3
360
360
C. Colon)
1974 .
(3)'
11. 443 '
6'. 3
1. 823 '
504.
.919 98
376
1.'393
24.0
1". 833
48.0
436
360
197S
11.489
5.9
1.9-42.
539
1.047 '
111
428
1.586
19.0
1.958
48.0
466
36'0
1976
11. 637
•
' 5.6
2. '-06.9
576
1. 192
•126
488
1.806.
17.0 .
. 2 .'.176
49.0
507
360
.
1977
••
11.736
5.5
2 '.'.13-4
616
1.315
139
537"
1.991
15.0
2. -34
249.0 .
546
360
NOTAS:
(1") Dato.s históricos
(2) Incluye a poblaciones servidas: Bolívar, La Paz
yeccion del Censo de Población)
(3) Se 'ha previsto que en el año 1974
al Sistema Regional. Se anexa Los
se sentirá
Andes.
Cristóbal Colon, San Gabriel (pro-
el descorche del sistema 'al integrarse
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y ENERGÍA
EL ÁNGEL, LA LIBERTAD, MIRA, SAN ISXDRO
Anexo- f 6
: i.i 2.-
.3.
4..
5.'
6.
7 .-
8.9.
10:
11.
12..
1 3.
Numero de habitantes (2')
Habitantes por abonados
homogéneos
N°de abonados homogéneos
Consumo por abonado homo-
géneo (kWh/a.ñb)
Consumo homogéneo (MWh)
Consumo Industrial (MWh)
Consumo alumbrado públ. (MWh)
Energía vendida
(MWh)
Pérdida de energía (%
).Energía generada (MWh)
Factor de carga (%).
Demanda máxima (kW)
Capacidad instalada (kW)
1972- .
(1)
9. 29-8
9.8
949
24'4
23243
2S9
5"34 24
70331
259
41 o:
1973
9. 388
9. 2
1.020.
260
265
' 46
28-0
59122
75832
270
410'.
1974 .
(3) (4)
10 .550
' 8.7
1.213
•276
33550
302
687
20.
85933
297 -
410
1975
i
10 .'.664
8.2
1. 300
292
380
.54
32'6
76018
92734
" 311
.4 1 0'.
1976
10 .781
7.7'
1.40.0
310
43458
352
844. 16
1.005 35
327
•410.
'
1977-
•
10. 899
7 .2
1.513
329
49863
380
94115'
1. 107 36
351
410.
I LO to I
NOTAS:
(1) Datos históricos
(2). Incluye únicamente a las
(Proyección delCenso de
Se considera gue en 1974,
Se anexan La Concepción y
poblaciones servidas: El Ángel, La Libertad, Mira, San Isidro
Población)
se integran al Sistema Integrado del Norte
Juan Montalvo.
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
PROYECCIÓN DE
LA DEMANDA Y ENE.RGIA
Anexo # 7 •
COTACACH.I
QUIROGA
. 1
.-2. 3. 4.
1 5 .
6.
7.-
8. 9.
10.
11.
12.
13..
Número de habitantes
Habitante por abon. homogéneo
Número de abonados homogéneos
Consumo por abonado homogé-
neo (kWh/añb)
Consumo homogéneo (MWH)
Consumo industrial (MWh)
Alumbrado Público (MWh)
Energía" total vendida (MWh)
Perdida de energía (%").
Energía generada (MWh )
Factor de carga
(%).
Demanda máxima
(k'W)
Capacidad instalada (kW)
*v
1972
-(i)
5.719
5 .5
1.040
29.7
3"09 26
200
'53538
86234
290
400
1973
'.
5 .7
3' 9'
5.4
1.063
.318
3 3' 8'
32
280
65038
1,04836
332
.400
1974 :
5 .759
5.3'
1.087
334
363
35'
288
686 37
'•
1.08836
345
400
,
1975
5.775
5.2.
1.111
351
39038
29'7
72536
1. 13236
359
400
1976
(3)
5 .795
5.1
1.136
368
41844
31' 6.
778
32'
.1.16136
368
40.0
1977- •
5,812
5.0
1.162
386
44848
336.
832
22
-1 . 0 6.7 '
36
320-
.400
NOTAS:
(1) Dato.s hi.s toxi eos
(2')- Incluye únicamente poblaciones servidas : Cotacachi y Quirpga (Proyección del Censo de
Población
(3) Se .considera que el sistema eléctrico de Cotacachi entrará' a formar parte, del sistema
ihterconectado en el año de 1976, año en el cual se realizará un mej oramiento de todas
las instalaciones.
-34-
,2. 2.. y Recursos de Generación 'actuales' y 'futuros para el
Sistema Interconec'tado del Norte
A. Recursos Actuales
El área de influencia de .este sistema está constituida por
las provincias de Carchi, Imbabura y norte de Pichincha (Ca_
yambe) como se indica en el Gráfico N°.' 1.
En la actualidad se 'encuentran Ínterconectadas las ciuda -
des de Ibarra, Atuntagui, O t avalo , Cay árabe y Taba cundo con
la cen.tral hidroeléctrica "de El Ambi, por medio de una lí-
nea de transmisión Ibarra-Tulcán a 34-5 kV, la misma que in_
terconectará las ciudades de El Ángel, San Gabriel y Tulean
al sistema eléctrico de Ibarra. Esta línea entrará en ser-
. vicio en Septiembre de 1974.
La zona de Ibarra está bien servida gracias a la central hi_
droeléctrica El Ambi, existiendo un superávit de potencia
de alrededor de 4.00-0 kW.
En el área de Tulcán existe un déficit .de .potencia y de e-
nergía en las ciudades de San Gabriel y Tulcán y, práctica-
mente está copada 'la capacidad instalada en la ciudad de El
Ángel.
Las centrales hidroeléctricas existentes en' la zona/ son
centrales de pasada r .a excepción de la central El Ambi que
dispone de regulación diaria.
En los períodos de estiaje, la capacidad disponible dismi-
nuye considerablemente, ocasionando déficit de potencia y
de- e-nergía en el área de Tulcán. El período de estiaje se
produce en los meses de Julio, Agosto y Septiembre.
La capacidad instalada en el área de influencia del Siste-
ma ínterconectado del Norte es la siguiente:
-.35-
En la zona que corresponde 'al Sistema Interconectado del Nor_
te, existen en la .actualidad las siguientes plantas eléctri-
cas :- - Potenc. Año de
i 'Tipo " Trist'al.'- ' Instale.Nombre
La Playa
Huaca
San 'Gabriel'
Bolívar
El Ángel
El Aiobi
Hoja Blanca
Pimampiro
Atuntaqui
La Playa deEl Ambi
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Ubicación
Tulcán
Huaca
San Gabriel
Bolívar
El' Ángel
Ibarra
Ibarra
Ibarra
Otavalo
Ot avalo'
Atuntagui
Cotacachi
Ibarra
ürcuquí
Ambuquí
Pimampiro
'Propieta:
E. E. Tulcán
Municipio
E.E.Montúf
E.E.Montúf.
Municipio
E. E. Ibarra
E. E. Ibarra
E .E. Ibarra
Municipio
Municipio
Municipio
Municipio
E. E. Ibarra
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
1 .320
100
'300
60
'410
Regulación 8.000
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
TOTAL
600
30'
400
420-
400
400
632
.' 10'
5
60
13'. 147
1960 .
1955
1955
1957 -
1955-69
1968
1939
1954
1950
1960
1961
1957
Como se puede observar, existen,' .16 plantas, siendo la mayor par_
te de .ellas , pequeñas ,. cuya producción de energía es muy baja
comparada con la producción nacional, siendo las más importan-
tes La Playa y El Ambi.
En forma general, podemos decir .que ;las centrales .que 'tienen me_
nos de." 1 MW son centrales pequeñas, .que no tienen' un programa
de mantenimiento adecuado y , salvo ciertos casos, se hallan en
mal estado y sus eficiencias son ba jas deb'ido a sus largos pe-
riodos de operación.
-36-
Podemos 'afirmar entonces, .que las plantas que fueron instal_a_
das antes de 1940, son plantas viejas y que las Empresas que
tienen esas cen.tr.ales esperan el momento de 'la interconexión
para sacarles de servicio, sea con 'la intención de abandonar^
las *o sea para reconstruirlas.
En el Sistema Integrado del No.rte las dos únicas plantas de
importancia que "tienen un valor mayor que 1 MW son: El Ambi
y La Playa.
La potencia total instalada es de. 1 3 .'147 -kW7 de 'los cuales
1 2'.'440 kW son hidroeléctricos y 707. :kW son termoeléctricos .
La capacidad firme de las centrales hidroeléctricas se redu_
ce bastante en el período de 'estiaje, .llegando a 4.717 kW
en el mes de Septiembre.
(!') Las centrales hidráulicas sin regulación pueden generar
en el mes de. Septiembre 2. '.'31'7- kW y 'la central hidroeléctrica
El Ambi, funcionando como una central de pasada, podría en-
tregar al sistema, 2.'400 -kW firmes.
Aprovechando el reservorio de regulación diaria de la cen -
tral hidroeléctrica .El Ambi como central de pasada, podría
entregar al sistema 2.40.0 'kW firmes.
Aprovechando el reservorio de regulación diaria de la cen -
tral hidroeléctrica El Ambi; la potencia mínima disponible
en el mes de Septiembre es de:
Centrales sin regulación 2.317 kW
Central.El Ambi 8.-O O O .kW
T O T A L 10 .317. :kW
La capacidad de generación anual de las centrales existentes
en el Sistema, es la' siguiente:
(1) Fuente: Estudio de alternativas de equipamiento -SistemaTulcán-Ibarra- Enero 1972.
-37-
Centrales sin regulación
Central El Ambi
T .0 T A L
24..9 35 MWh
46.'7 4 9' MWh
.71/684 MWh
En el Cuadro N ° 2 '.se muestra el estudio de energía de las
centrales existentes en el' sistem'a.
Haciendo un balance entre 'la capacidad de 'generación media _a_
nual de las centrales, existentes y los requeriinien'to.s. del me_r
cado, se obtienen los déficits de pote'ncia y energía que de-
ben provenir de otras centrales de "generación para alimentar
al sistema.
Los resultados obtenidos se detallan en el cuadro N °. 3, sien_
do en resumen los siguientes;
' 'REQUERIMIENTOS' 'DE -POTENCIA
Ano
19:71' :
1 9-7 5
1980
1985
Nota:
PotenciaInstaXada
. 1 2'.. .40-0. .
. .12. -400 .
.' 1 2.. 400-
.' 1 2. 400 .
Los. valores
( "k W )
Pote.nciaMedia anual
::n:.:i6o11. 160
11. 160
11. 160 -
entre paréntesis
Demanda Balance de' máxim'a ' potencia
5 .000. .6.160
. 8 .000 .2 . 760 -
23 .'800 (12 .'-640).
33 .'000 (,2'1..'84Ó.)
son negativos .
REQUERIMIENTOS 'DE' ENERGÍA
Año
19,71::
1 9'.7 5
19-80 -
19.85
Capacidadde 'gener.
.71- ,-6 8
71,68 -
.71' ,.6 8
.71 ,'-68
(GWH)
Demanda deenergía
.' 18'-/39 .
36,34
." .VT6.', 67
.' 1 6-2 , 0 0
Balance deenergía'
53,29
35,40
(44,99)
(90 ,32)'
En resumen f los requerimientos 'de potencia y de .energía del
Sistema Integrado del que debe ser alimentado desde otros
centros de generación, diferentes a las centrales existentes
son los siguientes:
DÉFICIT DE 'POTENCIA Y 'ENERGÍA
Año
1976
1980
1985
Déficit : •de" potencia
CKW).5 .140. '.
.12. '.640. .
.'21. .8 40 .
Déficit .de emergía
CMWh.)
4/210 '
45 .000
90.320
En el Cuadro N ° 4 .se pres'enta el Balance de Potencia y Ener-
gía para el rúes de Agosto, que 'corresponde a la esta.cion se-
ca.
Los resultados son los siguientes:
DÉFICITS DE 'POTE'NCIA Y ENERGÍA
Año
1-976
1980
1985
Déficit--.de pote'n'cia
CKW)
5.970- '.
13.470
22. .670
Déficitde energía
(MWh.)
3. 140 -
6.5,40 -
• 10 .320
B. Recursos de 'Generación Futuros
La zona del. 'Sistema Interconectado del Norte, es' básicamente
de tipo hidroeléctrico, los grupos termoeléctricos represen-
tan solamente el 5% .de la potencia total instalada,
La razón fundamental para la no instalación de_ grupos termo-
eléctricos h.a. sido el alto costo de explotación, debido al
alto costo del combustible al transportarlo desde la Costa h_a
cia la Sierra.
-39-
Al analizar la conveniencia o no conveniencia de plantas • -
termoeléctricas para el .futuro en el Sistema Interconeotado,
tenemos que hacer las siguientes* consideraciones':
La vida de los motores diesel es muy corta con relación alas
plantas hidroeléctricas, por ejemplo, un motor tendrá una vi
da de' 8 a 10' 'años si tiene una velocidad de 720- 'RPM y un fun
cionamiento de 5.000 -horas al año.
Los grupos diesel/ sobre todo los de menos de 500 '.kW, cuestan
mucho en su explotación y se tiene que venderlos o transpor -
tarlos cuando su energía llega a ser más cara que la energía
que la Empresa puede comprar al Sistema Interconec'tado.
Otro aspecto diferente' es el tipo de explotación. Por un la-
do , la producción no sufre variaciones climáticas estacionales
pero depende de los impuestos sobre el combustible y de la' se
guridad del suministro.
Por otro lado, una planta a vapor por ejemplo, se construye
para funcionar un máximo de '9-1/2' .mes'es por año sin parada dia
riamente. o semanal, el resto del tiempo se lo dedica a mante-
nimiento. La potencia máxima disponible en el sistema, dismi-
nuye en el mismo valor :durante este tiempo.
En vista de que esta zona tiene recursos hidráulicos suficien
tes y ante los inconvenientes .'que presentan los grupos termo-
eléctricos para Sistemas ínterconectados, el Instituto Ecuato
riano de Electrificación ha rea'lizado el estudio de electrifi
o ación para esta zona, con dos proyectos hidroeléctricos: El
Proyecto Montüfar y el Proyecto San Miguel de Car; cuyos ante
cedentes son los siguientes:
a) Proyecto Montüfar
Antecedentes.- El proyecto Montufar fue concebido inicial
mente por INE-KHI, como un proye cto de rie-
go. Su construcción se inicio en 1964 '-aproximadamente con
fondos locales..
•40-
En 1968 INERHI sugirió a INECEL que utilizara parte de sus
aguas disponibles, para un .proyecto de eTectrificacion em-
pleando la aducción construida.
INECEL realizo un estudio preliminar de este aprovecharaien_
to, encontrando que era económicamente comparable, .'con otros
recursos hidroeléctricos del País, y por tanto, posible de
llevarlo adelante. Sin embargo , el. Proyecto Montú-f ar pre -
sentaba algunos inconvenientes, por lo que 'INECEL conside-
ro más prudente dar preferencia a otros aprovechamientos
con que cuenta el País, como Toachi y Paute .que no presen-
taban tales limitaciones; en espec'i-al se anotaba:
1 .' La aducción construida y revestida no ofrec.ía la seguri_
dad requerida para un proyecto hidroeléctrico.
2. Existía insuficiente información hidrológica como para
justificar una apreciable inversión.
3 . Tampoco se contaba con datos confiables sobre los requ_e_
rimientos reales de agua para riego y, por tanto, tampo_
co se podía llegar a valores confiables sobre los sal -
dos disponibles para electrificación.
4. El País cuenta con muchos recursos aprovechables para _e_
lectrificacion, sin las limitaciones antes .mencionadas
y de una magnitud bastante mayor.
Situación actual de'l proyecto de Montúfar.-
1 .'. Han variado algunos de los -factores negativos que tenía
el proyecto, habiéndose aclarado algunos interrogantes;
en efecto:
- En la actualidad han aumentado las estadísticas hidr_o_
lógicas; INECEL ha incrementado el. número de estacio-
nes' y ha efectuado una campaña intensa de aforos;
- INERHI ha definido mejor los requerimientos de agua p_a
ra riego.
-4-.T--
2.- INTECSA se encuentra es'tudiando diversos esquem'as de
desarrollo para determinar -el' más conveniente. En es'te
análi'sis se- incluyen esquemas utilizando el túnel cons_
truido por INERHI y esquemas con una aducción completjj^
mente independiente a la de riego, que eliminaría toda
interferencia entre 'los dos proyectos'.
3. El costo estimado en forma preliminar para una instal_a_
cion de 50 MW es del" orden de •£/.'.. 500''000 „ 000 ,.oo
Conclusiones.-.
1.' El Proyecto Kontúfar; en base a estimaciones preliminj^
res realizadas por INECEL es comparable económicamente
con otros aprovechamientos hidroeléctricos .que dispone
el País.
2." El Gobierno tiene interés en llevar adelante este pro-
yecto, e INECEL ha incluido al Pr.oyecto Montú-far en el
Plan Nacional de Electrificación, debiendo entrar en _c_
peración en 1978.
Proyecto San Miguel de Car
Antecedentes.- En el año 1966 cuando E.P.D.C. realizo. el
estudio de factibilidad del proyecto San
Miguel de Car, prácticamente no existían registros de cau_
dales y los caudales obtenidos eran resultados de compara^
cion de cuencas hidrográficas a base de correlaciones, en-
tre los caudales de cada estación y de las precipitaciones
dentro del área de captación. Además se utilizaron los re_
gistros. de generación de la central La Playa para calcular
en forma inversa el caudal registrado en la central La Pla_
ya.
De acuerdo con los requerimientos,del mercado y las nuevas
-42-:
_.. . . . _________ de la zona de 'influencia del proyecto San
Miguel de Car , INECBL ha realizado una .revisión del pro -
yecto, que tiene como base- una actualización del estudio
hidrológico de los ríos Grande , Chico y Bobo .
En el estudio de alternativas .de equipamiento para el pr_o_
yecto San Miguel de Car realizado por el Departamento de
Planificación de INECEL r se analizan cuatro alternativas
de desarrollo para producir 1.-500, 2.000, 3.000 y 4. -000 kW
llegándose a -la conclusión de que el mejor aprovechamiento
para el Sistema Tulcán-Ibarra sería la construcción del pro_
yecto para 3.000 kW. En todo caso, al construirse el pro -
yecto San Miguel, de Car , serviría únicamente para satisfa-
cer los requerimientos de mercado durante seis meses; nece_
sitándose inmediatamente de la construcción de la línea
Quito-Ibarra o la entrada en servicio del proyecto Montú -
far. En la actualidad, la construcción de dicho proyecto ha
sido diferida y la línea Ibarxa-Tulcán está por entrar en
operación.
Plantas termoeléctricas . - Como la Empresa Eléctrica Tul -
can tiene en la actualidad un
f altante de pico de 200 kW aproximadamente y en vista de
que los grandes proyectos como Montüfar, Pisayambo o Toa -
chi , cuya energía parece no llegará a la zona Norte, sino
después de 1980 y la circunstancia poco confi.able de la e-
nergía de la central El Ambi, no se puede por menos f con -
cluir que es 'necesario buscar la fuente de energía estable
y de emergencia para la zona.
Por todos estos motivos se ha resuelto instalar un grupo
diesel de 775 kW, para así poder satisfacer lo's requerirruen_
tos de energía en la Empresa Eléctrica .Tulcán, especialmen_
te en las horas de máxima demanda.
ESTUDIO DE ENERGÍA PARA CENTRALES EXISTENTES
SISTE'MA
NORTE
Cuadro.# 2
MES
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
TOTAL
SIN
REG.ULACION
Potencia me-
dia mensual
(kW)
2..
3 .
3.-
3.3.3. 2.:
2.
2..
3.
3 „
3.
3.
,788
43.8
411
383
27-6
612
780
328
,317
443
574
579
160 (3)
CON
.. REGULACIÓN
T O T
A L
Energía me-
Pote.ncia Energía rtedia Potencia
Energía media
di a mensual
máxima
mensual
disponible
mensual
(MWh)
(KW)
(MWh)'
(kW)
(MWh)
1. 2.2.20
2.2.1.1.
lo
2.
2.:
2..
24.
•868
•080
286
.19-9
195
348
863
560
507.
•307
:32'4
398
935
8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8
.000.
.000
.000
.000
.•000
.000
.000
.000
.000
.00.0
.00.0 .
.000.
..000 (3)
3 .3 .
4.'
5 .
5 .
'4., 2 ..1.1. 3.
5 o
5.
46.
327
•839
713
200.
.360
.43.8
320-
.617
-833"
511
200
341
749
10.
11.
11.
11.
11.
11.
10 .
10 .
10 .
11.
11.
11.
11.
788
438
411
383
276
612 01)
780
328
-317 (2)
443
'574
579
160
(3')
5 5 6 7•
7 6•
4 3 3 5 7 7
71
Q195
.919
.999
.399
.'-555
.786
.'18-3
-
.'177
.'390 '
.818
.'-524
..739
.'684
'
NOTAS: Valores tomados del Estudio de Alternativas de Equipamiento del Sistema
Tulcán-Ibarra.- Eneró 1971
Potencia instalada:. 12/440 'kW
(1) Potencia máxima 11.612 -kW en el
mes' de Junio
(2') Potencia mínima 10 .'317
;kW en el mes de Sep'tiembre
(3)' Potencia media anual
BALANCE ANUAL DE ENERGÍA
SISTEMA NORTE
Cuadro # 3
Req
ue r
imie
n to
sA
ÑO
Dem
anda
1971
19
72
19 7
S1
97
41
97
519
761
97
7 '
19
78
19
79
-1
98
01981
19
82
19
83
19
84
.
1985
(1)
Su
perá
vit
MW 5 5 7 8 9
16
18
20
22
23
25.
27
29'.
31
33
Máx
ima
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m
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En
erg
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GWH
.0 .3 .-4
.0 . 0 .3 .4 .
.5 .-1
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. 1 . 1 .0
o
dé
fic
it.
18 19 28
31
36
75
87
99
10
7116
125-
13
414
3.154
16
2
.39
.94
..7
6.9
103
4.8
9
(1)
.61
. 19
.-10
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'
.10
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.80
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0.-
00
Lo
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MW
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
11.
en
tre
16
16
16
16 16
16
16 16 16
•16 16 16 16 16 16
Bal
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(1
)E
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cia
GWH
71
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71
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1,6
8
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ré
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MW
6 5 3 32
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neg
ati
vo
s
NOTA: Valores 'tomados del '"Estudio de Alternativas de Equipamiento del Sistema Tulcán-
Ibarra1; Enero-1972
-
(1) Inicia el funcionamiento la Fábrica de Cemento. Intag con 8.000 kW
Se integra al Sistema el Ingenio Tababuela.
BALANCE DE ENERGÍA PARA EL MES DE AGOSTO
ESTACIÓN SECA'
SISTEMA
NORTE
Cuadro # 4
Requerimientos de mercado
AÑO
1971-
1972
1973
'
1974-
1975
19?6-
1977
•
1978
1979-
1980
.
