UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA SEDE QUITO

FACULTAD DE CIENCIAS TÉCNICAS

CARRERA: INGENIERÍA ELÉCTRICA

Tesis previa a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico

ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DE LOS PROYECTOS IMPLEMENTADOS POR LA UNIDAD DE CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

AUTOR : EDWIN PATRICIO CACUANGO ALBA

DIRECTOR : INGENIERO VÍCTOR OREJUELA

Quito, noviembre de 2009

DECLARATORIA

Yo, EDWIN PATRICIO CACUANGO ALBA declaro bajo juramento que los conceptos desarrollados, análisis realizados y las conclusiones del presente trabajo son de exclusiva responsabilidad. Quito, noviembre de 2009

f. Edwin Patricio Cacuango Alba

2

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por EDWIN PATRICIO CACUANGO ALBA bajo mi supervisión.

Ing. Víctor Hugo Orejuela Luna. DIRECTOR DEL PROYECTO

3

AGRADECIMIENTOS

Mi sincero agradecimiento: Al Ingeniero Víctor Hugo Orejuela Luna por su interés, paciencia y acertada dirección durante el desarrollo de la presente tesis. Al Ingeniero Patricio Burbano de Lara por su ayuda en la realización de esta tesis. A la Universidad Politécnica Salesiana y sus profesores por la enseñanzas impartidas en las aulas. A la Empresa Eléctrica Quito S.A. por la información proporcionada para la elaboración del presente proyecto.

4

DEDICATORIA

A nuestro Padre Celestial , quien nos ha regalado la vida y los talentos. A mis padres y hermanos por el apoyo incondicional en la formación como persona y profesional. Para mi esposa MELY y mi hijo THIAGO (GOGO), por estar junto a mi apoyándome en todo momento. Edwin Cacuango.

5

TEMA: ANÁLISIS

COSTO

BENEFICIO

DE

LOS

PROYECTOS

IMPLEMENTADOS POR LA UNIDAD DE CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA: No toda la energía eléctrica que se produce y que se vende es facturada ya que las empresas eléctricas distribuidoras registran pérdidas en la energía que generan y tienen disponible para su venta. Los aparatos de medición no la contabilizan como entregada a los usuarios y por lo tanto no puede ser objeto de cobro. Las pérdidas de energía en los sistemas eléctricos obedecen a razones de orden técnico y "no técnico". En el primer caso, la electricidad se pierde en su recorrido por las líneas y redes eléctricas. Básicamente como consecuencia de la ley de Joule (pérdidas resistivas) y secundariamente como resultado del "efecto corona" y de las corrientes parásitas que se presentan en los diferentes elementos del sistema eléctrico, proceso que va desde la transmisión de la energía a través de grandes distancias, la transformación de voltajes para hacer posible, primero, dicha transmisión, y después para ponerla al alcance de los usuarios por medio de redes de distribución. Por otro lado, las pérdidas "no técnicas" corresponden al robo o consumo ilícito, en sus diversas modalidades. Las nuevas regulaciones del CONELEC y exigencias del sector eléctrico propenden a mejorar los beneficios de las empresas de distribución de energía eléctrica y con ello garantizar la expansión y mejorar la calidad del servicio; acción que está estrechamente relacionado con la eficiencia de la empresa. Las empresas eléctricas distribuidoras no han sido indiferentes a esta situación y han

6

emprendido, en los últimos años, proyectos para la disminución de pérdidas de energía creando los departamentos de control y reducción de las mismas. Las pérdidas de energía eléctrica en la Empresa Eléctrica Quito S.A. en el año 2003 tuvieron un nivel del 15,3%, con un 10,15% de pérdidas técnicas y un 5,16% de pérdidas comerciales. Por lo cual la Empresa Eléctrica Quito S.A. estuvo en el sexto lugar de pérdidas a nivel nacional. Estos datos fueron obtenidos al 01 de febrero del 2004. Para la EEQ S.A., un sector importante de controlar corresponde al de las pérdidas comerciales también llamadas no-técnicas y que cuantifican el volumen de energía no facturada; dicho de otra forma: se trata del robo de electricidad o pérdidas en Baja Tensión, es decir: en tensiones o voltajes accesibles a usuarios residenciales, comerciales e industriales. Desde junio del 2004 la Empresa Eléctrica Quito S.A. dio inicio a la aplicación de diferentes programas de reducción de Pérdidas Comerciales, por lo cual hasta la presente fecha se ha logrado un nivel del 11,5% 1 de pérdidas totales. Que es un valor inferior al requerido por el ente regulador el CONELEC para las pérdidas totales. Para implementar estos programas la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales, invitó a ingenieros calificados en la EEQ S.A., para contratar sus servicios. Una vez legalizado el contrato se adjudicó la carga de trabajo prevista y se entregó las ordenes de revisión. Se aprobó a 21 empresas contratistas y el objetivo inicial del trabajo de campo fue detectar y regularizar el servicio de suministro de electricidad de los abonados de la EEQ S.A., a través de una revisión de redes, acometidas, cajas de distribución, medidor(es).

11

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.,“Reducción de pérdidas objetivo del 2007”, Contacto, Nº 13,Quito febrero 2007, p.17.

7

Se ha producido una reducción del nivel de pérdidas comerciales, ya que se logro un nivel de 4.03% 2 a la presente fecha, pero no se ha elaborado un análisis económico para determinar la rentabilidad de la inversión realizada por la EEQ S.A.

FORMULACIÓN DEL PROBLEMA: ¿Los programas implementados para la Reducción de Control de Pérdidas Comerciales de la Empresa Eléctrica Quito S.A. fueron rentables? ¿Le conviene a la Empresa Eléctrica Quito S.A. mantener estos programas? ¿Se lograron las metas económicas propuestas?

JUSTIFICACIÓN DEL TEMA: Con la elaboración de estos programas, se espera lograr la reducción de pérdidas comerciales, con un análisis costo beneficio se determinará la viabilidad de la implementación de estos programas. El análisis de la eficacia en la ejecución de los planes de reducción de pérdidas comerciales se basa fundamentalmente en el porcentaje de pérdidas totales. La EEQ S.A. ha financiado sus programas con recursos propios y ha previsto la recuperación de la inversión en base a: 

El pago de consumos(bajos, mal facturados.....), como de multas, y



La facturación de la energía incorporada por la normalización de las diferentes infracciones detectadas.

La Unidad de Control de Pérdidas Comerciales, apoya a la realización del análisis costo beneficio de los programas de reducción de pérdidas comerciales con: 

La prestación de las herramientas informáticas.

2

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.,“Reducción de pérdidas objetivo del 2007”, Unidad de Control de Pérdidas Comerciales, Quito febrero 2007.

8



Interés en el desarrollo para determinar e identificar a los proyectos de mayor rendimiento económico y mínima inversión.

ALCANCE: 

Realizar el análisis costo beneficio de cada uno de los programas de reducción de pérdidas comerciales implementados por la EEQSA, desde junio del 2004 hasta la presente fecha, entre los cuales se encuentran: º Revisión a clientes que registran un consumo de 0 Kwh. º Revisión de clientes con caída de consumos. º Cambio de medidores viejos u obsoletos, etc.



Análisis del incremento en la facturación producto de la implementación de los programas de reducción de pérdidas comerciales desde junio del 2004.

OBJETIVO GENERAL: Realizar un análisis costo beneficio de los diferentes programas de reducción de control de pérdidas comerciales, implementados en la EEQ S.A. desde junio de 2004 en la ciudad de Quito, dentro de los límites establecidos por el ente regulador el CONELEC que es: -

2% óptimo ideal de pérdidas comerciales y 4% límite razonable3.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS: -

Se realizará una descripción de cada uno de los programas ejecutados para la reducción de pérdidas comerciales.

3

CONELEC, Reducción Anual de Pérdidas No Técnicas en las Empresas de Distribución, Regulación Nº CONELEC – 003/99, 30 de marzo 1999, p. 1, vigente.

9

-

Análisis de costo beneficio de cada programa de reducción de pérdidas comerciales.

-

Verificación del mejor programa que haya obtenido las metas propuestas, en la reducción de pérdidas comerciales, con lo cual se determinará la prioridad de ejecución de cada programa.

HIPÓTESIS El análisis de estudio del costo beneficio de cada uno de los programas implementados por la EEQ S.A., determinará la eficiencia y como resultado su reducción de pérdidas comerciales y llegar a los índices determinados como óptimos o razonables por el CONELEC.

METODOLOGÍA: Método Inductivo: Se utilizará en los primeros capítulos ya que se va a recopilar información sobre la análisis de consumos del abonado, historia de facturación y novedades detectadas en cada proyecto implementado. Método Descriptivo y Método Experimental: En los siguientes capítulos se utilizarán estos métodos ya que se va a realizar el análisis financiero y la experiencia en su desarrollo.

10

Contenido Página 1.

LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

1.1.

INTRODUCCIÓN ………………………………………………

1

1.2.

ASPECTOS GENERALES

2

1.3.

ÁREA GEOGRÁFICA DE INFLUENCIA

…………………...………… ………………

3

1.3.1.

INFRAESTRUCTURA COMERCIAL

………………

4

1.3.2.

NÚMERO DE CLIENTES ………………………………

4

1.3.3.

POBLACIÓN SERVIDA ………………………………

7

1.3.4.

ENERGÍA DISPONIBLE ………………………………

7

1.3.5.

ENERGÍA FACTURADA ………………………………

8

1.4.

PLAN ESTRATÉGICO

………………………………………

12

1.5.

LEGISLACIÓN, REGLAMENTACIÓN, REGULACIONES, xxxxxxxxx PROCEDIMIENTOS E INSTRUCTIVOS RELATIVOS AL xxxxxxxxxx CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES ………………

2.

14

BALANCE DE LA ENERGÍA ELECTRICA INFLUENCIAS Y xxxxxxx

xxxxx CONSECUENCIAS DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2.1.

BALANCE DE ENERGÍA ………………………………………

21

2.2.

LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ………………

25

2.2.1.

LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA TÉCNICAS

11

26

Página 2.2.2.

LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA NO TÉCNICAS

28

2.3.

NIVEL DE PÉRDIDAS TOTALES EN LA EEQ S.A. ………

33

3.

IMPLEMENTACIÓN DEL PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES EN LA EEQ S.A.

3.1.

PLIEGO TARIFARIO, CATEGORÍAS Y GRUPOS DE TARIFAS, xxxxx SISTEMA DE MEDICIÓN, FACTURACIÓN 3.1.1.

3.2.

……………….

CATEGORÍAS Y GRUPOS DE TARIFAS

……….

36 37

ÁREAS DE LA EMPRESA ELÉCTRICA “QUITO” S.A. xxxxxxxxxxxx RESPONSABLES DIRECTAS DEL CONTROL DE PÉRDIDAS xxxxxx COMERCIALES 3.2.1.

………………………………………………

DIRECCIÓN DE COMERCIALIZACIÓN

3.2.1.1.

………………………………

38

3.2.1.2.

SECCIÓN DE INGENIERÍA DE LA UCPC

…

40

3.2.1.3.

SECCIÓN ADMINISTRATIVA DE LA UCPC ..

40

3.2.1.4.

SECCIÓN OPERATIVA DE LA UCPC ………

40

INTRODUCCIÓN AL CONTROL DE PÉRDIDAS xxxxxxxxxxxxxxxxx COMERCIALES

3.4.

38

UNIDAD DE CONTROL DE PÉRDIDAS xxxxxxxxxxxxxx

xxxxxxxx COMERCIALES

3.3.

………

38

………………………………………………

41

OBJETIVOS DE LA DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS xxxxxxxxxxxxxxx COMERCIALES

………………………………………………

12

44

Página 3.5.

EJECUCIÒN DE LOS PROYECTOS DE DISMINUCIÓN xxxxxxxxxxx DE PÉRDIDAS COMERCIALES 3.5.1.

………………………

DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO PARA xxxxxxxxxxxxx

xxxxx ENFRENTAR NOVEDADES DE SERVICIO 3.5.2. 3.6.

3.7.

45

………

RENOVACIÓN DEL CONTRATO DE SERVICIO

.....

46 46

DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA, PROCEDIMIENTO EN xxx TERRENO MEDIANTE LA CONTRATACIÓN DE SERVICIOS

47

TAREAS DE FISCALIZACIÓN ………....................................

52

3.7.1.

ACTA DE INICIO DEL CONTRATO

………………

53

3.7.2.

LIBRO DE OBRA ………………………………………

53

3.7.3.

FISCALIZACIÓN DE TRABAJOS REALIZADOS EN xxxxxxxx

xxxxx TERRENO

………………………………………………

54

3.7.4.

NO CONFORMIDADES …………………………........

58

3.7.5.

LIQUIDACIÓN DEL CONTRATO, ACTA DE FINIQUITO 59

3.8.

TABLERO DE CONTROL DE LOS PROYECTOS DE LA UCPC 60

4.

PROCESO DE ANÁLISIS Y ESTADÍSTICA DE SITUACIÓN DE LAS PÉRDIDAS COMERCIALES EN LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

4.1.

SITUACIÓN ANTERIOR A LA APLICACIÓN DEL PLAN DE xxxxxx DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES EN LA EMPRESA x ELÉCTRICA QUITO S.A.

………………………………

13

63

Página 4.2.

EVALUACIÓN DE PROYECTOS

4.3.

EVALUACIÓN DE LOS PROYECTOS DE DISMINUCIÓN DE xxxxxx PÉRDIDAS COMERCIALES

………………………

………………………………

70

72

4.3.1. ELEMENTOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE xxx PROYECTOS 4.4.

……………………………………...

74

DESARROLLO Y RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE xxxxxxx PROYECTOS

………………………………………………

83

4.5.

RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE PROYECTOS …

88

4.6.

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

……………………....

102

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ………………………

105

ANEXOS

111

……………………………………………………………….

14

RESUMEN

Este proyecto tiene la finalidad de ejecutar el análisis beneficio – costo de los Proyectos Implementados por la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales de la Empresa Eléctrica Quito S.A., desde junio 2004 que dio inicio a la aplicación de diferentes proyectos de reducción de Pérdidas Comerciales. La implementación de los proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales desde el año 2004 hasta abril del 2009, ha logrado disminuir su índice de Pérdidas Totales de 15,70% a 8,29%. La evaluación económica realizada por proyecto de disminución nos permite determinar, que los proyectos de mayor rendimiento económico y menor inversión son los orientados a la disminución del fraude y hurto; segundo, la construcción de redes antifraude; y, por último el reemplazo de medidores obsoletos o viejos.

15

Capítulo 1 LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A. 1.4.

INTRODUCCIÓN

La Empresa Eléctrica Quito S.A. (EEQ S.A.), es una empresa ecuatoriana, de generación y distribución de energía eléctrica. La EEQ S.A. con cincuenta y tres años de haber sido fundada 29 de septiembre de 1955 4, su área de servicio comprende, una gran parte de la provincia de Pichincha y sectores de las provincias de Napo, Imbabura y Cotopaxi 5. Cubre geográficamente una zona de inmenso interés estratégico en los aspectos comerciales, agroindustrial, industrial y tecnológico para la economía ecuatoriana. La EEQ S.A., al igual que otras empresas distribuidoras del sector eléctrico en el país, viene presentando por varios años pérdidas económicas ocasionadas principalmente por el hurto y el fraude de energía eléctrica y por la no facturación de consumos reales de la energía de sus clientes. Lo dispuesto en el capítulo II del Reglamento vigente de Tarifas para el Sector Eléctrico Ecuatoriano, en su Artículo 12.- " Pérdidas ", y la Regulación del CONELEC – 003/99, la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales (UCPC) de la EEQ S.A., se encuentra desarrollando un Plan para el Control y Disminución de Pérdidas Comerciales. La EEQ S.A. con la UCPC en cumplimiento de sus políticas institucionales, desde el segundo semestre del año 2004 hasta la presente, se encuentra ejecutando un Plan Operativo y Proyectos de Control y Disminución de Pérdidas Comerciales de Energía.

4

NUÑEZ, Jorge y Londoño, Jenny, Quito Energía en el Tiempo, 1ra edición, Quito – Ecuador, 2005, p 276. 5 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Accionistas y fundadores,2008, www.eeq.com.ec

16

1.5.

ASPECTOS GENERALES 6

La EEQ S.A., es una empresa de carácter privado que sus accionistas son los siguientes organismos a partir del 6 de julio del 2000. Acciones (%) 52,47

CUADRO Nº 1.1 ACCIONISTA 1

Fondo de Solidaridad

2

I. Municipio del Distrito Metropolitano de Quito

34,33

3

Industriales y Comerciantes

1,69

4

Consejo Provincial de Pichincha

11,37

5

Consejo Provincial del Napo

0,15

T O T A L:

100

Fuente: EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Accionistas, 2007.

