T720.pdf

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL
TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO EN
LA ESPECIALIZACIÓN DE POTENCIA
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESTUDIO DE REVISIÓN DE TARIFAS
DE
LA
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO
MARÍO HERNÁN CEPEDA VASCO
QUITO
OCTUBRE DE 1.977
C E R T I F I C A D O;
Certifico que el presente trabajo fue realizado por el Sr. MARIO HERNÁN CEPEDA VASCO
Il\g. i GUIDO SORIA VASCO
(irector de Tesis
Í N D I C E
G E N E R A L
PAG.
CAPITULO PRIMERO
CONCEPTOS GENERALES SOBRE COSTOS DEL SERVICIO
1
1.1
Ingresos
2
1.2
Costos o Egresos
3
I .-
Costos fijos de inversión
3
II.-
Costos variables de operación y mante_
nimiento
1.3
Ecuación básica del análisis tarifario
9
12
CAPITULO SEGUNDO
LA EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO
2.1
2.2
Descripción física del sistema
14
2.1.1
Fuentesdegeneración
14
2.1.2
Subestaciones
17
2.1.3
Transmisión y Subtransmisión
19
2.1.4
Sistemas de distribución
23
Situación económica actual
24
2.2.1
24
Tarifasvigentes
2.2.2. Análisis de la rentabilidad obtenida
CAPITULO
37
TERCERO
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y PROGRAMA DE EQUIPAMIENTO
3.1
3.2
Criterios generales
Métodos de proyección
3.2.1 Proyección por extrapolación de los
consumos de energía
41
41
43
3.2.2
3.2.3
3.3
Energía vendida
Pérdidas de energía
"'
j
"
49
49
3.2.4
Energía generada
--"
3.2.5
Factor de carga anual
3.2.6
Cálculo de la demanda máxima
Programa de obras e inversiones del período
1 .976 - 1 .979
•
3.3.1 Fuentes de generación
3.3.2 Subestaciones
3.3.3 Líneas de transmisión y subtransmision
3.3.4 Sistemas de distribución
50
51
53
3.3.5
65
Instalaciones generales
54
54
56
60
64
CAPITULO CUARTO
ANÁLISIS DE COSTOS DEL PERIODO
4.1
4.2
4*3
Costos fijos de inversión
4.1.1 Depreciación
4.1.2 Rentabilidad
ESTUDIO TARIFARIO
- -
- 1.979
-
Costos variables de operación y mantenimiento
4.2.1 Costos de combustible
4.2.2 Otros gastos de operación y mantenimieii
to
Costo promedio del kwh a nivel abonado
CAPITULO QUINTO
5.1
1.976
73
74
77
80
81
83
88
„7
. ;
;
Criterios generales para el diseño de tarifas
del servicio eléctrico
5.1.1 El costo binomio
5,1.2 El costo trinomio
5.1 .3 Clasificación de los usuarios
5,1.4 Otros factores que intervienen en el re_
parto d é l o s costos
93
93
95
98
99
5.2
5.3
5.4
Diseño de las nuevas tarifas
5.2.1 Criterios específicos
5.2.2 Procedimientos
a.- Cálculo de los cargos
a.1 Cargo por demanda
a.2 Cargo porenergía
a.3 Cargo por consumidor
108
108
110
110
110
112
113
b. - Clasificación de usuarios
c « - Estudio de la carga
d.- Factor de carga
e.- Factor de potencia
f.- Tipos de tarifas a diseñarse
Las nuevas tarifas diseñadas
A.- Servicio Residencial
B.- Servicio Comercial
C.- Servicio general
D.- Servicio Industrial
E.- Servicio a Entidades Oficiales
F.- Servicio de Alumbrado Publico
G.- Servicios Ocasionales
Cláusulas d e a j u s t e
Comentarios al pliego tarifario diseñado
115
116
1 18
1 19
121
122
122
124
127
127
131
132
133
134
135
CAPITULO SEXTO
CALCULO DE INGRESOS
6.1
6.2
6.3
6.4
Selección del mes representativo
Distribución por frecuencia
Calculodeingresos
6.3.1 Tarifas propuestas
6.3.2
Tarifas vigentes
Comparación deingresos
139
139
141
141
142
143
ÍNDICE DE
GRÁFICO
3.1
3*2
3.3
3.4
3.5
3.6
GRÁFICOS
N*
Proyección del consumo
Residencial Urbano
Proyección del consumo
Comercial Urbano
Proyección del consumo
Industrial
Proyección del consumo
do Publico
Proyección del consumo
Residencial Rural
PAG.N*
de energía.
Servicio
67
de energía.
Servicio
68
de energía.
Servicio
69
de energía.
Alumbra70
de energía.
Proyección del consumo de energía.
Comercial Rural
Servicio
71
Servicio
4.2.1
Curva de duración de caudales. Río Ambato
4.2.2
Curva de rendimiento. Central La Península
4.2.3
Curva de rendimiento. Central Miraflores
5.2.2.C Curvas de carga típicas de los diferentes
tipos de servicio
72
90
91
92
138
—
ÍNDICE DE CUADROS Y ANEXOS
CUADRO N a
' Pag. N*
1 . - Estado de Ingresos y gastos de explotación
-•
•°
2 . - Proyección
de la demanda y l a e n e r g+i a
3.- Plan de obras e inversiones para el período 1 .976 - 1 .979
4.- Guía de Revalorización de las inversiones
5.- Inversiones en operación
6. - Cuotas anúales de depreciación
7.7.7.7.8.9.12«13.-
13.13.-
13.14,-
Anexo Nfi 1. Energía hidráulica obtenida
en el año
'
Anexo N¿ 2. Proyección costos de combustible
Anexo Na 3. Gastos de operación y mantenimiento (Datos Estadísticos)
Gastos de operación y mantenimiento. Proyección
0
Base tarifaria y Rentabilidad
Precio promedio del Kwh a nivel abonado
Selección del mes representativo
Distribución por frecuencia. Resumen de
Servicios Residencia y Comercial . Tarifas
vigentes y propuestas
Distribución por frecuencia. Servicio Industrial. Tarifas vigentes.
Distribución por frecuencia. Servicios Re^
sidencial y Comercial en los cantones Baños
y PÍllaro. Tarifas vigentes y propuestas.
Distribución por frecuencia. Servicio Indus^
trial. Tarifas propuestas
cálculo de Ingresos. Tarifas vigentes
154
155
157
160
161
163
165
166
167
169 "
171
172
173
174
175
180
181
186
ESTUDIO
DE
REMISIÓN
DE
DE TARIFAS
LA
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo ha sido desarrollado con la intención de establecer una guía práctica sobre la me_
todología que debe aplicarse al efectuar la revisión
del pliego tarifario vigente en una Empresa Eléctri_
ca del país*
Por esta razón, no tratará de profundizar análisis
teóricos económicos que son bien conocidos» sino
-
mas bien dará conceptos fundamentales e indispensables que permitan una cabal comprensión del problema técnico - económico que afronta una entidad
que
proporciona el servicio de energía eléctrica a una
comunidad.
Se ha puesto énfasis en el proceso práctico a reali^
zarse y en las normas y recomendaciones que se pueden obtener para que este tipo de entidades desarrp_
lien sus actividades económicas en forma normal,
sin tener que verse avocadas a soportar períodos de
CAPITULO PRIMERO
"'
.
—
CONCEPTOS GENERALES SOBRE COSTOS DEL SERVICIO
La Empresa Eléctrica, puede ser considerada como cualquier
empresa comercial, pero que vende un producto suigeneris, como lo es la energía eléctrica.
Por lo tanto, es lógico -
pensar que deberá obtener el mejor rendimiento de las inver_
siones que realiza.
En efecto, los ingresos que obtenga por la venta de este
servicio, deberán cubrir no solamente todos los costos
que
demande su elaboración sino conseguir además, un porcentaje
de rentabilidad o ganancia razonable que_ie .permita asegu rar el suministro,, cualesquiera sean las circunstancias
en -
que se desarrolle el mercado.
Precisamente, la diferencia con otra empresa comercial
ca en que el porcentaje de utilidad está controlado por Organismos estatales / pues se trata de un servicio de utili i
dad pública y de monopolio .
/i
Desde el punto de vista económico entonces , lo básico
será
analizar una expresión que englobe estos ingresos y egresos
durante un período definido de tiempo tal que se consiga un
perfecto equilibrio entre ellos, de la- alguien te manera :
ingresos
1.1
»
costos- del servicio + rentabilidad
INGRESOS
Se consideran como ingresos, todas las sumas de dinero
que percibe la Empresa por los suministros prestados o
sea por la venta de la energía de acuerdo a las tari fas que utilice; y, otras sumas inherentes también a la explotación del sistema eléctrico, como por e jemplo
el arrendamiento de líneas, transformadores u otras
instalaciones; el pago de multas, conexiones y reconexiones , etc p de acuerdo a lo que se establece en el
"Sistema Uniforme de Cuentas" dictado por el Instituto
Ecuatoriano de Electrificación -INECEL-, para el rubro
'"Ingresos que no son venta de energía.
*
Matemáticamente, podríamos escribir la siguiente expre_
sien:
I
I :
/ )
- | p.E k A
vy
Ingresos
,
.
siendo:
(en sucres)
p : Precio medio de venta del kwh
E : Energía vendida
A : .Otros ingresos
(S/./kwh)
(kwh)
(sucres)
Se puede expresar el valor A como una fracción de los
I a.-
DEPRECIACIÓN
__.
La depreciación es la pérdida de valor del capital debido al desgaste que sufren las instalacion.es.
pérdida puede ser motivada por varios factores,
Esta entre
los que se cuentan:
1.-
FACTORES FÍSICOS
Este fenómeno es físico - químico - mecánico y se traduce por la disminución o decaimiento del material
las instalaciones por efectos de
de
rozamiento, fatiga
mecáni ca, corrosión o cambio de las propiedades estruc
turales o resistivas de los materiales en razón de
su
c
uso.
Resulta función de la magnitud de la obra en
cuestión, de las condiciones ambientales exteriores
y
del cuidado o mantenimiento.
2.-
OBSOLESCENCIA
Con este término se involucra la pérdida nominal de v<i
lor que sufre el bien-capítal por efectos de avance
tecnológico, es decir con relación a nuevas máquinas o
equipos mas eficientes, simples o resistentes qué puedan 'fabricarse sn el futuro.
La depreciación de los elementos físicos que conforman
el bien-capital de un sistema como el de nuestras empresas eléctricas prácticamente está dictada solo por
su desgaste físico real, interviniendo en un grado re_
.lativamente pequeño la obsolescencia.
De ahí que resulta función directa del tiempo de vida
útil de los componentes
dual.
del sistema y su valor resi-
Sin embargo, es común no considerar valor resi^
dual debido por una parte a que el largo período de vida útil hace hasta cierto punto incierta o irreal toda especulación en este sentido; y por otra por que
es posible considerar un alargamiento del período
de
vida útil que involucre este posible valor residual y
simplifique los cálculos.
En forma práctica podemos decir que la depreciación
se materializa en forma de "retiro" de los ingresos, de
una cierta suma anual que se va acumulando en el llama^
do fondo de depreciación, hasta alcanzar a completar el valor del capital del bien que se deprecia.
/
/
Los "retiros" por depreciación son periódicos (por lo
i
general anuales) y pueden calcularse por diversos metp_
dos según las circunstancias.
El más simple es el mé-
todo linea1,que emplearemos, y según el cual si C es el capital invertido en una determinada instalación
y
n el numero de años de vida útil, la depreciación anual
D sera:
D
B
c
n
Y si llamamos d al coeficiente
D
»
1
n
d.e
Al valor d se acostumbra designar como "coeficiente de
depreciación" y se lo expresa en porcentaje.
Ib.-
RENTABILIDAD DEL CAPITAL INVERTIDO
Constituye la ganancia que la Empresa debe obtener de
sus inversiones, con el proposito de producir ahorros
y atraer capitales que le permitan cumplir con sus com_
promisos de ampliaciones para continuar suministrando
el servicio adecuado a sus clientes.
En estudios tarifarios de empresas de servicio públi-co, la rentabilidad se calcula sobre la BASE TARIFARIA
//
O ACTIVO FIJO NETO INMOVILIZADO, que constituye la suma global de todas las
inversiones, restada el fondo a^
cumulado de depreciación y sumado el llamado CAPITAL DE TRABAJO.
Este último término representa la suma de
dinero líquido que la Empresa debe tener disponible pa_
ra pagar las obligaciones durante el período de tiempo
transcurrido entre el momento en que el usuario solic¿
ta el uso del servicio/ hasta el momento en que hace el pago correspondiente por él.
El capital de trabajo se calcula en base de un numero
dado de días en los cuales la Empresa necesariamente incurre en gastos de operación y mantenimiento de su sistema.
De acuerdo al Reglamento vigente en el país,
este período es de tres meses, por lo que se lo calcula como la cuarta parte de los gastos anuales de opera_
ción y mantenimiento.
La rentabilidad podría expresarse mediante la siguiente ecuación t
R
=
r (C - Da + Ct)
Siendo:
Rentabilidad anual
r
Porcentaje de rentabilidad considerado
C
Capital total invertido
Da
Depreciación acumulada
Ct
Capital de trabajo.
SEGUROS
Los If&guraeo^á constituyen un porcentaje del capital, des_
tinado para garantizar la seguridad do las instalacio-
nes contra incendios, accidentes y otros riesgos.
Como la cifra que se obtiene anualmente por este con cepto es bastante baja (de 1 a 2 por mil de'l capital i_
nicial)/ se acostumbra despreciarla en los estudios ta_
rifarios ./ .
• \ d.- .IMPUESTOS /
Es usual en la vida moderna cobrar impuestos sobre las
actividades productoras, sea estableciendo una tasa sp_
bre los bienes-capital o recargando los valores del
producto final.
Estos impuestos pueden considerarse -
comp sumas que recogen las autoridades locales o estatales en beneficio de la comunidad, por lo que resul tan impredecibles y tampoco se les toma en cuenta para
estos estudios.
.
Resumiendo, los costos fijos de inversión, se reduci rían a los costos de depreciación mas la rentabilidad,
o sea que:
Costos fijos
*
depreciación + rentabilidad
«
d.C •*• r (C - Da + Ct)
2
II.-
COSTOS VARIABLES-DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Los costos de operación y mantenimiento son egresos
-
que varían conforme al volumen de producción de la Empresa, pues es necesario efectuar una serie de traba *
jos y labores tendientes por un lado a mantener las ma^
quinas e instalaciones en buen estado de funcionainiento y por otro, a procesar el producto entre s£.
La primera actividad se llama mantenimiento y sirve p¿i
ra aliviar el desgaste físico de máquinas o instalacio_
nes por medio del cambio o mejoramiento de piezas, etc
mientras que la segunda constituye la operación del
sistema y es complementaria a la que realizan los bienes-capital (inversiones), para dar forma acabada al producto final; en este caso, la energía
eléctrica.
En general, a los costos de operación y mantenimiento
se los puede clasificar en tres categorías:
a).-
/
/
Gastos que dependen de la magnitud o tamaño de -
b).-
la instalación
i
Gastos que dependen de la actividad humana des plegada
c) .-
Gastos que dependen de la cantidad de energía
producida, transportada y distribuida.
10
II a*-
GASTOS QUE SON FUNCIÓN DE LA MAGNITUD DE LA
TALACION
Estos gastos se refieren especialmente al mantenimiento de las instalaciones, como por ejemplo : pinturas de
tuberías, reparación periódica de máquinas, transforma^
dores , líneas , e te , que son directamente proporciona les al tamaño de cada instalación . En la práctica , da_
do que muchos de estos gastos son de naturaleza discori
tínua, se suele tomar un .promedio estimado de ellos
a
10 largo de un período de tiempo extenso.
11 b.-
GASTOS QUE SON FUNCIÓN DE LA ACTIVIDAD HUMANA
DESPLEGADA
Se refieren a los sueldos y beneficios sociales que se
pagan para mantener y operar el sistema , incluyendo
los de labores administrativas , directrices y de comea:
cialización .
II C.-
GASTOS QUE SON FUNCIÓN DE LA PRODUCCIÓN
Son costos que derivan directamente de la cantidad de
energía que se ha producido, transportado y distribuido para satisfacer la demanda del usuario.
bro se incluirían:
En este ru^
11
Combustibles de centrales térmicas
-
Lubricantes
-
Materiales que necesitan constante renovación por su desgaste intrínsicamente fuerte/ etc.
Cuantificar los gastos de operación y mantenimiento de
un sistema eléctrico en un período pasado, es relativa^
mente fácil si se disponen de buenos registros de contabilidad . El problema surge cuando se trata de calcu_
larlos para períodos futuros.
.
Existen varios procedimientos, la mayor parte empíri cosr para calcular estos gastos de operación y manteni_
«.
miento, de tal manera que se incluyan los 3 rubros que
•
se mencionaron.