1981-
1982
1983
1984
.
1985
'(1) Superávit
Disponibilidades
Demanda máxima Energía gener.
Potencia
MW
500
5.3
7,4
8.0
9.0
16.3
13.4
. 20':. 5
22.
-1 .
23,8
25.5
27.3
'29.1
31.1
33.0
o déficit. Los
GWH
1.53
1.66
2.40
'
2.66
3.03 '
6.32
7. "30
8.27
8.93
'9.72
10 .'42.
11.18
11.98 •
12.83
13.50
valores entre
MW
10.33
10.33
10.33
10.33'
10.33'
10.33 '
10.33
10.33
10.33
10.33'
10.33"
10.33 .
10.33'
10.33 '
10.33
paréntesis son
Energía
' GWH
*
3.18-
3.18
3.18 •
3.18
3.18
3.18 -
3.18
3.18
•
3.18
3/18
3.18
3.18
3.18
3.18
•
3.18
negativos .•
•
Balance (1)
Potencia
MW
5.33
5.03
2.93
2.33
1.33
C5-.97)
C8'.0'7)
(10.17)-
(11.77)
(13.47)-
(15.17)
(16.97)
(18.77):
(20
.-77-)
"(22'. 67)
Energía
GWH
.
1.65
1.52
.0*78
-0.52
0.15
(3.-l'4)
(4VÍ2)
(5 -.09)
(5.75)
(5.5'4).
(7.24).
(8'.00):
(8; 80)
(9o 20}-
(10.32).
Ln I
NO.TA.:
Valores tomados del
!' Estudio de Alternativas -de Equipamiento del Sistema Tu lean-
Ibarra" - Enero 1972-.".
-46-
2.2.2 Líneas y Re'des .de ''distr'i'bu.ci-oñ. 'Actuales y 'Previstas p'ara
el Sistema 'ínter con echado'
Líneas de Transmisión y 'Redes .'de distribución actuales
Se anexan tr.es cuadros: No.s . 5, 6 y 7
Líneas de Transmisión y Redes de distribución -futuras
TRANSMISIÓN
Líne-as de 34.5 kV
Ibarra - Tulcán 90 km.
Líneas de 13.2 kV
Hoja Blañea-Salinas-Tumbabiro-Pablo Arenas-Cahuasquí 34' km
La Esperanza-Angochagua . 8 km
Juncal-Ambuqux-Pimampiro 14 km
Pxmampiro-Chugá-Monte Olivo-M. Acosta-S.an Francisco ' ' 30 km
La Esperanza-Tocac.hx-Malchingux 11 km
San Gabriel-La Paz-Bolívar- LosAndes • . 22' 'km
El Ángel-San Isidro-Mira- JuanMontalvo-La Concepción 28' km
San Gabriel-Colon-F.Salvador-Huaca-J. Andrade 20 km.
Juncal-San V. de Pusxr 4 km
Tulcán-ürbina . 4 km
Cayambe-OImedo 15 km
DISTRIBUCIÓN
Redes para 12-, 00.0. .abonados
LINEAS DE TRANSMISIÓN EXISTENTES EN
Entidad
E. E. Tulcán
E. E. Montúfar
,
Municipio de
Espejo
E.Eo Ibarra
Municipio
A. Ante
Munbipio
Cotacachi
Municipio
Otavalo
EL
SISTEMA
INTEGRADO DEL
NORTE
Ubicación
Tensión Capacidad Longitud Conduct.
de - a
KV
Amp.
'Km
N°
La Playa-
Tulcán
6.3
200
La Planta-
Bolívar
6.3
6.8
Bolívar-
La Pas
:
6.3
6.8
Planta -
El Ángel
6.0
90
Planta -
Mira
6.0
85San Isidro-
Inguesa
6.0
90
Puchues -
Carlizama
6.0
90
• Ambi a
Ibarra
34.5
290
Ibarra-Otavalo
34.5
181
Otavalo-Cayambe
34'. 5
73-
Cayambe a
La Esperanza
13. '8
29
Planta a
Atuntagui
4.8 •
60Plana a
Cotacachi
4.8
60
Planta
Otavalo
4.8
3/5
95 mm2
4.16
' 8
3.B
8
3 '
'8
25
8
8
8
10
8
6
2/o.
22
350mcm
23 ' 2/o'
9
110 mcm
5
3
3.5
8
5 . 7
I/o' y 2
Cuadro
Material Estructura Material Tipo de
conduct.
estruct. sujeción
ACSR
Cobre
Galvaniz . '
cobre
Cobre
Cobre
Aluminio
Cobre
Cobre
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
Cobre
Cobre
Cobre
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Hierro
Cruceta
Madera
riel
Cruceta
madera
Cruceta
Gancho
Madera
curvo
Gancho
Madera
curvo
Gancho
Madera
curvo
Gancho
Madera
curvo
Hormigón Cruceta
Hormigón Cruceta
hormigón Cruceta
Hormigón Cruceta
Hormigón Cruceta
Hormigón Cruceta
Madera
Cruceta
# 5
Estado
general
Bueno
Regular
Regular
Regular
Regular
Regular
Regular
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Be guiar
Bueno
Regular
BgttPr1"-""
: ~
REDES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES
EN EL SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
^
Cuadro # 6
:
DISTRIBUCIÓN PRIMARIA
Entidad Ubicación
Forma y Tensión
Tipo
kV
E. E. Tulcán
Tulcán
Radial Aéreo
E. E. Mon tufar
S.Gabriel
Bolívar
" "
La Paz
"
"
M.Olivo
"
"MUnicipiO
„., ,
-,
n
irEspe30
El Ángel
"
"El Ángel
"Municipio
A. Ante
Atuntaqui
"
"Chaltura
" '
Nat abuela
"San Roque
"
"A.Marín
"
"
E . E . Ibarra
Ibarra
"
".Ibarra
Lazo y radial
aéreo
Caranqui Radial Aereo
S. Antonio
"
"Cayambe
"
"Tabacundo
" .
"La Esperanza "
"Pimampiro
"
"
Municipio
Cotacachi
"
"Cotacachi
Municipio
Otavalo
"
"O t aval o
6.3 '
6.0
"
£ n
•o . U
6.0
6.0
6.0
6.0
4Q. O
4.8
4.8
4.8
4.8
13.8
6.3
13.8
13.8
13.8
13.8
•13.8 6.3
4'08 '
4D. 0
Longitud Material Estructu-
km
Conduct.
ras
13
Cobre
17
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
46
Cobre- Alum.
46
Cobre-Alum.
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
10 . 47
Cobre
17.35
Cobre
Postes
Postes
Postes
Postes
Postes
Poste
Poste
Poste
Poste
Poste
Poste
Poste
Poste
Poste
4. 65
Aluminio Poste
. 1 2'. 40
'
Aluminio Poste
6..91
Alum. Cobre Poste
2.11
Aluminio Poste.
6 . 15
Aluminio
Poste
4 . 15
Cobre
Poste
2.46.
Cobre
Cobre
Poste
Poste
Material Tipo de
Estruct. sujeción
Hormigón
Hierro
Madera
Pambil
Madera
Madera
Madera
Madera
Madera
Madera
Madera
Madera
Hormigón
Hormigón
y madera
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Cruceta
Cruceta
Rack
Cruceta
Rack
Gancho
curvo
G . curvo
G. curvo
G . Curvo
G . Curvo
G. Curvo
G. Curvo
Cruceta
Cruceta
Aisladores Estado
General
PIN
PIN
Polea
Polea
Polea
Suspensión
Suspensión
Campana
Campana
Campana
Campana
Campana
Par y susp
Par, Pin y
suspensión
Cruceta
Par, Pin y
Cruceta. Pin y susp
Cruceta
Par, Pin y
Cruceta
Pin y susp
Cruceta
"Perno curvo PIN
Cruceta
G „ curvo
G. Curvo
y
Par
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
¿ co iRegular
Regular
Regular
Regular
Regular
.Bueno
Regular
sus . Bueno
. Bueno
susp. Bueno
. Bueno
Bueno
Malo
Bueno
RE
DE
S
DE
D
IST
RIB
UC
IÓN
E
XIS
TE
NT
ES
E
N
EL SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
REDES: SE
CUND
ARIA
S
Entidad
Ubicación
Forma y
Tensión Longitud
Tipo
E. E. Tulcán
E.E.Montüfar
Municipio de
Espejo
Municipio
A0 Ante
E. E. Ibarra
Tulcán
S . Gabriel
Bolívar
C. Colon
El Ángel
Atuntaqui
Chaltura
Natabuela
S o Roque
A.Marín
Ibarra
Car anquí
Mallada Aerea
"Radial
n
Radial
Radial
11 u 11 "
u
Aerea
"
Aereo
u u u u
Mall.Subterr.
Radial
n
La Esperanza' "
San Antonio
" y
Cayambe
TabacundoRadial
n
La Esperanza. "
Municipio
Cotacachi
Municipio
Otavalo
Cotacachi
Otavalo
u u
Aereo
" u
anillo
Aereo
11 n n n
kV
km .
220/127'
22
220/110
220/110
220/110
220/110 '
54
-
220/110
'220/110
220/110
220/110
220/110 '
.210/121
1,45
210/1121 35.3
2Í8/112'
6,3
240/120 ' 5,5
24(/2'1(XL20 8rl
240/120.
15.2
240/1'20
2.8
240/120
1.4
220/110 '
220/110
Material del Aisla-
conductor
miento
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
P.V.C.
Caucho PVC
Material Tipo de
Postes
sujeción
Hormigón Racks
Mad-hierro
Seda caucho Madera
Polietileno
Caucho
Parcial
Caucho
P.V.C.'
Ninguno
Aluminio "
Aluminio
Aluminio
Cobre
11 u M
Aluminio "
Aluminio
Cobre
Cobre
" II 11
Madera
Mad-hierro
Madera
Madera
GMadera
GMadera
GMadera
G
Hor . -Mad . R
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Hormigón
Riel-Madera
Horm-Madera
u u u
Rack y
G . curvo
Gancho"
curvo
. curvo
. curvo
* curvo
.curvo
ack y
. curvo
Racks
Racks
Racks
Racks
Racks
Racks
Racks
Gancho
curvo
Racks
Cuadro # 7 -
Proteccio
nes
Fusible
limitador
Fusible
Fusible
Fusible
Fusible
Fusible
Fusible
Fusible
Fusible
Fusible
Fusible
_limitador
u u u II 11 II II 11
y "
Estado
general
Bueno
Regular
Regular
Regular
Regular
Regular
i
Regular-
Regular
Regular
-Regular
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Gcu
rvo
-50-
2.3. INVERSIONES. -;RE.Q.UE'.RI:DAS PARA :E'L P.RQGRAMA DE OBRAS
T 'SU FIJSTA'NCIAMrEN'T'O
Seg.ún el Plan Nacional de Electrificación de Septiem -
bre de 1972,. el co.sto es'tiiuado de "las obras se resume en lo
siguiente :
(Miles de Sucres)
Obras
Transformación
Transmisión
D i s t r.ibu c i 6 n
T O T A L
'Divisas M.Local . Total
; 2. .300 '
.21 .'775
. 5 .760
555
. 16.410
' ;' '8 .640 '
- 2'..855
38.185
. 1 4 / 4 0 0
29'» 835 2 5.'. "605 55.440.
La inversión en el período 19.73-1977 'ser.á de S/.. . . .
.41 '070.00,0 / pues ha'.sta Diciembre de 1972 se invertirán S/.'.,
14'370.000,. que corresponden a obras en construcción»
El costo, estimado del Programa de Obras está desglosado
en la siguiente forma:
de Sucres' )
Obras •
1 .. TRANSFORMACIÓN .
l.'.-l -.De 34/5./1.3,8 -:kV
Juncal 500 'JeVA
El. Ángel 500 kVA
San Gabriel.'.1 250 kVA
Tulcán 2500 kVA
1 . 2 De 1 3 .8/6'.. 3 ''kV
(Subes tac. de acoplamiento)
El Ángel 500 .kVA
San Gabriel 3.75 kVA
Bolívar 75 kVA
(Miles
Di vis'as ' 'M. Lo'cal Tota'l
.20'0
20.0
500
1 . 0 0.0- .
50 '.
50
: 12.525.0 .
. 250 '.
. 250
625
1.250
.210"
16-0
30
40
30'
10
250
190
40
SUBTOTAL 2..300 555 2.-855
-51-
Obras.
2. TRANSMISIÓN
2..1- -Línea- de -34.'5. :kV
Ibarra-Tulcán
2.2 .Líneas de 13'.'8'kV
CMiles de Sucres)
Divisas " M.L'oc'al
90 .km 11.535
El Ángel-San Isidro-Mira-Juan Montalvo-La Con-cepción 28- km. ' 840
San Gabriel-C.Colon-F.Salvador-Huacá-JulioAndrade ' 20- '.km 6.00
Juncal-San V.Pusir 4 .km .'.1.2.0
T-ulcán-Urbina 4 km . 120
Cayambe-Olmedo .' .15' km 450
SUBTOTAL .21 . 775
7.'690
840
600
. 120
. 12-0.
45-0
16.410".
Total
19.225
Ho'j a B lañe a- Salinas -Tumb ab ir o -Pablo 'Arenas-Cahuasguí .. 34' 'km
La Esperanza-Angochagua 8 -km
Junca'l-Ambuquí —Pimampiro . 1 4 km
Pimampiro-Ciau.gá-MonteOlivo-M. Acosta-SanFrancisco . 30' km
La Esperanza-Tocachi-Malchinguí ." .1 1 'km
San Gabriel- La Paz-'Bolívar-Los Andes
1. 020
240
-420
900
330 '
660
1,020 2.040
240 480
42.0 ' 840
900 .' 1 .'800
33'0 ' 660
660 1.320
1. 680
1.200
240.
. 240
900
38.185
3. DISTRIBUCIÓN
Redes para' 12'..-O0.0 abon_ados 5.760
SUBTOTAL ' 5. '760
T O T A L 2 9:. 835
8.640
' 8 .640
2 5 . 6 0 5
14..40.0
14 .400
55 .440
-52-
C a 1 eñdario de • Inve'ris'i'on'es
Las inversiones en el' periodo 1-973-1977 'para que 'se
lleven a cabo las obras programadas, se presentan en el. .cua-
dro N ° 8 , siendo en resumen las siguientes:
(Miles, de sucres)
'Año
19-7319V741 9.7 519761 9-7 7
.1 5.8906.48.08 ..'710'
. 5-.8903.'OQO
Subtotal . . ."41 .'.070.
Inversión en 19:72 .' 14.370
TOTAL 55.440.
El. c roño grama de ej'ecución de obras se muestra en el cuadro
8.
Finaneiamiento
Para las obras en construcción, se dispone 'de un pres_
tamo del Gobierno Británico por, L/.'. 30'Q.OOO . (§/.." .1 18'. 860 . OO.ÓV .
De esta, cantidad se está utilizando una parte para .cubrir los
gastos en divisas de la línea' Ib arr a- Tu lean a 34 ..5 kV (90 ¡cm)
y de las subestaciones de .Tulean, San Gabriel y Aiabuquí . En
el año.' 19'-72 se_ gastarán S/.' 10 M3 4-000,'y en 1973 "el saldo de
S/. 2 M 8.1 .'-150.
La-financiación prevista para el programa de obras se
indica en detalle en el cuadro N° .9, siendo en resumen la si_
guiente:
-53.-
CMiles de Sucres)
Inversión Inversión Total•19'T2- ' : -r973-:19'77 • '
á) Préstamos Extexnos •- Gobierno Británico IO.-134 '
b) Aportes de Capital:- .INECEL 4'. 236- .Gobierno, aporte especial. ; —
c) TOTAL .' 1'4.,370 .
2 ..181
2 .".7 50.35;.;03.9'
39.970.
'12 ..315
'6. 98635.039
54.340
'S
'SISTEMA
NORTE.
CALENDARIO
DE
INVERSIONES
(Miles de Sucres)
Cuadro # 8-1
OBRAS
1972- .
1973'-
'
1974
-
1975
1976
1977-
TRANSFO.HMACI.ON
De 34..5/13. 2 'kV
Provisión de equipo (A)
Juncal
500 .kVA
El Ángel
500- 'kVA
San Gabriel 1.250 -KVA
Tulcán
2.-500 'kVA
(A)
1.310'-
De." 13'. 2/6.. 3 kV
Estudios, licita.ción y provi-
sión de equipo (E)
El Ángel.
500 'kVA
San Gabriel 375 kVA
(B)
Bolívar
• 75 kVA
Sub total
TRANSMISIÓN
Línea de 69 kV
Otavalo-Fca. de Cemento
42. -km,
Linea de 34.5 kV
Ibarra-Tulcán (1)
90 .km.
1. 310
8002550
'65
1 2:5'
430
. 25 20 5
1.545
'i •ui
760
4..540
2'. 260
12.-820.
5 .305
Nota (1) Invertido en 1971- S/0'. I'IOO.OOO.
Información obtenida del Plan Nacional de Electrificación
Septiembre 1972.
CALENDARIO
(Miles
OBRAS
' 1972
-Línea de 13.8 -
kV
Estudios , licitación y provisión de
materiales (C)
Hoja Blanca, Sa'lina-Tumbabiro-Pablo
Arenas-Cahuascpií
34 km
La Esperanzá-Angochagua
8 -km,-.
-Juncal-Ambuquí-Pimampiro
14 'km.
Cayambe-Olmedo
15 'km'
La Esperanzá~Tocachi-Malch-in_
guí
/
•
11 km.
San Gabriel-La Paz-Bolívar-
Los Andes
22 km
-
Estudios , licitación y provi_
sion de materiales
(D1)
El Ángel- San Isidro -Mira- J .
Montalvo-La Concepción
28' -km
-San Gabriel-C=Colón-F. Salva-
(b)
dor-Huaca- Julio Andrade
20- 'km
Juncal-San V. de Pusir
4 .km
Tulcán-Urbina
4 -km
Pimampiro-Chugá-M. 01ivo-MD
Acosta-S. Francisco
30 -km
Subtotal
12/S20. .
3. DISTRIBUCIÓN
Redes para 12. -000
abonados
240.'.
Subtotal
240;
TO.TAL
14. 370
- -
•;«]
DE INVERSIONES
'
Cuadro" ft -8-2.
\de Sucres)
1973
1974.
1975
1976
1977- '
•
3 .'744
-
-
-
-
' 816
-
-192 '
-
-
-
-336:
36'0
'
. 264
' -
-
528. •
-
-
-
-
r.40.0. '
1.616
- -
™ ÍJJ i
672-
'
-
48.0
-
-9696
1. 170 -
630'
'
11.945.
3 .'720. .
5.71-0
2.890
2. '400
2. '.760 '
3.000 '
3. "0
00-
3 .'000 '
2. 40.0 .
2.760 '
3 ,'000
3 .000 '.
3 .'000.
'
'15 .'890
'
" " 6. '4 80'
8. '-7 10
. 5. 890
3 .'00-0
'.
No.
ta.:
Info
rma
ció
n
ob
ten
ida
del.
Pla
n
Na
cio
na
l d
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lec
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ció
n-S
ep
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mb
re
.197
2-,
FIN
AN
CIA
CIÓ
N
DE
L
PR
OG
RA
MA
D
E
OB
RA
S
(Miles de Sucres)
Cuadro # 9
1973
1974
1975
1976
1 .'. FUENTES. D
E FONDOS
. .
..
..
..
a) Prestamos externos
- Gbno. Británico
10.134
2.181
-
-
'
-
12.-315
b) Aporte.s de capital
- 'INECEL
4.-23.6
2.750
-
-
-
- \6
- Gbno. aporte espec.
-
10-959
6.48.0
8.710
5.890
3.000-
35.03.9
TOTAL DE FONDOS
14..370-
15.890
6.48.0
8.710
50890
3.00-0
-
54.-340
2 .. USOS-' DE FONDOS
Gastos construcción
14.370
15.890
6.480'
8.710
.5.890
3.00.0..
54..340
TOTAL
140.370
15.890
6.480 .
8.710
5.890
3.00.0
54.340
NOTA: Información obtenida del Plan Nacional de Electrificación- Septiembre 1972
-57-
CAPITULO TERCERO •
3.1.1 PROGRAMA DE OPERACIÓN' 'EN' GENE'RACION
.Una empresa .que suministra, energía eléctrica, a más de
of réc.er buen servicio y g-ár'antizar continuidad, debe tener
como obligación primaria, bajo cualquier, condición, la de rea.
liza'r la máxima .economía, porque de esta manera aumenta. al
máximo las utilidades de inversión heclia.
• La economía de generación depende de una .serie de fac-
tores que se clasifican en dos categorías principales: de iii
versión y de mantenimiento .y de operación.
En un sistema ya existente en el cual ya se han hecho
las inversiones y en el cual se realice un mantenimiento efi_
ciente, la economía depende solo de los criterios de opera -
cion, o sea:
- Cuántas y cuáles plantas se usan para satisfacer la deman-
da.
- Como se di tribuye 'la carga entre ellas .
Al hablar de .que el costo de producción sea mínimo, nos
estamos refiriendo exclusivamente a aquellos gastos .que son
variables con la producción.
Al no tomar en cuenta los gasto.s fijos, el. costo del
kWh producido en centrales hidráulicas resulta ser práctica-
mente nulo, mientras que el producido en las centrales térmi-
cas tiene un valor-muy apreciable.
Los costos de generación de plantas hidroeléctricas de-
pende mucho de la edad de la planta^ estando éstos entre lími_
tes muy amplios, casi independientes de la potencia_ generada.
En consecuencia, el costo incremental real de la energía hi -
droeléctrica, es entonces, con muy buena aproximación,. cero.
En un sistema Ínterconectado, todos los incrementos de
I¡carga deben ser absorbidos por las plant.as hidroeléctricas
hasta su máxima capacidad antes 'de "empezar a aumentar la car_
ga de las plantas térmicas.
Esta conclusión seria correcta si se dispusiera de una
cantidad de agua ilimitada. Como este no es el caso; el mej or
aprovechamiento de los recursos hidráulicos se obtiene:
- Para plantas sin presa de regulación: operándolas a la. má-
xima potencia posible, porque el agua que no se' utiliza se
pierde. Esto corresponde a considerar el" costo incremental
real o sea,. cero .
- Para plantas con pres.a de 'regulación operándolas de manera
que :
a) Se use toda el agua disponible;
bj Se desplace la cantidad equivalente de energía térmica
de costo más alto que sea posible.
'Esto equivale a atribuir a la energía generada por u-
na planta hidroeléctrica, un costo incremental igual al más
alto de la energía termoeléctrica .que puede sustituirse por
ella.
Lógicamente, el costo de la energía hidroeléctrica 'de_
be ser calculado de manera .que se 'tomen en cuenta también
las pérdidas de transmisión.
La repartición de carga entre las unidades' de un sis-
tema interconectado, no puede hacerse en base 'al costo in-
cremental ficticio que se .enuncio anteriormente, ya que esto
no tomaría en cuenta la diferen.te eficiencia de las turbinas
y resultarla un desperdicio de agua.