La Misión7 de la EEQ S.A. es “Apoyar el desarrollo integral de Quito y su región, suministrando energía limpia y de bajo costo para dinamizar el aparato productivo y mejorar la calidad de vida de los habitantes”. La Visión8 de la EEQ S.A. es “Ser una Empresa eficiente y moderna, líder en el sector eléctrico ecuatoriano y una de las primeras en el contexto latinoamericano”. En lo que concierne a las Pérdidas Totales Anuales de Energía Eléctrica entre el año 2003 y el 2007, sus valores globales se presentan en el cuadro Nº 1.2 siguiente: CUADRO Nº 1.2 NIVEL DE PÉRDIDAS TOTALES Año

Nivel de Pérdidas

Índice

2003 2004 2005 2006 2007 2008*

15,33% 15,42% 13,39% 11,34% 10,50% 10,17%

100,00% 100,59% 87,35% 73,97% 68,49% 66,34%

*Datos registrados a julio del 2008. Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, Octubre 2008.

6

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Accionistas y fundadores,2008, www.eeq.com.ec EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Nuestra misión, 2008, www.eeq.com.ec 8 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Nuestra visión, 2008, www.eeq.com.ec 7

17

1.6.

ÁREA GEOGRÁFICA DE INFLUENCIA 9

La EEQ S.A. tiene como área de concesión 14.914 km2, comprendida en cuatro provincias y nueve cantones: PROVINCIA DE PICHINCHA: QUITO: Quito, Alangasí, Amaguaña, Atahualpa, Calacalí, Calderón, Conocoto, Cumbayá, Chavezpamba, Checa, El Quinche, Gualea, Guangopolo, Guayllabamba, La Merced, Llano Chico, Lloa, Nanegal, Nanegalito, Nayón, Nono, Pacto, Perucho, Pifo, Píntag, Pomasqui, Puéllaro, Puembo, San Antonio, San José de Minas, Tababela, Tumbaco, Yaruquí, Zámbiza. MEJÍA: Machachi, Alóag, Aloasí, Cutuglagua, Chaupi, Cornejo, Astorga, Tambillo, Uyumbicho. RUMIÑAHUI: Sangolquí, Cotogchoa, Rumipamba. CAYAMBE: Ascázubi, Otón, Santa Rosa de Cuzubamba. SAN MIGUEL DE LOS BANCOS: San Miguel de los Bancos, Mindo. PUERTO QUITO: Puerto Quito. PEDRO VICENTE MALDONADO: Pedro Vicente Maldonado. PROVINCIA DEL NAPO: QUIJOS: Baeza, Cuyuga, Cosanga, Papallacta. CHACO: El Chaco, Bombón, Linares. PROVINCIA DE IMBABURA: García Moreno. PROVINCIA DE COTOPAXI: Estación CLIRSEN en el páramo del Cotopaxi. En el Anexo Nº 1. Se indica las áreas servidas por la EEQ S.A.

9

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Área de servicio, 2008, www.eeq.com.ec

18

1.5.1. INFRAESTRUCTURA COMERCIAL 1. AGENCIAS URBANAS (8) En el área urbana se encuentran distribuidas ocho agencias: Aeropuerto, Mariana de Jesús, Las Casas, Centro, Chiriyacu, Solanda, El Inca y El Condado. 2. AGENCIAS RURALES (11) En el área rural, debido a la gran extensión del área de concesión, se tienen distribuidas once agencias, las cuales son: Conocoto, Tumbaco, El Quinche, San Antonio de Pichincha, Calderón, Nanegalito, Perucho, Sangolquí, Machachi, Pedro Vicente Maldonado y Quijos.

1.5.2. NÚMERO DE CLIENTES La evolución del número de clientes en la EEQ S.A., residenciales, comerciales, industriales y otros desde el año 2000 hasta octubre del 2008, se presentan en el cuadro Nº 1.3: CUADRO Nº 1.3 EVOLUCIÓN DE CLIENTES EN LA EEQ S.A. AÑO

RESIDENCIAL

COMERCIAL

INDUSTRIAL

OTROS

TOTAL

INDICE

8.766 9.372 9.973 10.299 11.184 11.778 12.222 12.603 12.795

5.062 5.143 5.464 5.798 6.558 7.090 7.465 8.012 8.584

505.072 525.819 549.165 573.110 622.667 657.931 692.108 732.245 766.708

100,0% 104,1% 108,7% 113,5% 123,3% 130,3% 137,0% 145,0% 151,8%

433.256 57.988 2000 450.744 60.560 2001 470.309 63.419 2002 489.673 67.340 2003 530.468 74.457 2004 559.260 79.803 2005 588.243 84.178 2006 620.721 90.909 2007 649.890 95.439 2008* *Datos registrados a octubre del 2008.

Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, octubre 2008.

19

EVOLUCIÓN DE CLIENTES EN LA EEQ S.A. 900000

CLIENTES

800000 700000

RESIDENCIAL

600000

COMERCIAL

500000

INDUSTRIAL

400000

OTROS

300000

TOTAL

200000 100000 0 2000

2001

2002

2003 2004 2005 TIEMPO

2006

2007

2008

GRÁFICO Nº 1.1 EVOLUCIÓN DE CLIENTES EN LA EEQ S.A. Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, octubre 2008

En el gráfico Nº 1.1, se observa que existe un mayor crecimiento en los clientes residenciales con respecto a los otros tipos de clientes del área de concesión de la EEQ S.A. En el año 2007 la distribución por tipo de cliente en la EEQ S.A., se registro como se presenta en el cuadro Nº 1.4 CUADRO Nº 1.4 DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES EN LA EEQ S.A. TIPO DE CLIENTE NÚMERO DE CLIENTES RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS

620.721 90.909 12.603 8.012

84,77% 12,42% 1,72% 1,09%

TOTAL

732.245

100,00%

Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, diciembre 2007.

De acuerdo a los registros del Sistema de Información de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q Comercial), los clientes residenciales representan un 84,77% del total de clientes, mientras que los clientes comerciales, industriales y otros son respectivamente el 12,42 %, 1,72 % y 1,09 %.

20

En el cuadro Nº 1.5 se presenta el incremento de los clientes en el área urbana y rural desde el año 2004 al 2007. CUADRO Nº 1.5 DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES EN EL AREA URBANA Y RURAL Incremento Incremento Incremento Porcentual Porcentual Porcentual Área Urbana Área Rural Total

Incremento en Número Total

Año

Urbanos

Rurales

Total

2004

449.281

173.386

622.667

2005

471.623

186.308

657.931

5,0%

7,5%

5,7%

35.264

2006

492.798

199.310

692.108

4,5%

7,0%

5,2%

34.177

11,3%

40.137

2007

518.672 213.573 732.245 10,0% 14,6% Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, diciembre 2007.

GRÁFICO Nº 1.2 DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES ÁREA URBANA Y RURAL AÑOS 2004 Y 2007. DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES ÁREA URBANA Y RURAL AÑO 2007

DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES ÁREA URBANA Y RURAL AÑO 2004

Urbano

Urbano

Rural

28%

Rural

29%

71%

72%

Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, diciembre 2007.

Se observa del cuadro Nº 1.5 y del gráfico Nº 1.2 que existe un ligero aumento de clientes en el año 2007 del área rural con respecto al área urbana.

21

1.5.3. POBLACIÓN SERVIDA La población servida aproximadamente desde el año 2000 a octubre del 2008 del área de concesión de 14914 km 2, se presenta en el cuadro Nº 1.6:

CUADRO Nº 1.6 NÚMERO DE CLIENTES Y POBLACIÓN SERVIDA NÚMERO POBLACIÓN AÑO DE SERVIDA CLIENTES

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

505.072 525.819 549.165 573.110 622.667 657.931 692.108 732.245 766.708

2.525.360 2.629.095 2.745.825 2.865.550 2.490.668 2.631.724 2.768.432 2.928.980 3.066.832

Fuente: INEC, Estudio demográfico – INEC, octubre 2001.

1.5.4. ENERGÍA DISPONIBLE En el cuadro Nº 1.7 se presentan las cifras de la energía disponible en los últimos años. Los cuadros Nº 1.7 y 1.8, muestran que la energía hidráulica no registra incrementos y ha oscilado entre un mínimo de 272 GWh (año 2005) y un máximo de 486 GWh (año 2000). Al comparar la energía térmica propia, oscila entre 20 GWh (año 1998) a 163.2 GWh (año 2001), evidencia el retraso en la construcción de proyectos de generación hidráulica en el Ecuador, lo que ha obligado a una mayor generación termoeléctrica.

22

CUADRO Nº 1.7 ENERGÍA DISPONIBLE (GWh) : 1996 – 2007 TIPO DE CENTRAL 1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

TÉRMICA PROPIA

40

38

20

60

96

163

129

66

103

110

145

160

HIDRÁULICA PROPIA

412

379

383

462

486

359

358

330

274

272

355

359

SISTEMA NACIONAL (COMPRADA)

1.569

1.716

1.910

1.732

1.791

1.946

2.085

2.266

2.470

2.594

2.586

2.704

TOTAL ENERGÍA DISPONIBLE

2.021

2.133

2.313

2.254

2.373

2.468

2.572

2.662

2.847

2.976

3.086

3.223

104%

103%

107%

105%

104%

104%

CRECIMIENTO -106% 108% 97% 105% 104% ANUAL Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, diciembre 2007

CUADRO Nº 1.8 TIPO DE FUENTE DE GENERACION (GRADO DE PARTICIPACIÓN ) TIPO DE GENERACION

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

PROPIA

22,4% 19,5% 17,4% 23,2% 24,5% 21,2% 18,9% 14,9% 13,3% 12,8% 16,2% 16,1%

COMPRADA

77,6% 80,5% 82,6% 76,8% 75,5% 78,8% 81,1% 85,1% 86,7% 87,2% 83,8% 83,9%

Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, diciembre 2007

1.5.5. ENERGÍA FACTURADA Es la suma de la energía que el Siee Q Comercial registra como facturada mensualmente a todos los abonados correspondientes al sector en estudio, su valor viene dado en kWh o MWh. La evolución de la energía facturada en cada uno de los sectores de consumo se presenta en el cuadro Nº 1.9. CUADRO Nº 1.9 ENERGÍA FACTURADA AÑOS 2005 A OCTUBRE 2008, SEGÚN TIPO DE CLIENTE 2005 CLIENTES POR TIPO NÚMERO DE DE SERVICIO CLIENTES RESIDENCIAL 559.260 COMERCIAL 79.803 INDUSTRIAL 11.778 OTROS 7.090 TOTAL No. CLIENTES 657.931 ALUMBRADO PÚBLICO Total kWh 2006 CLIENTES POR TIPO NÚMERO DE DE SERVICIO CLIENTES RESIDENCIAL 588.243 COMERCIAL 84.178 INDUSTRIAL 12.222 OTROS 7.465 TOTAL No. CLIENTES 692.108 ALUMBRADO PÚBLICO Total kWh 2007 CLIENTES POR TIPO NÚMERO DE DE SERVICIO CLIENTES RESIDENCIAL 620.721 COMERCIAL 90.909 INDUSTRIAL 12.603 OTROS 8.012 TOTAL No. CLIENTES 732.245 ALUMBRADO PÚBLICO Total kWh

24

FACTURACIÓN USD 88.012.817 41.263.126 37.164.619 11.903.876 178.344.439 1.491.5112 193.259.552

45,54% 21,35% 19,23% 6,16% 92,28% 7,72% 100,00%

FACTURACIÓN USD 92.709.685 43.997.279 38.484.619 5.057.369 180.248.954 15.817.957 196.066.912

47,28% 22,44% 19,63% 2,58% 91,93% 8,07% 100,00%

FACTURACIÓN USD 97.929.758 46.355.463 42.970.806 12.257.887 199.513.916 15.545.072 215.058.988

45,54% 21,55% 19,98% 5,70% 92,77% 7,23% 100,00%

2008 * CLIENTES POR TIPO NÚMERO DE FACTURACIÓN USD DE SERVICIO CLIENTES RESIDENCIAL 649.890 84.737.467 44,54% COMERCIAL 95.439 40.759.728 21,42% INDUSTRIAL 12.795 40.865.634 21,48% OTROS 8.584 10.700.520 5,62% TOTAL No. CLIENTES 766.708 177.063.35, 93,07% ALUMBRADO PÚBLICO 13.190.989 6,93% Total kWh 190.254.340 100,00% *Datos registrados a octubre del 2008. Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, octubre 2008.

En los cuadros Nº 1.10 y 1.11 se presenta la evolución de la energía facturada y la venta de energía a cada uno de los sectores de consumo en el periodo 2004 - 2007, verificándose que el consumo residencial y el consumo industrial son los más influyentes, con valores promedios de 65.4% de energía facturada del consumo total, con un 42,1% de consumo residencial, 23,3% de consumo industrial, 21,8% de consumo comercial, 6,27% de consumo de alumbrado público y 6,45% de otros consumos. En el 2007 a pesar de tener un porcentaje elevado de clientes residenciales igual a 84,77% (620.721), el consumo de energía de este tipo de clientes es mucho menor con un porcentaje promedio igual al 42,1% (1.153.271.304 kWh). Mientras que los clientes industriales con un porcentaje de 1,72% (12.603), el consumo de energía es igual a 23,4% (626.320.809 kWh), se observa que el consumo de los clientes industriales es influyente en la facturación de la EEQ S.A.

25

CUADRO Nº 1.10 ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES (kWh) AÑO, SEGÚN SU TIPO FACTURACIÓN A CLIENTES (kWh) RESIDENCIAL

2004

%

2005

%

1.034.421.976

42,6%

2006

%

2007

%

951.466.810

40%

COMERCIAL

485.429.738

20,7%

532.742.580

22,0%

571.261.664

22,4%

599.346.653

22,1%

INDUSTRIAL

604.512.782

25,7%

541.300.940

22,3%

563.397.303

22,1%

626.320.809

23,1%

OTROS

153.237.761

6,5%

163.126.264

6,7%

163.823.822

6,4%

167.594.484

6,2%

2.271.591.760

93,7%

TOTAL kWh

2.194.647.091

93,4%

153.999.999 6,6% 153.999.999 ALUMBRADO PUBLICO TOTAL VENTA DE 2.348.647.090 100,0% 2.425.591.759 ENERGIA(kWh) Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, diciembre 2007.

6,3%

1.089.160.298 42,7% 1.153.271.304 42,6%

2.387.643.087 93,7% 2.546.533.250 94,1% 160.160.000

6,3%

160.027.526

5,9%

100,0% 2.547.803.087 100,0% 2.706.560.776 100,0%

CUADRO Nº 1.11 RECAUDACIÓN POR VENTA DE ENERGÍA A CLIENTES ($ UDS , SEGÚN SU TIPO FACTURACIÓN VENTA DE ENERGÍA A CLIENTES ($ UDS)

2004

%

2005

%

2006

%

2007

%

RESIDENCIAL

81.043.647

43,4%

88.012.818

45,5%

92.709.686

45,7%

97.929.759

45,5%

COMERCIAL

37.727.941

20,2%

41.263.126

21,4%

43.997.280

21,7%

46.355.464

21,6%

INDUSTRIAL

41.596.023

22,3%

37.164.619

19,2%

38.484.619

19,0%

42.970.806

20,0%

OTROS

11.314.938

6,1%

11.903.876

6,2%

11.887.082

5,9%

12.257.888

5,7%

SUBTOTAL

171.682.550

92,0%

178.344.439 92,3% 187.078.666 92,2% 199.513.916 92,8%

14.932.932 8,0% 14.915.113 7,7% 15.817.958 7,8% 15.545.073 7,2% ALUMBRADO PUBLICO ($ USD) TOTAL VENTA DE ENERGIA 186.615.482 100,0% 193.259.552 100,0% 202.896.624 100,0% 215.058.989 100,0% ($USD) Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, diciembre 2007.

1.6.

PLAN ESTRATÉGICO 37

El plan estratégico de la EEQ S.A., definido en el año 2006, cubre el periodo 2006 – 2010, busca o persigue en general, el desarrollo con calidad y eficiencia del área de concesión, el éxito empresarial, la satisfacción de sus clientes y el crecimiento de sus trabajadores en lo humano y profesional. En particular el Plan Estratégico define los siguientes objetivos rectores y específicos: Objetivos Rectores 1. Disponer de energía suficiente y sustentable 2. Clientes satisfechos 3. Recurso humano capacitado, comprometido 4. Gestión profesional 5. Finanzas sanas 6. Rendición de cuentas y auditoria social. 7. Uso y desarrollo de tecnología de punta A continuación y en referencia al propósito básico de la presente tesis, se indican las diversas áreas de la EEQ S.A. involucradas con el objetivo específico de la disminución de las Pérdidas Totales de Energía y en particular de las Pérdidas Comerciales:

37

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Plan Estratégico EEQSA, 2008, www.eeq.com.ec

27

Política

Estrategia

Dependencia

Responsable

Dirección Técnica

Director Técnico

Dirección de Comerciali_ zación

Director de Comercialización

Asesoría Jurídica

Asesor Jurídico

División de Sistemas

Jefe de la División de Sistemas

Aplicar sistemas de contratación para proyectos de generación propia. Negociar la energía comprada en contratos a mediano y largo plazo

Atención cálida, oportuna y eficaz. Información oportuna, asequible, apropiada y transparente. Reconocer los derechos del consumidor.