Así por ej emplo, se pueden establecer
costos unitarios para centrales generadoras por kw ins_
talado y kwh producido; para líneas de transmisión por
km
de longitud y kilovoltio de tensión; para redes de
distribución/ por abonado, etc.
En todo caso, es indispensable tener en cuenta todos los factores que intervendrán en estos costos, a fin de que las estimaciones sean lo más correctas,
A los gastos variables de operación ymantenimiento
12
los designaremos con la legra G, con lo cual, la expre_
si6n que resume los costos del servicio quedaría:
Costos del servicio
=
costos fijos + costos variables
Costos del servicio
-
depreciación + rentabilidad +
gastos de operación y mantenimiento.
*
-
.
Como habíamos anotado
Costos del servicio
d.C + r (C - Da + Ct) -*• G
. ¿
4.
¡
Ct » G/4,
=
entonces,
G
d.C + r (C - Da +——) + G
3
1.3 ECUACIÓN BÁSICA DEL ANÁLISIS TARIFARIO
Como apuntamos al comenzar este capítulo, los ingresos
deben cubrir todos los egresos o costos.
De acuerdo a esto y relacionando en debida forma las e_
cuaciones 1, 2 y 3, podemos escribir que:
/
=
(1 + a)
p.E
'
G
dC + G + r (C - Da -I- -»—)
4
/
De donde:
p
«
ac -f G 4- r
G
(C - Da +• —-—)
4
E (1 + a)
13
que constituye la expresión básica para determinar el precio
promedio de venta del kwh/ cuando se van a realizar los análisis proyectados hacia el futuro.
Y/ como generalmente no se toma en cuenta el valor de "a", la expresión final se reduce a:
P
=
d.c -f G + r (C - Da + .
4
CAPITULO SEGUNDO
LA EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO - ANÁLISIS DE SU SITUACIÓN ACTUAL .
2.1
DESCRIPCIÓN FÍSICA DEL SISTEMA
La Empresa Eléctrica Ambato tiene como área de conce sión a toda la provincia del Tungurahua, y a fines
de
1.975 proporcionaba el servicio eléctrico a 24.322
clientes, contando para ello con las siguientes instarlaciones:
2.1*1 FUENTES DE GENERACIÓN
Existen tres centrales principales en la ciudad de Amba_
to y dos pequeñas en los cantones Píllaro y Baños, estas últimas funcionando independientemente del sistema
principal.
Las características de cada una de ellas son las si
guientes:
-
POTENCIA
(Baños)
Puntzán
(Píllaro)
TOTAL
3
Miraf lores
1
4
da Península
Quillán
4
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Diesel
TIPO
INSTALADA :
NUMERO DE
UNIDADES
El Batán
NOMBRE
500
1 x
200
140
660
1 x
1 x
265
2 x
1 x 1.500
3 x
2 x
750
1 x 1.500
1 x 2.980
POTENCIA POR
UNIDADES (KW>
10.510
200
140
1.190
3.000
5.980
POTENC
TOTAL
16
-
A continuación, daremos una idea general del funcionamiento de estas centrales:
CENTRALES LA PENÍNSULA
Y
MIRAFLORES:
Constituyen hasta ahora las principales fuentes de generación hidráulica del sistema y sirven para cubrir la base de la curva de carga diaria en la mayor parte
del año. Como no poseen ningún tipo de reservorio
de
regulación, presentan problemas en las épocas de es ti a
je del río Ambato.
Además, a causa de su funcionamiento casi in interrumpí^
do, no siempre pueden aportar todavía capacidad que po_
seen y deben estar sometidas continuamente a paradas de reparación y mantenimiento,
Con todo, son las centrales que proporcionan la mayor
cantidad de energía en el año.
CENTRALES QUILLAN Y PUNTZAN
Son las centrales que servían a los sistemas municipales de los cantones Píllaro y Baños respectivamente, antes de que éstos se integren al sistema eléctrico
provincial, y pasen a poder de la E.E.A.S.A.
17
Si bien es cierto que su potencia es pequeña y no muy
bueno su estado, se cree que interconectándolas al sis_
tema, continuarán aportando su capacidad para cubrir la demanda provincial.
CENTRAL EL BATAN
Esta central diesel-eléctrica fue diseñada originalmen_
te para cubrir la demanda de las horas de pico; sineml?argo , a causa del crecimiento de este parámetro y los
razonamientos anotados en las centrales hidráulicas, ha debido constituirse al momento, en la base de la ge_
neraeion del sistema.
2.1.2
SUBESTACIONES
Debido a la proximidad de las fuentes generadoras a
los centros de carga, prácticamente solo existen subes_
taciones de distribución, que son las siguientes:
SUBESTACIÓN LORETO
(6.9/4.16 KV - 6.000 KVA
y -
4.16/13.2 KV - 2.500 KVA)
Como se anota, esta Subestación se divide en dos par tes :
La primera, constituida por dos transformadores de
18
3.000 KVA cada uno, que sirven para recibir la energía
de la central "La Península" a 6.9KV
y transferirla a
las barras de 4.16 KV, de donde salen los circuitos de
distribución primaria a la ciudad y una interconexión
a la central El Batán, que genera a 4.16 KV.
La segunda, está conformada por un transformador de
2.500 KVA que eleva el voltaje de 4.16 a 13.2 KV para
interconectarse con la Subestación Ambato.
SUBESTACIÓN AMBATO
(13.2/69 KV - 5.000 KVA)
Así mismo, tiene una doble finalidad:
Por un lado sirve para alimentar a varios circuitos de
distribución rural a 13.2 KV P principalmente el que va
hacia la región oriental de la provincia
(cantones Pe_
lileo y Patate) ; y por otro, eleva el voltaje a 69 KV
para inte reconectar el sistema de la E.E.A.S.A. con
el
sistema de la Empresa Eléctrica Riobamba, como primer
paso para la integración regional del país.
/
SUBESTACIÓN PENÍNSULA
(6.9/13.2 KV - 2.000
KVA)
Se encuentra junto a la central del mismo nombre y
su
19
función es elevar el voltaje de generación a 13.2 KV,
para el servicio de la zona rural Norte de la Provin -
cia.
SUBESTACIÓN ELEVACIÓN
BAÑOS
(0*4/13,2 KV - 250
Pequeña Subestación que eleva el voltaje de salida
KVA)
de
la Central Puntzán a 13.2 KV, con el propósito de unificar a este nivel, el voltaje de distribución prima ría de la ciudad de Baños', e inte reo néctar después
al
sistema provincial.
BAflOS
Y
PILLARO
(existentes)
Son las estaciones transformadoras que aun funcionan en los antiguos sistemas municipales de los dos cantones, y que serán eliminadas a corto plazo debido a que
sus voltajes son bajos
(2.4 y 6.9 KV) y por tanto in-
convenientes para distribución rural.
2.1.3
TRANSMISIÓN Y SUBTRANSMISION
Se cuenta con los siguientes ramales principales:
LA PENÍNSULA - LORETO
(3 Km. - 6.9 KV)
22
Fue construido en 1.974 sobre postes de madera y
gón y con conductor de ACSR Nfl 1 ¿Q AWG.
PUNTZAN
-
BAÑOS
(4 Km. - 13.2 KV)
Construido en 1 ,974 con conductor de ACSR N* 4 AWG,
sirve para transportar la energía de la Central Punt zán al cantón Baños e ínter conectar se aquí al sistema
Provincial, en un futuro inmediato.
AMBATO
-
RIOBAMBA
(69 KV
- 51 Km.)
Es la línea de transmisión de mayor importancia con
que cuenta la Empresa.
Lamentablemente su uso hasta -
los momentos actuales ha sido bastante restringido debido a que no se ha logrado completar aun la integra cion interprovincial para la conformación de la Empresa Regional Centro-Norte .
Sinembargo , creemos que en un futuro cercano , cons ti tuirá un puente de intercambio de energía muy positivo
para las dos provincias , puesto que su construcción
(metal - hormigón) garantiza su funcionamiento .
De todos los ramales principales a 13.2 KV, menciona dos , nacen una infinidad de sub rama les trifásicos y mo
23
nofasieos que han logrado electrificar prácticamente
el 70 % de la Provincia del Tungurahua.
No los men-
cionamos por cuanto vienen a constituirse mas bien en las redes primarias de distribución rural,
2.1.4
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Se cuentan con sistemas de distribución a 4.16 KV
o
13.2 KV para alta tensión y de las correspondientes re_
des de baja tensión, alumbrado publico, acometidas y v
medidores en las siguientes poblaciones de la Provin cía:
«
-
Ámbato
y
20
de sus parroquias rurales
-
Baños
y
2
de sus parroquias rurales
-
Quero
-
Patate
y
2
de sus parroquias rurales
Pelileo
y
6
de sus parroquias rurales ; y,
PÍllaro
y
5
de sus parroquias rurales.
En los planos Nfl 2.1
y
2.2
se muestran él diagrama
eléctrico unifilar del sistema y el esquema general de los ramales de subtransmisión y distribución y las
poblaciones servidas.- ?*$*
*>•A --* 0 - 2 --
26
Aplicación:
Esta tarifa se aplicará a los abonados al
servicio residencial que tienen carga conectada mayor que 8 KW
Cargos
: S/. 75,oo mensuales como mínimo de pago con opción a un consumo de hasta 150 KWH
S/.
O,35 por cada uno de los siguientes
250 KWH consumidos durante el mes.
S/.
O,30
por cada KWH de exceso en el -
consumo durante el mes.
Sin previo aviso, la Empresa .pasará a un
abonado de la tarifa R-1 a la R-2, cuando
por tres meses consecutivos haya tenido un consumo mensual mayor de 40 KWH.
En igual forma, la Empresa pasará a un abonado de la tarifa R-2 a la R-1 , cuando
por tres meses consecutivos haya tenido un consumo mensual menor o igual a 40 KWH
B.- SERVICIO COMERCIAL
B.1 TARIFA
C-1
31
servicio industrial que tomen la energía
de los circuitos primario de la Empresa o a través de un transformador de propiedad del abonado.
Cargos
S/. 12,oo por cada KW de demanda facturable con opción a un consumo mensual de
hasta 10 KWH, por cada KW de demanda facturable.
S/.
0/40 por cada uno de los siguientes
50 KWH por cada KW de demanda factur'able.
S/. 0,35 por cada uno de los siguientes 50 KWH por cada KW de demanda facturable.
S/. 0,30 por cada KWH de exceso en el con_
sumo durante el mes.
C.4 TARIFA
1-3
Aplicación:
Esta tarifa se aplicará a los abonados al
/
servicio industrial que tomen la energía
directamente de los circuitos primarios de distribución únicamente durante las ho
33
de-demanda máxima, la demanda facturable se computará
de la siguiente 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 %
de exceso de carga instalada.
Cualquier fracción que resulta de los medidores de demanda máxima o de el cálculo indicado, se asimilará al
entero próximo superior.
HORAS DE PICO
Se considerarán como horas de pico, las que la Empresa
determine.
CLAUSULA DEL FACTOR DE POTENCIA
En el caso de que /'el factor de potencia de el abonado
/
sea menor de 0,85 la facturación mensual será recarga^
da en la relación por cuociente entre 0.85 y el factor
de potencia mas bajo, registrado en la instalación del
abonado.
34
D.- SERVICIO A ENTIDADES OFICIALES
D.1 TARIFA E-0
Aplicación:
Esta tarifa se aplicará a todas las of ici_
ñas y dependencias fiscales y municipales
cuyas características sean las especif ica_
das en la definición de servicios a entidades publicas.
Cargos
Se aplicarán las tarifas comerciales co rrespondientes y solo en casos de absoluta
necesidad la bonificación que la Empresa
determine, pudiendo llegar esta bonificación a un máximo del 15 % 'del total de la
planilla o sea que el valor de la plañí lia se podrá reducir como máximo al 85 %
'de su valor.
E.- SERVICIO DE ALUMBRADO PUBLICO
E.1 TARIFA
A.P.
Aplicación:
Esta tarifa se aplicará a todos los servi^
36
Aplicación:
Esta tarifa se aplicará a los abonados al
servicio ocasional, que tomen energía con
medidor, a efectos de promover negocios 11
bicados en la vía publica o en lugares
-
particulares, para cualquier finalidad.
Cargos
Se aplicarán las tarifas comerciales co
rrespondientes con un recargo del 100 %
sobre el valor de la planilla.
G.- TARIFAS PARA EL SERVICIO RURAL
Aplicación:
Estas tarifas se aplicarán a todos los
nados ubicados en el área, rural del siste_
ma, según la norma establecida por la Empresa .
Cargos
Se aplicarán las mismas tarifas anteriores
con ]un recargo del 20 % en el valor de la
/
planilla*
N O T A
Por resolución del Directorio de la Empre_
sa y con la aprobación de INECEL, a partir
38
1.974 basándonos en la ecuación económica encontrada en
el capítulo primero tendríamos que:
p E + A
=
r
-
d.C + G + r
(C - Da + —7—)
p . E + A - d C - G
C - Da + —p-
4
Los datos numéricos tomados del balance anual son:
E
=
24*798.342
p
A
S/.
0.6027/kwh
=
S/.
432.182
d.C=
S/,
3'340.759
G
B
S/.
10*468.932
C
«
S/,
1OO'444V630
Da =
kwh
(cuota anual de depreciación)
(capital total invertido hasta
ese año)
(depreciación.acumulada hasta
27*062.742
ese año).
r =
24.798.342 x 0.6027 + 432.182 - 3 * 3 4 0 7 5 9 -
:
100M44.630
1'568.451
70' 764.65
r »
0.0221
-
27'062.742
10.468.932
+ 10M68.932
39
Lo que quiere decir el 2.2 % de rentabilidad en el mejor año del período.
Para los demás años, los resultados fueron los siguien
tes:
1.970
:
O.
1 .971
:
1.972
:
O.
1.973
:
0.
1.974
:
2.21
1.975
:
0,406
0.287
Se puede apreciar claramente que si la Empresa Eléctri^
ca Ambato no emprende,. en este momento, en una revi
sion de su política económica, tendrá que verse sujeta
en muy corto plazo a graves problemas financieros
que
le impedirán mejorar la eficiencia del servicio presta_
do.
/
/
/
Esta revisión deberá enfocar principalmente dos aspectos :
el primero en cuanto a la eficiencia operativa -
misma del sistema, como es el control de pérdidas de e_
nergía, disminución en ciertos gastos, etc; y r el se gundo en lo referente al pliego tarifario aplicado actualmente , pues existen adicionalmente otros factores
40
que incidirán directamente en el costo de producción del kwh y que son:
a) . -
La obligación de extender el servicio a toda la
provincia del Tungurahua, que significa operación
con factores de carga mas bajos que los actualest
por tratarse de zonas eminentemente rurales, a
parte de las fuertes inversiones que se deben rea_
lizar,^
b).-
Las exigencias del Reglamento Nacional para fijación de Tarifas de Servicios Eléctricos vigente,
en relación a dos aspectos, como son:
-
Revalorización de todas las inversiones hechas
a 1 .975, que automáticamente produce elevación
de los costos de depreciación,
y
Rentabilidad, puesto que todas las Empresas
del país tienen un plazo de 6 años para alcanzar el índice de 8.5%
anual.
PROYECCIÓN
DE LA DEMANDA Y^ PROGRAMA DE EQUIPAMIENTO
*
o
3.1
CRITERIOS
GENERALES
.
.
.
En virtud de la particular naturaleza del suministro de energía eléctrica, que debe ser producida y entrega_
da en el instante mismo en que el cliente o usuario la
solicita, tanto en cantidad como -en calidad, las Empre_
sas Eléctricas deben anticipar la oferta a la demanda.
De ahí la necesidad de efectuar los cálculos de proyec_
*
ción de la demanda, que sirven para dimensionar adecují
damente el sistema en el futuro inmediato.
*
El subdimensionamiento de las instalaciones ocasionará
la pérdida de la calidad del servicio para -el consumidor doméstico y la disminución de la producción en
sector industrial y artesanal principalmente.
el
El so -
bredimensionamiento excesivo en cambio, producirá como
es lógico, la dilapidación de los recursos.
•
«
3'2
MÉTODOS DE PROYECCIÓN
Existen tres grupos de métodos para efectuar una pro -
42
yección de demanda, a saber:
a).b) • -
Métodos de extrapolación en el tiempo,
Métodos en los cuales la variación del consumo y
demanda eléctricos se asocian a una o mas variables ademas del tiempo, mediante la debida corre_
lacion simple o múltiple; y,
c) .-
Métodos de encuesta directa.
La teoría de estos métodos es bien conocida y no cree:
mos necesario analizarla.
Indiquemos mas bien que en
el presente estudio, como en la mayor parte de estu dios tarifarios, las proyecciones se efectuarán me
diante una combinación adecuada de los tres métodos,
pues no son incompatibles sino mas bien complementa rios.