La utilización más racional de las reservas hidráuli-
cas se obtiene usando las curvas de consumo incremental de
agua de cada unidad. Además, se deb'e'n tomar en cuenta otros
-59-
factores tales como: capacidad de los reservorios 7 manteni-
miento r fallas que obligan a operar en* manera diferente a la
más provechosa, etc.
En el caso de que dos o más plantas son Ínterconectadas
por lineas de transmisión de gran longitud o muy sobrecarga-
.das , para el despacho' económico de carga no se .puede prescin_
dir de considerar las perdidas de transmisión, así por ejem-
plo , .puede darse el caso de .que una planta cuyo costo de ge-
neración sea más bajo, entregue energía eléctrica al lugar de
consumo a un costo más alto debido a las perdidas de transmi_
sión .
Al tomar en cuenta este importante factor se deberá con
siderar el costo- de la potencia entregada al consumidor, en
lugar del costo de generación. Entonces, el balance .económi-
co se obtendrá .cuando sean iguales los costo.s increméntales
de la energía entregada al centro equivalente de carga desde
cualquier planta; en lugar de obtenerse cuando son iguales los
costos increméntales de la energía en las barras de generación,
En base a los criterios enunciados en el estudio ante-
rior, vamos a proceder a realizar un programa de operación en
generación, que nos de resultados económicos satisfactorios,
tanto, p-ara el Sistema Interconectado del Norte en general, c_o_
mo tambi.én para cada una de las Empresas que la conforman.
El Sistema Integrado del Norte está conformado por las
siguientes, centrales cuyas características son: [Ver cuadro
# 10)
Centrales : Hoja Blanca, A t un t aquí , Mon tufar, El Ángel y Cotac_a_
chi-, que son las más pequeñas y con varios años de servicio;
se encuentran actualmente en regulares condiciones de funcion_a_
miento, y con un rendimiento bastante bajo, de 'tal manera que,
si se las tquiere hacer trabajar en forma pemanente, se tendría
que realizar una serie de gastos de mantenimiento r que no se
-60-
j ustif i.carían si estas centrales entrasen a formar parte del
sistema interconectadof ya que sus potencias son muy bajas y
las perdidas en las lineas serian elevadas; quedando única -
mente como plantas de emergencia para el servicio de las res
pectivas zo'.nas.
En' consecuencia, las únicas plantas que deberán ser to
madas. en cuenta en este es'tudio económico serán: El Ambi
(8.000 kVZ) , La Playa Cl-320 .kW) , Otavalo 'CBOO kW,] , Térmica X_
barra (6'32 .kW) y Térmica de Tulcán C77-5 kW) -
El caudal de abastecimiento de la Central El Ambi, ene
poca de estiaje es insuficiente, de tal manera que en 'las ho-
ras de pico solamente puede generar dos ho'ras con su máxima
potencia.
Las plantas hidroeléctricas de .Tulcán y Ota.valo por ser
plantas de pasada con un costo increiuental cero, pueden utili_
zar toda el agua disponible para generar su máxima potencia
en la parte 'baja de 'la curva de carga del sistema.
Estas dos plantas al trabajar Ínterconectadas con El
Ambir trabajarán solamente en la base de la curva de 'carga del
Sistema, dejando a El Ambi en la parte superior de la curva,,
De esta manera se logrará almacenar mayor cantidad de agua en
el reservorio de regulación diaria de 'la Central El Ambi, pa-
ra que pueda ser utilizada en las horas de máxima demanda, des
plazando de es'te modo, de las ho'ras de pico, a la energía tér_
mica de mayor costo increme'ntal.
Las plantas diesel de Ibarra y de Tulcán quedarían como
plantas de emergencia ante las posibles fallas de las centra-
les hidroeléctricas.
Bajo estas consideraciones, la repartición de carga pa-
ra cada curva típica anual del Sistema hasta el año 1976 se
•61-
presenta. en los gráficos No's . 2,'. 3 / 4 y 5
3.1.2- DISPONIBILIDADES HIDRÁULICAS
A. Registros de 'Caudales' y "Precipitaciones
El. Servicio Nacional de Hidrología y Meteorología lia ins
talado la estación D.J. RÍO Cariyacu, sobre el río Ambi.
Esta estación se encuentra ubicada a pocos cientos de me
tros aguas arriba de 'las obras de toma de la central El
Ambi.. En esta estación se han registrado los caudales me_
dios diarios desde Agosto de 1963 y se dispone de regis-
tros continuos durante 39' meses.
En el cuadro # 11 parte A, se presentan los registros de
los gastos medios diarios para los años 1963 / 1964, 1965
y 1966.
El área del proyecto El Ambi está ubicada en el callejón
Interandino, entre 'las Cordilleras de Los Andes. Esta a-
rea tiene muy poca precipitación en el período comprendí^
do desde 'Junio a Sep'tiembre, siendo el promedio de 20 a
30 mm. men-suales. En los meses restantes, existe, un consi_
derable 'aumento de la precipitación, con un promedio de
100 a 200 mm, mensuales; y a veces alcanzan hasta 300. mm.
Los registros mensuales de precipitaciones observados en
Otavalo e Ibarra para los períodos 1950-1958 y 1959-1963
respectivamente, nos dan una precipitación anual de 700 a
800 .mm. en el área de .estudio.
B 0 Determinación de 'los Pe'riodos Hi'drol_ogicos
Tomando un promedio para cada mes de los valores prome -
dios mensuales de los gastos medios diarios, se 'obtuvie-
ron los valores' de la parte B del cuadro # 11 que sirvi_e_
ron para dibujar el gráfico # 6 y determinar los períodos
-62-
hidrolpgicos del rio Ambi a través' del año.
Estos períodos hidrológicos son los siguientes:
Primer estiaje: corresponde a los meses de Enero, Febre-
ro y Marzo .
Medio: corresponde a los meses de Abril, Mayo y
Junio .
Segundo estiaj e : corresponde a los meses' de Julio,. Agosto,
Septiembre y Octubre.
Creciente: corresponde a los meses de Noviembre y Di^
. ciembre.
En base .a los datos estadísticos de operación de las cen-
trales de El Ángel, San Gabriel y La Playa se pudo concluir
gue los ríos que alimentan a dicíias 'centrales' tienen el
mismo régimen hidrológico que el río Ambi. De esta manera,
se logro uniformizar los períodos para todo el sistema del
K o r.t e . '
El análisis del gráfico #' 6 demuestra que la mínima ^
dad mensual de producción de "energía hidráulica del siste-
ma, corresponde a los meses de Agosto y Septiembre . Por lo
tanto, el período más crítico para todo el sistema es' el se_
gundo es'tiaj e .
Datos adicionales' sobre caudales , alturas de caída y capa-
cidad de generación de cada una de dichas centrales , se
muestra en el cuadro #. .12".
3/1. .3 'FLUJO DE 'ENERGÍA
A. Generalidades' •
Los sistemas ínter conectad os baj o el" punto de. vista de su
organización interior y de la repartición entre las compa-
ñías participantes de las obligaciones y de los beneficios
gue .deriven de la interconexión, se pueden dividir en dos
grandes categorías:
-63-
a) Interconexiones de tipo no integrado o de áreas múltiples.
En sistemas de este tipo, cada compañía opera independien-
temente de las demás, tomando a su cargo la distribución y
venta de 'la energía en una zona bien definida puesta bajo
su jurisdicción, e intercambiando energía con las demás en
cantidades horarias constantes por determinados períodos se_
gún un programa establecido de antemano, tomando en cuenta
criterios económicos en los cuales son fundamentales las si_guientes condiciones:
- Las plantas de cada área suministrarán totalmente -las v_a_
riaciones de demanda en la misma.
- En'cada período, las áreas donde el costo de generación
es más bajo (durante este intervalo) venderán energía in.
tercambiandola a potencia constante con las áreas dondela generación es más cara.
Este criterio llamado "intercambio económico", aunque no
proporciona la máxima economía global, si permite realizar
ahorros notables disfrutando de las diferentes horas de d_e_
manda y de las características operativas de cada área.
b] Interconexiones de tipo integrado o de una sola área.
En sistemas de este tipo, todas las compañías -que inte_£
vienen en la interconexión, operan como si entre todas
constituyeran una sola organización.
La demanda total se distribuye entre todas las plantas se-
gún los criterios de despacho económico, más adecuado; los
programas de mantenimiento, la asignación de las reservas
y los programas de expansión, se planean .con el fin de ob_
tener las mayores ventaj as económicas para el conj unto.
Los ahorros y_ ganancias .que se deriven de esta manera de
operar y que estriban en el. mej or aprovechamiento de los
-64-
recursos naturales, menor costo de generación y distribución,
menor inversión en reservas, en plantas, instalaciones, lí-
neas de transmisión, etc. se reparten entre las compañías par
ticipantes, según un programa convenido anticipadamente, to -
mando en cuenta, en diferente medida y según fórmulas predeter-
minadas , varios factores (como inversión inicial, costos de o
per ación, máxima carga anual, etc'.) que expresen la contribu-
ción y el gravamen de cada compañía a la operación del conjun
to.
Este tipo de interconexión es obviamente el que permite obte-
ner las mayores ganancias globales, en cuanto que la reparti-
ción de la demanda y de las obligaciones se lia ce tomando en
consideración el máximo beneficio para el conjunto sin .que los
intereses de alguna de las compañías participantes prevalez-
can sobre las demás.
Las compañías no tienen obligaciones contractuales fijas en
cuanto a la potencia intercambiada, sino que el intercambio va
ría de instante a instante, según los criterios de "despacho
programados.
El intercambio económico tiene lugar cuando una planta de una
compañía varía su generación en respuesta a los cambios soste
nidos de demanda causada por los usuarios de otra compañía.
La desventaja de este tipo de. operación es que se necesita or
ganizar una oficina centralizada de coordinación para la ope-
ración, el despacho y la planeación de todas las compañías, a
sí como para la evaluación de los beneficios de cada una.
Esta al aumentar el número de participantes se vuelve compli-
cado su manej o, requiriendo una organización demasiado exten-
sa y completa.
-65-
B.. Flujo de Energía en, el Sistema del Norte
El. Sistema Integrado del Norte se lo puede ubicar dentro
del segundo tipo de interconexión.
Según los. criterios de operación más económica, las plan
tas de Otavalo.y .Tulcan deberán trabaj ar en' la parte ba-
ja de la curva, mientras -que el Ambi deberá cubrir -la
parte, superior de la curva.
En consecuencia, el flujo de energía será en el sentido de
Tulcán hacia Ibarra, alimentando a todos los pueblos que
están comprendidos en este trayecto; de Otavalo hacia Iba-
rra y Cayambe . El. Ambi generará para cubrir solamente el
faltante de energía de Ibarra.
Este sentido del flujo de energía se mantendrá únicamente
hasta el valor máximo de generación de las plantas de Tu L
can y Otavalo; a partir de este 'instante y cuando las de-
mandas de estas ciudades sean mayores a la capacidad de
generación, cada planta, generará para su respectiva locali
dad yf para cubrir su máxima demanda, recibirán el flujo •
de energía proveniente de El Ambi.
3. 2 .COSTOS DE OPERACIÓN 'POR ETAPAS FUNCIONALES INCLUYENDO LA
RENTABILIDAD
3 . 2'. 1 '. Inversiones en 'Operación
En el cuadro #.' 14' -se han determinado las inversiones
para las diferentes etapas del sistema considerando las am-
pliaciones e incrementos en transformación, subtransmisión,
transmisión, .redes de distribución, alumbrado publico, ins-
talaciones generales; valores que fueron estimados, en base a
los programas de equipamiento, costos reales,1 liquidaciones
de obras, presupuestos estimados por las respectivas empresas,
-66-
avalüos realizados por INE'CEL en los diferentes Municipios y,
finalmente, con la ayuda de índices normalizados para aquellas
obras nuevas que no disponen' del presupues'to correspondiente.
Para el año 1973 'se ha considerado una revalorizacion
de los equipos, bienes e 'instalaciones debido a la devalua -
ción monetaria; dicha' ravalorizáción se calculo de acuerdo
con los Índices proporcionados por la División de Planifica-
ción de INECEL, en lo que 'se refiere a divisas y moneda lo -
cal para cada una de las etapas del sistema'. (Ver cuadro #. 13.)
3.2,2 -Cuotas Anuales de Depreciación
En el cuadro #.' 15 se mues'tr-an las cuotas anuales de de_
preciacion para las diferentes etapas del sistema en el perio_
do considerado; estas cuotas fueron calculadas en base a índi_
ees recomendados como normales y adoptados por XNECEL.
3.'2. 3 Gastos Directos de 'Operación y Manten'imierito
En el cuadro #.' 16 se indican los gas.tos de operación y
mantenimiento, los cuales fueron' proyectados en base a datos
reales proporcionados por las diferentes Empresas y Municipios
para años anteriores, considerando, ademas , para, años posterio_
res un incremento o disminución razonable para cubrir los gas_
tos de personal y materiales de acuerdo con el programa de o-
peración.
3.2.4 . Base Tarifaria
En base a los datos anteriores referentes a Inversio -
nes brutas en operación y con el calculo del fondo acumulado
de depreciación (Cuadro #' 17-)'-, se determinaron las inversiones
netas para cada año y para cada etapa, que 'sumadas al capital
de trabajo '(25% .de los gasto.s de operación y mantenimiento) ,
nos proporcionan la base tarifaria en cada -uno de los años
-67-
considerados. Sobre estos valores se han calculado porcenta
jes de rentabilidad del 2% ,. 4% .y 6% .. Cuadros Nos . 18 , 19 y
20..
3.2.5 Costos de Operación p'or etapas' funcionales
Sumando los Gastos de Operación y Mantenimiento más las
cuotas anuales de dep'reciacion para cada año y para cada eta-
pa funcional, se obtienen los costos de 'operación, los cuales
añadidos la respectiva rentabilidad se muestran en el cuadro
# 21..
3. 3 COSTO PROMEDIO DEL KWH FARA' LAS DIFERENTES ETAPAS
FUNCIONALES Y NIVELES' DE 'TENSIÓN
El. costo promedio del 'kWh para cada año y para cada eta_
pa del sistema se lo obtiene dividiendo el. costo total de ope_
ración para el número de kWh vendidos.
El valor del costo promedio del kWh se' muestra en el
cuadro # 22.
3. 4 .DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS "POR DEMANDA 'Y ENERGÍA PARA
LAS DIFERENTES ETAPAS FUNCIONALES Y NIVELES' DE TENSIÓN •
Los cargos por demanda fueron calculados dividiendo los
cargos fijos . (cuotas de depreciación) para el valor total de
demanda máxima.
Los cargos por energía fueron obtenidos dividiendo los
cargos variables (gastos de Operación y Mantenimiento) para
el valor de energía vendida.
El por cent a j e de rentabilidad correspondiente a los cas:
gos por demanda y a los cargos por energía se los repartió de
acuerdo al porcentaje de los cargos fijos y cargos variables
en relación a la Base 'Tarifaria. Estos valores se presentan en
el cuadro # 23.
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1.73-
2.79- 6.08
5.40
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
CAUDALES, POTENCIA Y CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE
LAS
Cuadro #. 1
PRINCIPALES CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
EXISTENTES
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V. SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN
1. Ibarra (34. 5/13 .8 kV-8.0001. kVA)
2. Otavalo (34.5/13.8 kV-2.000 kVA)
3. Otavalo (34.5/5'kV-1.000 kVA)
4. Cayambe 134.5/13.8 kV-500 kVA)
5. El Ángel (34.5/13.'8 kV-500 kVA) (2)
6. El Ángel (13.8/6'.3 kV-500 kVA)
7.-San Gabriel (13.8/6.3 kV- 75 kVA) (2)
TOTAL SUBESTACIONES REDUCCIÓN
VI. DISTRIBUCIÓN
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Revalorizado
Estimado en base a índices
Revalorizado
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3.849.
1.770
1.102
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1.064
40%
2.566
1.180
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1.774-
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Revalorizado
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Revalorizado
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NOTAS:
.(1) De la- información obtenida en el Balance, fue necesario revalorizar una parte de la transmisión El Ambi-Ibarra,
pues sus inversiones fueron realizadas antes de la desvaloriaación monetaria.
. (2) Valores tomados del Plan Nacional de Electrificación de Septiembre de
1972-D
(3) De acuerdo a la información obtenida en el Balance, fue necesario revalorizar la parte de Redes de Distri-
bución cuyas inversiones se realizaron antes de la devaluación monetaria0
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(300 kW)
El Ángel (410 kW)
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(3)
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(3)
TOTAL GENERAC, HIDRÁULICA
2.
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Generación Térmica
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(2)
TOTAL GENERACIÓN TÉRMICA
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3. Atuntaqui (0,4/5- 500 'kVA) (3)
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4. Atuntaqui (0/4/13.8 kV-500 kVÁ)(7)<
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5. El Ángel (0,4/6.0 kV-250 .kVA) (7')
6. El Ángel (O' ,4/6'
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7. Cotacachi (0,4/4.8 kV-500 'kVA) (3')'
8. Montúfar (0,4/6'. 3 kV-400 kVA) (3')
TOTAL SUBESTAC. DE ELEVACIÓN '
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SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
INVERSIONES EN
OPERACIÓN
(Miles de Sucres)
III.
IV.
1.
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2.2 .
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2.
2. 2.2.2.2.
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2.2.2.
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ESTACIÓN SECCIOWAMIENTO EN
IBARRA
(8)
LINEAS DE TRANSMISIÓN
1973
1. 040
1974
1,416
Cuadro # 14 .
Hoja 2/7.
1975
1. 416
*
1976
1. 416
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1.416
Líneas de 34. 5 kV
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km (1) 1.458
km (8) 3.765
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1.561
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1.561
4.969
19. 22.5.
1.561
4.969
19. 22-5
1.561
4.969
19.225
Líneas de 13.8 kV
(10)
1 2 . 3
Hoja Blanca-Salinas-Tumbabiro-
Pablo Arenas-Cahuasquí
La Esperanza-Ango chagua
Juncal-Ambuquí-Pimampiro
34 814
km
-km
480
km
2.040
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840
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.4 .Pimampiro-Chugá-Monte Olivo-
5 ,6 7 8 9 .101112
.13
1415 16
M.Acosta-San Francisco
30
km
La Esperanza-Tocachi-Malchinguí 11 km
San Gabriel~La az-Bolívar-
Los Andes
El Ángel-San Isidro -Juan
Montalvo-La Concepción
C. Colón- F. Salvador , Huaca-
Julio Andrade
Juncal- San V. de Pusir
Tulcán-Urbina .
Cayambe-Olmedo
-Ibarra-Cotacachi
Cayambe-Tabacundo-La Espe
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28
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km
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km(2)
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km ( 8 )
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- 660
1.320"
- - - - 900
1.176
626
Tu lean (Interconexión) (11)
Atuntaqui
Ibarra-Caranqui-La Esperan
za-San Antonio
3
16
km (8)
138
km
832
138
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- 660
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INVERSIONES EN
OPERACIÓN
(Miles
de Sucres)
1973
3.
3.1
3.2
3 .3
3.4
3.5
V.
1. 2. 3 .4. 5.6. 7.-
1974 .
1975
Cuadro # 14 .
Hoja -3/7". •
1976
1977
•
•
Líneas menores de 13.8 kV
Ho j a Blanca- Ibarra '(2)
Otavalo .(5
kV- 9 km) (3)
Cotacachi (4.8 kV
El Ángel (6.0 '-
46
Tulcán
(6. 0 kV
TOTAL TRANSMISIÓN
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km) (11)
' )
(3)
80
19
42.3 - - -
917
-
16.
25.
558
•- - -
253
1.
41.
25
558-260
188
486
1.
43.
25
55833
260
188
319
1.
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25
55833
2-60
188
319
SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN
Ibarra
(34. 5/13
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(54.5/1.3
Otavalo
(34. 5/5
Cayambe (34. 5/1.3 . 8
El Ángel (34.-5A3.8
El Ángel' (1308/6..3
S.Gabriel (13 .8/6'.. 3
. 8 kV-8000 kVÁ) ('6)
2.
. 8 kV-2000 kVÁ) (8) 2.
kV-1000 kVÁ) (-12)
kV- 20'.00 -kVÁ) (8)
1.kv-
500
kvÁ)
(12);;
kV-500. kVÁ) (12).
kV-375 kVÁ) (12)
TOTAL SUBESTAC. REDUCCIÓN
50
VI.
1. 2. 3.4. 5.6. 7.
DISTRIBUCIÓN
Ibarra
(13)
Cayambe
(14)
Tabacundo
(8)
Otavalo
(15)
Atuntaqui
(15)
Cotacachi
(14)
El Ángel
(15)
San Gabriel f 14)
17. 2. 4. 4.
115
283
400
123
- - .- 921
563
794
688
662
08.4 - - -
2.:
2. 1. 60
18.2.
4.4.
1.
819
283
400
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190
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617
962
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838
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2.2. 1. 7.
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811
723
600
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
INVERSIÓN EN. OPERACIÓN
(Miles de Sucres)
9. Tulcán
10. Redes
TOTAL
(14).
para 14.00.0. abonados
DISTRIBUCIÓN
VII. MEDIDORES Y ACOMETIDAS (16)
VIII. ALUMBRADO PUBLICO
(17)-
IX.
INSTALACIONES EN GENERAL (18)
X.
BIENE.S INTANGIBLES
GRAN
TOTAL INVERSIONES
1973
1974
-
_ _
2.810
7.560
32. 601
40.525
4.997
5.908
3.426
4.051
4. .283
5 . 064
480
510
.
118.792
159.010
19 7S
2. .5 3 7 -
10. 800
52. .488
8.180
5.609.
7 .011
510
232. 062
Cuadro # 14
Hoja 4/7'.
'
1976
2. .671
13.800
60 . 322
9.215
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510
249 . 984
1977- •
2 . 812
16.80.0.
66.691
9.793
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8. 394
510
257 .752
NOTAS:
(1) Inversiones que constan en el Balance de la E.E. Ibarra y que fueron re valor izad as
desde 19740
(2) Inversiones que constan en el Balance de la E.E. Tulcán y que fueron revalorisádos
a partir de 1974.
(3) En base al inventario realizado por INE'CEL y revalorizado a partir del año 1974.
(4) Estimado en base a un índice de S/lO.OOO/k'W
(5) Estimado en base a un índice de S/.5.000/k.W
(6') Del rubro de Equipo de Subestaciones que consta, en el Balance y cuyo valor ya se
re va lo rizo., desde 1974, se dividió para la subesta.cion de elevación de 10.000 kVA
y para la subestación de reducción de 8.00.0 kVA en forma proporcional a su capaci-
dad instalada.
(7) En base a un índice de §/500/kVA.
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
INVERSIÓN EN OPERACIÓN
Cuadro # 14
Hoj a
-5/7'.
8. En base a la liquidación efectuada por INECEL cuyas inversiones se encuentran revalo-
rizadas .