Auspiciar la legislación para un marco regulatorio moderno

Modernización de la planta física de la Empresa

Realizar simulaciones del comportamiento del MEM. Negociar la compra-venta de energía ofreciendo garantías adecuadas con el fin de mantener el equilibrio financiero.

Mejorar la calidad de los Procesos Comerciales: Matricula, Facturación, Recaudación, Pérdidas Comerciales. Reducir la cartera comercial activa en mora. Implementación de programas de reducción de cartera comercial inactiva. Implementación de proyectos de disminución de Pérdidas Comerciales.

Revisión del estatuto de la EEQ S.A. por Asesoría Jurídica y demás estamentos vinculados.

Actualización Tecnológica de estaciones de trabajo mediante leasing (arriendo). Plan de implantación de CITRIX para el Sistema Integrado de información de la EEQ.

28

Política

Programas de investigación y desarrollo tecnológico

Estrategia

Dependencia

Responsable

División de Sistemas

Jefe de la División de Sistemas

Gestionar la calidad de servicio comercial en imagen Institucional.

Dirección de Distribución

Director de Distribución

Utilizar la implantación del Sistema de Gestión de la Calidad ISO 9001: 2000, el Sistema de Información de distribución y los resultados de las encuestas CIER, como mecanismos de concienciación del personal, para reducir tiempos de atención y optimizar recursos.

Dirección de Distribución

Director de Distribución

Actualización metodológica de los procesos de desarrollo y mantenimiento de software.

Información oportuna, asequible, apropiada y transparente

Propiciar la Investigación e innovación tecnológica en todos los procesos de tecnología de la EEQ.

EE”Q” - Cliente

Atención cálida, oportuna y eficaz a los clientes

1.7.

LEGISLACIÓN,

REGLAMENTACIÓN,

REGULACIONES,

PROCEDIMIENTOS E INSTRUCTIVOS RELATIVOS AL CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES 

LEY REFORMATORIA DE LA LEY DE REGIMEN DEL SECTOR ELECTRICO 38

38

H. CONGRESO NACIONAL LA COMISIÓN DE LEGISLACIÓN Y CODIFICACIÓN, Ley reformatoria de la ley de régimen del sector eléctrico, Quito, 26 de septiembre de 2006, p. 4

29

Registro Oficial No. 356 - Martes, 26 de septiembre de 2006 Las personas naturales o jurídicas que, con el propósito de obtener provecho para sí o para otro, utilizaren fraudulentamente cualquier método, dispositivo o mecanismo clandestino o no, para alterar los sistemas o aparatos de control, medida o registro de provisión de energía eléctrica; o efectuaren conexiones directas, destruyeren, perforaren o manipularen las instalaciones de acceso a los servicios públicos de energía eléctrica, en perjuicio de las empresas distribuidoras, serán sancionados con una multa equivalente al trescientos por ciento (300%) del valor de la refacturación del último mes de consumo, anterior a la determinación del ilícito, sin perjuicio de la obligación de efectuar los siguientes pagos cuando correspondiere, previa determinación técnica: a) El monto resultante de la refacturación hasta por el período de doce meses; y, b) Las indemnizaciones establecidas en los respectivos contratos de suministro celebrados entre la empresa distribuidora y el cliente. Para el caso en que los beneficiarios de la infracción sean personas jurídicas, serán personal y solidariamente responsables para el pago de la multa establecida en el inciso anterior, el representante legal y, o administrador de la empresa que hubiesen permitido y, o participado en su ejecución.

30

Las personas responsables del cometimiento de estos actos, serán sancionados por el delito de hurto o robo, según corresponda, tipificados en el Código Penal. Se concede a las empresas distribuidoras en las que tenga participación el Estado, o cualquiera de sus instituciones, la jurisdicción coactiva para la recuperación de los valores establecidos en el presente artículo.



REGULACION No. CONELEC – 003/9939 REDUCCION ANUAL DE PÉRDIDAS NO TECNICAS EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCION

El Reglamento de Tarifas vigente, en su Artículo 12. - Pérdidas.- en su último párrafo textualmente establece que: Las pérdidas no técnicas resultarán de la diferencia entre las pérdidas totales menos las pérdidas técnicas. Los límites admisibles para las pérdidas no técnicas en el cálculo de tarifas, serán fijadas por el CONELEC para cada distribuidor en un plazo de 30 días posteriores a la expedición de este Reglamento, hasta llegar al 2% en el año 2002, porcentaje máximo aceptable que deberá mantenerse a futuro.

39

CONELEC, Reducción anual de pérdidas no técnicas en las empresas de distribución, 1999, www.conelec.gov.ec

31



PROCEDIMIENTO E INSTRUCTIVOS DE DIVISIÓN DE CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A. 40

Los procedimiento e instructivos tienen por objeto determinar las actividades tendientes a controlar las Pérdidas Comerciales a través de la aplicación de programas y proyectos, hasta conseguir la disminución de las Pérdidas Comerciales a un nivel menor al 2% de la energía recibida en la Empresa y su mantenimiento en dicho porcentaje, de la energía recibida por la EEQ S.A. del mercado eléctrico mayorista Actividades necesarias para la detección y regulación de novedades que generan Pérdidas Comerciales, en el área de concesión de la EEQ S. A. DESCRIPCIÓN RESUMIDA BÁSICA DE C/U Y SU APLICACIÓN

IDENTIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO

Nº

1

GRADO DE UTILIZACIÓN

GG.UCP.751.PRO.01 Procedimiento para el Control de Pérdidas Comerciales

ALTO

OBJETO

ALCANCE

Determinar las actividades tendientes a

Tiene que ver con todas las actividades

controlar las pérdidas comerciales a través

necesarias para la detección y

de la aplicación de programas y proyectos,

regularización de novedades que

hasta conseguir la disminución de las

generan pérdidas comerciales, en el

pérdidas comerciales a un nivel menor al

área de concesión de la EEQ S.A. y de

2% de la energía recibida en la Empresa y

acuerdo al alcance del sistema de

su mantenimiento en dicho porcentaje.

gestión de calidad.

40

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Subproceso de reducción de pérdidas de energía, 2008, Intranet EEQ S.A.

32

IDENTIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO

Nº

GRADO DE UTILIZACIÓN

GG.UCP.751.PRO.02 Determinar Índices de Pérdidas Eléctricas

ALTO

OBJETO

ALCANCE

Su aplicación permitirá conocer los índices de pérdidas eléctricas, información con la cual se podrá obtener indicadores de gestión. Tener una visión integral de los

2

procedimientos establecidos para

La aplicación de la metodología se

determinar los índices de pérdidas

identificará del flujo de información, el

eléctricas, que permita conocer y controlar

tratamiento de la misma y se

el flujo de información a través de las

establecerán los responsables del

diferentes áreas, con la finalidad de

manejo, los plazos y la entrega de los

concretar el nivel de pérdidas técnicas y no

productos finales que consistirán en

técnicas, sobre la base de la energía

los balances de energía y en los índices

disponible por el Sistema Eléctrico de la

sectorizados de pérdidas, los cuales

EEQ S.A.

ayudarán a visualizar la evolución histórica de pérdidas de cada etapa de flujo de la energía esto es, transmisión, subtransmisión, distribución y comercialización.

33

IDENTIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO

Nº

GRADO DE UTILIZACIÓN

GG.UCP.751.IN.02 Revisiones de Campo para Clientes de la Masiva

ALTO

OBJETO

ALCANCE

Las actividades y tareas contenidas en este instructivo rigen para todas las áreas de la EEQ S.A. y contratistas

3

Normar y describir la metodología y

calificados por la EEQ S.A., tanto para

actividades necesarias para realizar las

la zona urbana como rural que tenga

revisiones de campo, por el personal

que ver con la revisión técnica de

asignado para el efecto.

novedades existentes en las redes de media, baja tensión y suministros (acometida, medidor, tablero armario).

Nº

GG.UCP.751.IN.03 Revisiones de Campo para Clientes Especiales

ALTO

OBJETO

ALCANCE

Procedimiento a ser atendido por el

4

Normar y describir la metodología y

personal de la EEQ S.A. y

actividades necesarias para realizar las

Contratistas, para la revisión técnica de

revisiones de campo para “clientes

novedades existentes en las redes de

especiales”, por el personal asignado para el

media tensión y suministros

efecto.

(acometida, medidor, tablero armario, transformadores, etc.), de “clientes especiales” en el área de concesión.

34

IDENTIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO

Nº

GG.UCP.751.IN.04 Tratamiento de Infracciones

ALTO

OBJETO

ALCANCE

Fijar un conjunto de normas que deben ser aplicadas de manera uniforme y obligatoria en las fases de: detección, verificación, regularización, liquidación y demás actividades relacionadas al tratamiento de novedades del servicio de energía Eléctrica, 5

con sujeción a las disposiciones de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y sus Reglamentos, la Ley Orgánica de Defensa del Consumidor, el Código Penal, el Contrato de Suministro de Servicio de Electricidad y las Regulaciones Internas de la EEQ S.A.

Nº

GRADO DE UTILIZACIÓN

Las normas contenidas en este instructivo rigen para todas las áreas, tanto urbanas como rurales que ejerzan el control de las infracciones dentro del área de concesión de la EEQ S.A. y para todos los tipos de consumidores matriculados o irregulares que incurrieren en acciones ilícitas por el delito de hurto o robo de Energía Eléctrica, según corresponda a lo tipificado en los Reglamentos, Instructivos y con apego a lo estipulado en la Ley Reformatoria a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico.

GG.UCP.751.IN.06 Medición en Baja Tensión en Transformadores de Distribución.

NORMAL

OBJETO

ALCANCE Detalla los pasos a seguir de la

6

Realizar mediciones en baja tensión para

medición en baja tensión utilizando el

controlar y reducir las pérdidas eléctricas

equipo registrador de energía:

con el balance de energía, con estos datos se

programación, instalación, medición,

obtiene la cargabilidad de los

retiro, exportación y subida de datos al

transformadores

SDI, para disponer la información al personal de la EEQ S.A.

35

Capítulo 2 BALANCE DE LA ENERGÍA ELECTRICA INFLUENCIAS Y CONSECUENCIAS DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA



BALANCE DE ENERGÍA

En todo sistema eléctrico en un periodo de tiempo se puede realizar muchas trasferencias de energía tanto internas al mismo sistema como externas (compra o venta de energía). Transferencias que deben registrarse y contabilizarse con el propósito de consignar los datos más importantes de la operación del sistema durante el periodo de tiempo considerado, puesto que representan volúmenes importantes de energía (kWh), potencia (kW) y de dinero. Al igual que la contabilidad de una empresa, el balance de la energía y su análisis deben dar la información de calidad, suficiente y oportuna de la forma como se efectuó la operación del sistema. La exactitud del balance de energía y dentro de él la valoración de las Pérdidas Totales está determinada, entre otras, por las siguientes actividades 41: 2. Precisión en las mediciones de la energía, tanto de la que se factura a los clientes como de las de producción e intercambio (compra y venta mayorista). 3. Simultaneidad de las lecturas y formas de evaluación de la energía pendiente de facturación.

41

MARTÍN, Mario y RAMATÍ, Orlando, Pérdidas de Energía, 1ra. Edición, Editorial Copygraf s.r.l., Montevideo – Uruguay, 1991, p. 29.

36

4. Correcta contabilización de la energía facturada en el período considerado. gráfico Nº 2.1 5. Calidad de los equipos involucrados y su mantenimiento. 6. Capacitación del personal. 7. Diseños de ingeniería óptimos. 8. Correcta utilización de equipos / materiales. 9. Oportunidad de las medidas correctivas. 10. Gerenciamiento eficiente de los clientes. 11. Implementación de leyes / reglamentos e instructivos y la supervisión de su vigencia y cumplimiento. 12. Aprovechamiento y uso de nuevas tecnologías. Con fines de una mejor explicación y compresión del balance de facturación que implica la energía eléctrica se plantea el gráfico Nº 2.1 siguiente:

37

BALANCE DE FACTURACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES ÁREA URBANA Y RURAL AÑO 2007

29%

71%

GRÁFICO Nº 2.1 – REPRESENTACIÓN GRÁFICA DEL BALANCE DE FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Fuente: CIER, Pérdidas de energía, Clasificación de Pérdidas, 1991.

38

Definiciones42: 1. Producción Propia. Es la energía eléctrica total en bornes de las diferentes plantas generadoras de una misma empresa, sin tener en cuenta el tipo de planta. 2. Requerida Para la Producción. Corresponde a la no contabilización de la energía consumida por la empresa generadora, incluye generalmente el consumo no medido de auxiliares en subestaciones, cuartos de maquinas, alumbrado publico, etc. 3. Producción Propia Neta. Es la producción de energía propia menos los consumos propios en la planta. 4. Energía Comprada. Energía adquirida por una empresa a otra. 5. Entregada a la Red. Es la suma de la producción de energía propia neta y comprada. 6. Pérdidas Totales. Es la suma de las Pérdidas Técnicas y No Técnicas de energía. 7. Entregada a los Clientes en el Año Corriente. Es aquella que toman los usuarios del sistema eléctrico, registrada con contadores o estimada. 8. Energía Pendiente de Facturación al Fin del Año Anterior. Es la energía consumida, registrada el año anterior pero no facturada por los ciclos comerciales de la empresa distribuidora de energía eléctrica. 9. Energía Pendiente de Facturación al Fin del Año Corriente. Es la energía consumida registrada en el presente año, pero que se facturara el 42

CULTURAL DE EDICIONES, Diccionario enciclopédico interactivo siglo XXI, Editorial Copyright, Madrid – España, 2001. MCGRAW, Hill, Diccionario de ingeniería eléctrica y electrónica, Editorial Parker, México, 1991.

39

siguiente año por efecto de los ciclos comerciales de la empresa distribuidora de energía eléctrica. 10. Energía Facturada en el Año Corriente. Es la energía consumida, registrada con contadores o estimada, a la que se le asigna un valor monetario según una tarifa determinada.



LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

No toda la energía eléctrica que se produce en las diversas centrales, se vende y es facturada,

ya que las empresas de

distribución de energía eléctrica registran

pérdidas. Los aparatos de medición no las contabilizan como entregada a los usuarios y por lo tanto no puede ser objeto de cobro. El conjunto de Pérdidas Eléctricas de un sistema debidas a fenómenos físicos se denomina Pérdidas Técnicas y se deben a las condiciones propias de la conducción y transformación de la energía eléctrica. Las Pérdidas Técnicas se pueden clasificar a su vez según la función del componente y según la causa que la origina. Las Pérdidas Comerciales también llamadas Pérdidas No Técnicas se definen como la diferencia entre las Pérdidas Totales de un sistema eléctrico y las Pérdidas Técnicas.

Las Pérdidas Totales (EPT) = (Pérdidas Técnicas (EPTE)) + (Pérdidas No Técnicas o Comerciales (EPCo)) EPT = EPTE + EPCo

(2.1)

A manera de explicación de este fenómeno generalizado se dice que la pérdida de energía en los sistemas eléctricos obedece a razones de orden técnico y "no técnico". En el primer caso, la electricidad se pierde en su recorrido por las líneas y redes eléctricas, como consecuencia de la “Ley de Joule” (pérdidas resistivas) y secundariamente como resultado del "efecto corona" y de las corrientes parásitas que 40

se presentan a todo lo largo del sistema eléctrico, proceso que va desde la transmisión de la energía a través de grandes distancias, su transformación de voltajes para hacer posible, primero, dicha transmisión, y después por medio de redes de distribución, tanto primaria como secundaria para llegar finalmente a los consumidores. Las Pérdidas "No Técnicas" corresponden al hurto o consumo ilícito, en sus diversas modalidades.



LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA TÉCNICAS

Las Pérdidas Técnicas de energía, son aquellas que se producen por la circulación de corriente eléctrica a través del sistema, dependiendo en su magnitud de las características de las redes, de su operación y la carga abastecida por las mismas. Las Pérdidas Técnicas se pueden clasificar según el tipo y según la causa que la produce:

POR

TIPO DE PÉRDIDA: Según la parte y proceso del sistema donde se

produce, correspondientes a las siguientes:

A.

Pérdidas por transporte 43: Son las que se producen en las redes y conductores que transportan la energía desde las barras de las centrales hasta el lugar de consumo, a saber: 

Transmisión Alta Tensión

43



Subtransmisión



Distribución primaria

Media Tensión



En circuitos de distribución secundaria

Baja Tensión

MARTÍN, Mario y RAMATÍ, Orlando, Op. Cit., p. 33.

41

B.

Pérdidas por transformación 44: Son las que se producen en los transformadores. Depende de la calidad técnica de los aparatos, y del factor de carga de los mismos: 

En transformadores de potencia AT/AT (transmisión / subtransmisión) y AT/MT (subtransmisión / distribución).



C.