Se ha procurado obtener la mayor cantidad de informa^
cion posible, para establecer las necesidades de los
próximos 4 años, o sea del período 1.976 - 1.979,
/
lapso considerado adecuado con el fin de obtener re-
/
sultados lo mas ajustados a la realidad.
/
Con estos antecedentes, el cálculo de los valores anuales de demanda máxima que se esperan en el futuro
se determinaron de acuerdo al proceso que se detalla a
43
continuación.
3.2.1
PROYECCIÓN
POR EXTRAPOLACIÓN DE LOS CONSUMOS DE E-
NERGIA DE LAS DIVERSAS CATEGORÍAS DE ABONADOS QUE
SON:
-
- o
-
Residencial urbano,
-
Comercial urbano.
Industrial
Residencial rural
Comercial rural
-
y
•
Alumbrado público.
3.2*2
CALCULO DE LA ENERGÍA VENDIDA AÑO POR AÑO
3.2.3
PROYECCIÓN
9
DE
DE LOS PORCENTAJES DE PERDIDAS ANUALES -
ENERGÍA
•
3.2.4
CALCULO DE LA ENERGÍA GENERADA
3.2.5
PROYECCIÓN
3.2.6
CALCULO DE LA DEMANDA MÁXIMA ANUAL
3.2.1
PROYECCIÓN POR EXTRAPOLACIÓN DE LOS CONSUMOS DE ENER
DEL FACTOR DE CARGA ANUAL
GIA.
De acuerdo al procedimiento de esta clase de métodos, -
48
— nos, centros deportivos nocturnos, ete.
-
Incremento del medio circulante, en una ciudad eminentemente comercial.
Proyección de la construcción de un parque industrial
a corto plazo.
-
Solicitudes presentadas en la misma Empresa, para el asentamiento de varias industrias en la zona.
En lo referente a los consumos del área rural (residen^
cial y comercial), el porcentaje promedio adoptado para
la proyección es prácticamente igual al promedio del período histórico estudiado.
Esto debido a que la pro
vincia del Tungurahua es talvez
la que mayor impulso
ha dado a la electrificación rural; y, el crecimiento
logrado, parece bastante normal.
Los datos estadísticos de cada categoría de abonados y
los resultados de/ las proyecciones obtenidas con estos
r* Tita 135-
razonamientos/ se anotan en el cuadro N a 2 , hojas 1 y
/
2 ; y, en los gráficos 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, y 3.6, se aprecian las tendencias de crecimiento de cada caso.
( ~P¿gs
(. S , 49 ( 70 , 71 y 72. ) ,
49
3.2.2
ENERGÍA VENDIDA AÑO POR AÑO
Constituye la suma de todos los consumos de energía pro_
yectados en el inciso anterior.
Los valores anuales
-
son :
1.976
;
34.803
MWH
1.977
:
40.608
"
1.978
:
47.450
"
1 .979
:
55.526
"
3.2.3 PERDIDAS DE ENERGÍA
I*os porcentajes de pérdidas de energía, según los da tos de los balances anuales de la Empresa han sido los
siguientes:
1 .969
:
23.3
%
1 .970
:
2 1 . 8 %
1.971
2
21.9
%
1.972
s
20.9
%
1.973
:
23.4
%
1 .974
:
23.7
%
1.975
:
22.4
%
Estos porcentajes son elevados y no presentan una tendencia de decrecimiento.
Como esto no es normal, se -
50
cree que la Empresa deberá poner especial cuidado en emprender una campaña tendiente a disminuir las pérdidas de energía y alcanzar en el menor tiempo posible valores que se consideran admisibles para sis'temas
este tipo.
.
de
.0
Por eso r hemos adoptado para los años venideros los si_
guientes porcentajes de pérdidas de energía.
1 .976
:
21.0
%
1 .977
:
19.0 .%
1 .978
¡
17.0
%
1 .979
:
15.0
%
»
*
Valor este último que es el máximo recomendado .í por el ,
Reglamento de Tarifas vigente.
3.2.4
ENERGÍA GENERADA
Constituye la cantidad total de energía producida en las centrales, que será transmitida,
distribuida y f¿
nalmente entregada a los usuarios.
Conociendo la cantidad anual de energía vendida y el por_
centaje de pérdidas, la energía generada es calculada
53
de carga, también es verdad que el desarrollo industrial
compensará tal efecto.
3.2.6 CALCULO DE LA DEMANDA MÁXIMA
o
Con los cálculos y datos analizados hasta el momento, se llega finalmente a determinar la demanda máxima a- nual mediante la expresión que sirve para definir al
-
factor de carga, o sea:
fe
=
:—
DM x 8.760
fe
:
factor de carga anual
EG
:
Energía Generada
DM
:
Demanda Máxima anual
siendo:
/
«
8.760 :
Numero de horas de un año.
t» /?
De donde:
DM
=
—
fe x 8.760
-f>¿o
\5(a
Como se aprecia en el cuadro N a 2, los resultados nume^
ricos obtenidos fueron los siguientes:
1 .976
:
11 .650
KW
1 .977
:
13.348
"
1.978
:
15.224
"
1 .979
i
17.389
"
.
3.3 PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL PERIODO 1.976-1.979
Una vez determinados los valores de demandas máximas a
nuales, y conociendo las metas de servicio c que la Em presa trata de alcanzar en el cuadrienio 76 - 79 ¿ es procedente pasar a detallar el programa de equipamiento y construcciones que permitan lograr tales propósitos .
Este programa fue realizado en el Departamento Técnico
de la Empresa/ y consta de las siguientes partes en ca_
da etapa del sistema:
«
3.3.1
FUENTES DE GENERACIÓN
»
•
La potencia instalada de 10.510 KW, lograba cubrir la . demanda hasta 1.975; por tanto se prevén las siguientes
mejoras y nuevas fuentes de generación:
a).-
:EN
CENTRALES EXISTENTES
a.1.- CENTRAL PENÍNSULA
Terminación de la construcción del muro de defen_
sa de la central en 1 .976, con un costo de S/. 300.000.
b. 1 .-SUBESTACIÓN SUR
(4.16/13.2 KV - 2.000 KVA)
Tiene por objeto cubrir el servicio de la zona rural del Sur de la Provincia con el voltaje
-
standard de 13.2 KV
Su inversión ascendió a S/. 1"600.000 y opera
desde 1.976
b.2.- SUBESTACIÓN LLIGUA
(4,16/13.2 KV - 6.250 KVA)
Fue construida paralelamente a la central del
mismo nombre y sirve para elevar la tensión de generación de 4.16 KV a 13.2 KV y transmitir la
energía hacia el sistema de distribución de la ciudad, en la Subestación Ambato.
El costo real de instalación fue de S/. 4*861.000
y opera también desde 1.976.
b.3.- REDUCCIÓN BAÑOS
(69/13.2 KV - 1.500 KVA)
/
En razón del acelerado crecimiento de la demanda
de la zona rural oriental de la provincia
(cantp_
nes Pelileo, Patate y Baños), se ha planeado la construcción de una línea de transmisión a 69 KV
58
desde la Subestación Ambato hasta Baños, que libere al actual ramal de 1 3 - 2 KV y que servirá en
condiciones de regulación aceptables solo hasta
1.978.
Una vez terminada esta línea y para poder inte grarla al sistema de distribución provincial a 13.2 KV, será necesaria la instalación de la Sub^
estación a la que nos estamos refiriendo y que cubriría toda el área del Cantón Baños.
Se adopto un índice de inversión de S/. 800/kva,
en razón de tratarse de una Subestación relativa^
mente pequeña, lo que arroja una inversión total
de S/ 1*200.000, que operará a partir de 1.978.
b.4.- REDUCCIÓN PELILEO
(69/13.2 KV - 1.500
K^A)
Tiene 'objetivos idénticos a los analizados en el
caso anterior e incluso es de iguales caracterí s_
ticas, pero ^ para servicio de los Cantones Peíi /
leo y Patate.
ii
De esta manera, la actual línea a 13.2 KV será a_
bierta en los puntos de carga cero y quedarán
-
dos sistemas de distribución independientes a
-
59
13.2 KV; uno para Baños y otro para Pelileo - Pa_
tate.
La inversión (S/. 1 ' 200 .000) entrará en opera
ción a fines de 1.977.
b.5.-
SUBESTACIÓN OESTE
(4.16/13.2 KV - 2.000 KVA)
Completará el esquema de distribución a 13.2 KV
en la zona Noroccidental de la ciudad de Ambato
y la provincia en general, servida actualmente a
2.4 y 4.16 KV, con graves problemas de caídas de
tensión.
Las características de esta subestación serán si^
milares a las de la subestación sur (2.000 KVA)
y su inversión de S/. 1'600.000, operará a par tir de 1.978.
/
t
b.6.- ELEVACIÓN PILLARO
//
(2.4/13.2 KV - 150 KVA)
/
Es necesaria esta subes tac i6n para elevar el vol^
taje de generación de la central Quillán de Pílla^
ro a 13.2 KV y
provincial.
poder interconectarla al sistema
61
b).-
OBRAS NUEVAS
b.1.- LA PENÍNSULA - SUBESTACIÓN AMBATO
(13.2 KV 3 Km)
Ramal de interconexión indispensable para
íj
portar la energía de la Central Lligúa a los cerr
tros de carga.
Fue construido en 1 .976 integramente sobre pos tes de hormigón y con conductor de ACSR N a 2/0 y
una inversión que asciende a S/ . 360 .000 , oo
b.2.- COTALO - BAÑOS
(13.2 KV - 9 Km)
«
Construido también en 1.976 sobre postes de hor«
migón y con calibre 1/0 de ACSR, integra °el cantón Baños al sistema Provincial de 13.2 KV,
posteriormente pasará
que
a constituirse básicamen-
te en sistema de distribución .
Su valor aproximado fue de S/. 1f080.000,oo
b.3.- PATATE - LOS ANDES
»
(13.2 KV - 12 Km)
Para servicio del sector norte del Cantón Pata te
se construirá este ramal en 1 .977 , con un costo
de S/. 960. 000, es decir a razón de S/.BO .000/km,
62
por tratarse de postes de madera.
b.4.- INTERCONEXIÓN ENTRE SUBESTACIONES
(10 Km. - va-
vios voltajes)
Las actuales líneas de interconexión entre la
central El Batán y la Subestación Loreto, a 4.16
KV y 6 Km. de longitud por un lado, y entre
las
subestaciones Loreto y Ambato a 13.2 KV y 4 Km.,
por otro lado, deben ser reforzadas con otros
circuitos que aumenten la capacidad de conducción
total, para poder cubrir la demanda.
Se ha calculado con un índice de inversión de
-
S/. 120.000/km, por tratarse de postes de hormigón, un valor total de S/.
1'200.000 que será -
dividido en dos etapas iguales para 1.977 y para
1.979.
b.5.- RAMALES EN EL ÁREA RURAL DE TODA LA PROVINCIA
(13.2 KV - 125 Km).
/
Para completar
la electrificación de aproximadai
mente el 90% de la Provincia del Tungurahua, que
es la meta del período analizado,
será necesa -
ria la construcción de estos ramales monofásicos
y trifásicos.
63
El índice de inversión adoptado es S/.60.000/km,
por las razones anotadas; y, la cantidad total de
obra fue estimada en base a lo que anualmente
ha
venido construyendo la Empresa.
La inversión total de S/.7'500.000, fue dividida
a lo largo del período, en ésta forma;
En 1.976
:
S/. 1f 500.000
En 1.977
:
2*000.000
En 1 .978
:
2f000.000
En 1.979
:
2'000.000
b.6.- AMBATO - BAÑOS
y
(69 KV - 35 Km)
Como ya se explico brevemente en páginas anterip_
res, la actual línea a 1 3 * 2 KV que llega a Baños
mantendrá condiciones de voltaje aceptables únicamente1 hasta 1,978.
De ahí la necesidad de
construir est(a línea a 69 KV para mejorar las
/
condiciones ^e suministro paralelamente con el incremento 3e la demanda.
/
Además, esta línea servirá para integrar la Provincia del Pastaza al Sistema Nacional Interco -
64
nectado, en un futuro inmediato, pues en realidad, se piensa extenderla hasta la ciudad del Puyo.
Por tratarse de un brazo eléctrico muy importan^
te f deberá ser construido con elementos que den
total seguridad (metal y hormigón}.. Por,ello,
se ha calculado una inversión total de S/.
- -
8*750.000,oo , es decir que un índice de S/, - 250.00O/km, y entrará en operación dividida
dos partes:
en
la primera Ambato - Pelileo, en
1*977 y la segunda;Pelileo - Baños, en 1-978.
«
3.3.4.- SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
j
Las inversiones para sistemas de distribución han sido calculadas de acuerdo a la proyección del numero p-T-glSt.
total de abonados
(cuadro N a 2 - hoja 2), con una a-
signación promedio de S/. 3.2OO/abonado.
Comprende no solamente construcciones nuevas sino carn
bios y mejoras de las existentes, tanto en las zonas
urbanas de los cantones, como en las áreas rurales.
Las sumas anuales necesarias son:
65
A Ñ O
Nft
DE ABONADOS
INVERSIONES
1.976
2.600
S/. 8 ' 3 2 0 . 0 0 0
1.977
2.900
9*280.000
3.200
10*240.000
3,600
11'520.000
1.978
v
1.979
Estos valores totales, fueron prorrateados en los dife_
rentes componentes de los sistemas de distribución, de
acuerdo a los datos estadísticos de inversiones de
la
Empresa para años anteriores, de la siguiente manera:
Redes de alta y baja tensión
65
%
Alumbrado Publico
17
%
-
Acometidas
13
%
-
Medidores
3.3.5
5 •%
INSTALACIONES GENERALES
El plan de inversiones en instalaciones generales fue dividido en dos parti.es.
/
La primera relacionada a equi-
pos de transporte y oficina, herramientas, etc., con Tina cantidad anual uniforme estimada de S/. 5*000.000, y
la segunda que se refiere al edificio institucional,
por tratarse de una obra de importancia.
-
66
El costo total de esta obra, que de acuerdo al contra^
to firmado asciende a S/,22'000.000, lo hemos dividido en dos años:
S/. 1 5 ' 000 . 000 en 1.977 y S/. 7*000.000
en 1.978 por cuanto creemos que en esa proporción entrará en operación propiamente dicha .
Haciendo el resumen final de todas las inversiones
del período considerado, encontramos las siguientes cifras:
En 1.976
:
S/.
44'677.000
En 1 .977
:
54 ' 690.000
En 1 .978
;
41 '940.000
En 1 .979
:
19 1 220.000
y
•
La cual da un gran total de:
S/. 1 60 ' 527 . 000 , oo
En el cuadro N a 3, hojas 1, 2 y 3, se indican todas las obras a las que nos hemos referido , con el respec_
tivo calendario de inversiones; en los planos N a 2-1
y 2.2, se muestra el esquema eléctrico que se completará una vez concluida la construcción de las mismas .
-r i i
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I
CAPITULO CUARTO
ESTUDIO TARIFARIO
ANÁLISIS DE COSTOS DEL PERIODO 1.976 - 1.979
El análisis de los costos del período considerado en la proyección de la demanda, o sea de 1.976 a 1 .979, resulta
fundamental a propósito de establecer el precio
promedio
al que la Empresa Eléctrica debe vender cada KWH.
Según lo establecido en el capítulo primero, los costos de una compañía eléctrica se dividen en costos fijos de inversión y costos variables de operación, y lo justo sería calcularlos para todos y cada uno de los equipos
conforman el sistema eléctrico.
que
Sinembargo, como estos
son muy numerosos y diversos se opta por dividirlos en etapas funcionales y solamente en ciertos casos en instala^
ciones particulares.
/
/
4.1. -
COSTOS CIJOS DE INVERSIÓN
i/'
En el presente estudio se contabilizarán como eos tos fijos de inversión únicamente los ocasionados por la depreciación de las instalaciones y la renta_
74
bilidad.
4.1.1
DEPRECIACIÓN
Para el cálculo de los valores que deben pagarse
-
por depreciación, es necesario determinar dos aspec_
tos :
a).-
Inversiones en operación
b).-
Calculo de las cuotas anuales de depreciación
a).- INVERSIONES EN OPERACIÓN
Las instalaciones que operarán en el sistema e_
léctrico de la Empresa Ambato durante el períp_
do 1.976 - 1.979, serán las que se encontraban
en servicio a fines de 1.975 añadidas aquellas
que en el cronograma de instalaciones e inversiones fueron detalladas en el capítulo terceto.
Todas las inversiones hechas hasta 1.975 fue ron revalorizadas
dando cumplimiento a lo espe_
cificado en el REGLAMENTO NACIONAL DE FIJACIÓN
DE SERVICIOS ELÉCTRICOS vigente, de esta manera:
76
nidos, concluyéndose que
el monto total de in-
versión se revalorizará en un 40.3 %.