9. En. base a los valores tomados del Contrato de la construcción de la línea Ibarra-
Tulcán, incluye el valor de las subestaciones Juncal, San Gabriel, Tulcan de 34.5/13.8 kV)
10. En base al programa de operaciones efectuado por la División de Planificación.
11. Valo'r estimado
12.- Estimado en base a un índice de S/.' 500/kVA
13". Las inversiones de 1973 y que constan en el balance de la Empresa fueron revalorisadas
a partir.del año 1974 y para "los años posteriores las inversiones fueron estimadas en
base al presupuesto de la Empresa y según el número de abonados.
14. Las inversiones para 1971 fueron tomadas del avalúo y a partir de 1974 fueron revalo-
rizadas; para los años siguientes se incremento en forma proporcional al crecimiento del
número de abonados.
15. Estimado en base a un índice de S/.'.1800. .abonados
16. Las inversiones para el año 1973 fueron estimadas en base a un índice de S/ '.250/ábon'ado;
a partir del año 1974 se estimó un índice de S/3'50/abonado, considerando la revalorizá-
cion.
17. Estimado en base a un índice de S/2'.4/ábonado
18. Estimado en base a un índice de S/3'OO/abonado
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
INVERSIONES EN OPERACIÓN
(Miles
de Sucres)
1973
;Xí /GENERACIÓN
,1.>.1 'Generación Hidráulica
Í-v'2 Generación Térmica
TOTAL GENERACIÓN
II SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN (34.5 kv)
2.1 El Ambi (4.16/3.4.5 kV-10.000 kVA)
2 ..2 -Estación Seccionamiento (.34.5 kV)
TOTAL SÜBESTAC. DE ELEVACIÓN
III. LINEAS TRANSMISIÓN (34
Q 5 kV)
3.. 1 '-El Ámbi-Ibarra (5.3
km)
3.2 Ibarra-Tulcán (20 -
jcm)
3 <, 3 Ibarra-Ota.valo-Cayambe (4'2
km)
TOTAL LINEAS DE TRANSMISIÓN
TOTAL INVERSIONES (NIVEL 34. .5 kV)
52 1
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54 2 1 3 1 3 5
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NIVEL
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.755
.324
Cuadro # 14
Ho.j a
34.5 -kV
1976
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.015
.561
.225.
.969
.755
.74-8
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
I. NIVEL 34. -5 kV
II. LINEAS DE TRANSMISIÓN (13.8
III. SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN
(34..5/13 .8 kV)
3.1 Ibarra (8.000 .kVA)
3.2 Otavalo (2.00.0 kVÁ)
3.3 Cayambe (2.000 kVÁ)
3.4 -El Ángel (500 kVA)
INVERSIONES EN OPERACIÓN
(Miles' de Sucres)
NIVEL 13.8" kV
1973
1974
-
1975
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Cuadro # 14 .
Hoja 7/7.
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1976
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TOTAL SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN
6.121
6. 285
6.535
6.535
6.535
TOTAL INVERSIONES EN OPERACIÓN
(13.8 kV)
72. 323
101.190
154..559
161.783
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559 89 21
145
135 - - 41
- 227
1.2
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1.2
45 86 68 •12 34' 8 8
-6
22
2
637 93 26
154
.15
1 - 70 44 763
24
1.5
75
1976
- 1 17
•1 38
•6
1.3
00 86 68 12
-
34 8 8 6
22
2
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1973.
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1.0
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•
79 31'
110 44
•
113
1974
1.4
42
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4.
1.5
86
10' 8 42
-
150 47.
•
149
19
75
1.95
14
02
2.35
3-
108. 42
-
150 47
-57
7- •
149
19
76
2.0
59
. •
402
2.4
61
108
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150 47
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149.
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'
2.0
59
402.
2.4
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• ^
47.
577
'14
9
TOTAL LINEAS DE TRANSMISIÓN
TOTAL COOTAS ANUALES DE
DEPRECIACIÓN
157
1.-424
196
1,932
773
3.276
773
3.384
773
30384
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
CUOTAS ANUALE'S DE DEPRECIACIÓN
de Sucres)
Cuadro f -15
Hoja 6/6.
(NIVEL 13 .8 kV)
% . de
depreciación
19.7 3
1974
1975
1976
1977
I.
NIVEL 34.-5 kV.
II. LINEAS TRANSMISIÓN (13.8 kV) 3.0
III. SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN
(•34.5/1.3.'8 -kV)
3.0
3.1
Ibarra (8,00-0 kVA)
3.2
Otavalo (2.000 kVA)
3.3
Cayambe (2 .-000. kVA}
3.4 . El 'Ángel -(5'00 kVA)
TOTAL SUBESTACIONES DE
REDUCCIÓN
1.-42.4
102
636834
165
1.932
274
866834
188
276
410 866834 8
196
3.384
464
8668
34'
196
3.394
464
866834
196
l 03
TOTAL CUOTAS ANUALES DE DEPRECIACIÓN
1. 691
2 .394 .
3 .882
4.-044 .
4.-054
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
.r. i. 1.1
1/2
1.3
1.4
1.5
1.6
1. 7
1.8
2. 2'..a
2. ".2
II.
III
IV.
V.
VI.
VII
GENE~.RACI.ON
Generación Hidráulica
El. Ambi
C &. 00.0.
-kW) (1)
•La Playa
(1.320. .kW) (2)
Hoja Blanca (.600 'kW.)
(3)'
•Otavalo
(822. kW.)
'(2)
Atuntaqui
(4'0.0 kW)
(4)
Montúfar
(300 .kW)
(4'J
El Ángel
(410 kW)
(4)
Cotaiachi
(400 kW)
(4)
TOTAL GENERACIÓN HIDRÁULICA
Generación Térmica
Tul can
C-7'7-5 kW)
(3')
Ibarra
(632 -kW)
(5)
TOTAL GENERACIÓN TÉRMICA
TOTAL GENERACIÓN
SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN (5)
. "ESTACIÓN SECCIONAMIENT IBARRA
LINEAS DE TRANSMISIÓN
.(5)
SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN (5)
DISTRIBUCIÓN-MEDIDORES Y
ACOMETIDAS-A. PUBLICO
('6)
. COMERCIALIZACIÓN
(7)
(Miles de
1973
637
-36
12442.
- - - 839
_
38
38
877
161
25
155
260
1.713
1.142
Su'cres)
1-974 ;
1.039
-24
.162
-44:
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- -
-
1.309
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68
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1.377 '
169 25
373
275
2 . 0 2.6
1. 350
1975
1.101
32526
170
47
•42.
50
-
1. 761
5071
121
1.882
187
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25
632
307
2.804.
'
1.870
1976
1.'167
34428
178- 49 4452
53
1.865 5274
126
2.04.1
20-5 25
718
317
3.160
2.106
Cuadro # 16
Hoja 1/4'. .
1977- :
1.237
36530
196 524754
56 .
1.977
5477
131
2.158
214
25
745
327
3 .358
2 .238
00 co
"•«u*:
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
(Miles
cíe Sucres)
Cuadro # 16
Ho.ja- 2/4'. .
19.73
1974 :
1975
1976
1977-
VIII. ADMINISTRACIÓN
GRAN TOTAL GASTOS DE OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO
CAPITAL DE TRABAJO
(9)
1.083
5.416
1.354
1. 39'9
6.994
1.748
1.927
2.143
2.-2
6G
9. 634
10.71-5
11.33!
2 .408
' 2.679
2.833
NOTAS:
(1) Hasta el año 1973 se tomaron los datos del Balance, para el año 1974 :se tomaron en
base a la Proforma Presupuestaria de la Empresa. Para los años siguientes se pr
oye_
c_to en base a las condiciones de operación estimadas.
(2) Valores estimados en base a datos anteriores tomados del balance.
(3) Se considera que funcionarán como centrales de emergencia.
(4) Como las centrales El Ambi y La Playa suplirán toda la potencia requerida por el
Sistema en la "mayor parte del tiempo, se considera el 50% .de lo
s_ gastos, pues habrá
reducción de los gastos de personal y mantenimiento.
(5) Los gastos correspondientes a los equipos que se van a instalar fueron estimados en
base a índices.
(6) Estimado en base a un índice de 120 £/.'/abonado/año .
(7)- Se ha considerado un índice de S/.'. 180/abonado/ano .
(8) Corresponde al 25% .de
I a VII.
(9) Calculado en base a 3 veces el promedio mensual de l.los gastos directos de operación
y mantenimiento.
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SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
•¿¿; i-H
i.:2
ii.
2..1
2.2
III
3.1
3.2
3. 3
GENE.RACI.ON
Generación Hi-dráulica
-Generación Térmica
TOTAL GE.NERACION
SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN
El Ambi (4. "16/3.4. 5 kV)
Estación seccionamiento
TOTAL SUBESTAC. DE ELEVACIÓN
. LINEAS DE TRANSMISIÓN (34 . 5 fc\l Ambi-Ibarra
.Ibarra-Tulcán
Ibarra- Ota.valo-Cayambe
(Miles de
Sucres)
( "NIVEL
1973
'
1974
- 1975
839
1.309 1.761
38
'68
121
877
' 1.377-
:
1.882 '
140
140.
140.
12
- 12
12
152
152
152
09
10
11
137
-65
67
69
34. :5 kV)
1976
1.885
126
2.011
140 12
152 12 :
139 71-
Cuadro $ 16
Hoja 3/4 .
1977-
•
1.997
131
2.128
140
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13
14173 '
TOTAL LINE'AS DE TRANSMISIÓN
TO.TAL GASTO'S .DIRECTOS DE OPERACIÓN
Y 'MANTENIMIENTO
CAPITAL
DE
TRABAJO
' 74
1.103.
276
77
1.606
401
217
2.251
. 563
22-2.
2.385
596
227
2.507
627
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Cuadro # 16
I.
II
NIVEL
34..5
kV
. LINEAS TRANSMISIÓN
III
3n
3.3.3.3.
1 2 3 4 5
(13.8 kV)
'(Miles de
1973. '
1.103.
60
'
Sucres )
1974 :
1. 606
213
Hoja 4/4'.
(NIVEL 13 . 8 kV)
1975
2. -2 51
328
1976
1977-
'-
2 0:385
2 .'507
'
40.5
42.4
. "SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN
(34. .5/1.3. 8 kV)
Ibarra
.Ota.valo
Cayambe '.
.Ambuquí
El Ángel
(8.000 kVÁ)
•(2.000 Je VA)
•(2'. 000
-Je VA)
(500
Je VA)
(5'00. kVÁ)
TOTAL SUBESTACIONES
DE REDUCCIÓN
160 4040
24-0
1624242
246
164
•4444
12
264
166
16-8
46-
- 48.
•46
48.
13
14 •
271
278
•
TOTAL GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO
1.403
2.065
2.843
3.061
3.209
SISTEMA INTERCONECT&DO DEL NORTE
FONDO ACUMULADO
DE DEPRECIACIÓN
(Miles de Sucres)
I.
1.
1.'
1. 1. 1. 1. 1.1. 1. 2.
2..
2.
II
1. 2..
3.4.5 .6.7. 8.
GENB.RACIQN
Generación Hi.dr áulica
1 El Ambi
(8.-00.0. -kW.)
2 La Playa
(1.320- kW)
3 Hoja Blanca (600 .kW)
4 Otavalo
(.822:': kW)
5 Atuntaqui
--(400 .kW)
6 Montüfar
(300 kW)
7 'El Ángel
(410 kW)
8 Co tac achí.
(400 kW)
TOTAL GENE'RACION HIDRÁULICA
Generación Term'ica
1 Tulcán
(7 7-5- kW)
2 Ibarra
(632 kW)
TOTAL GENE.RACION TÉRMICA
TOTAL GENERACIÓN
. SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN
El Ainbi (4.16/3.4.5 kV-10..000 kVA)
Otavalo (0.'4/5. kV-550 kVA)
Atuntaqui (0,4/5 kV-500 kVA)
Atuntaqui (0,4/1.3.8 kV-500 kVA)
El Ángel (0,4/6.0 kV-250 kVA)
El Ángel (0,4/6'. kV-240- -kVA)
Cotacachi (0,4/4.. 8 kV-500 kVA)
San Gabriel (O
1, 4/6., 3 kV-400 'kVÁ)
TOTAL SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN
1973
1.872-
--
1'. 208.
4.017
2.101
- - -
9 .198
- 756
756
9.954
-
17283
54
'- - - - -
309
1974 •
3 ,514
-1.619
"5 .412
2 .202
720
- -
13 .467
-1.099
1.09.9
14.566
2808858 6- - ~ 14
446
1975
4.583
5 .666
1.660 .
5.577.
2.303
786
782
. 21.357
-1.243
1.243
22.600
38892
62125115- 16
636
Cuadro # 17
Ho.ja 1/6'
1976
5 6 1 5 2 1
' 24 1 1
26
. 652
.093
.701
.742
.40.4.
852
854
.04.7
..345,
516
.387
.903
.248 •
496966618
54 .
18 8818
854
1977
6 6 1 5 2 1
26 1 2
28
.721
.520
.742-
.907
.-505
918
926
. 155
.394
774
.531
.305.
.699 604
.1007024572192
20.
988
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
FOND'O
ACUMULADO
DE
DEPRECIACIÓN '
(Miles de Sucres)
1973
1974 :
19-75
Cuadro $ 17
•Ho'.ja- 2/6".
1976
1977- •
III. ESTACIÓN DE SECC.IOWAMIENTO
IV
1.
1.1.1.
2.
2. 2..
2.2.
2. 2.
'2 . 2.
2.'
2.2.
2 .2.
2.-
2.
EN .IBARRA
. LINEAS DE TRANSMISIÓN
Líneas de 34.5 kV
1 El Ambi-Ibarra
2 Ibarra-Otavalo-Cayambe
3 Ib arr a- Tu lean
Líneas de 13
.'8 kV
1 Hoja Blanca-Salinas-Tumbabiro-
Pablo Arenas-Cahuasquí
2 -La Esperanza-Angochahua
3 Juncal-Ambuguí-Pimampiro
4 Pimampiro-Chuga-Monte Olivo-
M. Acosta-S'an Francisco
C5-.
4290
34 814
30
5 La Esperanza-Tocac'hi-Malchirguí 11
6 San Gabriel- La Paz-Bolívar-
Los Andes
7 'El Ángel-San Isidro- J .Montalvo
La Concepción
8 F . Salvador-Huaca-J . Andrade
9 Juncal- San V. de Pus ir
10 Tulcán-ürbina
11 Cayambe-Olmedo
12 .Ibarra-Cota.cachi'
- 28
20' '4 41218
62 :
3 km 146.
km
226"
km
kmkmkm
kmkm
-
km
'km
•km
-km
km
km
139
13 Cayambe-Tabacundo-La Esperanza I2km
38
14 Tul can (Interconexión)
15 Atuntaqui
3-
km
104
146
240
2 8' 7
•375
524
577-
•
61
14
28'
25'
_
20.
40.
- _ - -27
174-
20'9
57
7636
4
8
188
334
:673
1.154 .
122-
.42.
50
-
- 40
'
80
50 .
36 7
•7
-54
24495 72-
12 .
230
381
822
1.731
183
*5675
5460
120 '
100 72
14 '
1481
279
114
10816
2.16 Ibarra-Caranqui-La Esperanza-
San Antonio
16 km
54
87
116
145
174
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
:
-
3 ,
3.3. 3 ;
3.3.
-
V, 1. 2.3.
4..
5.6.1 .
VI
1. 2.3 .4 .
5 .
FOND'O ACUMULADO DE
(Miles de S
1973
'
LINEAS MENORES DE 13.8 kV
1 Ho.ja Blanca-Ibarra
.
(6 kV' )
'7 -
2 .Otavalo
(5\kV - 9 km)
332
3 Cotacachi
(4.8 kV ' )
4 'El Ángel
(6.0 '.kV
- 46 km)
5 Tul can
(6.0 kV
' )
TOTAL TRANSMISIÓN
942
SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN
Ibarra (34.5/13.8 kV-8.000. kVA)
136
Otavalo (34. .5/13. 8 kV~2..000 kVA)
68
Otavalo (34.5/5'. kV-1.000 kVA)
12
, Cayambe. (34. 5/1,3.8 kV-2.'000. kVA)
68El Ángel (.34.5/13.8 kV-500 kVA)
El Ángel (13. 8/6.. 3 kV-500 kVA)
San Gabriel (13. 8/6'.. 3 'kV-375 kVA)
TOTAL SUBESTAC. DE REDUCCIÓN
284
. DISTRIBUCIÓN
Ibarra
1.124 .
Cayambe
. 481
Tabacundo
42.
. Otavalo
1.534
Atuntagui
DEPRECIACIÓN
ucres ) 1974 . 8
349. - - -
1.308
222
.136'
24
102.
•- - -
484
1.651
565 63
1.674
123.
1975
9366-
532' .
69
3 .010
'308
20-4
.36
136- -6
690
2 .'.210
654
-84
1.819
258
1976
'
10
38312
570
75-
4..26'.7
394
272
48
170 8 812
912
2. .847
747
110
1,973
40.9.
Cuadro § 17 •
Hoja 3/6.
1977- .
11
40013
608. 71
5 .557 -
i
480 '
*>340. 60
204.
.161618
1.134
3.528
847.
•136
2. .143
579-
SISTEMA INTEGRADO DEL NO.RTE
FONDO
6. Cota.cachi.
7 .- El. Ángel
8 . San Gabriel
9 . Tulcán
10. Redes para 14D000- -abonados
TOTAL DISTRIBUCIÓN '
VII
Q MEDIDORES Y ACOMETIDAS
VIII p ALUMBRADO PUBLICO-
IX.
INSTALACIONES EN GENERAL
X, . BIENES INTANGIBLES
ACUMULADO DE DEPRECIACIÓN
[Miles de Sucres)
1973 '
1974 .
84
- 311
3.265
4.387
271
496
199
32'4
1.002
1.216
90
' 13-8
19.75 .
705 374
705
635
7 .-444
762
49.5
1, 469
189
1976 •
620.
775
418
781
1.049-
9 .729.
1. 130
775
1.819
' 24'0.
Cuadro # -17 -
Ho.ja 4/6.
1977-
• '
673
852
46.4
:841
1.553
11.616
1.545.
1.094,
2. -214
. 29-1
TOTAL FONDO ACUMULADO DE
DEPRECIACIÓN
16.378
23 .469
37 .441
46;.162
53 .368
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
FONDO ACUMULADO DE
DEPRECIACIÓN
(Miles de Sucres)
V -1.J2
»
II .
2'.'l
2. 2
TI'I
V.-l
3", 2
3.3
GENERACIÓN
Generación Hidráulica
Generación Terml-ca
TOTAL GENERACIÓN
SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN (34.5 kV)
El Ambi (4.16/34.5 kV-10.00.0 kVA)
•Estación Seccionaiuiento (34.5 kV.)
TOTAL SUBESTAC. DE ELEVACIÓN
, LINEAS DE TRANSMISIÓN (34.5 kV)
El Ambi-Ibarra (5'. 3 km) .
Ib arr a- Tul can
(90 km)
Ibarra-Otavalo-Cay ambe (42 km.)
1973
9. 198
756
9. 954
17262
234
146
226
1974 .
13.467 •
1. 099
14.566
280
104
384
240
375
Cuadro # 17
Hoja 5/6'
(NIVEL 3405 kV)
1975
21. 357
1.243,
22.. 600
388
146.
534
287
• 577-
524
1976
240 345
1.90'3
26-. 248
49.6
188
684
334
1.154 .
673
1977 ••
26.394 .
2.305
28.699
604
¿23.0
<
834
381
1.731
822
TOTAL LINEAS DE TRANSMISIÓN
372
615
T "3 '
JL . J
<2,161
2 .934
TOTAL FONDO .ACUMULADO DE
DEPRECIACIÓN
10
.5
60
15
.5
65
24
.52
22
9.0
93
32
.46
-7
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
I. II.
III
3.1
3 .2
3.3
3.5
NIVEL 34.5
kv.
LINEAS TRANSMISIÓN
. SUBESTACIONES DE
(34.5/13.8 kV)
Ibarra
Otavalo
Cay ambe
El Ángel
FONDO
(13.8 kV)
REDUCCIÓN
(8. 000 kVA)
(2.000 kVÁ)
'(2.000 kVÁ)
(500 kVA)
ACUMULADO
(Miles de
1973
10 .560
231
136 6868
DE
DEPRECIACIÓN
Sucres )
1974 .
15 .565
336
222
136
102
(NIVEL 13". 8
1975
24. 522 .
646
308
204
136 8
kV)
1976
29. 093
Io056
'394
272
17016
Cuadro # 17
Hoja 6/6.
1977
32.467
1,520
480
'340
20424
i VD 1
TOTAL FONDO ACUMULADO DE
DEPRECIACIÓN
272
11.063
460
16.361
656
25 .824
852
31.001
1.048
35.035
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
BASE
(Miles
TARIFARIA
de
1973
I.
1.2..
3 .4.5.
II.
1. 2.
3.4.5.
III
1. 2. 3.40
5.
IV 0
I."
2 .
3 ,4.50
GENERACIÓN
Inversiones Brutas
Fondo Acumulado de Depreciación
Inversiones Netas (1-2)
Capital de Trabaj o
Base Tarifaria
(.3 + 4.).
TRANSMISIÓN
Inversiones Brutas
Fondo Acumulado de depreciación
Inversiones Netas (1-2)
Capital de Trabajo
Base Tarifaria (3 + 4).
. DISTRIBUCIÓN
Inversiones brutas
Fondo acumulado de depreciación
Inversiones netas (1-2)
Capital de Trabajo
Base Tarifaria (3 + 4.)
EQUIPO GENERAL E INTANGIBLES
Inversiones Brutas
Fondo acumulado de depreciación
Inversiones netas (1-2)
Capital de Trabajo
Base Tarifaria
54.9.
44.
44.
18.1.
17.
17.
41.
3 .7
37 ..
37,' 4.1.3 .
4.
044
'954
090
2.19309
961
597
364
150
514
024
.35289
428
717
763
092
671
556
227
Sucres )
1974 .
741459
59
28 226
26
50 545 45. 5 1 4 4
0220
.566
.654 .
344
.998
. 732
.342
.390
210
.600
.484
.207
.277- '
506
0783
.574 .
.354
. 220
687
•D907
1975
103 2280
81
54 450
50
66 857
58 7 1 5 6
.554
.600
.954
47.0
.424 .
.710
,
.•4'82 '
.228
288
•;516
.277
*.701
.576
701
.277
.521
.658 •
.863
949.
.812
-Cuadro § 18
Hoja 1/3'.
1976
108 2682
83
56 650
50
75 1164
65 8 2 6 1 7
.978
.248
..730
510
.240
.671
. 22-1
.450
'316
.766
.928
.634
..294
790
.084
.407
.059
.348
.062
.410
1977- -
108 2880
80 56 748
49 83 1468
69
8 2 6 1 7
.978
.699
«27.9
539
.818
,i
.671
«.909
1
.762 ,
328
,090
.199
,255
,944
839
0783
.904
.505
.399
.126
D-52
5
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
BASE TARIFARIA
(Miles de
Sucres)
Cuadro # 18
Hoja 2/3.
1973
1974 :
1975 .
1976
1977
• .
GRAN TOTAL
1.2.3.4. 5.