En transformadores de distribución MT/BT

Pérdidas en las mediciones 45: Son las que se producen en los equipos y aparatos de medición, incluidas las Pérdidas en los elementos

de

transformación (transformadores de tensión y corriente) en el caso de mediciones indirectas.

PÉRDIDAS TÉCNICAS SEGÚN LA CAUSA QUE LAS PRODUCEN Según la causa que origina las Pérdidas Técnicas se pueden agrupar en las siguientes: 2. Pérdidas por efecto “Corona” 3. Pérdidas por efecto “Joule” 4. Pérdidas por corriente parásitas o histéresis PÉRDIDAS "FIJAS" Y PÉRDIDAS "VARIABLES” 46 Esta clasificación permite definir la variación de las Pérdidas en función de ciertos parámetros. Así existen pérdidas tanto de potencia (kW) como de energía (kWh) que varían con la demanda, mientras que otras son independientes de las variaciones de estas, lo cual resulta de utilidad para identificar cuales son función de la demanda y cuales se mantienen fijas con la misma.

44

MARTÍN, Mario y RAMATÍ, Orlando, Op. Cit., p. 34. Idem., p. 34 46 Idem., p. 35 45

42

Las pérdidas “Fijas” incluyen las siguientes Pérdidas Técnicas: 

Efecto corona.



Pérdidas por histéresis y corrientes parásitas.

Las Pérdidas Fijas, se representan por el solo hecho de energizar la línea o el transformador en el cual se producen y ocurren igualmente aunque la carga sea nula, y su variación depende según la demanda. Así por ejemplo, las pérdidas por corrientes parásitas e histéresis en un transformador dependen de los parámetros técnicos de este y del voltaje en que opera, dado que éste solo varía en un pequeño porcentaje con la demanda. Las Pérdidas “Variables”, son las que dependen de la demanda, como por ejemplo las producidas por efecto “Joule”, que es función del cuadrado de la corriente multiplicado por la resistencia. Las Pérdidas No Técnicas, se pueden también clasificar en su totalidad como “Variables” con la demanda, ya que constituyen parte de la misma, pero con la particularidad que por este servicio la empresa distribuidora de energía eléctrica no recibe ninguna retribución o una retribución menor que la que correspondería por la tarifas en aplicación.



LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA NO TÉCNICAS 47

Las Pérdidas No Técnicas se definen como la diferencia entre las Pérdidas Totales de un sistema eléctrico y las Pérdidas Técnicas. Las Pérdidas No Técnicas no constituyen una pérdida real para la economía nacional desde el punto de vista macroeconómico. En efecto, esta energía que no se factura es utilizada por los usuarios, abonado o no, de la empresa encargada de la distribución de la energía eléctrica, para alguna actividad que económicamente se integra a nivel general en el área de concesión de la empresa y a nivel nacional en definitiva. Sin

47

MARTÍN, Mario y RAMATÍ, Orlando, Op. Cit. p. 34.

43

embargo, la empresa no recibe ninguna retribución por la utilización de esta energía no facturada. Para la empresa de distribución de energía eléctrica si representa realmente una pérdida económica y financiera ya que sólo recibe parte o ninguna retribución por el valor de la energía que suministra. Existen distintos criterios para clasificar las Pérdidas No Técnicas. Uno de ellos es hacerlo según el origen de estas pérdidas:

3. Por Robo o Hurto: Corresponde a la energía que es apropiada ilegalmente de las redes por usuarios que no poseen medición como ser:

CONEXIÓN DIRECTA DESDE LA RED

Fuente: El Autor GRÁFICO Nº 2.2 – FOTOGRAFÍA DE UNA CONEXIÓN DIRECTA DESDE LA RED



Conexiones clandestinas (colgados) desde la red.



Conexiones en instalaciones provisionales no registradas (obras en construcción, circos, kermeses, etc.).



Derivaciones de carga: Líneas directas o intercaladas.

44

4. Por Fraude: Corresponde a aquellos casos en que a pesar de tener medición, los usuarios manipulan las mismas a fin de lograr que los consumos registrados sean inferiores a los reales.

PUENTE EN LA BORNERA DEL MEDIDOR

Fuente: El Autor GRÁFICO Nº 2.3 – FOTOGRAFÍA DE UN PUENTE EN LA BORNERA DEL MEDIDOR

5. Por Administración: Corresponde a la energía no registrada por problemas de gestión administrativa de la empresa distribuidora de energía eléctrica del servicio, como ser: 

Errores en la medición de los consumos.



Errores en los procesos administrativos del registro de los consumos.



Inadecuada información que produce errores, demoras o ambos en la facturación.



Falta de registro adecuado de los consumos propios.



Errores en la estimación de consumos en los casos en que por cualquier motivo no es posible registrarlos con la medición.



Errores o atrasos en los registradores y censos de instalaciones de alumbrado publico, semáforos, cabinas telefónicas, vallas publicitarias. 45

MEDIDOR RETIRADO POR FALTA DE PAGO, CLIENTE AUTORECONECTADO. Fuente: El Autor GRÁFICO Nº 2.4 – FOTOGRAFÍA DE UNA AUTORECONEXIÓN

En el cuadro Nº 2.1 se resume la clasificación de las Pérdidas según los criterios expuestos anteriormente.

46

CUADRO Nº 2.1 CLASIFICACIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA POR TIPO

POR CAUSA

TRASPORTE

TRANSMISIÓN SUBTRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN PRIMARIA

EN FUNCIÓN DE LA DEMANDA

EFECTO “CORONA” CORRIENTES PARASITAS O HISTÉRESIS

FIJAS

TRANSMISIÓN AT/AT

SUBTRANSMISIÓN AT/MT

 NO TÉCNICAS  

EFECTO “JOULE”

DISTRIBUCIÓN MT/BT

MEDICIÓN

TÉCNICAS

TRANSFORMACIÓN

DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA

MEDIDORES EQUIPOS DE MEDICIÓN

ROBO O HURTO FRAUDE POR ADMINISTRACIÓN

Fuente: CIER, PÉRDIDAS DE ENERGÍA, Clasificación de Pérdidas, 1991.

47

VARIABLES



NIVEL DE PÉRDIDAS TOTALES EN LA EEQ S.A.

Las nuevas regulaciones y exigencias del sector eléctrico propenden a mejorar las empresas de distribución de energía eléctrica y con ello garantizar la expansión y mejorar la calidad del servicio; acción que está estrechamente relacionada con la eficiencia de la empresa. La EEQ S.A., no ha sido indiferente a esta situación y ha emprendido desde el año 1990 hasta la presente fecha, proyectos para la disminución de Pérdidas de Energía creando para ello los departamentos de Control y Reducción de Pérdidas. La EEQ S.A. controla y reduce las Pérdidas Eléctricas con el apoyo de dos áreas importantes: Proyecto de Reducción de Pérdidas Técnicas (PRPT) y la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales (UCPC). Estas áreas llevan el control de las Pérdidas Técnicas y No Técnicas respectivamente, información que alimenta al índice sectorizado de pérdidas (ISP). El índice sectorizado de pérdidas comprende básicamente el manejo de la información obtenida a través de los procesos de cálculo de energías disponible, facturada, consumo de alumbrado público y pérdidas técnicas. En el gráfico Nº 2.5, se resumen las actividades que se han realizado para obtener el Índice Sectorizado de Pérdidas:

Fuente: EEQ S.A., Índice Sectorizado de Pérdidas EEQ S.A., 2005 GRÁFICO Nº 2.5 Índice Sectorizado de Pérdidas EEQ S.A.,

48

ES = Energía Suministrada. EF = Energía Facturada. EP = Energía de Pérdidas. EpTe = Energía por Pérdidas Técnicas. EpCo = Energía por Pérdidas Comerciales. Se realizan cálculos individuales para determinar las Pérdidas en cada uno de los siguientes elementos: 

Transformadores de potencia



Transformadores de distribución



Acometidas y



Medidores.

En el gráfico Nº 2.6, se presenta el nivel y línea de tendencia de Pérdidas Totales de la EEQ S.A. desde diciembre del 2003 a julio de 2008.

49

50

Capítulo 3 IMPLEMENTACIÓN DEL PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES EN LA EEQ S.A.

Ante el aumento de las Pérdidas No Técnicas se ejecuta en la EEQ S.A., un plan de Reducción de Pérdidas Comerciales con la participación de la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales y la contratación de los servicios profesionales de 23 compañías. Con el objetivo de disminuir y controlar las Pérdidas Comerciales con la aplicación de programas, proyectos e instructivos para su ejecución, contratación, revisión y fiscalización, hasta obtener un nivel menor al 2% de la energía recibida del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

3.9.

PLIEGO TARIFARIO, CATEGORÍAS Y GRUPOS DE TARIFAS, SISTEMA DE MEDICIÓN, FACTURACIÓN

El Pliego Tarifario de la EEQ S.A., vigente se sujeta a las disposiciones legales y reglamentarias siguientes: 

Ley de Régimen del Sector Eléctrico.



Reglamento Sustitutivo del Reglamento General a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico.



Reglamento de Tarifas.



Ley Orgánica de Defensa del Consumidor y su correspondiente Reglamento.

51

El Pliego Tarifario contiene las tarifas al consumidor final, tarifas de transmisión, peajes de distribución y tarifas de alumbrado público. En el Anexo Nº 2, se detalla el Pliego Tarifario que se encuentra vigente en el año 2008, según resolución 234-05 del 26 y 28 oct-05 del CONELEC.

3.9.1. CATEGORÍAS Y GRUPOS DE TARIFAS Las tarifas al consumidor final: Están destinadas a todos los Consumidores que no hayan suscrito un contrato a plazo con un Generador o un Distribuidor. La correcta aplicación de estas tarifas está a cargo de los Distribuidores en su zona de concesión.

Las tarifas de transmisión y los peajes de distribución: Son los pagos que deben realizarse a favor del Transmisor o del Distribuidor, respectivamente, por quienes utilicen dichas instalaciones. La liquidación de estos pagos estará a cargo del CENACE en coordinación con el Transmisor y los Distribuidores.

Las tarifas de alumbrado publico: El consumo de energía eléctrica para Alumbrado Público, se refiere a los siguientes cargos: a) Un cargo por potencia, expresado en US$/kW por cada kW de demanda facturable como mínimo de pago sin derecho a consumo. b) Un cargo por energía, expresado en US$/kWh, en función de la energía consumida.

52

3.10.

ÁREAS

DE

LA

EMPRESA

ELÉCTRICA

“QUITO”

S.A.

RESPONSABLES DIRECTAS DEL CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES 48 3.10.1. DIRECCIÓN DE COMERCIALIZACIÓN La Dirección de Comercialización, es la encargada del registro de nuevos consumidores, la facturación y recaudación de la energía eléctrica entregada así como la atención a los clientes. Las acciones que coordinan la Dirección de Comercialización (DC) con la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales (UCPC) son el establecer proyectos y programas, para planificar y controlar las revisiones a clientes de la EEQ S.A., con la participación de las diferentes áreas de la Dirección de Comercialización (Control Clientes, Sistema Rural y Recaudación).

3.10.1.1.

UNIDAD DE CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES

La Unidad de Control de Pérdidas Comerciales (UCPC) es la encargada de vigilar el avance en el control de las Pérdidas Comerciales y dar soporte en la elaboración de planes y proyectos tendientes a la disminución de dichas Pérdidas. La UCPC está formada por tres secciones: Ingeniería, Administrativa y Operativa. ORGANIGRAMA FUNCIONAL: La Unidad de Control de Pérdidas Comerciales depende directamente de la Dirección Comercial, su organigrama funcional es el siguiente:

48

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para tratamiento de infracciones, Código: GG.UCP.751.IN.04, julio 2008, vigente

53

54

3.10.1.2.

SECCIÓN INGENIERÍA DE LA UCPC

Tiene la responsabilidad del estudio, análisis, control e implementación de programas y proyectos que permitan la detección y disminución de las pérdidas comerciales dentro del área de concesión de la Empresa. En esta sección se analizan los resultados obtenidos de la ejecución de los proyectos de disminución de pérdidas comerciales, se desarrollan aplicaciones para generar en forma masiva las órdenes de revisión y se elaboran estadísticas de los resultados obtenidos.

3.10.1.3.

SECCIÓN ADMINISTRATIVA DE LA UCPC

Tiene la responsabilidad de organizar el trabajo relacionado con el tratamiento y liquidación de las pérdidas comerciales, sean éstas reportadas por la Sección Operativa, contratistas de la UCPC u otras áreas de la Empresa. Cuando hay reclamos de los clientes, se analizan los trámites realizados por la empresa y se contesta por escrito a los clientes.

3.10.1.4.

SECCIÓN OPERATIVA DE LA UCPC

Tiene como responsabilidad la ejecución del trabajo de campo y la regularización de los servicios que tengan pérdidas comerciales, dentro del área de concesión de la Empresa. En esta sección se ejecutan los trabajos de campo generados en la sección de Ingeniería, denuncias de posibles contravenciones y reclamos de clientes que solicitan la reliquidación o anulación de la contravención, que luego es analizada por la sección Administrativa para la finalización del trámite.

55

Sobre la base de los reportes emitidos por el personal de campo se determina si existió una infracción o no. El trabajo que realiza el personal de esta sección que esta compuesto por 9 trabajadores de campo entre electricistas, tecnólogo e ingeniero eléctrico, es similar al que realizan las 23 compañías contratistas con personal especializado en la ejecución de trabajos de revisión de acometidas y medidores que dispone de 220 trabajadores de campo entre electricistas, tecnólogos e ingenieros eléctricos, para el área urbana y rural del área de concesión de la EEQ S.A.

3.11.

INTRODUCCIÓN AL CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES

Ante el aumento de las Pérdidas No Técnicas (PNT) la EEQ S.A., en junio del 2004, diseñó e implantó proyectos de disminución y control de Pérdidas Comerciales que contribuyeron a la reducción de las pérdidas totales de la empresa. De acuerdo al tipo de Pérdidas se elaboran proyectos de disminución y en función del balance de energía calculado, se enfoca el estudio en las Pérdidas cuyos valores pueden ser reducidos con una inversión que beneficie a la empresa y a sus clientes. La Disminución de las Pérdidas Totales tiene en términos generales un límite del 12% 49 regulado y fijado por el CONELEC, porcentaje repartido en un máximo de 10% para Pérdidas Técnicas y 2% para las Pérdidas Comerciales. La inversión para disminuir las Pérdidas Técnicas tiene un límite debido a que los equipos eléctricos van a tener un nivel de eficiencia y Pérdidas por Efecto “Joule”, mientras que las Pérdidas Comerciales se disminuyen de acuerdo al control que ejerza la empresa y la educación de sus usuarios. A fin de clarificar, se detallan a continuación los casos típicos más comunes que se encuentran en la práctica, derivados de acciones ilícitas que provocan Pérdidas por Hurto o Fraude.

49

CONELEC, Reducción Anual de Pérdidas No Técnicas en las Empresas de Distribución, Regulación Nº CONELEC – 003/99, 30 de marzo 1999, p. 1, vigente CONELEC, Índices de Gestión para Elaboración de Pliegos Tarifarios, Regulación Nº CONELEC – 009/00, 30 de octubre 2000, p. 2, vigente.

56

En el gráfico Nº 3.1 se presenta la función y elementos principales de un medidor de energía, que ayuda lo indicado en los siguientes párrafos:

Elemento

Función Utilizado para conectar los conductores de entrada y salida al equipo de medición Sensa la señal de la red que prácticamente permanece constante Sobre él actúan los campos generados por las bobinas de tensión y corriente y se comporta como un motor de inducción Evita que haya registro cuando la carga sobre el sistema es cero Sensa la señal eléctrica que varia de acuerdo a la cantidad de electrodomésticos, equipos que se utilicen en el predio Va registrando de manera progresiva el número de giros, que representan el consumo Conecta al integrador con el sistema que sensa el consumo de energía

1

Bornera

2

Bobina de tensión

3

Disco

4

Freno

5

Bobina de corriente

6

Integrador

7

Eje del disco

8

Capacitor corrector del factor

Se utiliza para mejorar el factor de potencia del medidor

9

Puente de tensión

Elemento que permite aislar la bobina de tensión para realizar pruebas del equipo en el laboratorio de medidores 2

6 7

5

4 8

1

3

9

GRÁFICO Nº 3.1 FUNCIÓN Y ELEMENTOS PRINCIPALES DE UN MEDIDOR

DE ENERGÍA.