Los valores anuales de inversiones en operación
para cada uno de los años del período que se e^
tudia y clasificados por obras y etapas / se anp_
tan en el cuadro N^_
5 hojas 1 y 2 i "P*g• lbl )
b).- CALCULO DE LAS CUOTAS ANUALES DE DEPRECIACIÓN
Para cada equipo o instalación del sistema, se
debe determinar su tiempo de vida útil y con ello calcular su cuota anual de depreciación. El
sumatorio de las cuotas de todos los equipos e
instalaciones constituye el valor total del costo de depreciación de la compañía.
Conociendo los montos de inversiones en opera cion para cada etapa y para cada año, las cuo tas anuales de depreciación resultan de múltipla^
car estos valores por los"índices de deprecia cion", cuando se utiliza el método de depreciación lineal sin valor residual.
Los índices de depreciación, que equivalen al inverso del tiempo de vida útil, se adoptan
de
78
(C - Da 4- G/4)
representa la "base tarifaria".
A su vez,
C ,
es el monto total de capital invertido,
Da,
la depreciación acumulada
G/4, el capital de trabajo, o sea la cuarta parte
del valor de los gastos de operación y mantenimiento .
Se deben pues analizar estos tres factores:
a).-
Capital total invertido (INVERSIONES BRUTAS)
Los montos anuales de inversión bruta (C) se de_
terminan en base a los valores totales de inver_
6iones en operación que se obtienen del cuadro
N* 5, añadidas las inversiones correspondientes
a terrenos y servidumbres que en ese cuadro
no
se anotaron por cuanto no sufren depreciación.
b),-
Depreciación Acumulada
(Da)
El valor de la depreciación acumulada a Dic. de
1.975 fue fácilmente obtenido gracias a los libros de contabilidad de la Empresa (Balances) ;
y, revalorizado en la misma forma en que se re-
8.5%
Si bien es verdad que el Reglamento especifica
el 8.5 % de rentabilidad anual para sistemas eléctricos, se ha ereido oportuno calcular los
dos valores adicionales menores por cuanto resul^
tara muy difícil lograr en esta revisión de ta_
rifas el valor mas alto propuesto,
4.2
COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Y^ MANTENIMIENTO
En el primer capítulo se indicó que los gastos de operación y mantenimiento podían ser divididos en tres
<
categorías, no obstante, existe otra división mucho más práctica que considera que estos gastos son de
dos tipos: directos e indirectos.
Directos son aquellos gastos tanto en materiales como
en personal que intervienen directamente en la elaboración y entrega del producto, como por ejemplo com bustibíe y lubricantes, mano de obra y materiales
de
generación/ transmisión y distribución, etc.
Gastos indirectos son aquellos que sin ser indispensa^
bles para la producción de la energía, son necesarios
81
para el funcionamiento mismo del sistema, como son
los costos de administración general, bodegaje, comer_
cialización, etc.
Para el presente estudio, el análisis de los costos de operación y mantenimiento ha merecido especial a-tención en razón de la dificultad de efectuar un cálculo exacto de los mismosf tratándose de la proyección
futura.
A continuación se detalla el procedimiento empleado:
4.2.1
COSTOS DE COMBUSTIBLE
Para determinar los costos del combustible se calculó
en primer lugar la cantidad de energía hidráulica dis_
ponible anualmente en el sistema^ teniendo en cuenta que las dos principales fuentes de este tipo
(Centra-
les Miraflpres y Península), dependen del caudal
río Ambato.
del
,
/
/
Con la curva de duración de caudales
(gráfico Nft
4.2.1), se lograron determinar períodos para cuatro valores de caudales promedio durante el año, como
indica en el anexo Nfl 1 del cuadro N a 7/ y que son:
se
82
Q
«
1.3
m3/seg.
:
37
días
Q
=
2.0
m /seg.
:
59
días
Q
~
3.0
m3/seg.
:
109
Días
Q
=
5.0
m-Vseg.
:
160
días,
Como disponemos además de las curvas de rendimiento
caudal - potencia de las centrales {gráficos Nfl 4.2.2
_» 1>*53, q l - 12.
y Ntt 4.2.3),
resulto fácil calcular las cantidades -
totales de energía que pueden aportar en cada período.
No obstante, para los períodos de invierno (más de
o
3 mj/seg.) en que se puede generar a plena carga,
se
creyó prudente usar un porcentaje de la capacidad total (90 % para el período de 109 días y 85 % para el
período de 160 días) en razón de que podrían producir^
se otras circunstancias imprevistas como por ejemplo
exceso de basuras y arena, etc., que obligan a esta disminución de capacidad, lo cual ha sido efectivamen=
te comprobado al revisar los datos de generación disponibles .
Se adopta además,que las centrales Puntzán y Quillán
de Baños y PÍllaro respectivamente, pueden generar du_
rante todo el año con su capacidad total, y que se si^
gue contando con la energía proveniente de la central
Higuerilla, propiedad.de los trabajadores de la fábri^
ca "Industrial Algodonera" y que actualmente funciona en arrendamiento .
De esta manera se concluyó que anualmente pueden disponerse de
29.000 MWH provenientes de fuentes hidráu_
licas.
Habiendo obtenido por otro lado los datos de proyec ción de la energía generada, se determinan las cantidades anuales de energía térmica necesaria para cu
brir el total.
r
En el anexo N a 2 del cuadro Nft 7 se efectuó este ulii_
mo análisis y finalmente, sabiendo el rendimiento prp_
i
medio de centrales térmicas
(KWH/galon) y el costo -
del galón de combustible , se obtienen los costos tota
les por combustible que son :
4.2.2
En 1.976
:
S/.
4'189.000
En 1 .977
:
5'873.000
En 1 .978
:
7*824-000
En 1.979
:
10*074.000
OTROS GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Todos los demás costos de operación y mantenimiento
88
A Ñ O
COSTOS D E OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO
1 .976
S/.
17 ' 398.000
1 .977
21 '397.000
1 .978
25'667.000
1 .979
301 594.000
4.3 COSTO PROMEDIO DEL KWH A NIVEL ABONADO
l72
En el cuadro Ntt 9 se resumen los costos del servicio ,
o sean los valores totales de cuotas anuales de depre_
ciacipñ y gastos directos de operación y mantenimiento .
Añadiendo a estos valores los correspondientes a
los
de rentabilidad calculados/ se obtienen los montos anuales totales que la Empresa debe cubrir mediante
los ingresos recibidos por la venta de energía.
Dividiendo estas sumas para las cantidades anuales de
energía vendida , se encuentran por fin, los costos a/
nú ales del kwh promedio , a nivel abonado, que en resu_
men para todo el período , son los siguientes :
a) . -
Para cubrir únicamente los costos del servicioS/. 0.770/kwh.
CAPITULA QUINTO
ESTUDIO TARIFARIO
EL DISEflQ DE LAS HUEVAS TARIFAS
Una vez determinados los costos del servicio, los porcenta^
jes de rentabilidad y los precios medios de venta unita
ríos para el período 1.976 - 79, corresponde ahora afron tar el problema del diseño de las nuevas tasas tarifarias
que mediante su aplicación vayan a cubrir los costos encon_
trados.
5•1•"CRITERIOS
t
GENERALES PARA EL DISEÑO DE TARIFAS DEL SER
VICIO ELÉCTRICO
La fijación de precios de venta de la. energía electri^
ca constituye un problema bastante complicado debido
a las múltiples condiciones que intervienen.
Trataremos de hacer un ligero análisis de estas condi^
ciones.
5.1.1
EL COSTO BINOMIO
Como es conocido, el rasgo fundamental del suministro
94
de electricidad es el hecho de que la Empresa proporciona al usuario dos servicios .distintos:
a}.-
La energía que en realidad consume,' medida en KWH; y
b) . -
La posibilidad de suministrarle la energía que
precise, cuando la necesite.
Así resulta que el costo bruto de una empresa suminis_
tradora de energía eléctrica se compone de dos partes
principales:
el costo variable y el costo fijo.
El costo variable implica el valor efectivo de la ener_
*
gía suministrada, en tanto que el costo fijo represen^
«
ta el valor que supone el estar siempre en condicio nes y dispuesta a suministrar energía cuando ésta sea
requerida.
.
La componente variable de los costosp como se despren_
de de su definición, puede considerarse como directamente proporcional al numero de KWH suministrados. La
componente fija no es realmente proporcional a ningún
factor, pero es evidente que en gran medida dependerá
de la máxima demanda de potencia en KW ya que una gran
parte de los gastos fijos provienen de la financiación
del equipo necesario para generar y distribuir la ener
96
Estas Imperfecciones de la teoría Hopkinson fueron se_
ñaladas por Henry Doherty en 1.900, quién sugirió que
ciertos gastos son ocasionados por los usuarios por el mero hecho de ser usuarios, independientemente
de
la cantidad de energía que consuman o de la potencia máxima que requieran.
Estos costos, que claramente forman parte de la compp_
nente fija, pero son independientes de la potencia
máxima pueden ser -expresados evidentemente en función
f
del numero total de abonados, o mejor aun del total de medidores instalados.
Se llega así al concepto del costo trinomio de la e-nergía eléctrica, que representa un refinamiento de la £eoría sencilla del costo binomio.
Según esto, a cada usuario se le deberá facturar el consumo de energía eléctrica de acuerdo a los gastos
que él demande en las tres componentes:
variables
los gastos -
(componente variable), los gastos relacio-
nados con la máxima potencia requerida
(componente -
de máxima demanda) y los gastos ocasionados como simples usuario
(componente de uso).
Las dos
componentes constituyen conjuntamente
fija del costo.
ultimas
la componente
99
categoría las diferencias entre los usuarios indivi, duales pueden ser muy
grandes.
El método más práctico de clasificar a los usuarios,
es pues en función de la aplicación que estos dan
a
la electricidad, y en función de otros factores como
por ejemplo su situación geográfica, su posición socioeconómica , e te .
5.1.4 OTROS FACTORES QUE INTERVIENEN EN EL REPARTO DE LOS
COSTOS.
Como ya anotamos en acápites anteriores/ los costos
que pueden adjudicarse a cada categoría de usuarios
y a cada usuario particular dentro de su categoría,
dependen de la cantidad de energía suministrada, de
la máxima demanda de potencia y el numero total de
ellos.
Este es el motivo por el cual un racional cálculo de
costos, debe necesariamente analizarlos
tres componentes.
en dos o
-
Sinembargo, sería erróneo pensar
que estos tres factores (cantidad de energía, máxima
demanda de potencia y numero de usuarios) son los unicos que influyen sobre el reparto de costos.
101
da por un sistema eléctrico incide directamente
.en los costos variables de. operación del mismo,
sobre todo los relacionados con el combustible„
En lo referente al factor dimensional es indiscutible que una central eléctrica de gran poteri
cia es más eficiente que una pequeña y .que en cierta medida se podría considerar que los clieii
tes cuyo consumo de energía es importante,
contribuido en mayor escala que los pequeños
han
^
consumidores a elevar el rendimiento del sistema de producción y por consiguiente deberían
verse compensados en el momento de la distribu«
ción de la componente variable del costo asu
miendo una parte por kwh mas reducida que los consumidores pequeños»
A pesar de ello, este argumento que en teoría es válido puede no tener aplicación práctica de_
bido a que las tarifas, sobre todo tratándose de Empresas de servicio público como en el caso
actualf deben tener en consideración también
las condiciones socioeconómicas de los usuarios.
Por otro lado los problemas de crisis energética e inflación mundial actual podrían ocasionar
102
un efecto totalmente inverso al enunciado, lo que quiere decir que al diseñar las tarifas, se
debe medir hasta que punto conviene promocionar
el uso de la energía eléctrica en las diversas
categorías.
b).-
DEMANDA MÁXIMA DE
POTENCIA
Ya anotamos que la componente fija de los eos tos está íntimamente relacionada con la máxima
demanda de potencia en KW de un usuario o de una categoría de ellos.
Es corriente medir la .demanda máxima de todas las centrales eléctricas bien sea utilizando va_
timetros registradores o tomando lecturas perio^
dicas en instrumentos indicadores.
También
se
suele medir las demandas máximas de grandes
planjbas industriales o de suministros globales
a empresas revendedoras; pero, el costo de me /
dir la demanda máxima de los pequeños usuarios
resultaría desproporcionado en relación a los //
resultados que se pueden obtener. Por ello es
preferible estimar estas demandas en forma indi_
recta.
Además, a parte de lo caro que resulta-
105
A un consumidor
situado cerca de la central le
correspondería con toda lógica una menor parte
de los costos del equipo de distribución y
de
las perdidas de transporte de energía, que a un consumidor lejano.
Sinembargo, existen dos razones por laos cuales
las compañías de electricidad, por regla general y dentro de ciertos límites, no toman en consideración este factor..
La primera razón -
es que el tener en cuenta, sobre una base cier^
tífica r la ubicación de cada consumidor en
el
momento de la facturación, requeriría un traba_
c
;jo tan complejo que en la práctica resultaría
imposible de realizar.
La segunda razón se de_
riva del principio de que a todo consumidor de
una misma categoría se le debe aplicar los mis^
mos niveles de precios.
Este ultimo principio, generalmente impuesto por la ley , no deja margen alguno para ningún
tipo de diferenciación entre los usuarios de u_
na misma clase.
*
La única forma de tener en cuenta la ubicación
de un cliente consistiría pues en incorporar -
106
este factor en las definiciones empleadas para
establecer la clasificación de las diferentes
categorías, por ejemplo diferenciando a los abonados entre los ubicados en los centros urba^
nos y los ubicados en las zonas rurales.
e).-
TIEMPO DE INCIDENCIA DE LA CARGA
El tiempo de la incidencia de la demanda máxima de un consumidor o de una categoría de e- líos, puede tener una decisiva influencia so bre la parte de los costos fijos que deben ser_
le asignada, por cuanto afecta directamente a
la demanda máxima del sistema en su conjunto y
por consiguiente al costo de las centrales generadoras y de todos los equipos de transporte
y distribución de la energía requeridos.
Generalmente/ se acepta como axiomático el hecho de asignar una mayor proporción de los cos^
/
tos fijos al consumidor o grupo de ellos, cuya
demanda máxima coincida en el tiempo, con la /
demanda máxima del sistema en su conjunto,
mientras que los consumidores cuyas demandas máximas se produzcan fuera de estas horas, deben tener un trato preferencial.
108
potencia necesitará una porporcion relativamente mayor de equipos eléctricos respecto a los e_
quipos mecánicos para cada KW de capacidad de producción.
Esto implica la relación entre el factor de potencia y los costos fijos.
En cuanto a los costos variables, una carga con
un bajo factor de potencia implica una mayor in_
tenuidad de corriente que producirá mayores per_
didas en el cobre, es decir mayores perdidas de
calor en los conductores que transportan la
e-
lectricidad.
5.2
DISEÑO DE LAS NUEVAS TARIFAS
5.2.1 CRITERIOS ESPECÍFICOS
Al proceder al diseño mismo de las nuevas tasas tarifarias que regirán en la Empresa Eléctrica Ambato du/
rante el cuadrienio!.976 - 1.979, se han tenido en
/
cuenta los siguientes criterios básicos:
a).-
Las tarifas deben producir ingresos de tal mag-
109
nitud que cubran los costos del servicio y se obtenga además una rentabilidad del 2 % . Se acepta esta rentabilidad mas bien baja con el
-
proposito de no producir incrementos muy elevados en los precios, en esta primera revisión.
b).-
Las tarifas deben ser justas e indiscriminato rias para todos los usuarios del servicio.
c),-
Las tarifas deben tener una estructura de fácil
comprensión para el publico y no presentar difi^
cuitades en la facturación.
d).-
La estructura general de las tarifas debe ser similar a la de las otras empresas eléctricas que conforman el sistema Regional Centro Norte/
con el objeto de acelerar los programas de inte_
gracion,
s~'
e).-
Las tarifas deben ser promocionales para el sec_
tor productivo y restrictivas para el sector co
modidad.
/ f).i
-
Las tarifas deben ser instrumento de justicia social y de redistribución de los ingresos y de
111
El valor del cargo por demanda resultará de dividir la suma de las cuotas anuales de deprecia_
ción mas la rentabilidad del 2 %, para la suma
de las demandas máximas del período 1.976-1.979
Estos valores fueron ya calculados en el capítxa
lo anterior y son los que a continuación se señalan:
-
Cuotas anuales de depreciación
en el período 76-79 según el cuadro N* 9.
(miles de sucres)
-
42.407,oo
Cuotas de depreciación de acometida y medidores, cuadro N a 6.
-
2,413,oo
Rentabilidad del 2% en el pe ríodo, según el cuadro N a 9.