Inversiones Brutas
Fondo acumulado' de depreciación
Inversiones netas (1-2)
Capita.1 de Trabaj o
Base Tarifaria ;
118 16
102 1
103
.792
.378
.414
.354
.768
(NIVEL 34.5
I.
1.2.3.4.5.
II.
1. 2.3.
4.-
5.
III
1.2. 3.4. 5 .
GENERACIÓN
Inversiones Brutas
Fondo acumulado de depreciación
Inversiones netas (1-2 )
Capital de trabajo
Base Tarifaria (3+"4)
TRANSMISIÓN (34.5 kV
Inversiones Brutas
Fondo acumulado de depreciación
Inversiones netas (1-2)
Capital de trabajo
Base Tarifaria (3+4)
. TOTAL
(340.5 kV)
Inversiones Brutas
Fondo acumulado 'de
depreciación
Inversiones netas (1-2)
Capital de Trabajo
Base Tarif ari'á (3'+4)
54 944
44 8 8 8
6210 52
52
. 044
'
. 954 .
-
.".090
219
.309
.906.
606
.300
'.
57
-.357
.950
.560
.390
276
.666
159.
23 .
135. 1.
137.
kV y
74.
14..
59.
59.
11.
10.
10
.'
85 .
15.
70.
70 .
010
469
541
748
289
13.8
22.0
566
654
.344
998
545.
999
546
-57
'603.
765
565
200
401.
601.
23237
194 2
197
kv)
103 22.
80
81
30 1
' '2fi
28'-
13424
109
110
..062
.441
.621
.-408
•-•029.
.554
.600
.'954 .
470
.424 .
.770.
.922
'.-848 93
.941
0:324
..522
.802.
563
.365
249. 46
203 2
206.
108 26 82
' 83
30 2
•27
28
139 29
110
111
984
.162 .
.822
.679
.501
•
.978
.248,
. 730
. 503
.233
.770
..845.
.-925
93
'.01.8
. 748
.093
.655
596
.251
257
53
20:4 2
207
1082880
' 80 30 327
27
139 32
107
107
.752 .
.368
.384 .
.833
.217
-
.978\9
. 2 79
532
.811
.770
'.768
;oo2 95
.097
.748
.467
:
0281
627
.908
SISTEMA INTEGRADO PEÍ; NORTE
BASE
TARIFARIA
(Miles de Sucres)
Cuadro # .18
Hoja 3/3',
I 1 ~2 3 4 5 1 2 3 4
V<l. TRANSMISIÓN (13 . 8
\í Inversiones Br.utas
. •Fo.ndó, acumu'lado d'e
> Inversiones netas-
. Capital -d
e Trabajo
, B'ase Tarifaria
TOTAL (13.8 kV)
. Inversiones Brutas
. Fondo acumulado de
.- Inversiones netas
. _Capital de Trabajo
*V.)
depreciación
(-Í- 2).'
"-
••
depreciación
d-'2)
<5 . Base Tarifaria
(3'-f4:)'
1973
- .9,. 37 3 '
... -r -\,5',o:3y
-f '
sv; s
Yo-
•"':
;. , :"
->75
• 8.
a'9:45'
72. -323
11.06.3
61.26,0
351
61.611
1974
-
1,5
• M'4
14
101 1684
85
. 4.2.5
796
'. 6
29
. •
115
-.-7-44
.190
.361
.829
516
.345'
1975
20
/ A
'. 18 19
154
- 25
128
129
. 2 35
.-3,02-
:.\9'-3'3
'148
.081
.559
.824
.735
711
.•446.
1976-
22
- '.1
2Ú
2'0
16131
130
131
.'.0 35
.9;0.8
.; 1 2.7'-
• •
1,69
. 296
.783
.00-1
.782
765
.547
'
1977- -
22 2
.19
19
161 35
126
127
;.03.5
.568
.46-7
-175
.642
.783
.03.5
.748'
802
.550
I H O O I
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
BASE
TARIFARIA Y
RENTABILIDAD
(Miles de Sucres)
1973
I. 1.1
1.2
1.3
1.4
II.
2.1
2.2
2 .-3
2.4
III
3.1
3.2
3.3
3.4
IV.
4.1
4.2
4.3
4.4
V.5.1
5. 2
5.3
5 .4
GENERACIÓN
Base tarifaria
.Rentabilidad 2% ,
Rentabilidad
4% ;
•Rentabilidad 6% .
TRANSMISIÓN
Base Tarifaria
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad
4%.
.Rentabilidad 6% .
. DISTRIBUCIÓN
Base Tarifaria
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad 4% .
Rentabilidad 6% .
EQUIPO GENERAL E INTANGIBLES
Base Tarifaria
Rentabilidad
2% .
Rentabilidad 4% .
Rentabilidad 6%
GRAN TOTAL
Base Tarifaria
.Rentabilidad 2%. .
Rentabilidad 4% .
.Rentabilidad 6%
44 1 2
17 1
37 1 2 4
10 2 4 6
.-309
886
.772
Q.658
.514
350
'700
.05-1
. 717
754
.509
.263
. 22.7
85
169
254 :
3.768
.075
.-151
.226
1974 :
59.1.2.3.
26.
1.1.
45.
1.2 .
4 .
137. 2.
5.8.
998
200
40.0-
'600
600
532
06.4
-596
783
916
831
747
90798
196
294
289
746
492
237
1975
81 1 3 4
50 1 2 3
58 1 2 3 6
197 3 711
.42-4 '
.628
.'25.7
.:885
.516
.010
.021
.031
.277
-.165
.-331
.49-7
.812
136
272
409
.'029
,941
.-881
. 822
Cuadro $
Hoja 1/-2
1976. •
83 1 3 4
50 1 2 3
65 1 2 3 7
206. 4 812
.240
.665
.330 '
.994 :
.766
.015
.'031
o046.
.084 .
.302.
•,603
0905
.410
148
29.6
445
.501
.130
. 260
0390
19
1977-
801 3 4
49 1 2
69 1 2 4 7
20-7 4 812
.818
.616
.233
.849
.09-0
'982
.964
.945
-
.783
.396
.791
.187
.525.
150
301
451
.217
..144
.-289
.433
O H
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
BASE TARIFARIA Y RENTABILIDAD
(Miles de Sucres)
Cuadro $ 19
Hoja 2/2.
(NIVEL 34-5 /'.13.8 kV)
1973
1974 .
1975
1976.
1977
-
I, GENERACIÓN
II.
III
IV.
V.
Base Tarifaria
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad 4%.
.Rentabilidad 6% .
TRANSMISIÓN (34.5 kV)
Base Tarifaria
Rentabilidad 2%- .
Rentabilidad 4% .
Rentabilidad 6% .
. TOTAL (34.
.5 kV)
Base Tarifaria
Rentabilidad 2%.
Rentabilidad 4%. .
Rentabilidad 6% .
TRANSMISIÓN (13.8 kV)
Rentabilidad 2%
Rentabilidad 4% ,
.Rentabilidad 6%
TOTAL
(13.8 kV)
Base Tarifaria
Rentabilidad 2%
Rentabilidad 4% .
Rentabilidad 6% .
44. 1. 2 .
i
8 .
52 .1. 2 .
3 .
8.
61. 1'.2.3 .
309-
886
772
659
357
-167
334
501
666
053
107
•160
945
179
358
537
'611
232
46.4
697
591 2 3
10 70 1 2 4
14
851 3 5
.998
. 200
.-400
.600
;603
212
42.4
-•636
..601
.412
.824
..236
.744
29-5
•590
'885
.345
.707
0414
.121
81 1 3 4
28 1 1
110 2 4 6
19
1
129 2 5 7
.424-
. 628
. 257
.885
.941579
. 158
.736
.365
.207
o-415
.622
.081382
763
.145
0.446
.589
.178
.767
83 1 3 4
28 1 1
111 2 4 6
20
1
131 2 5 7
.233
.665
.329
.994
.018560
.121
.681
.251
.225
.450
.675
,.29-6
406
812
. 218
.547
.631
.262
•.893
801 3 4
27. 1 1
107 2 4 6
19
1
127 2 5 7
.811
.616
.232
..849
.097
. 54
2.-
•.084
.626
.908
..158
.316
.'474
,642393
786
.178
.550
'.551
.102
.653
O W I
SISTEMA INTEGRADO DEL
PROMEDIO DE LA
NORTE
BASE TARIFARIA' Y RENTABILIDAD
(Miles de Sucres)
1974 .
I. 1. 1. 1.1.
II2.
1 2 3 4 12-2
2 .2.3 4
III
3.
3 .
3.3.
IV4.
,4o
4.
4.-
V.
1 2 3 4 . 1 2 3 4
GENERACIÓN
Base Tarifaria
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad 4%' .
Rentabilidad 6% .
TRANSMISIÓN
Base Tarifaria
Rentabilidad 2% .
'Rentabilidad 4% .
Rentabilidad 6% .
. DISTRIBUCIÓN
Base Tarifaria
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad 4% .
.Rentabilidad 6% .
EQUIPO GENERAL E INTANGIBLES
Base Tarifaria
Rentabilidad 2%. .
Rentabilidad 4% .
•.Rentabilidad 6% .
TOTAL
Base Tarifaria
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad 4%.
.Rentabilidad 6% .
5 1 2 3
2.2 1
41 1 2 4
120. 2 4 7
2.153
.043.
.086
.129
.057
441
882
,323. '
.750
835
.'670-
..505
.567 •
91
182
274
.'.5 2 8
.410
0821
.231 .
1975
70 1 2 4
38 1 2
52 1 2 3 5
167 3 610
.711
.414
..828
.242
.558
771
.542
.313
.030
. 0 4.0.
.081
0'122.
0859
117
•234
.351
.-159
.343
.686
,'02.9.
mBmm%
Cuadro # 20.
Ho j a
1976
82 1 3 4
50 1 2 3
61 1 2 3 7
20-1 4 812
..332
. 646
,29.3
.-939
.641
.012' -
..0 26
.03.8
.680
.23-3 '
.467
-.701
.111
142 '
2'84
.
42-7
.765
.035
.070
.106
1/2
1977
-
82 1 3 4
49 1 2
67 1 2 4 7
' 206 4 8
12
.029
.640
.281
.921
.928
998
.997
.995
-
0'433 '
.349
.697
.046
.467
149
298
448
.859
.137
'
.274 -
.411
H O -OJ-
¡.
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
PROMEDIO DE LA BASE TARIFARIA Y
(Miles de
1974
I. GENERACIÓN
Base Tarifaria
Rentabilidad
2% .
Rentabilidad 4% .
Rentabilidad 6% .
II. TRANSMISIÓN
(34 ..5
kV)
Base Tarifaria
Rentabilidad
2% ,
Rentabilidad 4%. .
Rentabilidad 6% .
III. TOTAL (34.5 kV)
. Base Tarifaria
Rentabilidad
2%- ,
Rentabilidad 4% .
Rentabilidad 6% .
IV. TRANSMISIÓN (13.8 -kV)
Base Tarifaria
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad 4%.
Rentabilidad 6% .
TOTAL Q-3. 8 kV)
Base Tarifaria
Rentabilidad 2%.
Rentabilidad 4%. .
Rentabilidad 6% .
52 1 2 3 9
61 1 2 3
11
73 1 2 4
..153
.043
.086
.129.
. 480
189
379
568
.633
,23.2
..465
.698
.844
. 23.7
47.4
711
.478
.46,9
.939
.40.9
'
Sucres)
1975
70.1.2.4.
19.
1.
90.' 1. 3 .
5 .
16.
1.
107. 2 .4.6.
711
414
828
242
.
772
395
791
186
483
809
619
429
912
343
"676
015
395
148
29.6
44:4
RENTABILIDAD
(NIVEL 34.5 y 1
1976
82.1.3.4.
28.
1.1.
110.2 .4.6.
19.
1.
130'.2 .
5 .7 .
328
646
29.3
.939
479
569
139
708
808
216
432
-648
688
394
.787
181
496
610
22.0
830
\ * 82 1 3 4
27 1 1
109 2 4 6
19 1
129 2 5 7
Cuadro # 20-
Hoja 2/2.
3. '8 kV) Período
74-77
.022
. 640
.280
.921
.557
551
.102
.'653
.579
.191
7.448.
. 383
14..899
.574 .
22.349
.969
399
799
.198
.548
.591
8.818
.182 .
17. .637
.-773
26 .456
H O
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
COSTOS DE OPERACIÓN
POR ETAPAS FUNCIONALES
INCLUYENDO LA RENTABILIDAD
1-974
I.
l.
1. 1. 1.
le 1. 1. 1. II 2. 2. 2.2.2. 2.2. 2,
1975
1976
1977-
'.
Cuadro
\\1
Hoja 1/4. .
Período'
74~.77<
•
GENERACIÓN
1 2 3 4 5 6 7 8 . 1
Gasto.s directos de Operación y
mantenimiento
•Cuotas anuales de depreciación
SUETOTAL COSTOS DEL SERVICIO
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad 4%.
.Rentabilidad 6% .
Costo.s del servicio y rentabilidad 2% .
Costo.s del servicio y rentabilidad 4% .
Costos del servicio y rentabilidad 6% .
TRANSMISIÓN
Gastos directos de operac. y manten.
1 1 2 1 2 3 4 5 6
2Cuotas. anuales de depreciación
3 4 5 6 7 8
III
3.
"3.
3.3.3.
1 2. 3 4 5
SubTOTAL COSTOS DEL SERVICIO
Rentabilidad 2%. .
-Rentabilidad 4% .
Rentabilidad 6% .
Costos del servicio y rentabilidad 2% .
Costos del servicio y rentabilidad 4%
Costo.s del servicio y rentabilidad 6%
. DISTRIBUCIÓN
-
Gastos directos de Oper . y manten .
Cuotas anuales de depreciación
SUBTOTAL COSTOS DEL SERVICIO
Rentabilidad 2%
Rentabilidad 4% .
' Rentabilidad 6%
1 1 2 2 3 2 1 3 1 2
.377
.586
.963
. 043
.'0'86
."129
.006.
.049
.092
842
860
..702 .
441
882
.323
„ 143
.584
.'025.
.026'
. 685
.711
835
.670
.505.
1.2.
4".
1.2.4.5.7.8.
1.1. 2.
1.2 .3 .4.5 .
2 .2. 5.
1. 2 .
3 .
882
•353
235
414
828
245
649.
063
480
•
151
639
790
771
542
313
561
332
103
804
223
02.7
040
081
122
2. 2 .4. 1.3 .4. 6D
1 .
9.
1. 1.2.
1.2 .3 .3,4.6.
3.2.5. 1.2 .
3 .
041
46-1
502
.
646
293
.939
148
795
44.1
265
698
963
012
026
038
975
.989
001
160
550
710
233
467
701
2 2 4 1 3 4 6 7 9 1 1 3 1 2 4 5 6 3 2 6 1 2 4
.158
.461
.619
.640 .
.281
.921
0259
.900
.540 .
= 311
.698
.009
998
.997
.995
. 007 '
.006.
.004 .
.358
..795
.153
.349-
.697
.046
7.458
8.861
16.319
5.743
11.488
17.234
-
22 .062
27 .-807
' "33 .553
4.569
5 . 895
10.464 .
3.222
6.447
9. 769
13.686
16.911
20 .133
11.348.
9.253
20.601
4.457 '
8.915
13.374
I H O
SISTEMA INTEGRADO DELNORTE
1
COSTOS DE OPERACIÓN
POR ETAPAS
INCLUYENDO
FUNCIONALES
LA RENTABILIDAD
1974 :
3. 3.
3.
IV
4.
4 ».
. 4.
4.4. 4..
4..
4..
V.
. 50
5.
5.
5 „
5. 5 .5.5.
6 Costo.s del servicio y rentabilidad 2%
7 Costo:s del servicio y rentabilidad 4%
8 Costos del servicio y rentabilidad 6%
. EQUIPO GENERAL E INTANGIBLES
1 Gasto.s directos de Operac . y Manten.
2 -Cuotas anuales de depreciación
SUBTOTAL COSTOS DEL SERVICIO
3 Rentabilidad 2%.
.4
Rentabilidad 4%' .
5 Rentabilidad 6% .
6 Costos del servicio y rentabilidad 2%.
7 •Costos del servicio y rentabilidad 4%'
8 Costos del servicio y rentabilidad
6%
TOTAL
1 Gastos directo.s de Operac . y Manten.
2 Cuotas anuales de depreciación
SUBTOTAL COSTOS DEL SERVICIO
3 Rentabilidad 2%.
.4 Rentabilidad 4% .
5 Rentabilidad 6% .
6 Costo.s del servicio y rentabilidad 2%
7 -Costo.s del servicio y rentabilidad 4%
8 -Costos del servicio y rentabilidad 6%
. 4.
. 5.
. 6. 2.
3.
3 .
. 3 .'
3.
6 .
4.
11.
2..
4.:
7 .
13.
16.
18.
546
381
216
749
304
053
'
91
182
274
144
235
327-
994
435
429
410
821
231
839
250
660
1975
6.7.8.
3 .
4. 4.4.4.
9.6.
16. 3.6.
10.
19.
22 ;.
26.
067
'108
149
797
•40-1
198
117
234
'351
315
43.2
549'
634
616
250
343
686
02-9
593
936
279
1976
6.8 .
9.
4,
4. 4.4.5.
10. 7.
17o 4. 8.
12.
21.
25.
29.
N
943\7
411
249
446
695
142
-284
.427
837
979
122
715
•155
870
035
070
• 106
905
940.
976
Cuadro # 21
Hoja
1977- •
2/4.
Período
iy /4- 77
•7.
8.
' 10.
4.'
4.
5.5.5.
11. 7.
18.
4. a-.
12.
22,
27-0
31.
•502
.850
199
504 :
471
975
149
298
448
124
.273
423
331
425.
756
137
274
411
89". 3
03.0
167
-
2529 33
15 1 1-6 1
17 1718
382564
13274178
92,
106
.03.8
.516
D975
.29.9
,622
.921
499
998
i.500
H
.420
g.919 '
'.42-1
.674 .
.631
.305.
.'925
.•851
.777-
•.230
156
0082
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
COSTOS DE OPERACIÓN INCLUYENDO LA RENTABILIDAD
A NIVEL 3 4. :5 k.V"
(Miles
de
1974
1.2..
3.40
5.
6.
7.
8 .
9.
10.
10..
10.
10 .
10.
Cuotas anuales de depreciación
. Gastos directos cíe Oper. y Manten.
SUBTOTAT, COSTOS DEL SERVICIO
Rentabilidad 2%
Rentabilidad 4%
Rentabilidad 6%
Total costos del servicio y
rentabilidad 2% .
Total costo.s del servicio y
rentabilidad 4% .
Total costos/ del servicio y
rentabilidad' -6% .
Energía Vendida
Costos promedio del kWh cubriendo
.1 Costos del servicio (s'in intereses
de prestamos)
2 -Costos
del servicio y rentabilidad 2%.
3 Costos del servicio y rentabilidad 4%
4 .Costos del servicio y rentabilidad 6%
1. 1. 3 .
1. 2.:
3 „
4. 6.
7.
15 .
0,
- 0
io, o,
932
606
53.8
232
-.465
698
770
003
23.6
640
226
305
383
462
Cuadro i 21
Hoja. 3/4.
Sucres )
1975
3.2.
5.
1".
3 .5.
7. 9.
10 .
24.
0,0, o, o,
276
251
527
-
809.
619
429.
336
146
956
150
229
304
379
454
:
1976
3 2 5 2 4 6 7.10
12
28 0 0 0 0
.384
.385
.769
.216
.432
,648
.985
.'201
.417
-
.790
, 200
,277
,354 .
,43.1
1977
3 2 5 2 4 6 8
10 12
33 0 0 0 0
. 384
•
.507
.891
.191
.383
0574 .
.082
'.274
.465
.010
,178
,245
,311
,378
Período
74-77
20
28
35
43.
101 o, 0, o, o,
.7.25
•
.173 ,
.624
.074
.
.590
.
204
277
350
424
1
r H O 1
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
COSTOS DE OPERACIÓN
INCLUYENDO LA RENTABILIDAD
A NIVEL 13 . 8
3cV
(Miles de
1974
1. 2.
3 .4.5.
6.
7.-
80-
9. 10
10
1010 10
Cuotas anuales de depreciación
Gastos directos de Operac . y Manten.
SUBTOT&L COSTOS DEL SERVICIO
Rentabilidad 2% .
Rentabilidad 4%.
.Rentabilidad 6% .
Total costo.s del servicio y
rentabilidad 2%
Total costo.s del servicio y
rentabilidad 4% .
Total costos del servicio y
rentabilidad 6% .
Energía vendida
. Costo promedio del kWh cubriendo
.1 Costos del servicio sin interés de
préstamo
. 2 Costos del servicio y rentabilidad
o 3. Costos del servicio y rentabilidad
. 4 Costo.s del servicio y rentabilidad
2 2 4 1 2 4 5 7 8
15 0
2% . 0
4% . 0
6% . 0
. 394
.065
.459
.469
.-939
..40-9
.928
.398
.868
.640
,285
, 379
,473
,567
Cuadro t
Hoja 4/4.
-
Sucres' )
1975
3.2. 6.
2.4. 6 .
8.
' 11.
13'.
24,
0, o/ o, 0,
882
•843
725
.148
29.6
444.
873
021
169
150
278
367
-45.6
545
1976
4 3 7 2 5 7 9
12
14
28 0 0 0 0
.044
.061
.105
...610.
. 22.0
.-830
0715
.325
.935
.790
, 247-
,'337 •
,428
,519
1977-
•
4 3 7 2 5 7 9
12
15
33 0 0 0 0
..054
. 20.9
.263
.591
.182
.•773
. 854
.445
.036
.010
,220
,298
, 377
,455
Período
74-77.
2S. 552
34. .370
43 .189
52.008.
101.590
0, 251
0,338
0,425.
0,512
•
21
S.IS
TEM
A IN
TEG
RAD
O D
EL
NO
RTE
COSTO PROMEDIO -DEL -KWH -PARA
CADA .UNA DE LAS
ETAPAS FU-NCIONALES
1974 :
ENERGÍA VENDIDA (MWh)
I. GENERACIÓN
Costo promedio del kWh 'cubriendo
1.1
1.2
1. 3
1.4
II .
2.-1
2. .2
2.3
2.4
III
3.1
3.2
3.3
3.4
IV.
4.1
4. 2
4.3
4. .4
Costos del sexvicio (sin intereses
prestamos)
Costo.s del servicio y rentabilidad
Costos del -servicio y rentabilidad
Costos del servicio y rentabilidad
TRANSMISIÓN
Costo. Promedio del kWh cubriendo
Costos del servicio ('sin intereses
de prestamos
Costos del servicio y rentabilidad
Costos del servicio y rentabilidad
.Costos del servicio y rentabilidad
. DISTRIBUCIÓN .
Costo promedio del kWh cubriendo
Costos del servicio (sin intereses
de prestamos)
Costo.s del servicio y rentabilidad
Costo.s del servicio y rentabilidad
Costo.s del servicio y rentabilidad
EQUIPO GENERAL E INTANGIBLES
Costo promedio delkWh cubriendo
Costos del servicio (sin intereses
de prestamos
.Costos del servicio y rentabilidad
Costo'S' del servicio y rentabilidad
Costos del servicio y rentabilidad
de
2%. .