57



Anormalidades Permanentes

Son aquellas que por sus características no pueden ser reparadas por el usuario, para la normalización del servicio de este tipo de anormalidades se debe realizar el cambio del equipo de medición por uno nuevo, el usuario con el fin de destruir el elemento de prueba del ilícito pueden provocar hasta la falla total permanente del equipo. Entre ellas pueden citarse: o Puente de tensión, elemento que permite aislar la bobina de tensión para realizar pruebas del equipo en el laboratorio de medidores, este puede estar fundido por cortocircuito provocado intencionalmente. o Violación, ruptura o adulteración de los sellos de seguridad instalados en el medidor. o Dígitos marcados con elementos punzantes, para trabar o interrumpir el funcionamiento del registrador. o Manipulación interna del medidor. En el Anexo Nº 3, se adjunta fotografías con las novedades anteriormente indicadas.  Anormalidades Transitorias Son las que pueden ser normalizadas, reparadas por el usuario a fin de eliminar las pruebas del ilícito, como ser: o Conexión clandestina directa desde la red para evitar la medición. o Medidor con puentes de tensión desplazados, aislados a fin de impedir el contacto, caídos o con tornillos flojos, a fin de dejar sin excitación el medidor para evitar su funcionamiento. o Neutro aislado del medidor y cliente con neutro directo (este puede ser desde la red o interno) con lo cual se para el funcionamiento del medidor. 58

o Medidor en posición incorrecta inclinado o dado la vuelta, a fin de reducir las revoluciones del disco y disminuir el registro. o Conexión invertida, cambio de polaridad en las entradas del medidor a fin de desconectar registros o inducirlos. o Conexión directa previa al medidor, sin consentimiento de la Empresa. o Disco trabado por acción externa (imán, punzón, etc.). o Manipulación de los componentes del sistema de medición, tales como: transformadores de corriente, de potencial o de los conductores que llevan las señales de tensión y corriente al medidor. En el Anexo Nº 3, se adjunta fotografías con las novedades anteriormente indicadas.

3.12.

OBJETIVOS DE LA DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES

Los objetivos de la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales de la EEQ S.A. son determinar las actividades tendientes a controlar las Pérdidas Comerciales a través de la aplicación de programas y proyectos, hasta conseguir la disminución de las Pérdidas Comerciales a un nivel menor al 2% de la energía recibida del Mercado Eléctrico Mayorista y su mantenimiento en dicho porcentaje.

METAS  Efectuar un diagnóstico detallado de la situación de la Pérdidas Comerciales a fin de determinar con la mayor precisión posible el nivel de las mismas, identificando su origen (conexiones fraudulentas, falta de mediciones, manipulación de los equipos de medición, deficiencias en el proceso de lectura y facturación, etc.) por zona geográfica.  Lograr que los proyectos en desarrollo cuenten con el efectivo compromiso de los niveles superiores y de todo el personal de la Empresa, dado que la eliminación de la Pérdidas Comerciales debe ser una responsabilidad de todos los niveles. 59

 Cumplir con las metas institucionales y lograr niveles menores que los establecidos por el CONELEC.  Mantener una excelente relación Cliente – Empresa basada en la satisfacción del usuario, brindando el mejor servicio factible.  Impulsar programas de Comunicación Social, que permitan incorporar en la comunidad, la cultura de respeto a las instalaciones de la empresa y el uso responsable de la energía eléctrica.

3.13.

EJECUCIÓN DE LOS PROYECTOS DE DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES

Para la ejecución de los proyectos de inspección, revisión, mantenimiento y reparación de los servicios de la clientela de la masiva y especial, y poder cumplir con los objetivos de disminución de Pérdidas Comerciales, la EEQ S.A. ha decidido contratar los servicios Profesionales de Ingenieros y Compañías Particulares calificadas en la Institución para realizar trabajos de inspección y verificación de servicios a los clientes, con las actividades respectivas paralelas del personal de la EEQ S.A. En cumplimiento de sus políticas institucionales y estrategias impulsadas por el Directorio, desde inicios del año 2004 hasta la presente, se encuentra ejecutando el Plan Operativo y Proyectos de Control y Disminución de Pérdidas Comerciales de Energía. Inicialmente se permitió el ingreso de todos los contratistas que deseaban participar, se los capacitó, reconociéndoles un precio unitario para cada tipo de trabajo realizado, precio establecido por la Empresa sobre la base de estudios estadísticos, personal mínimo requerido para cada actividad, sueldos establecidos para pago al personal y productividad esperada.

60

3.13.1. DESCRIPCIÓN

DEL

PROCEDIMIENTO

PARA

ENFRENTAR

NOVEDADES DE SERVICIO 50 Las novedades al servicio son acciones en contra de la acometida, el medidor, los equipos y dispositivos conexos y que serán sancionadas de acuerdo al Reglamento de Infracciones vigente, estas novedades al servicio detectadas en el campo son recibidas conjuntamente con los originales de la orden de revisión, la notificación al cliente, fotos y otras evidencias que considere el contratista. Toda esta documentación una vez revisada se procede a la liquidación de la novedad, esta se basa en el consumo posterior a la regularización de la novedad; esta comprende la sumatoria de valores económicos por: energía no facturada, cargos imputables a cada tipo de infracción, complementadas por sanciones y valores asociados a la facturación, sustentadas en disposiciones legales. El usuario puede apelar a la EEQ S.A., por la liquidación adjuntando los justificativos legales que corresponda. Cuando los análisis técnicos, administrativos y financieros demuestren que se han cumplido con todos los requerimientos, se dará por finalizado él trámite.

3.13.2. RENOVACIÓN DEL CONTRATO DE SERVICIO Para proceder a otorgar un nuevo contrato primeramente se califica la gestión del Contratista y de acuerdo al puntaje obtenido se adjudica un nuevo contrato o se suspende sus servicios. Esta calificación está fundamentada en cumplimiento de trabajos asignados, novedades encontradas, recuperación financiera motivo de infracciones detectadas al servicio, informes técnicos y administrativos de fiscalización y reclamos de clientes. La aplicación del Plan Operativo de Control de Pérdidas Comerciales ha logrado

50

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para tratamiento de infracciones, Código: GG.UCP.751.IN.04, julio 2008, vigente

61

resultados mejores que los esperados, del índice de pérdidas del 15,33% en diciembre de 2003 al 10,17% julio de 2007, como se presenta en el gráfico Nº 3.2, logrando una disminución del índice de Pérdidas Totales de 5,16 porcentuales.

Fuente: EEQ S.A., Base de datos – Siee Q Comercial, octubre 2008. GRÁFICO Nº 3.2 NIVEL DE PÉRDIDAS TOTALES ANUALES EN LA EEQ S.A.

3.14.

DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA, PROCEDIMIENTO EN TERRENO MEDIANTE LA CONTRATACIÓN DE SERVICIOS

Los grupos revisores con su respectiva carga de trabajo y herramientas, se dirigen a cada uno de los predios a ser revisado. Una vez en el sitio, deben verificar y normalizar las novedades detectadas en las revisiones previas o denuncias receptadas por la UCPC. PROC EDIMIENTO PARA UNA REVISIÓN EN EL MEDIDOR 51 1.

Verificar el buen estado y eficacia de los elementos de seguridad personal: como casco, guantes, gafas, uniforme, herramientas y equipos.

51

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para revisiones de campo, Código: GG.UCP.751.IN.02, agosto 2007, vigente

62

2.

Inspeccionar el sitio de trabajo, para identificar anomalías de medida, peligros de caída, choque eléctrico, vibraciones, ruido, abrasión, humedad y altas temperaturas.

3.

Usar las herramientas de mano y escaleras, entre otros, estrictamente bajo las especificaciones de diseño y normas de seguridad.

4.

Inspeccionar la condición física del medidor y sus conexiones:  Tapa principal o cubierta del medidor: que no esté rota, sin agregados externos como agua, tierra, etc.  Registrador, parte del medidor que hace posible la determinación del consumo del usuario: que sus piñones no estén rotos, fuera de su posición de trabajo, con dientes incompletos, la relación de transmisión diferente (piñones cambiados), etc. 6. Tapa cubrebornes y bornera de conexiones: que no estén quemadas, suelta o faltante. Sin agregados externos, etc. 7. Base del medidor: que no esté partida, perforada, suelta, etc.

En el gráfico Nº 3.3, observamos un examen visual del revisor a todos los componentes del sistema de medición.

GRÁFICO Nº 3.3 EXAMEN VISUAL, INSPECCIÓN DE REDES, ACOMETIDAS, CAJAS Y MEDIDORES.

63

5.

Suspender la carga del cliente accionando los breakers, verificar con la pinza voltamperimetrica que no exista circulación de corriente, a fin de verificar el buen funcionamiento (contrastar) del medidor instalado.

6.

Calcular la potencia, con los valores de tensión y corriente, con factor de potencia = 1.0 (carga externa de prueba resistiva) y el porcentaje de error, en el gráfico Nº 3.4 se visualiza la conexión de una resistencia de prueba a los terminales de conexión de salida del medidor, para proceder a la contrastación del mismo:

GRÁFICO Nº 3.4 VERIFICACIÓN DEL MEDIDOR, CONEXIÓN DE LA CARGA EXTERNA A LOS TERMINALES DE LA BORNERA DEL MEDIDOR.

Cuando el medidor presenta la constante kh 52 según ANSI: 

Potencia Calculada (Pc) =

3 6 0*0k h* n = Vatios tm

(3.1)

Cuando el medidor presenta la constante kd 53 según IEC: 

Potencia Calculada (Pc) =

3 6 0*10 0 0* n0 = Vatios t m* k d

52

(3.2)

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para revisiones de campo, Código GG.UCP.751.IN.02, agosto 2007, p. 9. 53

Idem., p. 8.

64

Donde: 3600

=

Segundos que contiene una hora.

kh o kd = Relación expresada entre la energía registrada por el integrador y el número de revoluciones del disco.

kh =

Wh rev

(3.3)

kd =

rev kWh

(3.4)

kd =

1000 kh

(3.5)

kh =

Constante según ANSI para medidores en Wh / rev (Vatios hora / revoluciones) o Wh / p (Vatios hora / pulsos).

kd =

Constante según IEC para medidores en rev / KWh (revoluciones / kilo Vatio hora ) o p / KWh (pulsos / kilo Vatio hora ).

n =

Número de vueltas del disco o pulsos del medidor definidos para la prueba.

tm

= Tiempo registrado por el cronometro en segundos, que demora el disco en dar los giros o número de pulsos.

65



P

% Error 54 =

% Error =

o l P

tc

e− uP n l o cad t i die a *1 o d t ie d n a c

P c− P i *1 0 P i

(3.6)



Pi = (P1 + P2 + P3 ) , según el tipo de medidor.



Potencia en 1φ c.a. Potencia activa P1, 2,3 = V * I * c o(φ )s Potencia aparente S1, 2,3 = V * I

(3.7)

(W)

(VA)

Potencia reactiva Q1, 2,3 = V * I * s e(φ )n

(3.8) (3.9)

(Var)

(3.10)

En el Anexo Nº 4, se adjunta el Instructivo para Revisiones de Campo de la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales de la EEQ S.A.

Errores permitidos: 

Este no debe ser mayor que el ± 15% 55 en revisiones en Campo.



En el caso de los medidores que no estén dentro de rango, se procede a calibrar el medidor dependiendo el rango 56 en el laboratorio de medidores, la mayoría de clase 2.

7.

Si existe alguna anomalía que impida el registro normal de la medición, informar al cliente y proceder a normalizar con un nuevo medidor.

54

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Op. Cit., p. 9. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para Revisiones de Campo, Código GG.UCP.751.IN.02, 14 de agosto 2007, p. 8. 56 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para Calibración de Medidores de Energía Eléctrica, Código DC.LDM.7.6.IN.03, 27 de diciembre 2007, p. 4. 55

66

8.

Asegurar el retiro de herramientas, equipos y materiales para evitar daños por explosión o cortocircuito posterior a la contrastación.

9.

Informar al cliente. Verificar el cumplimiento del procedimiento de MANOS AFUERA (que ninguna persona se encuentre trabajando o en contacto con los componentes del sistema de medición), para la totalidad del personal. Normalizar el servicio desde el equipo de medición y protecciones.

10. Firmar el acta según el Instructivo correspondiente: Cliente, Técnico que realiza la prueba y Supervisor. 11. Restaurar las condiciones originales de servicio y las de orden de aseo fijadas por la Empresa.

3.15.

TAREAS DE FISCALIZACIÓN 57

La fiscalización tiene por objeto la revisión de la calidad en la ejecución técnica y administrativa de las órdenes de revisión. La fiscalización con respecto a la ejecución técnica, confirma el cumplimiento de normas para la instalación de equipos y más componentes del sistema de medición, suministro de herramientas y equipos de seguridad. Cumplimiento de normas de seguridad industrial, durante el desempeño en terreno de los trabajos establecidos. Mientras que la fiscalización administrativa, consolida la información y resultados de los trabajos establecidos. El incumplimiento dará origen a sanciones y multas según su gravedad. Sanciones y multas aplicables al Contratista: La pérdida o mala utilización de los equipos asignados al contratista, será causa de sanción de acuerdo a la gravedad de la infracción, con la posibilidad de rescindir el contrato. 57

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo de fiscalización de contratos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas, establecidos por la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales, Código GG.UCP.751.IN.08, agosto 2007.

67

Si el contratista o su personal exigen o insinúa al cliente o recibe de éste, en forma indebida pago de valores económicos, o manipula medidores, acometidas o instalaciones de la Empresa, dará lugar a la inmediata cancelación del contrato, reservándose la Empresa el derecho de proceder a la acción legal correspondiente. El contratista es responsable directo de las acciones u omisiones del personal a su cargo, de las consecuencias y efectos que se deriven de éstas, como son: 

Reclamos por daños o destrucción de electrodomésticos.



Trato grosero a los clientes.



Utilización indebida de los equipos.



Información mal obtenida.



Trabajos mal realizados.

3.15.1. ACTA DE INICIO DEL CONTRATO Una vez legalizado el contrato y emitidos los carnés de identificación de los trabajadores, previa a la entrega de los trabajos específicos a realizar se elabora una Acta de Inicio de Contrato que consiste en la verificación por parte del Fiscalizador de los requisitos siguientes: 

Dotación de los equipos de seguridad industrial.



Equipos y herramientas adecuados.



Transporte y comunicación confiables.

En el documento de acta de inicio se deja constancia que el contratista puede dar por iniciado el contrato.

3.15.2. LIBRO DE OBRA En el libro de obra se anexa toda la documentación que se derive del contrato, en este libro se tiene el historial para consultas y auditorias que se solicite. 68

Los documentos principales a incluir en el Libro de Obra son los siguientes: 

Contrato de Trabajo, documento que norma, describe la metodología e indica los procedimientos necesarios para la contratación de servicios



Acta de Inicio de Contrato, documento que informa que cumple con todos los requisitos técnicos y administrativos, que puede dar inicio a los trabajos establecidos.



Asignación de Trabajos, número de órdenes de revisión e inspección tanto para la clientela de la masiva y especial, asignado para cada contratista.



Planillas de pago, detalla el estado de pago, monto especificado en el contrato y la emisión de facturas por el contratista.



Egresos de materiales, material y equipos utilizados durante la ejecución del contrato de trabajo.



Gestión del Contratista, fiscalización administrativa y de campo, novedades en la calidad de la ejecución técnica y administrativa de las órdenes de revisión.



Comunicaciones cursadas entre las partes, documentación de información para contratistas, actas de reunión, recomendación por parte del contratista, listados de capacitación del personal, etc.



Calificaciones de rendimiento, establecidas por la UCPC, calificación de la calidad en la ejecución técnica y administrativa de los trabajos establecidos.

3.15.3. FISCALIZACIÓN DE TRABAJOS REALIZADOS EN TERRENO La

fiscalización es un mecanismo de control que tiene como connotación la

supervisión y evaluación de las normas establecidas al efecto. El objeto de esta fiscalización es la revisión de la calidad en la ejecución técnica de las órdenes de revisión y el cumplimiento de normas técnicas, suministro de herramientas, equipos de seguridad, dotación y cumplimiento de normas de 69

seguridad industrial, durante la actuación en campo de los grupos de los Contratistas que ejecutan las revisiones. El fiscalizador verifica que la ejecución técnica del operador – revisor, realice un reconocimiento visual de las redes de distribución, acometidas, cajas de distribución, medidores; revisión o contrastación, cambio de medidor si determina el electricista revisor, quien debe llenar correctamente el informe de revisión y notificación de novedades al servicio. En el momento de la detección y verificación de novedades, el trabajador o persona autorizada por la EEQ S.A., entregara una copia al cliente de la Notificación de Novedades al Servicio, en el que necesariamente constara el nombre, documento que tendrá carácter de notificación previa en el que consta las condiciones en que se encuentra las conexiones y sistema de medición. Conjuntamente con la fiscalización se realiza una postfiscalización que consiste en revisiones ya ejecutadas por los contratistas, verificando la calidad del trabajo realizado: datos del cliente, ubicación, medidores instalados, sellos, etc. La postfiscalización se ejecuta mediante muestreo del 15% de los trabajos realizados semanalmente. Para la ejecución de cada contrato el contratista presentara a la UCPC, la lista actualizada y referencias de su personal operativo, quienes cumplirán con el perfil mencionado a continuación: PERSONAL PARA LA CLIENTELA DE LA MASIVA. Los grupos de trabajo se conformaran por lo menos de un electricista y un ayudante de electricista, estarán supervisados por un jefe y deben cumplir con estos requisitos mínimos: JEFE DE GRUPO: Ingeniero eléctrico en potencia o tecnólogo electromecánico, con experiencia comprobada en trabajos similares por lo menos un año y aprobar las pruebas teóricas - practicas con un mínimo de 75 / 100.