(miles de sucres)
-
15.834,0o
Sumatorio de las demandas máxi_
/
mas anu'ales del p e r í o d o , según
/
el cuadro N* 2 (KW)
Cargo por demanda
de pico
57,616,00
42.407 + 15.834 - 2.413
A
• —
——
57.616
1 13
-
Gastos de comercialización
(cuadro
N á 7 - miles de -
sucres) . . . .
-
9.213
Energía total vendida, según el cuadro N* 9 (MHH)....
De donde:
Cargo por energía
178.387
.
B =
95.056 - 9.213 - 1.642
178.387
B ~^ 0.472/kwh.
a. 3.- CARGO POR CONSUMIDOR
•
Este cargo depende de los gastos que íntervie nen para leer los medidores de energía, factu rar y recaudar los valores de las planillas meii
suales, es decir los gastos contabilizados en el capítulo anterior como comercialización en la determinación de los gastos de operación y mantenimiento total.
Se lo obtiene dividiendo la suma de los gastos
de comercialización para la suma del numero total de abonados del período 76-79.
1 16
caeIon adicional anterior que tomaba en cuenta
la. ubicación geográfica de los abonados/ diferenciándolos entre urbanos y rurales.
Si bien es verdad que los costos varían para estas dos clases de abonados, se ha adoptado es_
ta unificación por razones de carácter socioeconómico, con el objeto de incentivar la estadía del campesino en su tierra y controlar
la
emigración hacia las ciudades.
c).-
ESTUDIO DE LA CARGA
«
Ya mencionamos con anterioridad que una distribución racional de los costos deberá ser
realJL*
zada después de examinar detalladamente las cur_
vas de los usuarios*
Resulta difícil, por no decir imposible, disponer de datos concretos para cada abonado particular; pero, es factible estimar por lo menos las formas de las curvas de carga en cada categoría del usuario.
Estas curvas de carga se han dibujado en el grá^
_. "Pao IÍ$
fico N a 5.2.2/c^y de su observación se pueden sa_
119
forma de la curva de carga ya mencionada en el
acápite anterior.
Como ya se anoto,es beneficioso para la Empresa
trabajar con los valores más altos del factor de carga, lo cual se puede lograr mediante un a_
decuado fomento de uso de la energía en las horas que no corresponden a las de mayor demanda
del sistema.
De las curvas de carga típicas para cada categp_
ría de usuarios (gráfico N a 5*2.2.c), podemos a_
firmar que el factor de carga del servicio indu
trial resulta ser el mas alto siguiéndole el
del servicio residencial y por ultimó el del cc_
mercial.
Con esta importante observación podemos condú i f que los niveles de precios medios de venta de la energía que se deban obtener por la a/
plicacion.de las tarifas, deben ser altos para
/
el servicio comercial, bajos para el industrial
/
e intermedios para el servicio residencial y el
alumbrado público.
e).-
FACTOR DE POTENCIA
120
Es necesario un ligero análisis del factor de po_
tencia en las diferentes categorías de abonados por las incidencias que se producen en los costos,
Se han realizado las siguientes consideraciones:
-
Los abonados residenciales tienden a un factor de potencia cercano a la unidad por cuaii
to la mayor parte de sus cargas son de ilumi_
nación del tipo resistiva.
Los abonados comerciales presentan el factor
de potencia menor que 1 .0 debido a que su ilu_
minación en la mayoría de casos es reactiva.
Los abonados industriales presentan consumos
de mas bajo factor de potencia, por la cantidad de motores que este tipo de actividad requiere .
Desde este punto de vista, quienes deberán tener
un mejor trato de precios, deben ser los abonados
residenciales, siguiéndoles los comerciales y
por fin los industriales.
-
Sinembargo, al dise -
ñar el presente trabajo tarifario decidimos no incluir en los cargos aplicados estas considera-
121
clones relacionadas al factor de potencia por que resulta difícil su cuantificación.
Mas bien
estableceremos cláusulas de penalizacion para aquellos usuarios que trabajen con valores menores
que ciertos límites establecidos como normales.
f).-
TIPOS DE TARIFAS A DISEÑARSE
Para los servicios residencial y comercial man tendremos el diseño de tarifas de bloques de ener_
gía estableciendo un valor mínimo mensual y pre cios altos en los primeros bloques, para incluir
aquí el cargo por demanda y el cargo por consumi«
dor.
•
Ademas, por las razones que dimos a conocer con anterioridad respecto al alza de costos del com bus tibí e y la inflación mundial se diseñarán tarl^
fas de bloques de energía con precios unitarios decrecientes únicamente para los abonados conside^
rados como de recursos económicos limitados (R 1
y C 1); y, se establecerá cierta restricción para
aquellos abonados que usan la electricidad ya
solo como un medio de satisfacer necesidades
no
sino
como un medio de obtener comodidad de la energía
133
mo municipal por el alumbrado público, debiendo u_
tilizar la diferencia que hubiere en favor de
la
Municipalidad para ampliaciones o mejoras del sis_
tema de alumbrado público o requerir de ésta el pago de la que resultare adeudando.
Para efectos
de la liquidación indicada, se establece que el precio de venta de la energía eléctrica °para ese
servicio será el que consta en la tarifa antes anotada.
Toda ampliación o mejora del sistema de alumbrado
público correrá a cargo de la respectiva municipa_
lidad.
G.- SERVICIOS OCASIONALES
G.1 TARIFA
O S M
Aplicación:
Esta tarifa se aplicará a los abona dos al servicio ocasional que tomen e_
nergía sin medidor, a efectos de promover negocios ubicados en la vía pública o en lugares particulares para
cualquier finalidad.
C £i r cr o s
*
S/. 10,oo diarios por cada 100 W. o -
136
c-lientes de bajos recursos económicos y que
tituyen el 48 %
^
del numero total, son las que
menores incrementos sufren, por consideraciones
socioeconómicas.
c).-
Para las tarifas R 2
y
C 2
se disminuyeron el
numero de bloques de energía, con el objeto de
simplificar su cálculo y facilitar su compren sion.
Ademas, para consumos elevados los precios unitarios por KWH son crecientes con el proposito
de obtener la restricción ya mencionada, poli ti_
«
ca que obedece a la necesidad de detener el des_
per di ció y abuso en el uso de recursos energet^*
eos no recuperables como el petróleo y sus der^
vados.
d).-
Se suprimió la tarifa R 3
del pliego vigente -
por cuanto era la mas promocional para grandes
consumos del servicio residencial.
Todos los a_
bonados antes facturados con esta tarifa, pasarán a la tarifa R 2.
e}.-
Se mantiene el tipo de tarifa promocional para
CAPITULO SEXTO
CALCULO DE INGRESOS
6.1
SELECCIÓN DEL MES REPRESENTATIVO
El mes representativo constituye aquel cuyas características son de tal naturaleza que puede considerar^
se como el promedio del período anual, en los siguieii
tes aspectos:
Energía vendida
Ingresos facturados
Numero de abonados
Al comenzar el presente estudio tarifario los últirnos
datos disponibles fueron los del mes de Mayo de 1.975
de ahí que el período anual considerado fue Julio
de
1,974 - Mayo de 1.975, y de allí se determino como
mes representativo a Enero de 1.975, como se puede apreciar
6.2
en el cuadro N A 1 2 ._ "^fS
l73 •
DISTRIBUCIÓN POR FRECUENCIA
Los cuadros de distribución por frecuencia contienen
los datos del numero de usuarios que presentan consu
140
mos mensuales similares/ es decir por ejemplo el níí
mero de abonados que han consumido 20 KWH r 30 KWH,
o 100 KWH, etc.f en el mes representativo.
Constituyen un instrumento fundamental tanto para el proceso de diseño de tarifas, como para el cal cía
lo de ingresos que se obtendrán mediante la aplicación del pliego tarifario.
En este caso concreto, debido a que las nuevas tari_
fas diseñadas/ sobre todo las de servicio residen cial y comercial tienen estructuras similares a las
anteriores tarifas, en realidad no se efectuó un a«
nálisis muy detallado de estos datos que proporciona los cuadros de distribución por frecuencia*
Sin
embargo/ es de mucha importancia para el reparto de
los costos en las diferentes categorías de usuarios
tener en cuenta las cantidades de abonados y los
bloques de energía que pueden determinarse, sobre todo cuando se deben cambiar las estructuras.
Todos los cuadros de distribución por frecuencia se
dan en las 12 hojas del cuadro N a
1 3 .-. ~?*s* J7*-i*5.
En la hoja Nft 1, se han resumido los datos de los -
142
servicio y generen la rentabilidad del 2 % propuesta , es necesario efectuar los respectivos cálculos
de ingreso^
Estos cálculos se basan en los datos de los cuadros
de distribución por frecuencia, como se muestra detalladamente para cada tarifa en el cuadro N A 15 ho_
jas 1 a 4, y f cuyo resumen es el siguiente:
PRECIO MEDIO DE VTA
KWH
TIPO DE SERVICIO
CONSUMO
INGRESOS
Residencial
982.337
S/ 775.366
0.789
Comercial
551.159
545.913
0.990
Industrial
389.696
340.01 O
0.872
94.997
85.396
0.899
253.080
202.464
2'271.269
S/1'949.149
Servicios en Baños
y
Píllaro
Alumbrado Publico
T O T A L
0.80
0.858
El precio medio total resultante de S/. 0.858/kwh, es muy similar al calculado del costo medio del KWH
para las condiciones que se desean
(cuadro N* 9).
Por tanto, podemos afirmar que las tarifas diseñadas
son correctas.
143
6.3.2
TARIFAS VIGENTES
Con el objeto de establecer una comparación entre los
precios actuales de venta de la energía y, los que
se
producirán con las tarifas propuestas, es indispensable calcular también los ingresos que. las tarifas vigentes generan en el mismo mes representativo .
Estos cálculos se basan también en los cuadros de
tribucion por frecuencia y constan en el cuadro N £ 14
1*6- iFfl
.
•
hojas T a 4 , con los siguientes resultados:
TIPO DE SERVICIO
CONSUMO
INGRESOS
*
Residencial
982.337
Comercial
Industrial
Servicios en Ba^
S/
PRECIO MEDIO DE VTA
KWH
636^055
0.647
551,159
414.392
0.752
3 a 9. 6.96
268.483
0.689
84.997
75.113
0.790
253.080
119.732
0.473
2'271.269
S/1'513.775
0.666
ños y en Pillaro
Alumbrado Publico
T O T A L
6.4
COMPARACIÓN DE INGRESOS
r** 3 •
En el cuadro Nft 16, hoj as 1 y 2 se presenta un resumen
general comparativo de ingresos y precios medios de
1 44
venta del KWH entre las tarifas vigentes y las tarifas propuestas, así como los porcentajes de incremeii
to que se producirán en cada caso.
El resumen de esta
TIPO DE SERVICIO
comparación es el siguiente:
PRECIO MEDIO TARIFAS
VIGENTES
PRECIO MEDIO TARIFAS
PROPUESTAS
% DE
INCREMEN
TO
Residencial
0.647
0.789
21 .9
Comercial
0.752
0.990
31 .7
Industrial
0.689
0.872
26.6
0.790
0.899
13 .7
Alumbrado Público
0.473
0.800
69. 1
T O T A L
0.666
0.858
28.8
Servicios en Baños y en Píllaro
Como puede apreciarse, el incremento total en el pre_
ció medio.de venta del KWH asciende al 28.8 %, que es un valor bastante aceptable, siendo los abonados comerciales, por sus características particulares, a_
/
quelíos que sufren de mayor incremento.
CAPITULO SÉPTIMO
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Una vez terminado el análisis técnico-económico del períp_
do 1 .976 - 1 .979 y conociendo muy de cerca todo el sistema eléctrico de la Empresa Ambato y su operación, podemos
finalmente enunciar algunas conclusiones y recomendacio nes de manera general, puesto que para problemas específi^
eos, se requerirán como es lógico análisis mas profundos
y detallados.
7.1
7.1.1
CONCLUSIONES
CONCLUSIONES TÉCNICAS
a).-
La Empresa Eléctrica Ambato ha logrado conformar, y desarrollar un sistema eléctrico bastante 'confiable sobre todo en las etapas de trans_
misión y distribución, proporcionando al usuario servicio de aceptable calidad.
Sinembargo, hay también varias deficiencias co_
mo las siguientes:
b}.-
La capacidad instalada en fuentes de generación
147
e).-
Los niveles dé iluminación de las poblaciones
del área rural son inadecuados, por cuanto no
ha existido preocupación de las municipalida des para financiar el crecimiento de este im portante servicio*
f) . -
Deficiencias graves se detectan en las áreas de los servicios al publico
(acometidas y me-
didores) sobre todo en cuanto al control del \
so clandestino de la energía y la organización
de la atención a nuevas solic itudes.
7.1*2 CONCLUSIONES ECONÓMICAS
*
a).-
La Empresa Ambato es una de las pocas del país
que no ha sufrido perdidas en la explotación de su sistema, pero tampoco ha podido generar
ganancias suficientes/ que le permitan llevar
adelante planes grandes de ampliaciones.
b).-
El pliego tarifario vigente tiene una buena es_
tructura, pero en razón de la evolución de los
costos y la falta de rentabilidad, debe ser in.
crementado en sus precios y
¿inamizado en
adaptación a l o s nuevos costos.
su
148
c),-
El sistema de contabilidad, que es bastante aceptable, tiene algunas fallas con respecto
a
la clasificación mas correcta de ciertos eos tos en el Código de Cuentas dado por INECEL, a
fin de evitar confusiones, especialmente en lo
relacionado a las cuentas de subtransmisión
y
distribución.
d) . -
Hay falta de exactitud en las lecturas mensuales de los medidores, que en muchas ocasiones
son estimadas a causa de la falta de tiempo
personal del área.
y
Esto redunda en perjuicio
de la veracidad de los datos estadísticos para
efectuar estudios.
e).-
El sistema de recaudación actual resulta ya in_
suficiente para el número de clientes que se debe atender,
f).-
-
El sistema de despacho de materiales de bodega
no es muy ágil y ha perjudicado en cierto modo
al rendimiento del personal en varios sectores.
h) . -
Las perdidas de energía sobrepasan a los límites
razonables y deben ser reducidas para mejorar
la eficiencia económica del sistema.
149
7*JL
7.2.1
RECOMENDACIONES
-
RECOMENDACIONES TÉCNICAS
a).*
' •
Es indispensable que la Empresa defina su poli,
tica de equipamiento, en cuanto a fuentes de generación/ pues como se anota en este estudio
únicamente se ha previsto una inversión para u
na nueva fuente sin concretar ninguna característica como tipo, ubicación, etc,
Por la premura de tiempo disponible para cubrir
la demanda máxima del período, pensamos que de_
berá ser diesel-eléctrica o sea solución a cor_
to plazo.
¿¿'
. ' "-•
De ahí la necesidad de realizar un estudio minucioso que determine las soluciones a mediano
y largo plazo, dando énfasis principalmente
a
los recursos hidráulicos y/o a la utilización
de las grandes fuentes del generación del sistema Nacional ínterconectado de INECEL.
b).-
Cumplir con todo el programa de ampliaciones y
nuevas obras detallado en el capítulo tercero
del estudio, con el interés particular de con-
151
del servicio y obtener el 2 % de rentabilidad.
b).-
Concientizar en la Administración y en los directores de la Empresa, la necesidad de defi nir un segundo incremento tarifario en este
mismo período, para alcanzar un mejor porcenta_
je de rentabilidad que de mayor estabilidad de
ingresos a la Empresa.
c).-
Promover la creación de un Departamento de Comercialización que normalice y controle todo el movimiento relacionado con "atañeion al publico" que incluirá las siguientes áreas:
-
Servicio de acometidas y medidores.
-
Facturación
-
Recaudación.
Tendría que efectuar las siguientes activida des inmediatas:
-
Organización de la atención a nuevas solici_
tu des de servicio en forma ágil y controla_
da.
-
Control de los datos de lecturas mensuales.
B I B L I O G R A F Í A
COSTES Y TARIFAS DE LA ELECTRICIDAD:
ESTUDIO
GENERAL
Departamento de Asuntos Económicos y Sociales. Naciones Unidas.
ELEMENTOS DE ECONOMÍA APLICADOS AL CAMPO DE LA INGE NIERIA DE SISTEMAS ELÉCTRICOS.nieros de
-
Asociación de Inge-
INECEL
METODOLOGÍA DE ESTUDIO DE MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA .
ECUACIER.-
Subcomité Ecuatoriano de planifica -
cion de Sistemas Eléctricos.
REGLAMENTO
PARA FIJACIÓN
ELÉCTRICOS.
DE TARIFAS DE LOS SERVICIOS
INECEL.
ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE Ljk
TACUNGA.
TESIS DE GRADO.
Eduardo Cazco Castelli
ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO DEL SISTEMA RIOBAMBA-ALAU
SI.
TESIS DE GRADO*
Wilson Peñaherrera Sánchez.