4%
6% .
2% .
4%
6% .
2%4%6%
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,'28.4
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,163
,168
,173 '
,178
Cuadro f 22 -
Hoja 1/2.
1977 -
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',190
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Período
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SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
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37
.4
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
III. DISTRIBUCIÓN
Sin Rentabilidad
Cargos por energía
Cargos por demanda
2%. .Rentabilidad
Cargos por energía
Cargos por demanda
4% Rentabilidad
Cargos por energía
Cargos por demanda
6% .Rentabilidad
Cargos por energía
Cargos por demanda
IV. EQUIPO GENERAL
Sin Rentabilidad
Cargos por energía
Cargos por demanda
2% .Rentabilidad
Cargos por energía
Cargos por demanda
4% .Rentabilidad
Cargos por energía
Cargos por demanda
6% .Rentabilidad
Cargos por energía
Cargos por demanda
DETERMINACIÓN
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DE LOS CARGOS POR 'DEMANDA
DIFERENTES ETAPAS
1974 .
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5.7
'
0,176
7.1
0,176
8.4
Y ENERGÍA
PAP,A
Cuadro # 23.
Hoja 2/5'.
FUNCIONALES
197E
0,116
22. 3
0,116
32 .8
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52 .6
0,148
3.8
0,148
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0, 148
6.1
0,148
7 .3
1977-
0,102
21. 3
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0,102
52 .2
0 ,136
3.6
0,136
4.7
0 ,136
5 .9
0,136
7.0
Período
74-77
0,M12 .
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0,112
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0,151
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7.5
L—
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SISTEMA INTEGRADO
DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS
DEL NORTE
POR DEMANDA Y ENERGÍA
PARA
^WH
Cuadro # -
23.
Hoja 3/5'.
LAS DIFERENTES ETAPAS FUNCIONALES
T 0
Sin
Cargos
- Cargos
2%
Cargos
Cargos
4%
Cargos
Cargos
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Cargos
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151.2
Período
74-:77
0,381
61.2
:
0,381
94/5
- .
i0,381
H127/8
w .1
0,381
161.1
SISTEMA XNTEGRADO DEL NORTE
DETERMINACIÓN .DE LOS
EL NIVEL
ENERGÍA VENDIDA (MWh).
DEMANDA MAXXMA
(k'W)
Gasto.s directos cíe operación y
mantenimiento (Miles S/V)
Cuotas anuales de depreciación (Miles
£/. )
Sin Rentabilidad
Cargos por energía S/. /k.Wh
Cargos por demanda £/. /k'W/mes
2% .Rentabilidad
Cargos por energía S/./kWh
Cargos por demanda §/. /kW/nies
4% .Rentabilidad
Cargos por energía S/./k.Wh
Cargos por demanda S/. /k.W/iu.es
6% .Rentabilidad
Cargos por energía
$/. /k.Wh
Cargos por demanda S/../k.W/mes
CARGOS POR
DE VOLTAJE
-.1974 .
DEMANDA
DE 34/5
1975-
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24. 150
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1. 606
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0,102.
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0,102 .
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0,102
81.7
•
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2.25.1
3.276
0,093
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0/093
51.1
0,093
69. 2
0 ,09.3
6 7. -4
Y ENERGÍA
kV 1976-
28. 79^0
9.910
2.385 '
3.384
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0,083
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0,083
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PARA 1977- •
3 3 . 0 1.0
10 .930
2. .507.
-3 .384 .
0,076
25.8
0 ,.076
42 .".5
0,076
59,2
0 , 0 7 &
75.9
Cuadro § 2 3.
Hoja 4/5.
Periodo
74-77-
-
101. 590
34.880
'
8.749
11.976
i
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r*•SISTEMA
DETERMINACIÓN DE LOS
EL NIVEL
ENE.RGIA
VENDIDA
(MWh)
DEMANDA MÁXIMA
(IcW)
Gastos directos de operación y
mantenimiento (Miles . )
Cuotas anuales de depreciación (Miles
£/. )
Sin Rentabilidad
Cargos por energía $/. /]¿Wh
Cargos por demanda £/./kW/mes
2% .Rentabilidad
Cargos por energía $/./]¿Wh
Cargos por demanda S/./M/mes
4% .Rentabilidad
Cargos por
energía $/. /JcWh
Cargos por demanda £/. /k.W/mes
6% .Rentabilidad
Cargos por
energía £/. /ki.Wh
Care
ros
por demanda S/. /kW./mes
..,.?..„•
.. .
INTEGRADO
CARGOS POR
DE VOLTAÍJE
1974 '
15.640.
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5.740
2/065
2/394
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DEL NORTE
DEM'ANDA Y
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24.150
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0,118
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0,118
60. .5
0,118
82.1
0,118
103.7
ENERGÍA
1976-
28 .790
9.910
3.061
4. -044
0,106
34.0
-
0,106
56.0
0,106.
7 7. -9
0,106
99.9
^
PARA
1977
-
35/010
10.930
3 . 2 0'9
4.05.4 .
0,'.097
30.9
0,097
•50.7
'
0,097 '
70"04
0,09-7
•90. '2
" kw*5^
Cuadro #23-
Hoja 5/5!
Período
74-77
101.590
34. .880
11.178
140.374 .
t H H0 ,-110
^34.3
0,110
-
. 55.4
-
0,110
76.5
0,110
9 7. -6
-116-
CAPITULO CUARTO
4. 1 ANÁLISIS DE .LOS PLTEGO'S TARIFARIOS' EXISTENTES EN EL
ÁREA DEL SISTEMA INTEGRADO DEL "NORTE
Antes de entrar a analizar los pliegos tarifarios vi-
gentes en el área integrada, vamos a presentar primero la e_s_
tructuxa de los mismos.
4.1.1 Tarifas vigentes en el Sistema Integrado del Norte
A. Pliego Tarifario de Ib'arra,' Otavalo, Atuntagui, Cayambe
y Tabacundo
Servicio Residen'cial
Tarifa R-l
Rango : 0-30" kWh
Cargos : . ' S . 00 mínimo, con derecho a 10 kWh
£/, . 0,60/k'.Wh .siguientes 20 kWh
Tarifa R-2
Rango: Superior a 30 kWh
Cargos: £/„ '. 25,oo mínimo, con derecho a 30 kWh
§ .0 , 75/k'Wh/ siguientes 70- kWh
. ". O , 65/kWh, siguientes 100 'kWh
. " O ,55/k'Wh, exceso
Servicio Comercial
Tarifa C-l
Rango: 0-40'. kWh
Cargos: S/. , 18,oo mínimo, con dereclio a 20 kWh
S/.', Of'80/k'Wh, siguientes 20 kWh
Tarifa C-2
Rango: Superior a 40 kWh.
Cargos: S/.'. 38 ,00 mínimo , con derecho a 40 kWh
S/. . 0,85/k'.Wh, siguientes 60 kWh
-117-
S/. ' 0,.7-5/k'Hh/ siguientes 100 kWh
S/. ' O/65/k'.Wh.,' exceso
Tarifa C-.3
- Aplicación: Letreros luminosos ornamentales de neón
Cargos: Tarifas comerciales" con un descuento de 40% .,
en todo caso, su valor no será inferior al mí
nimo de 'la Tarifa C-l.
Servicio Industrial
Tarifa 1-A
Aplicación: Abonados que utilizan la energía en trabajos
de artesanía y cuya carga conectada sea de
hasta 15 kW.
Cargos: Tarifas comerciales correspondientes' con una
bonificación máxima de 15%..
Tarifa 1-1
Aplicación: Abonados que toman la energía de los circui_
tos secundarios, o de los circuitos prima -
rios pero a través, de un transformador de
propiedad de la Empresa
Cargos : S/.'. 18 , oo/k'.W de demanda f acturable ,' mínimo
S/.'. 0,55/k'.Wh./ primeros 50 kWh/k.W.
S/.'. 0,50/k.Wh, siguientes 50 kWh/k.W
S/, ' 0,45/kWh,' exceso
Tarif'a 1-2
Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel de a_l
ta tensión.
Cargos: S/.'. 14,.oo/k'W de demanda fa.cturable, mínimo
S/.'. 0,55/k'Wh, primeros 50 kW.h/k.W
S/.' 0,.50/k'Wh, siguientes 50 kWn/kW
S/.'. 0,45/kWh, exceso
-118-
Tarifa 1-3
'Aplicación: Abonados que toman la energía de los circui-
tos primarios en ho'ras que no corresponden a
• las de demanda máxima del sistema.
Cargos : S/. '. 12 oo/kW de demanda f acturabl.e , mínimo
S/.' O , 4 5/k'.W'h , siguientes 50 'kWh/k.W
S/.'. O , 4 0/]¿Wh , siguientes 50 kWh/k'W
S/. ' 0 ,35 /kWh/ exceso
Servicio a En.tidades Oficiales
Tarifas EO'-l y EO-2 .
Aplicación: Oficinas y dependencias fiscales y Municipa-
les cuyas, características son las especifica
das en la definición de servicio a Entidades
Of i.ciales .
Cargos; Tarifas comerciales con una bonificación má-
xima del 15% ..
Servicio de Alumbrado Publico
Tarifa A-P
Cargos: S/. '. 53,00 por cada luminaria de vapor de mer_
curio de 250 W cerrada
S/.'. 21,oo por cada luminaria incandescente
de 100. W abierta
S/. '. 30 ,oo por cada luminaria de vapor de mer_
curio de 125 W cerrada
£/.' 39',oo por cada luminaria de luz 'mixta de
160 W abierta
S/. '. 29 ,00 por cada luminaria de vapor de me_r
curio de 125 W abierta
Servicios Ocasionales
Aplicación: Abonados que toman la energía sin medidor, a
fin de promover negocios en la vía pública.
-119-
Cargos:
Tarifa 0-CM
S/. 5,oo diarios por cada 100 'W o fracción
de carga conectada
Aplicación: Abonados que. toman la energía, con medidor,
a fin de promover negocios en la vía pública.
Cargos: Tarifas comerciales' correspondientes, con un
recargo de 150%..
B. Pliego Tarifario de Tulcan
Servicio F.esidenc'ial
Tarifa R
Rango:
Cargos:
Tarifa R-l
Rango:
Cargos:
0-30 .kWh
S/.'. 7,oo mínimo, con derecho a 20 kWh
S/. . 0,40/kWh, exceso
0-40- kWh
S/. . 10, oo mínimo con derecho a 20- kWh
S/.'. 0,40/k'Wh,'. exceso
Tarifa R-2 .
Rango: Superior a 40. kWh
Cargos: S/.'. 15 ,00 mínimo, con derecho a 30 kWh
S/.'. 0,45/kLWh,. siguientes 170'- kWh
S/. ' 0,40/kWh, exceso
Servicio Comercial
Tarifa C-l
Rango: 0-.40- .kWh
Cargos: S/.'. 14,oo mínimo, con derecho a 20 'kWh
S/, . 0,.50/k'Wh/ exceso
Tarifa C-2
Rango: Superior a 40, kWh
Cargos: S/. '. 24, o o mínimo, con derecho a 40 kWh
S/. ' 0,50/k.Wh, siguientes" 80 kWh
-120-':
S/. '. 0,45/k.Wh, siguientes 80 'kWh
S/. '. O , 4 O'./kJtíh , exceso
Servicio Industrial
Tarifa. I- A
Aplicación: Abonados que utilizan la energía para traba-
j os de artes'aní a.
Cargos ; S/. '. 10 , oo mínimo , con derecho a 20 kWh
S/. . 0,35/k.Wh,. siguientes 1.000 kWh
S/. ' 0/30/k.Wh, exceso
Nota: El bloque de S/. ' 0,35/3¿Wh se factura realmente a
S/. '. 0 ,40 /kWh
Tarifa 1-1
Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel baja
tensión.
Cargos: S/. 2 ,oo/HP de demanda f acturable , mínimo
S/. ' 0,30'/k'.Wh,' primeros 50 kWh/HP
S/. ' 0,25/k'Wh, exceso
Tarifa 1-2
Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel alta
tensión,,
Cargos: S/. ' 1, 00/E3? de demanda f acturable/ mínimo
S/. . 0,35/k'.Wh., primeros 50 kWh/HP .
S/. '. O r'.SO'/kWh,. exceso
Servicio de Alumbrado Público
Tarifa A-P
Cargos: S/. '. O ,'.30'/k'.Wh
Servicios Municipal-Fis cal
Aplicación: Dependencias comprendidas en la definición de
servicios fiscales y municipales .
Cargos : Tarifas comerciales correspondientes , con una
bonificación máxima de 20% ..
-121-
Servicios Temporales
Tarifa S-T
Aplicación: Abonados al servicio temporal
Cargos: Tarifas comerciales correspondientes con un
recargo del' 100%
S.ervicio Sin Medidor
Aplicación: Abonados al servicio temporal siempre que la
Empresa no le's'. ex'i j a el respectivo medidor.
Cargos : S/. '. 3 , o o/di a por cada 100 W o fracción de car_
ga conecta.da
Pliego Tarifario de San Gabriel
Servicio Residencial
Tarifa. R-F (Fr o vis ion al 'sin medidor)
Aplicación: Abonados que no poseen actualmente medidor.
Cargos: S/. ' 10 ,00 por cada foco de -25 W.
Tarifa R-l
Aplicación: Abonados que poseen medidor
Cargos: S/. '. 10,oo mínimo, con derecho a 20 kWh
S/,'. O , 4 O./kWh. / exceso
Servicio Comercial •
Tarifa C-l •
Aplicación: Abonados al servicio comercial
Cartos': S/.'. 12 , oo mínimo , con derecho a 20- kWh
S/.'. 0,45/k'Wh,, exces'o
Servicio Industrial
Tarifa I-A
Aplicación: Abonados que 'toman la energía de los circuitos
secundarios y cuya carga conectada es de hasta
• -122-
• . 20 kW
Cargos: S/. . 30,oo mínimo, con derecho a 60 kWh
S/.'. 0,'35/kWn./ siguientes 40 kWh
S/. '. O , 30/k'.Wh.r siguientes 100 kWh
S/. '. 0,.20'/k'Whr' exceso
Tarifa 1-1
Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel baj a
tensión.i
Cargos ; S/. ' 3 /oo/k'.W. de demanda facturable, mínimo
S/. ' 0,.35/kWh," primeros 20- kWh/kW
S/e'. O, 30/k'.Wíx, siguientes 20 kWh/k'W
S/.'. 0,20/kWb., exceso
Tarifa 1-2
Aplicación: Abonados -que 'toman la energía a nivel alta
tensión.
Cargos : S/. '. 2 , oo/JcW de demanda facturable , mínimo
S/. ' 0,35/kWh./ primeros 20. kWh/k.W
E6 . 0,3Q'/kWh,' siguientes 20. kWh/kW
S/.'. 0,20/kWii, exceso.
Servicio a Entidades Fiscales y Municipales
Tarifa. F-M
Aplicación: Abonados al servicio de Entidades'Fiscales y
Municipales'.
Cargos: Tarifa Comercial, con una bonificación máxi-
ma del 20% ..
Servicio de Alumbrado Publico
Tarifa. A-P
Cargos S/.'. 0,30'/.k.Wh. '
-123'-
Servicios Ocasionales'
Tarifa 0-SM
Aplicación: Abonados al servicio ocasional, siempre .que
la Empresa no les exija el respectivo medi-
dor.
Cargos: S/. ', 5 , oo/dlía por cada 100 W o fracción de car
ga conectada.
Tarifa O-CM
Aplicación: Abonados al servicio ocasional con medidor
de 'energía el'ectrica.
Cargos: Tarifa Comercial 'con un recargo de 100%'...
D- Pliego Tarifario de El Ángel
Servicio Fijo
S/. ". 3,oo por cada foco de 25- W.
£/.'. 4/oo por cada foco de- 50 W.
S/.', 5,oo por cada foco de 60 'W.
S/.'.' 8 ,-oo por cada foco de 100 W.
Servicio con medidor
Residenciaí: S/. '. 6,00 mínimo con derecho a 15 kWh
S/,'. O , 3 O'/k'.Wh. por" el exceso
Comercial: £/. . 8,00 mínimo con derecho a 15 kWh
S/.'. 0,40/k.Wh por el exceso
Industrial: S/.'. 20',00 mínimo con derecho a 15 kWh
S/.'. 0,40./k'.Wh por el exceso
Rural: S/,'. 20 ,00 mínimo con derecho a 20. kWh
S/. ' O r 50/IcWh por el exceso
Ocasionales fiestas¡ defunciones, máximo 6 días)
S/. '. 5,oo por cada foco de 50 V?
S/. '. 8 ,o~o por cada foco de 100 -W. .
S/.'. 12,oo por cada foco dé 100 W a 200 'W.
S/. ' 20,oo por cada radio o tocadiscos
-124-
E. Pliego' Tarifario 'de 'Co'ta.cá'chi'
Res.iden.cial 'S/. '. 7 ,'oo mínimo con derecho a 12 kWh
S/. ' 0740:/.k'.Wh por el exceso
Comercial: S/. '. 8,00 mínimo con derecho' a 12 kWh .
S/. '. O ,50/k.Wh 'por el exceso
Industrial: S/.', 5 , oo mínimo sin consumo
S/.', 0,.30/IcWh. "por los primeros 50 kW'h
S/. ' Or25./k'.Wh por el exceso
S/.'. 5,oo por cada HP o fracción de carga co-
nectada sin der.echo a consumo
Nota: No. existen tarifas para servicio f i j o.
4.1.2 Análisis de lo's pliegos tarifarios
A. Pliegos Tarifarios 'Municipales
Los -servicios eléctricos municipales por mucho tiempo atrás
han venido manteniendo una política tarifaria deficiente. U_
na serie de factores" negativos han contribuido para desorg_a
nizar económicamente a este 'servicio que constituye la base
fundamental para el desarrollo y adelanto de los pueblos.
El principal problema del retraso económico en los servicios
eléctricos municipales han sido las tarifas políticas. Los
gobernantes de .turno con el. afán de granjearse simpatías de
sus partidarios y, con una visión bastante, estrecha, no se
han preocupado de recuperar en forma justa los fondos corre_s_
pendientes, a los ingresos por venta: de energía, .pues, se han
permitido subvenciones discriminatorias dirigidas a .quienes
ti.enen mayor capacidad económica; lo que ha contribuido, co-
mo es lógico, a la ausencia de cuotas anuales para fondos de
depreciación de los equipos.
Esta política tarifaria ha sido la principal causa del mal
servicio y del estancamiento del desarrollo de estos pueblos.
-125-
I ' Se suman a estos inconvenientes 'los pliegos tarifarios i
nadecuados, cuyas bases' económicas son obsoletas debido a
las continuas devaluaciones' monetarias que ha sufrido núes
tro País»
Por todas estas razones' y para enrumbar la economía de los
Municipios por senderos de progreso; el Plan Nacional de E_
lectrifi.cación de INE'CEL/ ha creí'do conveniente, 'incluir a
los Sistemas Erectrices Municipales dentro de cada Sistema
Regional, para así hacerlos partícipes de las grandes ven-
taj as que of r.ece la Economía de Escala para los sistemas
interconectados.
B. Empresa Eléctrica Tulcán S .'A.-Empresa Eléctrica Montüfar S'.A,
La E.E. Tulcán durante, .el año 1973 'registro como ingresos
de explotación, la cantidad de S/.'. 1'502.296; y como gastos
de explotación, la cantidad de S/.' 1' 821.010; lo que de j a
como saldo defi.citario la cantidad de S/.'. 3Í6.714. En igual
forma, la E .E.. Montufar durante 'el mismo año registro los
siguientes resultados: ingresos de explotación S/»'. '. . .
477 . 059; _ gasto.s de explotación S/.' 428.223,' lo que da un s a 1_
do negativo de S/.' 38'.39'8.
De los datos anteriores se puede deducir que las dos Empre_
sas Eléctricas tienen que revisar sus pliegos tarifarios
para poder nivelarse económicamente y obtener una rentabili_
dad adecuada,
C, Empresa Eléctrica Ib'arra
La E.E. Ibarra-Otavalo-Atuntaqui-Cayambe-Tabacundo, que
constituye el primer Sistema Integrado del Norte, no ha pre_
sentado el informe "económico correspondiente a los dos ÚJL^
timos años, razón por la cual no podemos hacer una compar_a_
ci.on de sus ingresos y de "sus egresos para determinar su
estado de pérdidas o ganancias.
-126-
Segün el pliego tarifario para el Sistema Norte, aproba-
do en Junio de 1972, se estimo que con el valor promedio
de S/.. 0,761/kW (valor g.ue considera la rebaja por el ex^
ceso de capacidad instalada) se cubrirían los costos del
servicio incluyendo los' intereses de -préstamos.
4..2 ANÁLISIS DE .LA ESTRUCTURA DE 'CONSUMOS DE LO'S 'ABONADOS
DEL 'ÁREA INTEGRADA
Para poder apreciar en mejor forma como están rep'arti^
dos los consumos de los abonados , presentamos cuadros de dis_
tribucion por frecuencia en el mes representativo para las
dif erente.s Empresas Eléctrica y Sistemas Municipales. (Ver
cuadros Nos. 24, 25, 26-,. 27, 28, 29).
Resumiendo estos cuadros para los difererfes organismos
y para los diferentes tipos de servicio, obtenernos los si -
guientes porcentajes comparativos:
4..2.-1 Empres a Eléctrica rb'ar'ra
Mes representativo: Abril/7'.3
Tipo de Servicio
Residencial
Comercial
Industrial-Artesanal
Industrial
Entidades Oficiales
Alumbrado Publico
Abonados % , Consumo %kWh
9.23.3 82/25. 371. 603 46., 5 5
1.323 11,79 137.--478 17V22
521 4 ,64 55 ,379 6 , 9 4
14 • 0,12 . . 51.006 6 ,39
133 ' 1,18 47.166 5,91
1 - 135'.627 16,99
T O T A L 11.225. 100/30 . 798.25,9 100,oo
-127-
U
4.2.2 Empresa Eléctrica Tu lean
Mes representativo: Abrí 1/7.3
Tipo de servicio
Residencial *
Comercial
. Industrial-Artesanal
Industrial
Entidades Oficiales
Alumbrado Público
T O T A L
'Abonados
3. '003
. 550
38
33
28
1
3.653
82
15
1
0
0
100
g.
,2
,0
,0
,0
1
6
4
1
,01
-
, oo
'ConsumokWh,
124.845
52. .315
3.866
23. 603
5.638
58.386
268.653
46
19
1
8
2
21
100
"5
,47
,47
,44
,79
,10
.73
, oo
4.2,3 Empresa Eléctrica Montúfar
Mes representativo :
Tipo de servicio
Residencial
Comercial
Indus trial-A.xtesanal
Industrial
Entidades Oficiales
Alumbrado Público
Abril/1973
' Abonados
1.408
307 •
37
3
18
1
79-
17
2
0
1
0
% .
,37
,31
,09
,17
,0
,0
1
1
^ kWhConsumo
42. .414 .