70

ELECTRICISTA: Bachiller electromecánico, eléctrico o electrónico, experiencia comprobada

en trabajos similares por lo menos un año y aprobar las pruebas

teóricas - practicas con un mínimo de 75 / 100. AYUDANTE DE ELECTRICISTA: Bachiller electromecánico, eléctrico o electrónico y aprobar las pruebas teóricas - practicas con un mínimo de 75 / 100. PERSONAL PARA LA CLIENTELA ESPECIAL. El grupo de trabajo estará conformado por un ingeniero eléctrico y dos tecnólogos electromecánicos con los siguientes requisitos mínimos: INGENIERIO ELECTRICO: Titulo en ingeniería eléctrica especialidad sistemas de potencia o egresado de ingeniería eléctrica con mínimo dos años de experiencia profesional en redes de distribución eléctrica y aprobar las pruebas teóricas practicas con un mínimo de 75 / 100. TECNOLOGO: Tecnólogo electromecánico o equivalente, con experiencia en programación y manejo de equipos electrónicos de medición, con mínimo un año de experiencia en redes de distribución eléctrica y aprobar las pruebas teóricas practicas con un mínimo de 75 / 100. Un Contratista o compañía se encuentra conformada como se muestra en el siguiente organigrama funcional:

71

72

3.15.4. NO CONFORMIDADES ¿Qué es una No Conformidad? Es el “incumplimiento de un requisito”, el No Cumplimiento de un requisito específico definido en el contrato o en la normativa técnica de la Empresa Eléctrica de Quito, para la resolución de una orden de Revisión por un Contratista. NO-CONFORMIDAD MAYOR (M): Corresponde a No Conformidades que afectan el correcto registro de la energía que consume el Cliente, la calidad técnica del trabajo, causa deterioro en la imagen de EEQ S.A., o que comprometen la seguridad de los trabajadores y de las instalaciones. NO-CONFORMIDAD MENOR (m): Corresponde a No Conformidades que afectan puntualmente y de manera leve los procesos implementados por el Contratista para cumplir con las especificaciones y requerimientos contractuales. En el cuadro Nº 3.1, se presenta un ejemplo de No Conformidad aplicado a los Contratistas de la UCPC, esta No Conformidad puede ser Mayor (M) o Menor (m), dependiendo el grado de afectación. CUADRO Nº 3.1 NO CONFORMIDADES 58 NC Código NO CONFORMIDADES DE ACOMETIDA Tornillo de expansión para anclaje mal instalado o no instalado m T1 Conectores mal Instalados o no instalados m T2 Anclajes mal Instalados o no instalados m T3 Estribos mal instalados o no instalados m T4 No se utilizó cinta bandit o mal encintado m T5 Acometida mal instalada, mal tensada, con falso contacto, no cumple distancia de seguridad, longitud mayor de la permitida, entrada y M T6 salida compartida La Acometida Instalada no es antifraude o no es la Adecuada M T7 No cambiaron Acometida en Mal Estado o con Anomalías M T8 la Acometida y el cable de alimentación de la carga comparten el m T9 mismo orificio Fuente: EEQ S.A., Instructivo de fiscalización, No Conformidades, agosto 2007.

58

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo de fiscalización de contratos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas, establecidos por la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales, Código GG.UCP.751.IN.08, agosto 2007, p. 16.

73

El Control de Calidad y aplicación de No Conformidades se ejecuta siguiendo los instructivos de cada subproceso. En caso de detectar durante la verificación, incumplimiento por parte de los ejecutores los responsables de Control de Calidad deben aplicar las No Conformidades que correspondan y registrarlas en los formatos establecidos. Se lleva el Control de las No Conformidades para cada proceso de Control de Calidad en: 

Ejecución Técnica de la Orden de Revisión. Se encuentra relacionada con la ejecución de corte y reconexión del servicio, cambio de medidor y complementos del sistema de medición y utilización de materiales.



Diligenciamiento de Actas y Documentos. Relacionada con la documentación de datos generales del cliente, datos del medidor y observaciones correspondiente a lo ejecutado en campo.



Actuación de las Cuadrillas. Referida al cumplimiento de las normas de seguridad industrial, uso correcto de herramientas, presentación y atención al cliente.



Control metrológico. Relacionada con la actividad del contratista del cumplimiento de aseguramiento metrológico.

Se analizan y revisan las

No Conformidades aplicadas por los Ingenieros y

Ayudante Técnico e inspectores a su cargo. Se deben tomar todas las medidas necesarias para garantizar que la aplicación de No Conformidades a los ejecutores sea correcta.

3.15.5. LIQUIDACIÓN DEL CONTRATO, ACTA DE FINIQUITO El acta de finiquito (recepción definitiva) es el documento por el cual la empresa contratista (contratación de servicios profesionales), se aprueba la terminación del contrato firmado con la Empresa Eléctrica Quito S.A., sin que quede por satisfacerse ninguna reclamación. 74

Una vez ejecutado el trabajo, el contratista emite un informe con estadísticas del trabajo realizado, materiales utilizados en la obra y el material restante, para proceder a la verificación con los datos del fiscalizador y posteriormente a la liquidación del contrato. Una vez reingresado todos los materiales sobrantes del contrato y cumplidas las observaciones se procede a recibir definitivamente las obras motivo del contrato con una acta de recepción definitiva. En consecuencia, se procede a la firma de la presente Acta de Recepción Definitiva, paralelamente se solicita la devolución de la letra de cambio registrada como garantía por concepto del buen uso y manejo de los materiales.

3.16.

TABLERO DE CONTROL DE LOS PROYECTOS DE LA UCPC

TABLERO DE COMANDO (CUADRO DE MANDO INTEGRAL) 59 El Cuadro de Mando Integral o Balanced Scorecard (BSC) y en la UCPC llamado Tablero de Comando esta estructurado por indicadores que se encuentran interrelacionados que facilitan su ejecución, seguimiento, control y toma de decisiones oportuna. Esta herramienta, ha permitido que los proyectos desarrollados para la disminución de Pérdidas Comerciales se puedan organizar, difundir y controlar la ejecución de resultados planteados en el plan operativo desenvuelto para cada año. En el cuadro Nº 3.2 se puede observar el Tablero de Comando desarrollado por la UCPC para el control de gestión de la UCPC y contratistas.

59

CAPITAL MANAGEMENT SOLUTIONS, Capacitación en la evaluación de la planificación estratégica y estructuración del Balanced Scorecard, Quito – Ecuador, Noviembre de 2008.

75

CUADRO Nº 3.2 CONTROL DE GESTIÓN DE LA UCPC Y CONTRATISTAS EEQ S.A. AÑO 2008

Planificadas '08 Total REVISIONES Ejecutadas % Ejecución Efectividad Planificadas '08 CONTRAVENCIONES A ENCONTRAR Encontradas % Ejecución Recuperada ENERGÍA (kWh) Incorporada Liquidada Pagada o FINANCIERA (mUSD) Cancelada Crédito

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

TOTAL ANUAL

15.000

15.000

15.000

15.000

15.000

15.000

180.000

1.383

20.645

15.729

19.876

16.401

17.738

91.772

9% 5,9%

138% 3,3%

105% 4,4%

133% 3,1%

109% 4,3%

118% 4,6%

51% 3,9%

750

750

750

750

750

750

9.000

82 11% 562.450 42.044 69.439

678 90% 165.814 15.722 15.208

691 92% 567.067 49.523 71.131

620 83% 637.562 56.193 84.187

710 95% 811.558 72.625 108.243

819 109% 848.803 72.355 111.665

3.600 40% 3.593.254 308.462 459.872

25.472

19.339

13.273

27.196

22.905

28.962

137.148

81.294

27.945

29.056

44.267

52.678

56.723

291.963

Fuente: EEQ S.A., Tablero de Control de la UCPC, junio 2008

En el gráfico Nº 3.5, se presenta un diagrama que define objetivos, indicadores, metas e iniciativas de un Cuadro de Mando Integral.

GRÁFICO Nº 3.5 ELEMENTOS ESENCIALES DE LA GESTIÓN.

76

Traduce la visión, misión y estrategia en un amplio conjunto de medidas de actuación, permitiendo realizar el seguimiento y materializar los mecanismos de control necesarios para: 11. Conocer si se esta logrando lo que se tenia previsto lograr. 12. Tener la capacidad de hacer seguimientos a las acciones correctivas que se tomen para controlar las desviaciones (retrasos detectados). 13. Controlar efectivamente la ejecución de los planes de acción.

77

Capítulo 4 PROCESO DE ANÁLISIS Y ESTADÍSTICA DE SITUACIÓN DE LAS PÉRDIDAS COMERCIALES EN LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A. El análisis y estadística de la situación de las Pérdidas Comerciales de la EEQ S.A. se realiza a cada proyecto de disminución, que se ha ejecutado y desarrollado por la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales (UCPC), con los datos suministrados por el sistema Informático Comercial se ordenará y ejecutará una evaluación económica con la aplicación de los métodos de Valor Actual Neto (VAN) y el análisis Beneficio – Costo (B/C). Con los resultados obtenidos se realizará la orientación de prioridad en la ejecución de cada proyecto. Mediante la comparación de resultados se observará la evolución del índice de Pérdidas Comerciales y Pérdidas Totales.

8.

SITUACIÓN ANTERIOR A LA APLICACIÓN DEL PLAN DE

DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES EN LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A. Antes de la aplicación del Plan de Reducción de Pérdidas Comerciales el índice de Pérdidas Totales es igual a 15.31% 60 con un nivel de 5.51% para Pérdidas Comerciales y 9.80% para Pérdidas Técnicas en el año 2003. Las Pérdidas Comerciales corresponden a fallas en la gestión administrativa, hurto y fraude; se presentan en los sistemas de distribución, que trae como consecuencia que 60

CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano, Balance de Energía y Pérdidas, Quito – Ecuador, 2003, p. 181, www.conelec.gov.ec.

78

la energía consumida por los usuarios del servicio no les sea facturada a valores reales.

Pérdidas Administrativas o de Gestión 61: Son aquellas Pérdidas cuyo origen se debe a la inadecuada gestión comercial – administrativa de la empresa, como son: 12. Errores de lectura o de estimación de consumo, debido a la toma manual del consumo de energía, una situación de ocurrencia es que el inspector tome una lectura equivocada del consumo de energía o que asigne este valor a otro cliente. 13. Clientes no registrados, se entiende a la persona, natural o jurídica, que no ha suscrito un contrato de servicio eléctrico con la Empresa de Distribución que le provee de energía eléctrica. 14. Mala calibración de los medidores, este se encuentra descalibrado y esta registrando un mayor o menor consumo que lo real. 15. Retrasos en la facturación de nuevos clientes, en el procesamiento de datos existe incoherencia, en algunas ocasiones requiere varias visitas. 16. Equipos de mediciones obsoletos, incompletos e inadecuados, etc., cuando el personal técnico u operativo del Laboratorio de Medidores ha determinado que el medidor debe ser dado de baja por ser mayor a cinco años, según la placa de características, falla de construcción o componentes del medidor y no es posible su reparación 62.

Pérdidas por Hurto o Robo 63:

61

MARTÍN, Mario y RAMATÍ, Orlando, Pérdidas de Energía, 1ra. Edición, Editorial Copygraf s.r.l., Montevideo – Uruguay, 1991, p. 35. 62 EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A., Instructivo para baja de medidores, Código DC.LDM.76.IN.01, diciembre 2007, p.3. 63 MARTÍN, Mario y RAMATÍ, Orlando, Op. Cit., p. 34.

79

Son las acciones de ciertos usuarios que obtienen energía mediante la conexión directa clandestina desde las redes de distribución y por lo tanto sin que posean medición.

Pérdidas por Fraude 64: Acciones de otro grupo de usuarios que poseen medición, pero que a través de procedimientos ilícitos sobre los aparatos o las conexiones, hacen que no se registren los consumos reales sino menores, en perjuicio de la EEQ S.A.

RECURSOS

NO

LEGALES

PARA

REDUCIR

LA

FACTURACION

UTILIZADOS POR CIERTOS USUARIOS 65 Se ha detectado que ciertos clientes de la EEQ S.A. desde Residenciales hasta Industriales se han valido de diferentes recursos y acciones ilegales para reducir su facturación, los cuales se tipifican a continuación: 

Derivaciones de Carga: Líneas directas o intercaladas.

Fuente: El Autor GRÁFICO Nº 4.1 PRINCIPALES HURTOS EN CLIENTES DE LA EEQ S.A.

Ejemplos típicos y tipo de anormalidad provocada: 

Conexión clandestina directa desde la red para evitar la medición. En el gráfico Nº 4.1 se evidencia que esta novedad al servicio evita la medición del

64 65

Idem., p. 35. Ídem., p. 35.

80

consumo, la norma de la empresa especifica que no debe haber conexiones en el conductor principal de distribución aérea o subterránea. La ocurrencia del hurto se fundamenta en el incumplimiento contractual del contrato de suministro. 

Derivaciones de carga: Líneas directas o intercaladas. En este tipo de novedad al servicio la derivación esta energizando a una carga específica, en la mayoría de casos el artefacto que registra un alto consumo, en el caso de clientes residenciales suele ser la ducha eléctrica. La detección de este tipo de novedad es por la diferencia entre la corriente de entrada que se compara con la salida y la verificación de los cables de entrada.



Alteraciones de los Medidores: Engranajes, registros, bobinas, software

alterados o cambiados. El Medidor de Energía.- Es un instrumento que mide y registra la integral con respecto al tiempo de la potencia activa del circuito en que se conecta, esta integral de potencia es la energía consumida por el circuito durante el intervalo de tiempo en que se realiza.

Fuente: El Autor GRÁFICO Nº 4.2 PRINCIPALES FRAUDES EN CLIENTES DE LA EEQ S.A.

Ejemplos típicos y tipo de anormalidad provocada: 

Violación o adulteración de los sellos del medidor. Es uno de los métodos más usados consiste en violar el sello de calibración y de esta manera impedir que gire o disminuir la velocidad del disco que marca el consumo de energía, como se observa en el gráfico Nº 4.2

81



Medidor con puentes de excitación aislados a fin de impedir el contacto y por lo tanto evitar el funcionamiento. La novedad de puentes aislados es realizada en las conexiones internas del equipo de medición, con el fin de impedir el contacto de la alimentación de energía y la bobina de tensión, al realizar cortes ciegos en el conductor así evitan el funcionamiento del medidor.



Conexión invertida del medidor a fin de desconectar registros o inducirlos. Las conexiones de entrada al medidor son invertidas estas son conectan en los terminales de salida del medidor, produciendo un cambio de dirección de la corriente de ingresa al medidor.



Alteraciones de Lecturas: Retroceso de registros de medidores, arreglos con

lectores o personal de facturación, desconexión de señales de los medidores. Las partes principales de un medidor de energía del tipo de motor de inducción son: a).- Sistema Motriz. Este consta de dos electroimanes #1 y #2 con sus respectivos arrollamientos de tensión y de corriente, ambos electroimanes abrazan el rotor #3, que es un disco de aluminio montado en un eje, el electroimán #1 conectado a la red origina un flujo magnético (φu) proporcional a la tensión y el electroimán #2 por el cual se hace circular la corriente del consumidor, origina un flujo magnético (φi) proporcional ha dicha corriente. Ambos flujos (φu y φi) inducen en el disco las corrientes de foucault ( e i), las cuales conjuntamente con los flujos producen un par motor () proporcional a la potencia que se mide.

1

5

4 2

3

GRÁFICO Nº 4.3 FUNCIÓN Y ELEMENTOS PRINCIPALES DE UN MEDIDOR DE ENERGÍA TIPO MOTOR DE INDUCCIÓN.

82

b).- Sistema de Frenado. Consiste en un fuerte imán #4 permanente que produce el flujo (φim) y que abraza el disco – rotor del sistema motriz, durante la rotación del disco el flujo magnético (φim), produce un par de frenado  proporcional a la velocidad periférica del disco. c).- Numerador – Integrador. El movimiento del rotor se transmite al numerador #5 mediante un sistema de engranajes, que mueve agujas o tambores de cifras. Este dispositivo esta acoplado al eje del rotor y suma su número de revoluciones efectuadas y esto es proporcional a la energía consumida. Fuente: El Autor

GRÁFICO Nº 4.4 PRINCIPALES ANOMALIAS EN CLIENTES DE LA EEQ S.A.

Ejemplos típicos y tipo de anormalidad provocada: 

Puentes de excitación desplazados, caídos o con tornillos flojos, a fin de dejar sin excitación el medidor para evitar su funcionamiento. En el gráfico Nº 4.4 se observa que los terminales internos de prueba de la bobina de tensión se encuentran desconectados, en esta novedad se ha dejado sin excitación y funcionamiento al medidor.