APUNTES DE INGENIERÍA ECONÓMICA.
Materia dictada por
el Ing. Guido Soria.
BALANCES ANUALES.
Empresa Eléctrica Ambato.
3.-
Total inprfe3es.de 0; e ración
IIÍCRISOS DE OPERACIÓN
1¿- Ingresos no¿ venta t e energía
2— Ctros ingresos
HESULTALC3 NÍ.TCÜ LE OPERACIÓN
_(1=.6J
otaQifio.- .
-
-Xa)
4 — fiañtos de operación v mantcnin Lento
.,,5«- CuotpH anaalna de Denreciaciór
IT.- GASTOS DZ EXPLOTACIÓN
I._
1*971
fí.0^4
146
.-.(588)...
(40}_
6.483
8.647
._ _2.776
2.685
I JL-259™ 11O.32
11.292
490
8.071
10.802
^99
1*973
8,072
1.972
1.570
10.469
3.341
13.810
15.380
432
14-948
1.974
(MILES DS SUCR
-.
- (3-)- --Di t-Da_iQrri2üicj de loa Ba .anees anua Lea
_prinier se centre de 1.976
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2.66L.
2,564
7,908
.-£.385-
6.805
6.336
7.S18
409. _.
S^6
1.970
ESTADO DE IHGHESOS Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
Co-mer-c/'e^./
Industrio, i
.Sírv/e/o
A- 2. -
UK-QAMÁ
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B- 2 - .
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EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
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1!
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•
ZONA URBANA
(HWH)
ZOí.'A RUHAL
6-555
1.188
5-278
2_9.872 ' '
18.0
—
•
-
NUMERO TOTAL DE ABONADOS
(KW]L
POTENCIA INSTALADA
NOTAS:
: ....
29.697
15-510
32-816
18.510
36.261
18.510
..51.- 343 _ _ 65.501
43.0
43.0
1S.224
17.389
. - . . la i otencia iru talada suf .cíente par i satisfac
(3). .Date real.
(1) Se A ¡terí trat; r de llega • a los porcentajes s
( 2 ) . . E n _ 1 '975 nifijor; el factor debido a 1 i restricci
, * pe rtir de 1.( 77 adoptarn >s un facto * de 43.0
24.322
1 26.875"
15-510
10.^10
(KW)
DEMANDA MAXITfA
ENERGÍA GENERADA
FA^R PS fi*Hf-A (')
10.5
44,181
30.281.
43.0
43.2,
11.ú55(3 --13.348
38.618
^4
- 9-497
15-0
17-0
19.0
21.0
22.4
£ ENERGÍA PERDIDA
(i)
_Í4-903
55.526
150
_55-676
47-450
150
47.600
22*9.67
9
120
_40.728
10.308
2.303
12.611
8.181
1-952
10.133
6.493
1.654
8.147
40.608
_3.080
24.594
1-979
18.356
9-452
9.011
1-074
5.022
42.915
1.978
Cuadro
13.409
15.689
7.535
8.439
7.768
6.697
888
977
3-932
4-444
32.461 . 37-317
1.977
100
-
1
5-153
1.402
4.090
26.0
16.0
f JO.O
_13.0
7M
11.461
6.727
1-713
_807
.3.430
__28,.843_ .
12.0
9.796
6.007
__4.97.I_
17.0
1.976
34-803
,,
1.975
95
•
...
*
INCREXENTC
TOTAL ENERGÍA VENDIDA
CONSUMOS PROPIOS
SUBTOTAL
B» 2«— Servicio Comercial
SU3TOTAL ZONA RURAL
B. 1.- Servicio Reaidencial
B._
SUETCTAL ZONA URBANA
A* 5-- AlvnhTarin P(7b]ico
JL»_4 t — pt.rns «prvir.ioR^-^—
A. ?.- Servicio Comercial
JU_i.--Servici« JndiiEÍrial_
A. 1.- í>rvíc;ia Kftiidfí'siial
A._
CONSUMO DE ENERGÍA
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA T LA ENERGÍA
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
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SUBESTACIONES
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TRANSMISIÓN I SUBTRANSÍttSION
1.- La Península-Loreto | (6._5KV/3 Km),
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2— Pelileo-Cotalí (W2KV/ 15 Km
) (6) ..
3.- Pto Arturo-PIllaro Í13.2.KV-4. 5Km)_(6)
4— Puntzan-Baños
(B-2KV - 4Km)
5— Cotal6-3aío5
(l3.2: KV- 9Km) (7) .. _
6.- Patate-Los Andes (1Í.2XV ~ 12K -5 ( B l _ _ .
TOTAL SUBESTACIONES_ _ .... _
:y. 2000 KV
ti
ti
K¡r - 1500 KV 0
(5)
(s)
( 4.16/13*2.
0.(5).
11.10.- Subestación Oeste _
11 _
-..(5)
11.11.- Subestación Lligua ( 4.16/13.2 ¡Y-Í250.KVfc)
II. 1— Reduccifin
Baños
II. 8.- Reducción Pelile»
II. _9.- Subestación Sur
CUADRO HA
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u
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—
1.60Q
1.200
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5*009
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10.000
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5.000
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_
1-57S_
FLAN DE OBRAS E INVERSIONES PARA EL PERIODO 1.976 - 1.979
Pillarefe.4/13*2_KJT_-150 KVA
MA)
^,- K1 (»víJif"-7 fln — "Rftñoe
II. 6- Elevación
II,
JI. 3.— Eanoa
(existente)
- II. 4.- Píllaro. (existente) .
II* 2*« iafeato..-.(3)
II. 1,— Jjcjretp
II.
TOTAL GENERACIÓN
I. 7— Nueva Fuente de Generación
I. 5.-» Cs. pfllaro
I. 6— C. Lligua
T, V- ÍV Tífltün
I. 4.~ C«. Baños
I.- GENERACIÓN
T. 1.- C. Miraflore»
t- 2.— C. Península
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
TOTAI TN'VFfí^TnTi'j'1^
TOTAL. INSTALACIONES GENERALES
V.__ INSTALACIONES GENERALES
TOTAL SISTEMAS DE DISTRIBUCIO •
SISTEMAS DE DISTRIBUCIO
IV. 1.- Redes
IV. 2.- Acometidas
IV. 3.- Medidores
IV. 4.- Alumbrado Ptíblicc
I7._
(16)
ym'
— c?
p¿ wn,
Aflftato-Rio'bamba (69 I Vv _
.
Arrtoato-Baños
(69 llT - 35 Km! (9)
Existentes en Baños
Existentes en Píllarí
Interconexión Subeiit ciones (1 D Km Vari»! Voltaies] (10)
Hayales Área Rural di la Provincia (13*2 KV - 125K
I
,
(13.2
La, Península-Subesta» ifin Ambatc
TOTAL TRANSMISIÓN Y SUBTRAHSK SION
III.7*III. 8.III. 9.III. 10.III. 11.III. 12.Hit 11»-
CUADRO Ka.
4.750
-
4.000
-
•5.000
5,000
-44-597-
.
460
1-590
12.000
41..940
S4.6QO
5.000
7.000
20.000
5*000
15,000
_(l4)
10.240
510
1.740
1.200
8.320 ;
^,280
. ( 1 2 ) . (13).
6.660
1.330
6.030
6.800
1.080
ÍH7 410
1.430
7.610
2.000
_
—600
_
2*000
1*978
-
1.977
5-400
2.910
280
1.500
_-
1*976
PLAN BK INVERSIONES T OBRAS PARA EL PERIODO 1.976 - 1-979
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO Q. A.
N O T A S :
i
CUADRO i». 3
~•
'
. .._..._ ._..
en 1.976 i ero consta desde 1.9
: año, cuan Lo realmen e entre en servicio ' a instalac ón. . .
1
est
).- -U : nversión i licial ser, realmente
W I""
),.. TodJiis loa_datoh del 76 s<
3 por no di sponer aún del Balan
).- í n d c e de inve -sifin: S/5
).- La inversión dfel 77 y 78 se refiere a la insts lación de i n transfo
__r_ecíbir.ener£Í i de .Pisay, .mb.q» Indi be:_S/ SQQ/l!
>or_ per .un? Subestacií n de meno
4).-..-índice de. .inversión? S/ 1 000/kVü
5)«- índice de inve ciín'.S/ lÍ8QO/kva,_ bor ser Sut estación. d« mas de 1
6).- Se Considera inversión e|..cambio qué debe._rea4;izarse.-.de. nostes de.
7)«^-Jad.ice.de invereifin; S/123»000/kra por tratarsei.de postea de. h.ormig<5
.8).^.. índice de inversión: S/ .8Q.QOO/km. por tratarse ;¡de-poetes de madera
9)-- .-Indico de inversión: S/25y.OOO/km po:p tratarse/de torrea rjletálicas
jO).-—índice de inversión; S/120.000/k:n pot tratarse ¡jde postea de hormi
i.11),—_ índice de invejrsión:S/ 60ÍOOO/km porj tratarse de ratr.aleB TJrifásicos
bres y en postes de madera y hormigCn. .
¡ _ _ .. l|
... .
12.)--- 5e prevee.redsfe nuevas yl^mejor.'^ pa;tva.2.600 mié vos abonados ..(de a
demanda), con im. índice de.Sí 3.200/ab, para cubrir todos|loa.rubroa
medidores y alumbrado público, prorrateados segiln loa porcentajes
redfts 65 %, ac6rnetida» 13 ^, nedidojreg 5 % y alumbrado pablico 17
3)«Se cuevee
redes|¡ nuevas y!!ampliaciones
para 2.900
abonados,
según la
.
*
ti
i|
ii
rt
- Se prevee rede-i. nuevas yljaicpliacionps para 3-200 abonados, segi3n l
revee redes nuevas y ampliaciones para 3-^00 abonados, según la
FLAN DE OBRAS E INVERSIONES PARA EL FEHIODO 1.976 - 1*979
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
i
1
i
1
3.031
993
_555
. ."
INSTALACIONES GENERALES
TOTAL INVERSIONES
N O T A S :
1)
-;'_
-
_
1 .QOO/kví . 1.500/kv; ._1 ,000/kv
^
.1.716/ftl ._.J.2QO/»1 .._2.400/a
(3)
. .0.-...
.3..
..
4.026
113.2^1
Datoa tom idos del balance
al 3 de Dicíen tre de 1.9' 5
¡i
Se adopta T índices de revalori ;aciín mas bajo a gue os_datos p1 r_I_NECEL e
,
2) reales
qu 5 tiene la pnpresaf y para rvita c una exce: iya._inflac: t5n del cap
dar i oriff en a una mayor elevac fin del pre ;io KWH, p¡ ra el perli do.
.
' 3) Se adopta el 20 % del revaloriz: ición.
«J £*~taa ínot •n'ofítg _ tn&Lie-n , ój^a^s ¿''nías J# iv¿7/Wwí CT/Í.y»t__,&fi'v*t>Pt- -\ fot*u
<\\
43,238
„ IV. SISTEMAS DE DISTRIB T JCIOl|j
.Instalaciones para 25.217 abdnadoa I*)...
V.
63
_ _ _ 213
»
_
12.000/ki
9.000/k
12.000/kt
9.000/ki
6.500/kt _ 5»000/k
364/kv i 1.500/kva ^ 800/kv
ii
11
652/kVíl
. .8,654/k>
5-748/k;
3.427/kv
4.138/kv
3.964/ki
(2)
10.507 ... 169.000/ki ,235-000/kr .2CO,000/k
_._..876.__ ,.57-066/kr ...lOO.QOP/kr .,8g.00o/k)
tt
.... w
.__.337_. ,74.888/kt
i*
n
80.000/kr
._
320
126.538/kr 2pp.qqp/kt l85.QOQ/k
._..6,580
III. TRANSMISIÓN Y SUBTRAN3MISION
.orres^met
..III» 1.- La Península -.Lore to. . .(3.0-k \9 fcv(15. Jan 4-13.2.kv- ladera)
III.. 2.-_. Pelileo -. Cotal5
..III* J—_ Pto Artura-Pfllaro ..__(4.5-lc r-13.2 kv- Cadera)
...111*4 — Puntzán -.Eañoo ..... .... (4 km . -„ 13.2kv -, nadera)
fíormigín- ne-tal ) _ ...
_III«..7»^~ Anbato.- Riobamba (^ 52 kn>-62_k T .
III. 8.- Baños
(existentes )...
_"J
.JII._.9,-_ Pillare (existentes) „ .. ._,._
te)
39
.. - 26 ...
... 250
..
.
. 11.073
. 17.245
20.432
'T. 4.- Pillara
(existen te).
._ .,
II. 5.- Elevación. -_Bañoa (.0.4/1 3*2. i:^-_250Jcva
kw)
kw)
kwj_
kw)
. 3*264
OntraJ, Península
( Í..DOO
Central El Batán
( 5*980
,
Centrales en Baños 1 ?40
Centrales .<rn.FfHar«( 140
(1)
II— SUBESTACIONES
II«_ 1*- _Loreto
(8.500 k;U)
II* 2*-« Ambato
. . (5. 000 Je 'a)
IL£.I. 3.I, 4 —
I. S«"
_I i^-L*^Miral_HiraflflMft_í 1.280 kw)
1.- GENERACIÓN
Inversión índice de índice de
índice
.real a Inversión Inveraiín Adoptado
1.971" ' a—í7975 de-INEGEL—
GUIA PE EETALOHI2ACION 3>B LAS INVERSIONES
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
Central Mirafloreí
Central La Península
Central El Batán
Cs. en Baños'"-- —
Cs. en Pfllaro
Central Lligua
Nueva Fuente
1
0
-
í^r^í
. III. TRANSMISIÓN Y SUB2SANSMISION
f* *™ f i 3 J* ^J
III. 1.- La Penfnsula - Lore to
íSzkv/J
III. 2— Pelileo - Cotaló
j * 4 l ! ¿ w - 11.2 K>/ )
.111. 3.- Pt» Arturo - Pillar 0
f ¿í
\i
III. 4»- Puntz£n - Baños
- ' 3 , NV 1 )
III. 5.- Cotaló - BaHoa
t *
III. 6.- Patato - Los Andes
-\"*
[$z í¿n
TTT.. 1
Anbato - Riobamba i
]
TOTAL SUBESTACIONES
. ..
—.
-
" 1
i.861
1.600
—,
. .9-620.
1.080
600
1.250
360
320
17*687
_
.
26
250
159- .
6.800
4.000
_
.21.724
21.056
5
11.520
27.300
30.300
993
993
1.979
11.520
27.300
30.300
1.978
(MILES DE SUCRES)
• CUADRO B*
320
1.080
960
9-620
600
1.300
360
...25.461
1.600.
1.600
4.861
1.200
250
150
-
5.000
6. 800
1P1.724
600
1.350
360
320
. 1.080
960. _
9-620
...
.30.661___
4-861
1.400
410
320
1.080
960
9.620
600
30.661 ..
4.861
-J.200
.1.200
1.600.
1.600
1.200
1.200
.. 1.600.
1.600
.
250
„. 150.
_
6.800
13.000
_
106.724
—
250
—
150
6.800
13.000
J06.724
¿55 . _ _ 5 5 5 . . _ .... 555
21.056
21.056
21.056
10.000
15.000 ~1 15.000
993
555
993
11.520
1.977
27.300
30.300
1
(1)
11.520
27.300
30.300
1.976
IKVESSIOKES EN OPERACIÓN
II— SUBESTACIONES
II. 1.. Loretc (6.9/4.16/13)f 2 K7 - 8.400 KVA)
II, 1.- Arríbate (69/13-2 KV- i5.ooo K!A)
II» 3.- Baños (existente)
II. 4.- Pfllaro (existente)
II* 5«- Elevación Baños (0. 1.- 13.2. K ' - 250 KVA
II. 6— Elevación Pfllaro (Z .4-13.2 KV_.J50 KVA..
XI* 7-™ Seducción Baños (6S -13-2 KV - 1-500 KVA.
_II. 8.-. .Reducción Pelileo (69-13.2 KV . .1.500 KVA
O
.11. 9— .Subestación Sur-. (4*W13*2_10r
11.10— Subestación Oeste (4 .16/13.2 K r -2! ooo KV
11.11— Subestación Lligua (.4.16/13.2: :v _ 6.250 **«/
TOTAL GENERACIÓN
I. 1.I. 2.I. 3.I. 4-I._5—
IjL,6 t !„ 7—
I.. GENERACIÓN
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
' ' ~"~
"
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
..}
-
. . —
TOTAL IinrERSIOHES EN OPERACK N
..TOTAL .IHSTAlACICÍfES GENKRALH
.
__
-
N0 T Ad
-
- -
_V. _ INSTALACIONES GENERALES
._T. 1.— Equipos, vehículos, 1 errajnienta 3 t _e_t_Q.