21. 477
3.443
2. 230
2.928
12.49.2
49
25
4
2
3
14
5,
,91
,27
,05
,62
,45
,70
T O T A L
4.2.4 Municipio de Otavalo
Mes Representativo: Abrí I/7.3
Tipo de Servicio Abona'dos
Residencial
Comercial
Industrial
Entidades Oficiales
Alumbrado Público
1.774 10O,oo 84.984 100,oo
Consumo
kWh.2, -45.8 •
25-8
94
60
1
85
8
3
2
,61
,-99
,27-
,09
-
99
26
20
10
16
.7
.6
9
7
. 13
.2
.9
6
5
4
3
4
5
2 .
57
15
11
5
9
,•41
,35
,58
,91
,75
T O T A L 2.871 100,.00' 173.818 100 ,-00
4.2.5. Municipio de El 'Ángel
Mes Representativo: Abril/7.3
Tipo de servicio 'Ab'onadoskWh. ".
Residencial
Comercial •
Industrial
Entidades Oficiales
Alumbrado Público
T O T A L :
1.280
129
28
20
1
1. 458
' 87/-
8,
1,
1,
0,
100,
79
85
92
37
10
00
16
4
. 2
19
12
. 54
.666
. 143.
.406.
. 097
.-184 -
.49-6
30,
7,
4,
• 35,
22,
100,
58
60
42
04
36
00
4 ..2 . 6 Municipio de Cotacáchi
Mes Representativo :
Tipo de servicio
Residencial
Comercial
Industrial
Entidades Oficiales
Alumbrado Público
Abril/7.3
Abonados
1.009
75
30
4
1
•3
90,
6,
2,
Consumo % .
17
70
68
-
-
. 22
4
2
20
..118
.039
.06.0
. 214
.000
45,
8,
4,
41,
61
34
25
-
30
T O T A L :
4.2.7 TOTAL DEL SISTEMA
Tipo de servicio
Residencial
Comercial
Industrial-Artesanal
Industrial
Entidades Oficiales
Alumbrado Público
1. 119 100 ,00 48. 43.1 100 ,.00
Abona'dos ConsumokWh
18.391 83,21 677.'440
2.642 11,95 246.125
596 2 ,70- 62 . 688
202 0,91 101.439
263 1,19 85.308
6 - 255.641
47,42
17, 23
4,39'
7,10
5 ,97
17,89
GRAN TOTAL 22..103 100,00 1'428..641 100,00
-129.-
De todos estos servicios, los correspondientes a alumbra
do publico de Otavalo, El Ángel, Cotacachi y a Entidades' Ofici_a
les de .El Ángel, son servicios gratuitos que serán cobrados una
ve2 que estos organismos pasen a conformar el Sistema Integrado
del Norte.
Los abonados del servicio residencial sin medidor, repr_e
sentan una mínima parte respecto al total, este servicio des apa
re cera en igual f o ría a cuando se conforme el Sistema Norte.
De los porcentajes totales se deduce que aproximadamente
la mitad del consumo total corresponde 'al consumo residencial y
el con's~umo restante se reparte entre los demás servicios, co -
r respondiendo le el segundo lugar al consumo comercial' .Cl'7%). y
el tercer lugar al consumo industrial (12%)., considerando únic_a_
mente las industrias servidas por las Empresas Eléctricas y Si_s_
temas Eléctricos Municipales.
4. 3 DETERMINACIÓN DE LOS PRE'CIOS "MEDIOS REFERENCIJVL'ES DE VENTA
DEL K.WH PARA LOS DIFERENTES TIPOS' DE SERVICIO
El cálculo para determinar los precios medios referencia_
les de venta del kWh para los diferentes tipos de servicios, se
lo realizo tanto para las tarifas vigentes como para las tari -
fas propuestas, con fines comparativos.
Los cálculos realizados se presentan en los cuadros Nos.
30 al 35 para las tarifas vigente.s , del N° 36 al 41 para las t_a_
rifas propuestos, y en el cuadro N°' 42 se presentan los valores
promedios de las tarifas vigentes y propuestas.
Los precios medios referenciales de venta del kWh para
los diferentes servicios y para las tarifas propuestas, son los
siguientes:
L
-130-
Servicio Residencial S/.' 0,767/kWh
Servicio Comercial 0,827/k.Wh
Servicio Industrial 9,788/kWh
Servicio Entidades Ofic. 0,728/k.Wh
Servicio A.Publico O , 650/k.Wh
T O T A L O,773/kWh
Costo promedio del kWh 'con el 2%. .de rentabilidad
O , 770/k.Wh
4, 4 DISEÑO Y ESTRUCTURA DE' L'AS DIFERENTES TARIFAS
4..4,1 Clases de Servicios
1. Servicio Residencial
Se denomina así al suministro de energía eléctrica a casas,
edificios , departamentos r etc. destinados exclusivamente p_ara
residencia del abonado.
2.. Servicio Comercial
Se denomina así al suministro de energía eléctrica a casas,
edificios, departamentos, etc. destinados por el abonado o
por sus inquilinos para fines de negocio o actividades pro-
fesionales , educacionales e institucionales y a locales des-
tinados a cualquier actividad por la cual su propietario o
sus arrendatarios perciban,alguna remuneración del público
que a ellos concurre. Se clasificará, por lo tanto, dentro
de este servicio, el suministro de energía a tiendas, alma-
cenes, hoteles, pensiones, salas de cine, escuelas, colegios
y universidades, clínicas y hospitales, consulados, embaj a-
das, iglesias, etc.
En caso de que la casa, edificio, departamento, etc., o par-
te de ellos, sirva a la vez 'como residencia del abonado o de
sus inquilinos y si solo existe un solo medidor de energía,
todo el consumo de energía se lo considerará como .servicio
comercial, pero en estos casos el abonado podrá solicitar
-131-
la instalación de un medidor independiente para el consu-
mo de energía en la parte del edificio instalado como resi_
dencia, siempre que la misma este separada del área desti-
nada a comercio, por medio de paredes o tabiques permanen-
tes , que las instalaciones interiores sean completamente in_
dependientes unas de otras, sin posibilidad de intercone-
xión entre .ambas y que 'el medidor se pueda colocar en un si
tio adecuado y accesible a todas horas para los Inspectores
de la Empresa; pero en general, debe restringirse este tipo
de instalación.
Servicio Industrial
Se denominará así al suministro de energía eléctrica o_ mo-
tores eléctricos que muevan maquinaria destinada a la ela-
boración de algún producto en fábricas, talleres, etc. ; para
calefacción (h'ornos) en cualquier proceso 'de elaboración;
para procesos electrolíticos, o en gener.al para cualquier pr_o_
ceso industrial. Se incluye en este servicio el suministro
de energía eléctrica para usos industriales de los Municipios
Consejos Provinciales y otras Entidades de servicio publicoa
Constituye parte de este servicio industrial, el servicio de
alumbrado de .lo;s locales destinados a la elaboración del prc^
ducto, siempre que la carga total co.nectada de! alumbrado no
sea mayor del 10% .de la demanda en motores, hornos, tanques
electrolíticos, etc. que constituyen la demanda industrial
pura.
Cuando la demanda por alumbrado de fábricas, talleres, etc.
sea mayor del 10% .de la demanda industrial pura, la Empresa
podrá exigir la instalación de un medidor independiente pa-
ra el servicio de alumbrado y aplicará la tarifa general que
corresponda.
El abonado puede solicitar a la Empresa la instalación de un
L
-132-
medidor independiente para el alumbrado, en tal caso, ese
servicio de alumbrado se considerará como servicio comer-
. cial*
No se conside.rará como servicio industrial al suministro
de ener.gía eléctrica para accionamiento de ascensores, en
edificios pülbicos ,• comerciales o* residenciales; dibien do
facturarse esta energía como comercial, res'idencial,- etc.,
según el. caso,
4. Servicio de Alumbrado Público
Se denomina así al suministro de energía eléctrica para _a_
lumbrado de calles, plazas, parques, sitios de recreo', p_i
las luminosas, etc. C£ue son para libre ocupación del públ_i_
co.
50 Servicio a Entidades' Oficia'les
Se denomina así al 'suministro de energía eléctrica para u-
sos' generales de las oficinas y dependencias de los Munici_
píos. Consejos Provinciales y Gobierno Nacional del' Ecua -
dor, cuyo funcionamiento se halla financiado por fondos pro_
venientes de sus respectivos -presupuestos o impuestos espe-
cialmente creados y siempre que presten servicios -gratuitos
o sin fines^ comerciales, al público.
No. se cla'sifi.cará dentro de este servicio, el 'suministro de
energía el'éc-trica a edificios, departamentcs, oficinas u o-
tras propiedades de las instituciones definidas anterior-
mente, cuando se las arrienda o cede a otros.
6 . Servicios Ocasióna'les
Por servicios ocasionales se 'entenderá el suministro de e-
nergía eléctrica para ser utilizada en cualquier finalidad,
durante un período de 30 días o menosQ
_ "1 Q Q __L O O
7.- Disposiciones 'Gen'e'r'ales
La Empresa dete.rmin.ara la clase de servicio solicitado en
base a la información obtenida en el sitio por los Inspec
tores de la Empresa.
En caso de existir alguna duda sobre la ubicación de un a
bonado dentro de cualesquiera de los servicios aquí definí
dos, la Empresa se reserva el derecho' de hacerlo de acuer-
do a su mejor criterio.
8. Carga conectada
Por el término " carga -.conectada" se entenderá la capaci-
dad 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.
Se considerará también como carga conectada y se sumará a
la anterior, cada receptáculo . (toma-corriente vacio) . a
razón de 100 'vatios cada uno.
Cuando algún aparato o equipo no tuviere placa de fábri-
ca o indicación de su capacidad, la Empresa podrá determi^
nar a su criterio esta capacidad.
9 / 'Carga Facturable
Por 'barga factarable" o demanda facturable se entiende u-
na parte de la carga conectada o la totalidad de esta car_
ga, para cuya determinación se dan instrucciones en las
tarifas industriales. Esta carga facturabl.e se considera-
rá como demanda máxima hasta cuando se instalen medidores
de demanda máxima.
-134-
10. Reglas Generales
a) El servicio se .suministrará y medirá por medio de un apa-
rato registrador en cada punto de entrega y para cada cori
sumidor. Dos o más puntos de entrega para un solo consumi_
dor serán considerados cada uno como un servicio separado
y se presentarán planillas separadas para cada punto de
entrega,
b) El servicio que se suministre es para el uso exclusivo del
consumidor y no podrá revenderse ni facilitarse en otra
forma a terceros.
c) Dado el caso de que el aparato registrador del consumidor
se detuviere r la cantidad de energía consumida durante, el
periodo mensual, será calculada tomando como base el va-
lor promedio de kWh 'consumidos en los dos meses' anteriores.
d) Las planillas por el servicio suministrado bajo estas ta-
rifas/ deberán pagarse dentro de los quince dias siguien-
tes a la fecha de emisión de la planilla. De no pagarse
dentro de ese período, la Empresa podrá suspender el ser-
vicio .
e) La Empresa determinará el valor del derecho de reconexión
de los servicios desconectados por falta de 'pago, valor
que cubre los gastos .ocasionados en mano de obra, movili-
zación, etc. que se efectúan en la desconexión y recone-
xión correspondientes. . - "
f) 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,
g) Para, responder por el" pago del valor del consumo, la de-
volución del contador y otros aparatos y materiales, en el
mismo buen es'tado en que fueron instalados, la Empresa de-
~" i -J —' ""*
terminará y exigirá .que el abonado haga un deposito en re
•1 ación a los indicados valores.
4. 4..2 -Tarifas Propues'tas
Á . - Servicio Res'iden:ci'al
A.l Tarifa R-l
Aplicación: -'Esta, tarifa se aplicará a los abonados al ser_
vicio residencial que consuman de O a 30 kWh
ySe aplicara también a los nuevos abonados que
tengan una capacidad instalada de hasta 300. v_a
tios, mientras no establezcan consumos mensua-
les s up e r i o r e s'. a 30 k Wh .
Cargos: S/.'. .9 ,00 mensuales como mínimo de pago con d_e_
recho' a un consumo de hasta 10 kWh.
S/.' O r 60 'por cada uno de los siguientes. 20. kWh
consumidos durante el mes.
A. 2 Tarifa R-2 ./•"
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al ser_
vicio residencial cuyos consumos mensuales sean
superiores, a 30 'kWhQ
Se aplicara, también a los nuevos abonados al ser_
vicio residencial que tengan una carga conect_a
da superior a 300. vatios, siempre que sus 'con_
sumos mensuales sean superiores a 30' kWh.
Cargos: S/.'. 25., oo mensuales' como mínimo de pago con de_
- recho' a un consumo de hasta. 30 kWh.
S/o'. 0,75 por cada uno de los siguientes 70 kWh
consumidos durante el mes.
S/.'. 0,65 por .cada uno de los siguientes 100 kWh
consumidos 'durante el mes .
S/. O,.55 por cada kWh .de exceso en el consumo du_
rante .el mes.
-136-
Nota: Un abonado de la tarifa R-l pasará a la' tarifa R-2 cuan_
- do -por 3 meses consecutivos su consumo mensual sea ma-
yor de 30" kWh. Un abonado de la tarifa R-2 pasará a la t_a_
rifa R-l cuando por 3 meses consecutivos su consumo men_
sual sea menor de 30' JcWh.'
B. Servicio Comercial
B.l Tarifa C-l
Aplicación:
Cargos:
B'. 2 Tarifa C-2
Aplicación:
Cargos
Esta tarifa se 'aplicará a los abonados al ser
vicio comercial, cuyos consumos mensuales es-
tén' entre O y 4O kWh.' Se aplicará también a
•los nuevos abonados al servicio comercial que
tengan, una capacidad instalada de 'ha.sta 400
vatios, mientras no establezcan consumos men_
su al es superiores a 40. kWh.
S/.'. 18,00 mensuales como mínimo de pago con
derecho a un consumo de hasta 20' IcWh,
S/.' 0,80 'por cada uno de los siguientes 20- kWh
consumidos durante el mes.
Esta tarifa se aplicará a los -abonados al ser_
vicio comercial, cuyos consumos mensuales sean
superiores a 40. kWh. Se aplicará también a los
nuevos abonados al servicio comercial que ten-
gan una carga instalada superior a 400 vatios,
siempre que sus consumos mensuales sean supe-
riores a 40 kWh.
S/.' 38, o o mensuales como mínimo de pago con de_
recho a un consumo de hasta 40' kWh.
S/.' O ,85 por. cada uno de los siguientes 60 kWh
consumidos durante el mes.
S/.'. O ,.75 por cada uno de los siguientes 100 'kWh
consumidos durante el mes °
S/.'. Q ,.65 por cada kWh de exceso en el consumodurante el. mes .
-137-
N-ota: Un abonado de la tarifa C-l pasará a la tarifa C-2
cuando por 3 'meses consecutivos su consumo mensual
sea mayor de 40 3tWh, Un abonado de la tarifa C-2 pa
sará a la tarifa C-l cuando por 3 meses consecutivos
su consumo mensual sea menor de 40 kWh.
B.3 Tarifa C-3
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a letreros luminosos
. ornamentales de neón, que están conectados a
través de un medidor que registre solamente
el consumo.
Cargos: Se aplicarán las tarifas comerciales con un
descuento del' 40%;. en todo caso, su valor no
será menor que el mínimo de la tarifa C-l.
C. Servicio Industrial
C.l Tarifa I-A
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al ser_
vicio industrial que utilizan la energía elé_c_
trica en trabajos de artesanía y cuya, carga
conectada sea de 'hasta 15 kW-
Cargos: Se aplicarán las tarifas comerciales correspon_
dientes, con una bonificación máxima del 15% .
sobre el valor de la planilla.
La aplicación de .esta bonificación queda a cri_
terio de la Empresa.
C.2 Tarifa 1-1
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al s e_r_
vicio industrial .que tomen la energía de los
circuitos secundarios de la Empresa. Se aplica_
rá también a los abonados que tomen la energía
de los circuitos primarios pero a través de un
transformador de propiedad de la Empresa.
Cargos : S/.' 18,oo por cada kW de dem.anda f act"arable r
como mínimo, sin derecho a consumo.
S/.'. 0,55 por cada uno de los pimeros 50 .kWh.
de consumo mensual por cada kW de demanda fac
turable.
S/.'. 0,50 -por cada uno de los siguientes 50 kWh.
de consumo mensual por cada kW de "demanda f ac-
turable.
S/.' O,-45 por cada kWh de exceso en el' consumo
durante el mes.
C.3 'Tarifa 1-2 .
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al ser-
vicio industrial que tomen la energía directa-
mente 'de los, circuitos primarios de la Empre-
sa, mediante la instalación de transformadores
de propiedad del abonado.
Cargos: S/.' 14,oo por cada kW de demanda fac turable,
como mínimo de pago mensual, sin derecho a co_n
s um o.
S/.' Or55 por cada uno de los primeros 50 kWh de
consumo mensual por cada kW de demanda factura-
ble.
S/.' O ,'.50 por cada uno de los siguientes 50 kWh de
consumo mensual por cada kW de demanda factura-
ble.
S/." O,.45 por cada kWh 'de exceso en el consumo
durante el mes.
C.4 Tarifa 1-3 '
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al servi^
ció industrial que tomen la energía directamen-
te de los circuitos primarios de la Empresa en
horas que no corresponden a las de máxima deman-
da del Sistema.
-139-
C argos : S/.. 12,.o o por cada kW de demanda f acturable,
como mínimo de pago mensual, sin derecho a
consumo.
S/.. O,.45 por cada uno de los -primeros 50 kWh
de consumo mensual por cada kW de demanda fac
turable,
S/. 0/40 por cada uno de los siguientes 50 kWh
de consumo mensual por cada kW de demanda fac-
turable.
S/.' O ,'35 por cada kWh- 'de exceso en el consumo
durante el mes.
D. Demanda Factura'ble
Por "demanda facturable" se entiende la demanda máxima re-
gistrada en el respectivo medidor de demanda, ocurrido du
rante. los últimos doce meses', incluido el de 'factueación.
Cuando :la instalación del abonado no tenga medidor de de-
manda máxima, la demanda factuxable se computará de la si_
guiente manera:
El 100%. .de los primeros 20' kW de carga instalada
El 80% .de los siguientes 30 kW de carga instalada
El- 70% .de los siguientes 50 kW de carga instalada
El 60% .del exceso.
Cualquier fracción que resultare del registro de los medi-
dores de demanda máxima o del cálculo indicado, se asimi^
lará al entero próximo superior.
E. Cláusula del Factor de 'Potencia
En el caso de que el factor de potencia de un abonado in-
dustrial sea menor de 0,80, la facturación mensual será
recargada en la relación por cuociente 'entre 0,8 y el' fa_c_
tor de pote.ncia obtenido.
-140-
F, Horas de Pico
Para la aplicación de la tarifa 1—3 se considerarán como
horas de pico del sistema, las .que la Empresa detexmine.
G. Servicio a Entidades Oficiales
Tarifas EO-1 y EO-2 •
Aplicación: Estas tarifas se ''aplicarán a todas las ofici-
nas y dependencias fiscales y municipales, cu_
yas características sean las especificadas en
la definición de servicio a entidades oficiales
Cargos: Se aplicarán las tarifas comerciales correspon.
dientes, con una bonificación máxima del 15% .sc_
bre el valor de la planill^ si 'la' Empresa lo
creyere conveniente.
H. Servicio de Alumbrado 'Publico
Tarifa A-P
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a todo el servico de _a
lumbrado publico.
Cargos:
Notas;
S/.', 53,oo mensuales por cada luminaria de vapor
de mercurio de .250 vatios cerrada
S/.'. 21,00 mensuales por cada luminaria incan-
descente de 100. .vatios abierta..
S/.'. 30,oo mensuales por cada luminaria de va-
por de mercurio de .125. vatios cerrada.
S/. 39,oo mensuales por cada luminaria de luz
mixta de 160 vatios abierta.
S/.'. 29,oo mensuales por cada luminaria de va-
por de mercurio de 125 vatios abierta.
(1) La Emxesa se reserva, el 'derecho de '.calcu-
lar la tarifa correspondiente para aquellos
casos en los cuales se utiliza un tipo de
-141-
luminaria diferente a los contemplados en
este pliego tarifario; estas nuevas tarifas
se entenderán incorporadas al mismo, toda
vez 'que hayan merecido la aprobación del or
ganismo regulador, sea este 'INECEL o
quien h.aga sus veces .
C2) En estos precios está incluido el' manteni-
miento del servicio. Toda ampliación en lo
que se refiere a alumbrado público, será
financiada por la respectivo municipalidad.
I. S ervicios Ocasionales
I. 1 Tarifa. 0-SM
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al ser-
vicio ocasional que tomen energía sin medidor
a efectos -de promover negocios en la vía pú-
blica o en lugares particulares.
Cargos: S/.'. 5 , o o diarios por cada 100 vatios o frac-
ción de carga conectada0
1.2 Taxifa O-CM
Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al ser_
vicio ocasional que tomen energía con medidor,
a efectos de promover negocios en la vía públi_
ca o en lugares particulares.
Cargos: • Se aplicarán las tarifas comerciales correspo_n_
dientes,' con un recargo del 50% .sobre el valor
de la1 planilla..
J. Cláusulas de Ajuste
J. 1 Ajuste .de Materiales
Los ajuste.s de materiales y varios de mantenimiento se a-
j ustaran anualmente.
-142.-.
j. 2 Aju-ste. de Capital,
Los costos de' capital serán ajustados^ án^uat-mente . Los deJ r i ,_.--* j#<< - —
más ajustes g;ue sean necesarios se los realzarán de a-
cuerdo a lo que dispone-el" -Reglamento para fijación de
Tarifas Vigente.
J -3 Ajuste de Salarios • .
El costo, de salarios del personal, será ajustado a los
30 'días de producida una variacio;n d'e este .rubro.
J.4 Ajuste por Mejoramiento Técnico
Las variaciones de costos debidas a mej o:ramiento técni-
co serán ajustadas anualmente y se * acreditarán en par-
tes iguales a la Empresa y a sus consumidores.
Notas:-Todos los ajustes indicados se los hará en base a
la reglamentación vigente.'
- Las incidencias de los diferentes rubros en el
costo promedio del kWh 'serán la's g;ue se tomen en
cuenta en los respectivos aj.ustes .
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Parciales
55 37 48 61 72102
143
165
199
187
223
214
225
236
242
239
206
217
241
220
201
212
166
174
152
180
121
119
113
Acumulados
55 92 140
201
273
375
518
683
882
1069
1292
1506
1731
1967
2209
2448
2654
2871
3112
3332
3533
.3745
3911
4085
4237
4417
4538
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2354
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3388
3585
3296
3689
4338
4180
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3648
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1098
613
686
1075
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142
2372
727
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3071
235
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3923
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4770
251
354
5535
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6986
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Acumulados
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4980
5161
5263
5349
5424
5477
5587
5643
5698
5730
5754
5777
5793
5806
5822
5831
5840
5852
5859
5868
5871
5874
5876
5877
5878
5879
2958
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5704
3384
3049
2805
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PLANILLAS
KWH
FORMULA
Kwh ,
Acumuladas
Acumulados
0-40
41-100
101-200
201 y Supn
2,3 T A R I F A
Aplicación:
Cargos
:
1 0-20
21-40
0-40
41-100
101-200
TOTAL
71344
540
706 c-3
1792
20547
¿¡,8441
120575
(706-71)40
4- 1792
(706-344)1QO+2054?