Dígitos marcados con elementos punzantes, para trabar o retardar el funcionamiento del registrador. En el gráfico Nº 4.4 dígitos desplazados, se observa que el equipo de medición se encuentran manipulado, algunos usuarios perforan la carcaza de protección de los mecanismos internos del medidor e introducen elementos que evitan el funcionamiento del registrador.

83

Los casos indicados son los más típicos; otros procedimientos ilegales se presentan en el anexo Nº 3.

9.

EVALUACIÓN DE PROYECTOS

Para la evaluación de los proyectos de disminución de Pérdidas Comerciales se aplicará los métodos de: Valor Presente ó Actual (VA), Valor Presente Neto ó Valor Actual Neto (VAN) y el análisis Beneficio – Costo (B/C). 1. METODO DEL VALOR PRESENTE NETO Ó ACTUAL NETO (VAN) Consiste en determinar el valor presente de los flujos de ingresos y gastos generados durante el periodo de vida útil del proyecto 66.

VA =

VF

(4.1)

(1 + r )n

En donde: VA = Valor actual o presente VF = Valor futuro r = Tasa de interés n = número de años En el cual: VAN = -Io +[Fc1/(1+r)^1]+ +[Fc2/(1+r)^2]+........ .........+[Fcn/(1+r)^n]

(4.2)

En donde: Io = Inversión inicial COSTALES GAVILANES, Bolívar, Diseño, elaboración y evaluación de proyectos, 2da edición, Editorial Lascano, Quito – Ecuador, 2002, p. 226.

66

84

Fc = Flujos de caja n = número de años (1,2,......n) r = tipo de interés ( tasa de descuento) 1/(1+r)^n= Factor de descuento para ese tipo de interés y ese número de años. El resultado puede ser positivo, negativo o continuar igual. Si es positivo significa que el valor tendrá un incremento equivalente al monto del valor presente neto. Si es negativo quiere decir que reduce el valor que arroje el VAN. Si el resultado es cero el proyecto no modificara el monto de su valor. Si VAN > 0 : El proyecto es rentable Si VAN = 0 : El proyecto es postergado Si VAN < 0 : El proyecto no es rentable. Si la diferencia entre los valores actuales de los flujos de ingresos y costos es mayor que cero, hay que considerar la inversión realizada como rentable, atractiva; pues se están generando beneficios. Si la diferencia es igual a cero, la inversión generaría un beneficio igual al que se obtendría sin asumir ningún riesgo; y Si es menor a cero, la inversión produciría pérdidas el proyecto es no rentable, no viable. 2. BENEFICIO – COSTO 67 (B/C) El análisis Beneficio - Costo se basó en la necesidad de demostrar la rentabilidad de un proyecto de inversión. a. Se obtiene el valor presente de los ingresos considerados en el proyecto. b. Se obtiene el valor presente de los costos de manera general; y, c. Con los valores que son llevados a valor presente de a y b se obtiene la relación beneficio – costo.

67

COSTALES GAVILANES, Bolívar, Op. Cit., p. 230.

85

B/C =

Valor Presente de los Ingresos Valor presente de los Costos

(4.3)

El criterio de decisión es el siguiente: 1. Si la relación B/C > 1, se acepta el proyecto. 2. Si la relación B/C = 1 es indiferente entre realizar o rechazar el proyecto. 3. Si la relación B/C < 1, se rechaza el proyecto, el valor presente de los beneficios es menor que el valor presente de los costos. Es mayor que 1, cuando el proyecto es aceptable, toda vez que el valor actual de los ingresos es mayor que el valor actual de los egresos. Es igual a 1, cuando el valor actual o presente de los ingresos es igual al de los egresos, o sea que el valor presente de todo el proyecto se hace cero, lo que quiere decir que el proyecto es indiferente de realizarse o no. Y si la relación es menor que 1, el proyecto no es conveniente por cuanto los valores de los ingresos actualizados son menores que los egresos esperados.

10.

EVALUACIÓN DE LOS PROYECTOS DE DISMINUCIÓN DE

PÉRDIDAS COMERCIALES. Las evaluaciones económicas realizadas a los diferentes Proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales, parten de la investigación de los clientes ingresados en el Modulo de Infracciones (FESANC) del Sistema Informático Comercial de la EEQ S.A. (Siee Q Comercial), por el cometimiento de infracciones encontradas efecto de las revisiones realizadas. En la aplicación Historia de Infracciones (TOSANC) del Siee Q Comercial permite verificar el estado de la infracción, la fecha de detección, montos de la liquidación (sanciones) y refacturación de consumos.

86

GRÁFICO Nº 4.5 HISTORIA DE INFRACCIONES DE LA EEQ S.A. (TOSANC) Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), julio 2009.

En donde: Suministro = Es la identificación del Contrato del servicio de electricidad del acuerdo escrito firmado entre la EEQ S.A. y el Cliente, el cual la primera se compromete a suministrar el servicio de energía eléctrica en el predio del segundo en la forma establecida de la normativa vigente para el sector eléctrico. Verificador = Personal de planta o empresa contratista que detecto la infracción al servicio. Nº de Parte = Notificación de novedad al servicio, es la comunicación entregada al cliente para dar a conocer las condiciones en la que se encuentran las conexiones y sistema de medición, información actual del cliente y resultado de la verificación realizada de la detección de la infracción. Tiempo de la Infracción = Lapso del cometimiento de la infracción, máximo hasta por el periodo de doce meses, según LRSE 2006- 55 registro oficial 364 del 26 de septiembre de 2006.

87

Fecha de liquidación = Es el día que se ejecuta el análisis de la infracción detectada en el servicio eléctrico y finalización del tramite con las sanciones aplicables al consumidor. Forma del cálculo del consumo = Computo que se realiza con el consumo promedio posterior a la regulación de la novedad, para determinar el consumo promedio se toma en consideración la lectura del medidor, de acuerdo a la Ley Orgánica de Defensa del Consumidor es obligación de la Empresa facturar en base a consumos reales, por lo cual se utiliza el método de Medidor Testigo. KWh recuperados = Comprende la sumatoria de las refacturaciones por energía no facturada del periodo de consumos en infracción comprendidos hasta las doce ultimas emisiones anteriores a la fecha de normalización del servicio. Valores por consumo, tasas e impuestos, multa y total = Recuperación económica de energía no facturada, comprende la sumatoria de los valores económicos concernientes a los consumos que no fueron facturados durante el tiempo de infracción, hasta por el periodo de doce meses el mismo que se calcula según el tipo de servicio del pliego tarifario vigente mes a mes. La liquidación por infracción corresponde a la sumatoria de valores económicos por: energía no facturada, cargos imputables a cada tipo de infracción, complementadas por sanciones y valores asociados a la facturación, sustentados en disposiciones legales.

4.3.1. ELEMENTOS PROYECTOS

PARA

LA

EVALUACIÓN

ECONÓMICA

DE

La evaluación económica es aquella que identifica los meritos propios de los diferentes Proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales, radica en la inversión de la empresa y la rentabilidad económica, estos a valor presente neto del proyecto. Para efecto se ha realizado una hoja de cálculo, presentado en el cuadro Nº 4.1.

88

EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PROYECTOS 2007 INVERSION INICIAL

TASAS

OTROS DATOS RELEVANTES CLIENTES CON CAIDAS DE CONSUMO

$ 9.697,13

PRIMERA ETAPA TOTAL

$ 9.697,13

kWh VALOR REVISIÓN

8%

TOTAL COSTOS (A+B+C+D)

VALOR CONSUMOS INCORPORADOS

MULTAS

VALOR CONSUMOS REFACTURADOS

E

F

G

COSTOS AÑOS

PERSONAL DE PLANTA

A

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 VAN

$ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

MEDIDORES DE ENERGIA ACTIVA

SELLOS DE SEGURIDAD

B

C

D

$ 877,01 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 99,88 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 9.697,13 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 9.697,13

$ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67

$ 4.671,37 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

RELACIÓN BENEFICIO/COSTO A VALOR PRESENTE

CAMBIO MEDIDOR

$ 10,18

TOTAL INGRESOS (E+F+G)

DIFERENCIA (INGRESOS COSTOS)

$19.493,29 3,01

VIABLE BENEFICIOSO

CUADRO Nº 4.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PROYECTOS

63

$ 11.262,27 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 0,00 $ 17.620,31 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 29.190,42

FACTIBILIDAD VALOR ACTUAL NETO

$ 9,58 INGRESOS

PAGOS CONTRATISTAS

$ 8.720,24 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 0,0810

COSTO DE OPORTUNIDAD

-$ 9.697,13 $ 17.620,31 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67

LOS DATOS EVALUADOS CORRESPONDIENTES A COSTOS SON: -

Personal de planta

-

Pagos Contratistas

-

Medidores

-

Sellos de seguridad

Personal de planta.- Sueldo y salario fijo del personal de la empresa. Pagos Contratistas.- Son los pagos por la prestación de servicios para realizar inspecciones y revisiones a clientes de la EEQ S.A., los resultados para cada Proyecto de Disminución de Pérdidas Comerciales son los valores cancelados por la revisión e inspección de los contadores de energía y conexiones anexas. La UCPC ha realizado un precio unitario para la revisión de los contadores de energía y conexiones anexas. Para la realización y valorización de los precios unitarios se toma en cuenta: -

El número de revisiones, inspecciones que se ejecutan por día.

-

Sueldo y salarios del personal que participa en la ejecución, fiscalización y administración por la prestación de servicios para la revisión e inspección de los contadores de energía y conexiones anexas como: ingenieros, tecnólogos, electricistas y oficinistas.

-

Herramientas y equipos

-

Papelería y gestión administrativa

-

Utilidad El resultado de la evaluación de los precios unitarios referencial por cada tipo de actividad desarrollada es: o Revisión de medidor monofásico o Revisión de medidor polifásico o Cambio de medidor monofásico o Cambio de medidor polifásico

90

o Dispersión, se aplica en actividades de campo que se desarrollan en zonas muy dispersas entre cada revisión e inspección de los contadores de energía y conexiones anexas de cada cliente Medidores.- Es el valor de la cantidad de contadores de energía medidores utilizados por cada proyecto. Sellos.- Es el valor de la cantidad de sellos de seguridad de policarbonato utilizados por cada proyecto. Total Costo.- Es la suma de los datos correspondientes a la evaluación de costos.

LOS DATOS EVALUADOS CORRESPONDIENTES A INGRESOS SON: -

Valor por consumos incorporados

-

Multas

-

Valor por consumos refacturados

Para proceder a la liquidación de una infracción detectada al servicio deben darse las siguientes condiciones: 

Detección de la infracción por parte del trabajador de planta o contratista de la Empresa.



Emisión de la notificación de la novedad al servicio por parte del revisor en caso de la infracción.



Que los consumos posteriores a la regularización sean notablemente superiores a los consumos anteriores.



Para el caso de cambio de medidor debe haber la confirmación de la alteración del equipo de medición y determinación de la infracción por parte del Laboratorio de Medidores de la EEQ S.A.

91

Valor por consumos incorporados.- Valor facturable del consumo después de haber regularizado el servicio de los clientes detectados con infracción, este consumo es mayor con respecto al historial de los consumos posteriores en estos clientes. Para considerar que existió un incremento de consumos luego de regularizar una novedad, se comparan los consumos reales nuevos con los consumos anteriores y se procede a la recuperación económica por energía no facturada y multa de acuerdo a la tabla establecida por la UCPC, que se presenta en el cuadro Nº 4.2 CUADRO Nº 4.2 INCREMENTOS DE CONSUMOS PARA LIQUIDACIÓN DE CLIENTES DE FACTURACIÓN MASIVA INCREMENTO CONSUMO RESPECTO AL LIQUIDACION NUEVO REAL CONSUMO CONSUMOS Y (CR) ANTERIOR COBRO DE ((CR/CA)-1)*100 MULTA (kWh-mes) % 0 - 60 SI ≥100 61 - 160 SI ≥50 161 - 300 SI ≥30 301 - 500 SI ≥25 >500 SI ≥20 Fuente: EEQ S.A., Instructivo para Tratamiento de Infracciones, agosto 2007

Para el caso de clientes con contravención en el medidor o intervención externa al medidor con consumos anteriores y posteriores similares o inferiores a los registrados luego de regularizada la contravención, se aplica únicamente la multa y el registro en la base de datos de la EEQ S.A. (Siee Q Comercial) como infractor.

92

En el gráfico Nº 4.6 se presenta el análisis de consumos de un cliente tipo residencial luego de regularizar una novedad, se puede relacionar los consumos reales nuevos con los consumos anteriores, la liquidación se realiza con el consumo promedio posterior a la regularización de la novedad.

GRÁFICO DEL ANÁLISIS DE CONSUMOS DESPUÉS DE UNA REGULARIZACIÓN DE UNA CONTRAVENCIÓN 250

200

kWh

150

100

50

0 kWh - mes Serie1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

97 92 96 90 88 83 122 159 151 127 142 154 122 144 153 118 133 133 183 173 204 130 188 210

Fecha

REGULARIZACIÓN

GRÁFICO Nº 4.6 ANÁLISIS DE CONSUMOS DESPUÉS DE UNA REGULARIZACIÓN Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), julio 2009

El análisis de ingresos por la incorporación de consumos es la diferencia de los registros de consumos después de haber regularizado el servicio. En el Cuadro Nº 4.3 se presenta como ejemplo la evolución de los consumos de los clientes, en la categoría industrial, comercial y residencial con contravención, se presentan 24 registros de los consumos anteriores y posteriores de haber regularizado la infracción al servicio.

93

El mes de revisión y el aumento de los consumos se encuentran resaltados, se puede observar su variación con respecto al registro de los primeros consumos. CUADRO Nº 4.3 EVOLUCIÓN DE CONSUMOS DE CLIENTES CON CONTRAVENCION INDUSTRIAL

TIPO CLIENTE REGISTRO ULTIMO DICIEMBRE 2008 NOVIEMBRE 2008 OCTUBRE 2008 SEPTIEMBRE 2008 AGOSTO 2008 JULIO 2008 JUNIO 2008 MAYO 2008 ABRIL 2008 MARZO 2008 FEBRERO 2008 ENERO 2007 DICIEMBRE 2007 NOVIEMBRE 2007 OCTUBRE 2007 SEPTIEMBRE 2007 AGOSTO 2007 JULIO 2007 JUNIO 2007 MAYO 2007 ABRIL 2007 MARZO 2007 FEBRERO PRIMER ENERO

MES 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

(kWh) 27649 32166 30715 10506 16626 29730 21109 14999 7962 0 0 0 0 0 0 0 11828 15668 10973 7889 9528 17428 19478 16514

COMERCIAL RESIDENCIAL CONSUMOS (kWh) (kWh) 1446 210 1550 188 1368 130 1169 204 1311 173 1416 183 1288 133 1439 133 1444 118 153 834 406 144 414 122 993 154 1207 142 980 127 998 151 1078 159 1021 122 936 83 1082 88 1027 90 713 96 564 92 642 97

REGULARIZACIÓN DE NOVEDAD AL SERVICIO CONSUMOS DESPUÉS DE REGULARIZAR

Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), julio 2009.

Las revisiones son ejecutadas siguiendo el cronograma del plan de lecturas del sistema informativo comercial de la EEQ S.A. En el lapso de 30 días se ejecuta la facturación de un mes de consumo calculado a la tarifa vigente, según el tipo de consumidor La EEQ S.A. en su área de concesión tiene a sus abonados distribuidos en 22 planes urbanos y 55 planes rurales. Cada cliente tiene asignado un geocódigo numérico que 94

consta del número de: plan, zona, sector, ruta y secuencia, dato que sirve para su correcta ubicación y asistencia en las rutas de toma de lecturas. A continuación se presenta en el Cuadro Nº 4.4, un esquema del procedimiento: CUADRO Nº 4.4 CRONOGRAMA DE FACTURACIÓN COMERCIAL

ingreso de datos al sistema comercial

informe de laboratorio

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

revisión y regularización de novedades

6

4

toma de lectura análisis y liquidación de la contravención entrega de la factura

6

análisis de clientes por la UCPC

TIEMPO (DÍA) 2

4

2 do mes 8 10 12 14 16 18 20

entrega de la factura

toma de lectura

1er mes 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 2

ACCIÓN

MES DIA

Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), julio 2009.