Í4. 2.- Edificio Institución; 1
"
TOTAL SISTEMAS DE DISTRIDUCIC N
IV. 3.- Medidores
..IV., 4«« Alumbrado Publico .
17. 1.- Bedes de DUtfclbuoií n
1V._2«- Acometidas
IV.
'
._
.1 "".
TOTAL TRANSMISIÓN I SUBTHAHS1OSIOH
--
(i;
u
.•
-
__
78.120
_5P.790
10.1^0
3,900
.13.280
22.901
280
il
280
88.360 .
37-450
1 1 .480
4.420
15.010
I 29.801
600
5.600
1.977
4.000
68
213
600
3-500
1-978
~B.75Ó
68
213
99-880
64.940
12.980
. .4.990
16.970
32.401
280
1.200
7.500
68
213
1.979
8.750
(MILES DS SUCRES)
CUADRO M
258.037. _ 297.377__._ 3 16. 497.
41.831—. .46.831 _
A partí p de 1.976 se revalor .zan las
cifica en el cuad '0. #.4 -_ pifa de r
nes.
103.373 _
.29.831 _
. 9.8J1 ._.....-14-831
19.831. _ 24- 831 _
15.000 _ .22,000.
.22.000
68.840.
44-760
8.940
3-440
11.700. _
15.291
2ñO
68
213
1.500
-
1.976
- - - - - - 9-831 . -
—
.,—
-
-
Wj_
(" 33 \¿*
Acfoato - Baños
- £1 W j
Existentes en Baños
Existentes en Pfllí to
!0(¿,M - J¿/,'r
Interconexión Subestaciones
•»cNaj»i)
Harr.aleD área -rural Ida la Provincia (usld - lí.au^J
HmRSIONE3 PH OPERACIÓN
III» 13— La Península - Sutéstaciín Ambato /í^ - JÍ2
III. 8.III. 9—
III. 10.III. 11.III. 12.-
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
Nueva Fuente
3»*'
4.5«~
6.7-~
III.
III.
__III.
III.
III.
III.
III.
. .111.
TRANSMISIÓN Y SUBTRANÍ tfISION
1,- La Penfnaula - Lor *to
2*— Pellico - CotalÓ
3.- Pto Arturo - Pílls ro
4.- Puntzan - Baños
5.- Cctalfi - EEÜÍOS
6— Patate - Loe Ande:
7*- Anfcatp - Hiobamba
_
Sutestacifin Lligtia
__ TOTAL SUBESTACIONES
11.11—
_[
Bajíos (existente)
-pniaroCexiatente)
Elevación de Baños
Elevaciín Pillare
- Seducción Paños
11.10.- Subestación Oeste
II.
. U.
II.
II.
II.
II. SUBESTACIONES
TI. 3.— Loreto
TOTAL GENERACIÓN
I._7_.-
I. 4.- Centrales erL_Baao_JL
I. 5»- Centrales en Pillare
I. 6,- Central Lligua.
I. 2.- Central La Penínsuls
I.- GENERACIÓN
I. 1.- Central Miraf lores
.
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
272^
1
_3.0
4.0
4.0
.272_
_4»312
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289
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. . . 64 64
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_ .195...
64
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1.979
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, 1-364
-99
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... .-948
675
. . 10 _._
_
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4»S37
- 54
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... 43 . . -43
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18
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-...4.0 ...
- -10.0 (3!
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4.0
3.230
675
S6
948
qq
819
1-978
S76
(MILES DE SUCRES)
Depreciae 1.976
1-977
^.0 Í1 .
576. .
"576
819
3.0... 819
.-4-5 qq
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10. 0_ (2
56
10.0 (2
56
. 9.48...
4-5
31 lía
_.
450
4.5
CUOTAS ANUALES DE DEPRECIACIÓN
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
J
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-\
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'\
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4
1
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l*ri «tintín Mt ^rÍM
$»-fcTrhnt». Ttaffoa
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...-2.0 _...
4.S
A.O :..
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...3.5-
•4*0
4.0_ ....
_5.0. ...
-
. JCO.Q Í3l
- 10.0-43) . . . .
3»0 .
DEPRECIAS,
i
7
M4
._ 7.546.
614
614
2*588
138
. - 527
1.S6S
.._..358
_
17S
24
7
?1
120
[
12
27 S
10.319 -
.1.226 . .
11.835
1.679 .
0?6
-1 .239
440
.. 300 . . . -
... .. .3-321 ...
L 675
459
177
.2.936
_2.010
406
156
598
. 1*071
„
7
?i
24
.... Z61_
1.776
R?6
- -4..Í4'! , _12
T5
-
_. 31
,^
. 4.378
(MILES DB SUC
_1.9T¿_ ,uJ».9T7-._
|
CUADRO
1)
2)
._ :~"
¡
¡
Se ha cor gidcrado.Cj 5.^ MI. Vi sta del xJe¡ gaste FlTsi :p de los e quipos, ct
Se .anota HJA. %. elfiYac OLJQC. cuan lo -ss trat; de Centra Les pequeña 3 que deja
| la energj a -de las g: andes fuen teis -d«l si: tema Nació ml.Interco i*ctado.
3) ..Porctinta; •e.-alto por trabarse dfie .equipo __qi e., va a ser retirado p ront«
- 4 ) Se consic era el 33 ? de la cuo ta aniial pf r cuanto e stoa equipo B funciona
-
TOTAL CUOTAS AÍ^ALKS ML UEPRt IIACION. ..
.Y»-_IÍÍSTALACIQN2S GENITALES.
Jf* 1«— Equipos, Vchírulos, Es irramiantaj , etfi* _
_Y._2— Edificio.In.stituciona:
TOTAL INSTALACIONES CKN2RALES
TOTAJ,
¡
SISTEKAS.DE DISTRIBUCIO! r
TOTAL T£AÍÍ5EI2IQN I_SüBTRAÍISiaSIQH ___ _
]
.17.
SISTEXiSJffi HISTHIBUGIO:L _
IV.—3— Redes -de DistribuciÓ!i
í
IV, 2.— Acometidas
JY* 3*-, urdidores.
7TT. 10.,- Exi-í't--nntf!í|t *n "Píllale
JII*_ll**_Interconwci.finL_Bub.w acicn^a .
JII*_ 12-- -Banales Area-toaU .el^la^ro^ incia....
JCHJL_13.*-La_?enínsula -.Subeíítaciín. Amt ite
TTT.
ITT.
%
CUOTAS ANUALES DE DEPHECI ACIÓN
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S, A.
i
2.300
1-300
1.130
1.130
850
,í
200
200
200
!¡
I
i
I
i
100
100
100
I
29. 000-
-U. .440 _
28.-. 400 . .
, 3.760
4.430
0 . £én
w
í.^iO
3.730
_.
.
_!_
11
![
t
i
-
1).-. Datos obtjinidos de 1
, curva -de
^ río- Aptos fV"n
¿.Datos obtÜnidos de..} . curaras...de rendirient ) de__la._Qen irales . . . .
.*)•-A Porcentajéo estimado debido a rabajos de reaparacitf a y manteni •Tiento» etc
Í).-i batos est mados en bfioe a estad stican exi ;tentes.
,j
•1
¡
IV.— C«5 m3/8 —160 dfaa ( l p
IV» 1,- y apac ld ad rnfizima, oÜtenible-KW (2)
3.ooo
. .
IV. 2.— Capacidad media obijc-nible en 1 período
185/S de IV. 1) (3)
. _
r/» 3*- Energía obtenible i :n el perío n MWH
SUB TOTAL ENLTÍOIA HIDRAULIÍ ¡A.IiN.EL AJÍ • _- ffiffl
Iciitral Hi c orilla(4|- rvs
i
I
TOTAL nraau IIIDHAULICA ii. ispOlíIBLE EH Ü-JUÍO ÍWH
I
.
NOTAS i
.
1.Q¿0
2.460
2.^60
5.480
100
100
)
a
tenible-KW (2)
enible en 1 período
n el perío o MVIH
720
1.720
?0f>
200
7?o
920
920
-C Qttlll — TOTAI»-
CUADRO N* 7
ATRSXO No 1
nible IKW) (2)
ida en el >eríodo Kí^f
1 período n>H
.
ENE8GIA HIDRÁULICA OBTKNIBLE EN EL AÑO
III._ Q»3.o cO/s 103 d£aa l )
III. 1.- Capacidad máxima ibt enible. -' W (2)
III. 2,- Capacidad media o itenible. -p
de III-1 ( 1 _ . . _ 9 A .
en el- perí »Ío- KWH- -
I. 0*1.3 m3/s - 37 dfas(l)
I.1.- Capacidad máxima obt
I. 2.- Capacidad media obte
1.3»- Energía obtenida en
I.
- - .
1. 1— Q-2.0 n3/s 59 días (
II, i.- Capacidad m&cima o
II. 2.- Capacidad media ob
ÍI. 3.- Energía obtenible
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S.A.
U)
3,, COSTO TOTAL POH COMBUSTIBLE
_4.- Costo deLcomtualible-píJr
Lira_flb±eáikle
*^_Energía .4i«5ffil-ns£Marii
1.- Energía generada
".i!
7
partóJr de 1-976 ie -acuerdo a:
i y _la &ner
_5»8.73_^
Q.276 _
50.281
_29.000_
.21.38.1
..Rencimiento. pr|)medip _ 13 O kwh/galfi i
.Precap _prpmedip del cornb stible: S/L
Jadi
tatQajIe la pi >yecci¿ln-de
._2.231--
0.243
_.9,170_..
_29.000.
1*_?!5_
- 6
_38,Í15"" ^447i8l
1.977
CUADRO M
_J E _
PROTECCIÓN COSTOS Dg COKBUSTIBLK
.aradjL.
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
_Q.276__i
7.349-_
1-978
(MILES DE
GENERACIÓN
Plantas térmicas
Salarios
Combustible
Materiales y diversos
1.074
144
1.218
Materiales y diversos
b.-
ACaXTIDAS Y VLDIDORJG
-
.-- —— --
b.- I'aterialeg_y divertios
TOTAL ACG;.2TIDAS Y MiDIDCRES
a.- Salarios
T.
' TOTAL SIüTUlÁ DL; DISTRIBUCICK
REDKS DE DISTRIBUCIÓN
Salarios
IV.
a*-
_-2.3&l .... ....42..1_
23-6
25.0
109.0
32.0
17.1
262.3
_ 49.1
r
..
.
*
INCJfcWENTC
_(104.8.)
170
—•
(3Í1)
2.0.0
*
. »- fii- -
29
54
13..0.
•u. 7
72.4
-
38.6
_ . 575- - -(5.2)-..108
20.4
í.21-3)...
683
.(1,5)_
125
_. 45 ...__
|Í _. ...
1
13Í
546
415
25.1 „
957
0.2296
2.0
31.3
*
230
649
78__
..183
1.404
1.221
TOTAL LlíriáS DE TRAtfS.y SUBTR r 3.0
.
118-5
14-7
65.6
8.0
15-3.....
13.7
27.0
1-911
_2.0
.1,798
[
i
INCREIffiNTO
III.- LÍ1.3AS DE TRAÍJS.y SUB'i'R »
1.0
a.- Salarios
2.0 '
t.- Materiales y diversos
TOTAL G.m-RACION
.213
297
68
Total plantas térmicas
.578
Precio del combustible x KWH 1 0.207
3«- Compra energía p 1 reventa
2
2.a.b.c.-
Total plantas hidráulicas-
1.- Plantas hidráulicas
a.- Salarios
t.- Fate'iales y diversos
I.
1-970
Jt
2.P93
663
1.430
1.972
-
m
50
61
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_
54-^
130
673
"I
3.356._
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_
CUADRO HS 7
ANEXO KA 3
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"
119.7
67.6
4.0
j 78.5
j 43.4
"
35.0..
25.5
18.8
69.9
38,2
80.6
19.4
13.3
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lUCREIia'ITO
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277
1.754
1.708
751
2.459
1-973
(MILES DE SUCRES) - DATOS E
289
811
_
163
1.263
0.2377
GASTOS DE OPERACIÓN Y KANTENIKIEHTO
REVISIÓN PLIEGO TARIFARIO
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
"
'1
1
605
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TCTAL CASTCS DE OPERACIÓN \
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TCTAL A D M I N I S T R A C I Ó N
X. ADMINISTRACIÓN
«..- Salarios
; Tí.- Materiales y diversos^
KAlíTKKI KI KNTO
17.7
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18.5
1.18o
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... 6*459.
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22.8
1.9
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235.0
20
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44
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100
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i 130.8
7
13
428.6
41.9
28.6
(3.0)
INCREMENTÍ
MILES DE SUCRES
ANEXO
CUADRO Kt
- 32.6 .
(175)
(200)
(161.5)
_06.5_1
120
103
(15.3)
i
31
72
(19-4)
|
37
83
22
(45-9)
53.7
11.1
18
54
54
108
••
SUBTOTAL CASTOS US OP.Y MA T. 3.270
TOTAL CCKLRCIALIZACIÜH
COMERCIALIZACIÓN
VII. INSTALACIONES GENERASJES
a,- Salarios
b.— Kat eriales y diversos
TOTAL INTERESES CD-'ERALES
VIII.
TCTAL ALUMBRADO PUBLICO..
VI. ALUMBRADO PUBLICO
a.- Salarios
b.- Materiales y diversos
.. IUCB&-D2NTÍ
1.07_?
REVISTOS PLIEGO TARIFARIO
GASTOS DE OPERACIÓN Y KANTENIHtENTO
U. A.
1.970 ._. INCRÉMENTÍ . 1.57.1
tMrnjMA J&LtLlttlLA AMflAJLU
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-•J
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1
J_
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Arrendamientos
IV— SISTEMAS DE DlSTHIBUCI N
IV. ti- Redes de Disírituci n
a«- Salarios
.... b*- Materiales y divers «
SUXTOTAL HECES DE PISTRIBUCI DN
. .TOTAL TRANSMISIÓN Y 5UBTRAN5 ilSIOH.™.
III.- TRAIÍSMISIOHJLBUBIRANS IS10H
.„,
_ —_
.
(HifT srlllawgrí tjojnóídli
líaterialea-y-diverso
•TOTAt, SUBESTACIONES
„.— b.-
. TOTAL GENERACIÓN
H t S1ÍBESTACTOÍIE3
T» 3*—
SUBTOTAL PLANTAS TÉRMICAS
Salarios
Materiales y_di_verBO
a-.
b.-
T— GENERA CI OH
I. 1,_ Plantan MdriuHea.s
•,.,- Salario»
(1 )
>i,— M^tT'i s»1^« y iHvftrso: (?)
__SUBTOTAL PLANTAS HIDRÁULICAS
_JU_2.- Plantas térmicas
—
90
80
1«iO
130.
700
650
2*321
600
_ 2.02£
1.710
. 1.492
2.664
1*964
1.671
1*422
SJO
170
80
70
100
70
..30
20.109
100
10.074
13-418
1.450
1.894
60
70
80
60
...2Q_..
16.539
_
1.210
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70
- - 50
20...
-5*2911.300
1.979
(MI
483
-
10.917
13.576
100
100
.
_U300
7.924
10.736
..1.2CO _ __1.300
.. 4.1BSL
-5-873
8.544.
6.556
.._ 100
7
__5*703_ .. 6.591 __
4.SO^
l.POO
1.978
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JU.OQ9.
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1.977
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3.261
..J.OOO
_j*iao
. .4*261 ___. __4.932_.
1*975
PROYECCIÓN
CUADRO
. --1.16I_ _ ..U371™ i_lf6l2 -
8.698 '_' -
^696
.2.231
_4.368
.973
1.16A
3.634
.916
5.7.18
"1.W5
GASTOS DE OPERACIÓN T HANTEOTIOTO -
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO 3. A.
1
1
¡
INSTALACIONES GENERALES
b.-
!¡
Materiales y diversos .
MERCIAI-IMTON
.. ....
_,
"
•1
CAPITAL DE THA3AJO
.
TOTAL fíftSTnK TTC OPTACIÓN Y K .NTTOITKTKN'm
- 1
.VII— ADKIÍÍISTRACIOH
|
4,.-. Salarios )
"b,- Materiales yjiiyersoa
TOTAL ADMINISTRACIÓN
TOTAL CCKERCTALIZACIGH
VI*
>i.- M n t p r i al PR y diverso i
TOTAL INSTALACIONES
'
-GENERALES „
V..
TOTAL SISTLMAS DE UISTRIEUCI01Í
JSJBfCIAL-ALliEBRADQ PUBLICO
A.lii'nhradn P i f h l i n n
IV. 3._
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Acometidas y medidor
Salarios
Ka***"» ^1"*^ y Diverso n
ACOKETIDAS_I_HEI3IJ20Jt. ía_.
IV. 2.a—
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SUB1STAL
__3.494._.._
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. 5-349 .
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1.100
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1*97.9_ _
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1.978
PROTECCIÓN
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_
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1.976
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CUADRO
___ 182 . ._. _214 — ...
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62
..152.