( 706-540-200+48441
27192
26747
81641
120575
Letreros
KWH
en el
Bloque
27192
29555
24894
38934
120575
INGRESOS
S/
706 x 38 26828
29555 xO,85 25122
24894 xO,75 18671
38934 xO,65 25307
PRECIO MEDIO
de Venta
S//Kwh.
95928
0,796
luminosos ornamentales de neón
Tarifas comerciales con
(6 7
(0 1 2
TOTAL SERVICIO COMERC
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G-2 ) 0
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219
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( 7-6) 20
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H- 0
(2-1)100 + 42
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184
valor no será
20 15 35 80 62 42 184
un descuento de 4Q&,
en todo
inferior al mínimo de la Tarifa G-l
7 x 18
126
15 x 0,8
12-4C$>
2 x 38
7662 x 0,85
5342 x 0,75
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2,371 '
161 97
0,527
299
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0?817
112769
0,820
3,- SERVICIO INDUSTRIAL
3.1 T A R I F A
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K
w.
Cargos:
Tarifas comerciales correspondientes con una bonificación.máxima de
3.1*1.- I-Al
0-20
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(138-66) 20 + 470
1910
1910 138 x 18
2484
21 y Sup,
138
4111
4111
2201 2201 x 08 1761
4111
4245
4111
-15J&
3608
0,878
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/Kw
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0,70
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Aplicación: Abonados que toman la energía de los circuitos secundarios o de los
circuitos, primarios pero a tra.vé's de un transformador de propiedad
de la lümpresac
Cargos
;S/ 18,00/Kw.
de demanda facturadle, mínimo
S/ O
s55/Kwh. primeross 50 Kwh/Kw»
S/ 0,50/Kwh. siguientes 50 Kwh/OCw.
S/ O
p45/Kvfh. exceso
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Planillas
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A 1-2
Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel de tensión
Cargos'
;
S/ l4?oo/Kw, de demanda facturadle,
mínimo
S/ 0,55/Kwh. primeros 50/Kwh/Kw
S/. 0,50/Kwh. siguientes 50/Kwh/Kw
S/. 0,45/Kvrh exceso
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BLOQUE
PLANILLAS
Kwh .
Acumuladas
#
DEMANDA
Plan illas Facturable
5
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KWH
'Acumulados
KWH,
ler .Bloque
10,098
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KWH.
2do. Bloque
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KWH
exceso
28129
KWH
INGRESOS
S/
en el
Bloque
KWH.
totales
47.17
228 x 14 3192
PRECIO Í©DIO
de Venta"
S//Kwh.
897 x 0,50
28129 x
0,4-5 12658
106.385
TOTAL SERVICIO INDUSTRIAL
¿K~ SERVICIO A ENTIDADES OFICIALES
TARIFAS: E0~l y EQ-2
Aplicación: Oficinas' y Dependencias fiscales y Municipales? cuyas características, son las
especificadas en la definición de servicio a entidades oficiales.
Cargos
t
S/ Tarifas comerciales con una "bonificación máxima
del
( No se aplica esta bonificación.)
¿J-.l,- TARIFA EO-l
(59-39) 20 + 2 38
25878
71-95
0,59
0,672 H co
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1735
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2638
(7¿I-2.6)100 +1260 6060
(74-46)200 +4207 9807
45431
TOTAL SERVICIO A ENTIDADES OFICIALES
2638
377
35624
45431
47166
74 x 38
3422 x 0,85
377 x 0,75
35624 x 0,65
1062 873
2812
2909
2810
231S6
1935
31687 0,697
33622 0,713
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SISTEMA
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DEL NORTE
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31EMPRESA ELÉCTRICA TULCAN
HOJA 2/4
CALCULO DE INGRESOS CON LAS
T' A R I F A S VIGENTES ABRIL/73
BLOQUE
PLAN ILLAS
KWH
FORMULA
Kwh,
Acumuladas
Acumulados
2,- SERVICIO COMERCIAL
2.1 TARIFA G-l
Rango 0-40 Kwh.
Cargos
:
0-20
133
1954
21 y ASup, 245
5620
2.2,- T
ARIFA C-2
Rango Superior a 40 Kwh0
Cargos
;
0-40
9
282
41-120
197
14122
121-200
246
21309
2.01 y Sup,
305
46695
TOTAL SERVICIO
COMERCIAL
3.- SERVICIO INDUSTRIAL
3.1-- T A R I F A I-A
Aplicación :
Cargos;
0-20
15
213
21-1000
37
2770
1001 y Sup.
38
3866
( 245-133)20 +
195*4
(305-9) 40+282
(3 05-197 ) 120+14122
(305-246)200+21309
KWH
INGRESOS
S/
PRECIO MEDIO
en el
' de Venta
Bloque
S//Kwh,
S/ 14 mínimo con derecho a 20 Kwh.
§¿ 0,50/Kwh.
, exceso
4194
4194
245 x 14
3430
5620
1426
1426 x 0,50
713
5620
4143
0,737
-S/ 24 mínimo con derecho a 40 Kwh.
S/ 0,50/Kwh, siguientes 80 Kwh.
S/ 0,45/Kwh. siguientes 80 Kwh,
S/ 0
P40/Kwh. exceso»
12122
12122
305 x 24
7320
27082 1496o
14960 x 0,50
7480
33109
6027
6027 x 0,45
2712
46695 13586
13586 x 0,40
5434
46695
22946
0,491
52315
27089
0,518
i H H 1
Abonados
que utilizan la, energía para trabajos de artesanía
S/ 10 mínimo con derecho
S/ O
p40/Kwh. siguientes
S/0,30/Kwhe> exceso.
( 38-15) 20 + 213
( 38-37)1000+2770
a 20
Kwh
»1000 Kwh.
673
673
38 x 10
380
3770
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3097
x 0,35
1239
*
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96 x 0,30
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•
1648
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Aplicación:
Cargos:
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Bloque
de Venta
S//Kwh.
Abonados
que toman
la- energía
a niv.el
"baja tensión.
S/ 2jOO/HP
de demanda facturadle
mínimo
S/ 0,3
ü/Kwh.
primeros 50 Kw./HP
S/ 0,25/Kwh. exceso
KWH
KWH
KWH
KWH
ler.Bloque 2do*Bloque exceso
763
550
728
Totales
8741 417 x 2,oo
834
7463 x 0,30 2239
1278 x 0,25 320
8741
3393
Abo
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KWH
KWH
KWH
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1651
KWH
Totales
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483 xlsoo 483
13211 xO,35 4624
1651
-xO
?30
495
14862
5602
27469
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0,388
0,377
0,38?
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31
BLOQÜS
PLANILLAS
4, 4, 4, 5-
Kwh .
Acumuladas
- SERVICIO MUNICIPAL
Aplicación
:
Cargos
;
1 T A R I F A MF-1
0-20
521 y Sup, 14
2 T A E I F A MF-2
0-40
041-120
0121-200
1201 y Sup,
14
TOTAL SERVICIO
- SERVICIO ALUMBRADO
•TARIFA A-P
Cargos
:
C A L" C U
KWH
EMPRSSA ELÉCTRICA
DE)
TULCAÍÍ
HOJA 4/4
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INGRESOS
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Acumulados
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de Ventaf'/'^f
-FISCAL
81 696 0 0
160
4942
MIMIGIPAL
PUBLICO
•
Bloque
S/ /Kwh, V
-
Dependencias comprendidas
en la definición
.
¿de servicios fiscales y Municipales.
.Tarifas comerciales correspondientes,
con una
•_.•-,
-;bonificación máxima
de 2Q%
' ',;•
•; -va
• ' J
(14-5) 20 + 81
261
261
14 x 4
196
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696
435
535 x 0,5
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0,476 ;.:r;|
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(14-0) 40 + 0
560
560
14 x 24
336
(14-0)120
-*- 0
1680
1120
1120 x 0
P50
560
( 14-1)200+ 160 2760
1080
1080 x 0,45
;-í-86
4942
2182
2182 x 0
P40 873
¿í-9te
2255
4942
-20 1804
0.365
FISCAL
5638
2135
o?379
S/ 0,30/Kwh.
58386
. 15000
0.257
T 0 T A L
268653
115842
0,4?!
SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE
CUADRO No. 32
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Bloque
1»- SERVICIO RESIDENCIAL
1,1 TARI F A R-l
CARGOS: S/ 8,00 mensuales como mínimo con derecho a 10 Kwh,
0.45 por cada Kwh. del exceso
0-10
352
2243
"( 1.681-352)* 10+2243 15533 15533
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39954 24421
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39954
I*2 T A R I, E1 A R-2 CARGOS: S/ 21.00 mensuales como mínimo con derecho a 30 Kwh.
0,60 por cada uno de los siguientes 70 Kwh,
0,55 i
0.40 por cada Kwh. del exceso.
0-30
104
1981
(777-104)x30+1981
22171 22171
777 x 21
31-100
612
29766
(777-6l2)xlOO + 29766
46266 24095
24095 *
0,60
101-200
740
46996
(777-74o)x200 + 46996
54396
8130
8130 x 0.55
201 y Sup.
777
59840
- 59840 5444
544-4 x 0.40
59840
cada uno de los siguientes 100 Kwh.
PRECIO MHJDIO
de Venta
S//Kwh.
10989
24437
"0,612
16317
14457
4472
2178
37424
0.625
i H
TOTAL SERVICIO RESIDENCIAL
99794
61861
0,620
2.- SERVICIO COMERCIAL
2.1 TARIFA 0-1
CARGOS: S/ 16.00 mensuales como mínimo con derecho a 20 Kwh,
0.70 por cada
Kwh
» del exceso.
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L
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30
3?
0.86
0 •
2'2 T A R I F A G-2 CARGOS; £/ 30000 mensuales como mínimo .con derecho a 40 Kwh.
0.65 por cada uno de los siguientes 60 Kwh,
0,60 por cada uno de los siguientes 100 Kwh,
0*55 P
or cada Kwh. del exceso,,
.0-40
15
337
(138~15)x 4o + 33?
5257 5257
138 x 30
4140
41-100
7?-
4171
(I38~?2)x 100+4-171 10771 5514
551^¿0«65
3584
101-200
103
8562
(138-103)x200 +8562 15562 4791
4791 x 0,60
2875
201 y Sup, 138
23142
' -
23142 7580
7580 x 0,5
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23142
14?68
0,638
TOTAL SERVICIO COMERCIAL '
26673 '
17805
00667
3.~ ABONADOS A
Jj SSRVICIO OFICIAL
3*1 TARIFA SO-1
CARGOS: Se aplican las mismas tarifas comerciales, sin bonificación
0-20
15
177
(21-15) x 20 + 177
297
297
" 21 x 16
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21 y Sup,
21
367
367
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4,- SERVICIO INDUSTRIAL
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1,- SERVICIO RESIDENGIAIi;-
1,1,- T A R I F A R-F (Provisional sin medidor)
Aplicación:
Abonados que no poseen actualmente medidor
Cargos:
S/ 10 por cada foco de 25 vatios.
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-23.1-:
CAPITULO QUINTO
CONCLUSIONES' Y RECOMENDACIONES
Luego de realizado el 'estudio económico para la fijación
de tarifas en el Sistema Integrado del Norte, se lia llegado a
las siguientes conclusiones y recomendaciones':
Al integrase un sistema el'éctriao. se está aprovechando el
principio de la "Economía de Escala", ya que el servicio
de energía eléctrica es un servicio de "Costo Unitario De_-*
creciente", esto es, cuánto mayor número de consumidores
sirve una empres.a, cuánto mayor número de kWh 'genera y veri
de, y cuánto más y mejor usa sus facilidades, menor es el
costo, del kWh.
Las ventajas que ofrece un sistema interconectado se pue-
den resumir en las siguientes:
a) La capacidad de potencia y energía sobrante en un s-is_
tema se reduce a un valor mínimo cuando los sistemas
son integrados y las cargas son mayores.
b) Al tener, varias cargas y un gran número de consumido-'
res, el factor de diversidad permite tener menor cap_a
cidad de generación por cada consumidor.
c) El. costo de inversión por unidad de potencia es menor
en grandes centrales y conforme aumentan en pote'ncia.
ci) El costo de operación por unidad de potencia o gener_a
cion es menor en grandes* centrales que en pequeñas.
e) El costo de repuestos y materiales es menor comprando
en grandes canti.dades.
if) En un sistema interconectado el costo de administra-
ción actual va a ser distribuido entre mayor número de
abonados y de kWh 'generados.
-23.2-:
g) Cuánto más_ grande es el área servida por un sistema tí-
nico, mayor atención dan los Gobiernos y entidades de
desarrollo.
h) Cuánto. más_ grande es el sistema, mejores' técnicos y per_
sonal se obtienen-y consecuentemente se aumenta la efi-
ciencia del servicio.
i) La interconexión de sistemas aislados para la formación
de un sistema grande y único, proporciona más confianza
. en el servicio y mejor utilización de los recursos.
Todos los elementos anteriores influyen notablemente .en el
costo, del servicio y permitirán paulatinamente obtener be-
neficio para los accionistas y usuarios y además permiti-
rán s. la Empresa Regional atender los programas de expan-
sión .
La aplicación de tarifas políticas deficitarias son incon_
venientes dentro de cualquier aspecto, especialmente cuan_
do los sistemas son financiados con recursos del Estado,
ya que 'los más beneficiados con los que mayores recursos
económicos tienen y por consiguiente, usan más la energía;
en cambio, los de menores recursos al consumir menos ener_
gía, reciben menos beneficios*
Estas tarifas han sido la principal causa del mal servi-
cio y estancamiento del desarrollo eléctrico en el País.
La f i j a-cion del nivel de rentabilidad adecuado es el as-
pecto más delicado a definir. Para ello se deben tener en
cuenta las condiciones particulares en que cada empresa
desarrollo su actividad (el lugar, el momento considerado,
mercado, situación económica del país, etc'.)
Al ser incluido en sus costo.s el valor de la depreciación,
la empresa debe destinar estos fondos para recuperar sus
bienes al final de la vida üti'l de los mismos, así como
también contribuir a la ampliación de sus instalaciones.
-23-3-
Las áreas más afectadas en cuanto a incremento tarifario
.se refiere, son las áreas de .Tulcán, Montüfar, El Ángel,
Cotacachi, ya que sus actuales estructuras tarifarias son
completamente antitécnicas y antieconomicas, es así como
los ingresos provenientes de 'la aplicación de las 'tasas ta^
rif arias vigentes , ño llegan a cubrir siquiera el' costo
del servicio.
.En ciertas áreas del sistema no se cobra el servicio de _a_
lumbrado público, como también el servicio a entidades ofi_
ciales, lo. que viene a disminuir el valor correspondiente
a ingresos por venta de energía.
Existe una gran cantidad de entidades de servicio publico
cuyos consumos son es'timados, ya sea porque sus medidores
están dañados o porque carecen de ellos.
En algunos Municipios y Empresas Eléctricas, no se hace
distingo entre los clientes del servicio comercial y resi_
dencial, como también .entre los clientes artesanales e
industriales.
Los abonados industriales son en su gran mayoría, artesa-
nos , y para fines', .de 'facturación se les aplica la tarifa
comercial con un porcentaje determinado .de bonificación.
Los abonados industriales' propiamente diclio's son muy po-
cos, con una potencia instalada grande en relación a la
cantidad de energía consumida, razón por la cual, el pre_
ció medio del kWh. en el servicio industrial, viene a re-
sultar casi igual al precio medio del kWh en el servicio
comercial.
Existe gran cantidad de medidores dañados ya sea por e-
fectos del uso continuo o por el' maltrato proporcionado por
los clientes que practican el contrbando de energía.
Un gran porcentaje de medidores se encuentran localizados
" en sitios que dificultan la verificación de su lectura,
contribuyendo a demorar el proceso de facturación.
- En los Municipios no se .han llevado registros es'tadísticos
adecuados, por esta razón algunos de los datos utilizados
en este estudio fueron estimados.
- El factor de carga del sistema durante el periodo de es-
tudio, tiene un valor relativamente bajo, ya .que los clien_
tes industriales que son servidos por las Empresas Ele_c_
tricas y Municipios/ representan un pequeño porcentaje del
número total de consumidores y además tiene un mal aprove_
enamiento de sus equipos.
En el sistema existen redes de distribución y acometidas
que se hallan en mal estado, que contribuyen a aumentar el
porcentaje deperdidas de energía.
Como resultado de la Integración .se obtendrá una unifica-
ción de costos y una mejor utilización de las centrales e
instalaciones' en general, que se reflejará en este nuevo
pliego tarifario común para toda el área de influencia de
la Empresa Regional del Norte.
RECOMENDACIONES.
- Las tarifas deben producir los ingresos necesarios que le
permitan al sistema cubrir los_ gastos directos de opera-
ción y mantenimiento, las cuotas de depreciación y un va-
lor de rentabilidad adecuado.
- Las tarifas a más de ser promocionales deben mantener un
trato justo e indiscriminatorio para los abonados.
- Las tarifas deben ser de fácil comprensión para el públi-
co y presentar facilidades para su facturación.
- Es necesario una distinción o clasificación justa de los
diferentes tipos de abonados.
-23.5-
Debe eliminarse por completo el servicio gratuito asi co-
mo también el servicio fijo o sin medidor.
Comprobar periódicamente el normal funcionamiento de los
medidores y se sancione enérgicamente a los contrabandis
tas de energía.
Ubicar en lugar adecuado los medidores de energía electri
ca, de manera que presenten facilidades para su lectura.
Incentivar en los abonados industriales, una mejor utili-
zación de sus equipos para que el precio del kWh. no re-
sulte alto debido a los cargos por demanda.
Cambiar los sistemas de distribución y acometidas -antiguos
con equipos nuevos, a fin de disminuir el alto, porcentaje
de pérdidas.
Estandarizar los voltajes y tipos de redes en tal forma
que permitan realizar un rápido y eficaz .mantenimiento, an
te posibles fallas de los equipos.
Para mejorar el factor de carga del sistema se debe promo_
cionar la venta de energía a las grandes industrias, dán-
doles incentivos económicos especialmente 'si su consumo de
energía se realiza en las horas de mínima demanda.
Fomentar la ampliación del mercado para la venta de ener-
gía a la ciudad de Ipiales, considerando que en la actuali_
dad se encuentra construida una línea de transmisión que
une la ciudad de Tulcán con la ciudad de Ipiales.
Reparar y adecuar las obras civiles y eléctricas de la
Central hidroeléctrica La Playa, así como de las centrales
de Otavalo.
Reorganizar el sistema eléctrico de los Municipios, tanto
en el aspecto administrativo como en el aspecto técnico.
intensificar los programas de electrificación rural que
aunque económicamente no son rentables, sirven de gran a-
-236-
yuda para incorporar al desarrollo a pueblos .que por muchos
años han permanecido abandonados.
El centro de operación del .sistema debe estar ubicado en un
sitio estratégico .que ofrezca las mejores condiciones de
funcionamiento para el sistema, tanto en el aspecto econó-
mico , técnico y administrativo, sin considerar intereses
particulares o seccionales.
El valor de la rentabilidad deberá ser ajustado en el fu-
turo de acuerdo a las condiciones bajo las cuales desarro_
lia su actividad el sistema.
Se debe considerar el servicio eléctrico como una de las
necesidades más importantes del individuo, independiente-
mente de su actividad económica, nivel social o ubicación
regional.
La energía en bloque entregada en las subestaciones prin-
cipales y provenientes de los sistemas interconectados ,
deberán tener en lo posible una sola estructura tarifaria
en cualquier punto del sistema.
Con el fin de acelerar los programas de integración eléc-
trica se deben realizar reuniones de promoción con los e-i
jecutivos de las Empresas Eléctricas, con los dirigentes
municipales en asambleas populares 7 exponiendo los benefi-
cios que trae consigo la integración eléctrica regional
en sus diferentes aspectos.
Al planear los grandes proyectos de integración regional
deben primar crite.rios eminentemente técnicos, económicos
y sociales, antes que intereses de índole local.
Al demostrarse en el país gran entusiasmo por .los siste-
mas modernos de generación e interconexión, se hace ne-
cesario realizar el planeamiento de la electrificación de
manera conjunta y armónica en los sistemas.
GRÁFICO
O MALDONADO
BZO KW 1P1ALESLA PLAYA
QJUON O EL GOATAL
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OTUFIÑO
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J.MONTALVO
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PABLO ARENAS
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QU1ROGA O ILUMAN
TOCACHI LA ESPERANZA
LINEA MENOR A 13.8 KV.
LINEA A 13.8 KV '
LINEA A 34.5 KV.
LINEA A 69 KV
CENTRAL HIDROELÉCTRICA EXISTENTE
CENTRAL DIESEL PROGRAMADA
CENTRAL TÉRMICA EXISTENTE
SUBESTACIÓN EXISTENTE
SUBESTACIÓN PROGRAMADA
AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN
SISTEMA INTEGRADO
DEL NORTE
C R O Q U I S DEL S ISTEMA
ESC. 1:500.000
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DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL TULCAN 1200
DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL OTAVALO 6OO
'CAPACIDAD MÁXIMA DE GENERACIÓN DISPONIBLEEN EL A M B . 8°°° KW
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SISTEMA INTEGRADO DEL NORTEC U R V A T Í P I C A , D E C A R G A
AÑO 1975
DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL TULCAN I20O KW
DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL ' OTAVALO 6OO KW
CAPACIDAD . MÁXIMA DE GENERACIÓN EN E L A M B I 8OOO KW
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AÑO 1976
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DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL OTAVALO 600 KW
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DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL TULCAN 1200
DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL OTAVALO 600
CAPACIDAD MÁXIMA DE GENERACIÓN DISPONIBLE
EN EL AMBI 8000 KW
AGUA ALMACENADA
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1. Plan Quinquenal deINECELAgosto 1966
2. Plan Quinquenal de ElectrificaciónINECELAtril 1972- .
3„ Estudio de Alternativas de Equipamiento Sistema Tulcan-Ibarra'iNECELEnero 1972
4. Plan Quinquenal de ElectrificaciónINECELSeptiembre de 1973
5. Boletín Estadístico N°7INECEL1973
6. Reglamento Nacional para la fijación de tarifas de losServicios EléctricosINECELAbril 1970
7.- Tarifas para el Servicio Eléctrico VigentesINECEL1973
8. Apuntes de Economía Eléctrica y TarifasProf. Ing. Guido Soria'V.1970-.1971
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10. Standard Handbook for Eleetrieal EngineersArcher E. KnowltonMe. Graw - Hi.ll Book Company, Inc.New York - Toronto - London.1957 - "
11. Economic Operation of Power SystemLeón K. KirchmayerJohn Wiley & 'Sons, Inc. New YorkChapan a Hall, Ltd. ,, London1958