1*97 5--
GASTOS DE OPERACIÓN Y MAÍTTENIKIENTO
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
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Rentabilidad
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Rentabilidad 8.5 %
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Fondo acumulado de c epreciacifii
Inversiones netas
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Rentabilidad 2 <
1.2.3«4.5-6«—
7.(3)
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S.A.
3-
1.2.-
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20.801
9-788
321-477
80.605
240.872
7.648
248.520
244-727
4.894
1.979
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es totales
1
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1
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incluyendojj las de Ter •enos y se
de 1.9?6j_¿l fondo acumulado de leoreciacit
e en cue ce revaloriz¿ron las in,versiones,
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Datos de
Inversio
A jaortir
porsenta
1-9J1
208.413 ,263.077^ 302.417
67.898
56.063
45-744
162.669
207.014 234.519
6.416
4.349
5-349
167.018
212.363 240.935
226.649
189.690
130.769
2.615
4,532
3.793
5-230
7-5"ñó
9,604
16.123 i 19.265
11.115
.1*57.86.. ..
118.253
27.226
91.027
3.494
94.521
-1.975 Ü . J..976 L -U9I7
BASE TARIFARIA Y RENTABILIDAD
t
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11.- PRECIO PHOHLDIO
a.— Cootos del
b.- Cortón del
c.— Coitos d^l
di- C^ r - tC2 del
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^erví cio^tJícnta" 'ilidad. 8.5 .
MWH)
7.- CCSTOS EEL_SEHTCl£I£l. • RíMTAmLT 1
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q_. CPli'POS T3KI. FRVVTCTO RKMT4T1TI.T'
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2.615
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%_ RENTABILIDAD 4 $,
6.- RENTABILIDAD 8.5$
31.716
37.502
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25.667
21.397
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7.586
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1 16.133 i 19-265
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._2T.5>9- -J5*509.J 42.034
•^0,17.1 ,_Í9J,302_. /I6 r s^fi
.^6.0r>9 , .41,839 156.767
24-944
3._ COSTOS DEL SERVICIO
-- -
7.^46
17.39S
...4.975--- -- -1.977- -
PRECIO PROMEDIO D1CL KWH A NIVEL ABONADO
1,- CUOTAS AJÍDALE3 E:; DES -ÍEC1 ACIÓN
2.- CUOTAS DS OPTACIÓN 1 MAJiTUÍIMH
AT)
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATD S.A.
1
3
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16^357^848 2¿19i4.59s
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1 f 352.834 2f3e7.84€
1'212.0S6 rJL!248.59S
.11266,130 2*080-022
1 '378.411 2*315-695
T250.409 2*025- 75d
1 '26^.096 2*062.682
1 '415-410 L2'360.217
i_1 '383. 147 2' 27?.467j
LJ'420.113 2*323. 06é
1*453-116 . 2*397.59?!
Li:.435..05S f 2* 326.S36Í
1 '522.0f1 2'5l6.66a
23.012
276.138
19.899
22.407
22.389
22.679
22.956
23.291
23.656
23.^13
23.6^2
23.665
23.883
24.148
SELECCIÓN DEL. MES REPRESENTATIVO
NUI'IERO DE
INGRESOS
KHH
ABOííADOS
TOTAL
Agosto/74
Se-Dtier.bre/74
Octubre/74
Noviembre/74
Dicierr.bre/74
Inero/75
Febrero/75
ferzo/7 5
Abril/75
Kayo/75
Junio/74
Julio/74 "
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
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-I
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23.334
183.342
7.35~8
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10, i TARIFA 0%[ (1)
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8, L TARIFA C-
1 d)
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L.41-250
251-500
SOI y Sun
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0- 40
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251-500
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16 y Sut)
KWH
0 - .15
mente tienen IQ. bo iif icacifin de no^p_ae5 - la tasa f e alumbrado üilblico.
»R+.3R
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180
553 13.299
78.368
1.564
1.904 127-445
. 1.920 Í135.566
2.997
7-459
33
pj.:.03_
17
27
3.132
10.601
I58.587
h8.l6l
£4-129
606
2.738
4.519
4-802
i
Kfftán i n ^ l n i f i n n pn
1151^250
o -150
6.- TARIFA R3r
16 y Sup
0-15
251 y Sup
. 0^50 _
151-250
301 y Sup
0-40
41-100
101-300
0 - 40
41-100
101-300
301 y Sup
-— _ _
7. L TARIFA C-
BLOQUE
VIGENTES 7 FROHJE3TA3
SERVICIOS HESIBElíC'IAt Y GOMSSGXAL
PLANILUS
KWH
ACUIíULADAS ACUMULADO!
Q.- 15
3-442
814
16 y Sup
2.337. 71-762
KWK
BLOQUE
5.- TARIFA R2r
4.- TARIFA Rlr
3.- TARIFA R-3
2.- TARIFA R-2
J
í
1.- I^RIFA R-1
1
1
RESUMEN DE CUADROS DE DISTRIBUCIÓN POR FKECUSrTCIA
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
4
31
32
30
27
28
24
25
26
23
20
21
18
1?
13
14
15
16
17
10
11
12
7
8
9
6
4
5
2
1
1
13
5
11
5
1
6
5
5
5
4
1
3
2
1
6
22
29
28
23
16
21
10
10
26
319
321
322
323
310
112
111
297
302
306
307
281
287
292
280
259
264
275
224
246
157
165
208
118
128
'
310
145
91
1.400
588
^20
7-50
240
994
912
787
494
857
557
156
1.432
700
1.855
2.143
2.009
1.439
2.429
1.342
639
454
-i
22.146
22.386
23.136
23 656
¡ ?1.?47
25-147
j 25-735
26.04p
26.190
.
20.795
21,289
18.102
19.096
20,008
15.957
17.389
17-946
I—
288
0
408
5.353 .
675
817
0
0
950
488
650
550
2.044
1.022
910
362
472
608
489
106
285
618
92
PARCIAL
48.420
55-851
S5-563_
55-155...
0
219
0
1.086
0
0
0
5-514
7.558
8.20B
8.656
IL .2-371
10.188
10.188
10.188
11.138
11.138
11.344
13.636
13-636
13.636
11.87*5
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1.103 (3Í-171 150+1 103= 3.50
3-Í92 (3Í-27) 250+3 192= 4.69:
7-358
10.601 (4 ,802-606) 4 p+10601-17 -441
153.587 Jíl 802-2. 738 jj 100+_1^8.5. 7=364-987
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53.730^0.50= 26.
123.649»;0.45* 55-
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15-420x0. pO» 7,710
CA L C U L 0
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24-235
DE
(2.108-175 ) 40+3 «265 L 80.46?
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(2.108-Í. 79) 500+2^ 6.741-321. i41 53.730
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123.649
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16-755..
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.2.074__ .(114=104)
1.254
469.125
JÜI.011_
256.741
444.890
3.262
24.235
1.465 (863-373)
1 AmnniUTu i ^ittrm./vn
SERVICIO CCMLHCIAL
II. 1.-
II,-
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BLOQÜES 1 PLANILLA
CALCULO DE IMHESOS TARIFAS VIGKKTES ENERO/75
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
1
1
1
i
I
1
T
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12.960
TARIFA i.z
33.657.
TAKIFA 1*1
16
153
III .4— TARIFA I2r
26.080
22.011
KWH 3*
BLOQUE
165
1
0
._
43-582 19.529 ...
48.460
--— _
71.979
KWH 2-a
TARIFA I1r
III. 3
. 2*QP_9 - 17.821
111*2
1.470
III*III. 1.3.901
KKH 1*r
BLOQUE
BLO:UE
* JSVTCIO i N .•UUTHIAL
TOTAL Ktf
A FACTURA!
KWH
0
28.151
45-157
19.791
I
389.696
58.515
28.791
1.704
5.937
SUBTOTAL IIIDUÜTRI iL URBAKfl
lirousTRi LL
RURAL
192
66
.TOTAL s: 7ÍVICIO lid JSTRIAL
SUBTOT IL
_318 . 16 x 12 -li
165 x 0.40 109.401
CUAD
D E/C A Í C U L 0
ENERO/75
17.640
.«12.384
9.128
13.547
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j
258
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x 15 =
30.120
3= <H-°--" - • ...17.433
6.835
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8.445 I1 62.833
1
x. 2.0 x.f .40 -'
x < .35 x íÜ.30 -
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-
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1.470
_4^4¿0
26.080
45.1-57
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19-701 x (j .30
3.901 x 15 71.979 x (3-40 »
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P O R M U LA S
,_
109.082 2.008
.43-5^2
Í9»529
28.1¿1
280.295
132.657
147,638
KWH
TOTALES
CALCULO DE INGRESOS TARIFAS VIGENTES
EXCESO
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
;
;
:
41 - 250
251 _ 500
501 y Sup
0-40
4.187 i ¿1.325- í J4)1^+4.187 - 14.252
21.781
21,781
(B - P
• p $- R Tí U E A~-
I
6.723
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4.492-
517 L.t249-I05! 15+517 -
-53,650-
r
¿m~-~
• -
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.
.
_.
_
1
TOTAL üí ^VICIOS KM 1 BAÑOS Y P: LLARO
299 x 4C
.20.987x0.5!
, 1 3 . 064x0. 5(
844x0.4
249.x 12 - 2.988
u 1.815.- ......1,815x0.
50 « 907
2.677
_._ .4.492^ -
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. TOTAL
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. j¿cib'iusii B5ciAL'~B~. 1 **•
412* 25 11.631 1(1.631x0.45
3.229 ¡3.229x0 .40
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529x0.35
I
-
1.325 x ' o - 13.250
6.723x0.4 ^ - „3.025"
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J
- o A L CU L L
j
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249 TL-4-492__
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521 T ._3P.689... _ (54¿521 }25P+3Q.68936.011
3-064
4.492 544 -.a _38,5Q3.
844
S48 ¡¡ 41.347
. __4.1.347.-t4-492_- _j 36.855
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TOTAL SI WlCIÜ COMl¡RCIAL__B - ¡P
41.34? -,
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TARIF; Clr
o -.15 - -105.
16 y SUD
-.249--
SERVÍ CIC COMERCIA
41 - 100
a.-
I7._ 2
TARIFA R2r
0-40
1-325
1.325
1
CALCULO DE INGRESOS ., CANTUSES BAÑOS T PILLARO
21.781 1 Ü-737-1J£25)40 +21781-21781 - 16.486
H
1.672
4 3 . 3 9 2 , .11 -137=1 T 572)100+43- 392-21.731- 28.111
Í21-21.781- I 31-340
101 - 300
1.732 _51,6£L_ _ÜJ31-J,
.. ._ .53. >50-21.731« ._ 31.869. 1
301 y £UD ..1.237— ... 53.650-
B.-
16 y Sup
0-15
a— TARIF;
S13VICIC RESIDENC AL
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ACUMULADO,
.,, ,,
-
ACUMULADA
PLAlíILLAS
KHH
BLOQUES
;
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EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S.A
-
J6 y s
R-2-r
0-40
41 - 100
101 v S
I. -6— TARIFA H-3- •
41-. 100.-..
101 y..S.—
0 -40
I» 5.-» TARIFA
0 — 15
16 y S
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1
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7.^s8
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_
60
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RURAL
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.. .
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100
180
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2,907 . 23.334— .{7.459-2. 97) 15*13. 334-9^-264
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(2. 337-81^ ) 15+3442 *•
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0-15
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EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S. A.
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i
PLANILLAS |
'
II. 4. -
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251 y s
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I
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C 647 -25 O 15. +1.?54.
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15.782
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187.042 ¡i 187.042x0.^- 168.338
(2.108-17 16) 250+177 011-267.51
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—, — — . — -|
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TARIFA C-2-r
.
0-40
41 - 2 q O
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TARIFA c-i-r
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2.108
41 -250
251 y s
178
0-40
TARIFA S 2
KWH
--F—Q-R-H-tF- Ir A
ACUMULADAS ACUMULADOS
..II.* :íERVICIO COMERCIAL
II. i... TARIFA C 1
1.465
0-15
(863-373) 15 + 1.465 « 8.815
373
16 y S
86324.235
24.235
BLOQUES
KKH
'- '
CUADRO
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EMPRESA ELÉCTRICA AMBATD S.A.
I
i
1
KWH 2¿
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2— TARIFA I Z
46.960
454-27
._ _
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16
223
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KWH
EXCESO
i
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..""IflTüI" "iskésál!.
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-- 280*295
-
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...19-463.
•-•
KWH 3A
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62,416.
III. 3.^...TABIIi.Xlr
2.008
25.518 J8.568
-l.áZO__Jl9.153-
III.
?i9°.t_
III,. SERVICIO INDUSTRIAL
III, 1.- TARIFA I 1
TOTAL KW
KWH 1.2
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18
0.71 *
0.70
0.65
-
4
R
I
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1
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16,873.
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V1.29S
. 22,050
70.218
46.812
13.624
12.219
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-
11
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•
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1
ENERO
CUADRO
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28.926
12.700
. 26.85.4 x ,-0.65 - Jl
17.455
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..
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TARIFAS PROPUESTAS
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62.416
19.463
18.799
-
CALCULO DE INGRESOS , -
EMPRESA ELECTBICA AMBATD S.A.
1
1
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251 y S
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32.947 20.987
20.^87x0,90 = 8
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3.908 x1.0 = 3
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1
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TOTAL Si-'l VICIO COttJ'^CIAL
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TOTAL SI ÍVICIO HtSI ÍDKNCIAL
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4.49? .. .(5.48-249). 4.Q+4-.422T4 192
. L 41.347 .
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(1.717-1.p 16.480
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517— f (2/19-105) 15+54.7
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1 41.341
j
J
1
!
j
SERVICIO COÍCCRCIÍ _,
TARIFA C-1-r
0 - 1S
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IV. 2 .„ .-
101 y S
41 - 100.
1.325
1.672
1.717
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0-40
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f
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SERVICIOS Eli E.UíOg Y PILLA*RO t
SERVICIO RESIDEíd ÍAL
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4.18?
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IV.
KWH
•
TARIFAS PROPUESTAS
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-
KWH
PLANILLA^
ACUMULADA ACUMULADOS
CALCULO DE INGRESOS
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S.A.
'
.
•
•
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TARIFA
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TARIFA
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11.- ShZ-íVICIO COMiBCIAL
1.- TARIFA C J.
2a
TARIFA C ?
£U"BrTT/^'AlJ CO¡Ui.RCIAlt_UB3AÜC
TOTsT. j^sl^í/yrjTAL
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52.600
346.312
4.661
403.580
INGRESOS
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ll,i
_16.735.J _. __lí>-P53 .
65.279 J
M-020
82^03¿ ' _-. 69.07-3-
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636.055
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145.355
109-370
139
254.864
0.762
0.683
_.0-S21_
0,129
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0.786
I
,
I
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0.75?
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545-913 I!
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16.707 L
66.319 :
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0,990
1,016
JUP-12.
0.997
1.007
Q.9-86.
-....Ü.987-
, 0.789
0.792
0.806
0.772
0.799
0.785
O.BOO
0.771
55-329
459.283
5.890
520.502 !
*M6U
PROPUESTAS
INGRESOS
TARIFAS
0.733
0.593
0.633
0.608
íffisw
VIGENTES
0.894 __t
,. - ' /¿..i __21*fiZ5
24.413.
_4ü.fi93- -_323.640... , Q.727 _JQ8.4£9
_469. 125 . W.319-0.73¿ L- 462.887
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183.342
__13^^66 .
71*762
584.129
7,3^3
663.249
KWH
TARIFAS
CUADRO COMPARATIVO 3>E IÍTCRE30S
139-770
_22.602
180 .._ . 103...
1
9.38Q..._ „ ;M9.Q88_ ,-_2 32^.475 _
7.459
,_•- 1-22°
SUBTCTAL RLSIliEKClAL RURAÍ
6.-
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0.872
0*977
0*873
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PRECIO
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244.474
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101.601
INGRESOS
TARIFAS PROPUESTAS
0.691
0.973
0.692
0.820
0.540
0,688
39.942^ ...0*744
0.850
_¿.27-1.26^ .1 '513*775
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41-347
• : ' /r33
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472
SÍ.1ÍVICI05 EN BASOSJf EUJuARQ- -
15-708
309
.75.399
109.033
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10Q.401
100
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102
COI-tEHCIAL
IV—
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Í21.ÍÍ6
71.639
192.775
Í4T.Í38
132.657
280.295
TARIFAS VIGENTES
FHKGiü
INGRESOS .. - M1DIO-
CUADRO COMPARATIVO DE INGRESOS
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32
370
„ 1.737
548
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,
3.- TARIFA HP
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¡ SÜBTOTAL INDUSTRIAL RURAL
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, SÜBTCTAL IKDÜSTRIÁL URBANO
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