Valor por multas.- Correspondiente a la sanción impuesta por la detección y liquidación de la contravención. La sanción en los años 2004 al 2006 es el 20% de la refacturación de los consumos. Para el año 2007 hasta la presente fecha es el 300% de su última refacturación, por el artículo 2 de la Ley 2006-55 publicada en el Registro Oficial No. 364 de 26 de septiembre de 2006. Como ejemplo se presenta los valores refacturados y la sanción impuesta al cliente residencial del Cuadro Nº 4.3 de la evolución de consumos con clientes con contravención. -

Refacturación de consumos

-

Valor de la refacturación de consumos 41.92 USD

-

Multa 300%

538 (kWh)

11.64 USD

La última refacturación es de 50 kWh - mes. En el Cuadro Nº 4.5 se presenta el cálculo para los valores de refacturación de consumos y multa, se detalla los 24 registros de los consumos históricos y la refacturación de los consumos. 95

Valor consumos refacturados.- Valor refacturado de la diferencia de consumo antes de la regularización de la contravención. Como ejemplo se presenta el trámite de la refacturación de consumos realizado al cliente residencial del Cuadro Nº 4.3. CUADRO Nº 4.5 REFACTURACION DE CONSUMOS

ITEM 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

HISTORICO (kWh) 210 188 130 204 173 183 133 133 118 153 144 122 154 142 127 151 159 122 83 88 90 96 92

RESIDENCIAL CONSUMOS REFACTURACIÓN (kWh) (kWh) 210 188 130 DIFERENCIA DE CONSUMOS 204 173 183 183 50* 183 50 183 65 183 30 183 39 183 61 183 29 183 41 183 56 183 32 183 24 183 61 83 88 90 96 92

97

97

CONSUMO REFACTURADO KWh (PROMEDIO)

538 $0.078

*Última refacturación = 50 kWh -mes. Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), julio 2009.

Consiste en la refacturación del período de consumos en infracción comprendidos hasta las últimas 12 emisiones anteriores a la fecha de normalización del servicio. A continuación se presenta el tratamiento de la información por objeto de la refacturación de consumos por la detección de la infracción:

96

Valor de la refacturación de consumos = (538 kWh*$0.078) = 41.92 USD Última refacturación = (50 kWh-mes*$0.078)= 3.9 USD Multa 300% = (Última refacturación*300%)= ($3.9*3) = 11.64 USD

11.

DESARROLLO Y RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE

PROYECTOS En la evaluación de proyectos se utilizan los métodos de Valor Actual Neto (VAN) y Beneficio Costo (B/C). El cálculo VAN se utiliza para efectuar el Valor Presente de los ingresos y costos considerados en el proyecto y el análisis de los futuros ingresos por la incorporación de consumos en la facturación. El método de evaluación VAN se aplica a los valores de los ingresos correspondientes a la incorporación de consumos, para esto se ha realizado el cálculo a Valor Presente de los futuros ingresos por la incorporación de consumos a la facturación, estos registros son proporcionados por el Siee Q Comercial de los clientes con contravención que son propios del mes después de la regularización del servicio, en el Cuadro Nº 4.6 se presenta los valores de los futuros ingresos que son llevados a Valor Presente. Los registros por futuros ingresos son iguales para cada periodo de análisis, se utiliza la última refacturación que se obtiene del análisis de la evolución de los consumos como se puede observar en el cuadró Nº 4.3 y Nº 4.5.

Los valores por la incorporación de consumos son la diferencia del valor por el consumo después de la regularización versus el consumo antes de esta regularización. En el Cuadro Nº 4.6 se presenta el detalle del cálculo de la evaluación a valor presente de los futuros ingresos por la incorporación de consumos:

97

CUADRO Nº 4.6 EVALUACIÓN A VALOR PRESENTE DE FUTUROS INGRESOS , POR CONSUMOS INCORPORADOS A LA FACTURACIÓN DESPUÉS DE UNA REGULARIZACIÓN r n

Tasa Período

8% 12

VF

Futuro Ingreso por Mes

anual meses $ 118,25

VA=VF/(1+r)^n

VA

Valor Presente en el Año

$ 177,16

Futuro Ingreso

Valor Presente

$ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25 $ 118,25

$ 117,47 $ 116,69 $ 115,92 $ 115,15 $ 114,39 $ 113,63 $ 112,88 $ 112,13 $ 111,39 $ 110,66 $ 109,92 $ 109,20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Valor Presente Neto

$ 1359,43

Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), julio 2009.

Los valores futuros se evalúan a valor presente neto, con una tasa de interés del 8% anual, una tasa de oportunidad de inversión. La evaluación económica VAN de los costos e ingresos de los proyectos de disminución de Pérdidas Comerciales se efectúo con un período de análisis de 15 años, tratado que es el tiempo de vida útil promedio de los medidores utilizados en la regularización del servicio. Para el cálculo del VAN se aplico la formula (4.2) descrita en el ítem 4.2. En el Cuadro Nº 4.7, se presenta con detalle el cálculo de la evaluación a Valor Actual Neto (VAN) de los futuros ingresos y costos considerados en el proyecto:

98

CUADRO Nº 4.7 EVALUACIÓN A VALOR PRESENTE DE FUTUROS INGRESOS Y COSTOS CONSIDERADOS EN EL PROYECTO TASAS OTROS DATOS RELEVANTES EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PROYECTOS 2007 INVERSION INICIAL

CLIENTES CON CAIDAS DE CONSUMO

$ 9.697,13

PRIMERA ETAPA TOTAL

$ 9.697,13

kWh VALOR REVISIÓN

8%

TOTAL COSTOS (A+B+C+D)

VALOR CONSUMOS INCORPORADOS

MULTAS

VALOR CONSUMOS REFACTURADOS

E

F

G

COSTOS AÑOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 VAN

PAGOS CONTRATISTAS

MEDIDORES DE ENERGIA ACTIVA

SELLOS DE SEGURIDAD

A

B

C

D

$ 8.720,24 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 877,01 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 99,88 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 9.697,13 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 9.697,13

$ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67

FACTIBILIDAD VALOR ACTUAL NETO RELACIÓN BENEFICIO/COSTO A VALOR PRESENTE

$ 9,58

CAMBIO MEDIDOR

$ 10,18

TOTAL INGRESOS (E+F+G)

DIFERENCIA (INGRESOS COSTOS)

INGRESOS

PERSONAL DE PLANTA

$ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 0,0810

COSTO DE OPORTUNIDAD

$19.493,29 3,01

VIABLE BENEFICIOSO

Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

73

$ 4.671,37 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 11.262,27 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

$ 0,00 $ 17.620,31 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 29.190,42

-$ 9.697,13 $ 17.620,31 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67 $ 1.686,67

Para el cálculo del VAN se aplico la formula (4.2) descrita en el ítem 4.2. VAN = -Io +[Fc1/(1+r)^1]+[Fc2/(1+r)^2]+........ .........+[Fcn/(1+r)^n]    17.620,31   1.686,67   1.686,67   1.686,67         + + + +    1  2  3  4        (1 + 0,08)   (1 + 0,08)   (1 + 0,08)   (1 + 0,08)              1.686,67  +  1.686,67  +  1.686,67  +  1.686,67  +      (1 + 0,08) 5   (1 + 0,08) 6   (1 + 0,08) 7   (1 + 0,08) 8  VAN =  − 9.697,13 +     1.686,67   1.686,67   1.686,67   1.686,67      (1 + 0,08) 9  +  (1 + 0,08)10  +  (1 + 0,08)11  +  (1 + 0,08)12  +                1.686,67   1.686,67   1.686,67        + +   13  14  15       (1 + 0,08)   (1 + 0,08)   (1 + 0,08)  

El resultado del análisis del proyecto puesto como ejemplo es viable, como se indica a continuación: VALOR ACTUAL NETO

$19.493,29

VIABLE

Para la evaluación del indicador Beneficio / Costo se aplico la formula (4.3) expuesta en el ítem 4.2. Con la obtención del VAN de los ingresos y costos considerados en el proyecto. B/C =

Valor Presente de los Ingresos Valor presente de los Costos

B 29.190,42 = C 9.697,13 El resultado del indicador es beneficioso como se presenta a continuación: RELACIÓN BENEFICIO / COSTO A VALOR PRESENTE

100

3,01

BENEFICIOSO

12.

RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE PROYECTOS

La ejecución de un Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales en conjunto con la contratación de los servicios profesionales de 23 empresas, han permitido disminuir el índice de Pérdidas Comerciales y Totales respectivamente. Los principales resultados del Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales, obtenidos desde junio de 2004, hasta abril de 2009, con la contratación de los servicios profesionales son los siguientes: 1) Disminuir el índice de Pérdidas Totales, en julio del 2004 es igual a 15.70% mientras que en abril del 2009 es igual 8.29% de la energía disponible del sistema de distribución. CUADRO Nº 4.8 REGISTROS DE PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Disponible Pérdidas del Nivel de en el Sistema Pérdidas Año Sistema (MWh) (MWh) (%)

1.637.682 257.123 *2004 15,70% 2005 13,23% 2.975.070 393.514 3.083.075 353.820 2006 11,48% 3.222.667 318.637 2007 9,89% 3.419.890 312.601 2008 9,14% 1.155.705 95.769 *2009 8,29% * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuentes: EE"Q" S.A., Base de datos –ISP, Año 2009 CONELEC, Análisis – Boletines Estadísticos, Año 2009

2) El número de medidores instalados por cambio es 67.478; tiene relación con: CUADRO Nº 4.9 CANTIDAD DE MEDIDORES INSTALADOS

TIPO DE MEDIDOR TOTAL AM AB AT 5.031 2.458 1.355 8.844 *2004 19.014 9.234 2.234 30.482 2005 8.462 1.536 1.138 11.136 2006 5.455 2.176 437 8.068 2007 4.025 2.214 594 6.833 2008 1.075 574 466 2.115 *2009 TOTAL 43.062 18.192 6.224 67.478 * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. AÑO

Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

101

3) El costo por la regularización de novedades por medidores descalibrados e instalación de sellos de seguridad de policarbonato en los clientes revisados es del orden USD $ 1`637.658,39. CUADRO Nº 4.10 COSTO DE MEDIDORES Y SELLOS DE SEGURIDAD INSTALADOS

TIPO DE MEDIDOR AÑO

MEDIDORES DE ENERGIA ACTIVA

SELLOS DE SEGURIDAD

TOTAL

$ 205.979,43 $ 16.439,17 $ 222.418,60 *2004 $ 662.192,46 $ 23.719,08 $ 685.911,54 2005 $ 216.274,86 $ 17.732,66 $ 234.007,52 2006 $ 196.548,36 $ 21.017,26 $ 217.565,62 2007 $ 189.027,01 $ 22.555,17 $ 211.582,18 2008 $ 58.914,69 $ 7.258,24 $ 66.172,93 *2009 TOTAL $ 1.528.936,81 $ 108.721,58 $ 1.637.658,39 * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

4) El número de inspecciones y ordenes de revisión planificadas, como parte del plan de disminución de Pérdidas Comerciales es de 949.403 tramites en el Siee Q Comercial, como son:

102

CUADRO Nº 4.11 NÚMERO DE INSPECCIONES Y ORDENES DE REVISIÓN PLANIFICADAS, PERIODO JUNIO 2004 - ABRIL 2009 *2004 2005 2006 2007 2008 *2009 CANTIDAD ÍTEM PROYECTO DE REVISIÓN 56.059 109.581 38.975 54.702 56.993 2125 318.435 1 Revisión instalaciones con consumos bajos 31.706 64.311 103.418 28.855 228.290 2 Suministros sin revisión por la UCPC 74.308 6.390 128 164 96 81.086 3 Inspección y actualización datos masiva 4.894 45.988 17.842 1.271 69.995 4 Revisión servicios con novedad anterior 3.157 39.141 3.495 1.088 2.536 49.417 5 Clientes con caída de consumos 3.924 7.837 7.136 11.357 4.794 189 35.237 6 Revisión instalaciones consumos cero kWh 4.875 7.272 13.260 4.207 29.614 7 Revisión de instalaciones consumos altos 7.158 29.426 36.584 8 Revisión medidores polifásicos 22.997 22.997 9 Cambios de medidores viejos u obsoletos 17.527 17.527 10 Tarifa de la dignidad 95 1.438 9.584 5.589 2.643 205 19.554 11 Denuncias 2.036 6.201 6.401 2.503 17.141 12 Transformadores de distribución 3.606 1.785 2.292 389 640 8.712 13 Cambio de medidores dañados 503 593 397 2.075 2.052 597 6.217 14 Revisión instalaciones grandes clientes 666 2.016 58 185 78 3.003 15 Revisión conexiones directas barrios consolidados 2.648 168 27 2.843 16 Revisión clientes morosidad mayor 3 meses 603 1.436 250 2.289 17 Revisión clientes demanda menor 50 kW 362 362 18 Piloto cambio de medidores viejos 100 100 19 Barrios cadenciados 142.318 201.909 152.418 185.925 202.933 63.900 949.403 TOTAL * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

73

5) El costo por el pago de la contratación de los servicios profesionales para inspecciones y revisiones a clientes de la Empresa Eléctrica Quito S.A. a 23 empresas es del orden USD $10`406.106,38. CUADRO Nº 4.12 PAGO A CONTRATISTAS POR LA CONTRATACIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALES Año INVERSIÓN $ 709.024,76 *2004 $ 1.886.335,37 2005 $ 1.582.628,49 2006 $ 2.066.662,77 2007 $ 3.630.895,90 2008 $ 530.559,09 *2009 TOTAL $ 10.406.106,38 * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: EE"Q" S.A., Sistema Financiero, año 2009

6) Se detectaron 56.760 novedades al servicio; mientras que solo 37.562 son contravenciones y 19.198 no fueron sujetas de sanción. CUADRO Nº 4.13 CONTRAVENCIONES DETECTADAS Año Ingresadas Liquidadas Anuladas 10.541 3.109 7432 *2004 15.024 10.795 4229 2005 12.457 8.657 3800 2006 9.476 7.897 1579 2007 7.478 5.554 1924 2008 1.784 1.550 234 *2009 TOTAL 56760 37562 19198 * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

104

CUADRO Nº 4.14 NÚMERO DE CONTRAVENCIONES INGRESADAS, PERIODO JUNIO 2004 - ABRIL 2009 *2004 2005 2006 2007 2008 *2009 CANTIDAD ÍTEM PROYECTO DE REVISIÓN 5.262 7.511 3.219 2.815 2.206 52 21.065 1 Revisión instalaciones con consumos bajos 2.432 2.458 2.794 932 8.616 2 Suministros sin revisión por la UCPC 2.994 440 131 173 102 3.863 3 Inspección y actualización datos masiva 199 1.731 558 48 2.536 4 Revisión servicios con novedad anterior 327 2.443 263 52 104 3.189 5 Clientes con caída de consumos 330 849 980 941 304 23 3.404 6 Revisión instalaciones consumos cero kWh 172 230 334 68 804 7 Revisión de instalaciones consumos altos 295 614 909 8 Revisión medidores polifásicos 2.309 2.309 9 Cambios de medidores viejos u obsoletos 515 515 10 Tarifa de la dignidad 42 165 1.499 1.209 898 108 3.921 11 Denuncias 299 232 226 51 808 12 Transformadores de distribución 1.166 440 1.331 95 99 3.131 13 Cambio de medidores dañados 4 13 3 50 28 4 102 14 Revisión instalaciones grandes clientes 416 170 58 201 79 924 15 Revisión conexiones directas barrios consolidados 155 14 169 16 Revisión clientes morosidad mayor 3 meses 26 49 7 82 17 Revisión clientes demanda menor 50 kW 313 313 18 Piloto cambio de medidores viejos 100 100 19 Barrios cadenciados 10.541 15.024 12.457 9.476 7.478 1.784 56.760 TOTAL * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

73

7) Por concepto de contravenciones se refacturaron 55`005.865 kWh y se incorporaron a la facturación mensual 3`729.791 kWh. CUADRO Nº 4.15 ENERGÍA REFACTURADA E INCORPORADA REFACTURADA INCORPORADA Año (kWh) (kWh) 3.927.966 165.326 *2004 14.878.118 797.130 2005 13.039.782 919.810 2006 12.744.391 956.890 2007 8.081.542 690.034 2008 2.334.066 200.601 *2009 55.005.865 3.729.791 TOTAL * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

8) Lográndose una recuperación financiera de USD $ 5`375.878,92; por concepto de la refacturación de consumos $ 4`321.346,70 y multas $ 1`054.532,22. CUADRO Nº 4.16 RECUPERACIÓN FINANCIERA Año

CONSUMOS REFACTURADOS

MULTAS

$ 330.053,03 $ 70.164,33 *2004 $ 1.157.469,33 $ 245.161,91 2005 $ 1.011.470,85 $ 233.948,69 2006 $ 989.608,01 $ 272.736,66 2007 $ 644.028,17 $ 183.171,62 2008 $ 118.717,31 $ 49.349,01 *2009 TOTAL $ 4.321.346,70 $ 1.054.532,22 * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

106

9) La evaluación económica de los datos consolidados por año del Plan y proyectos de disminución individuales, se presenta en el Cuadro Nº 4.17, el resultado puede ser positivo, negativo o continuar igual. Positivo si la diferencia entre los valores actuales de los flujos de ingresos y costos es mayor que cero, hay que considerar la inversión realizada como rentable, atractiva; pues se están generando beneficios. Si la diferencia es igual a cero, la inversión generaría un beneficio igual al que se obtendría sin asumir ningún riesgo; y Si es menor a cero, la inversión produciría pérdidas el proyecto es no rentable, no viable. Su relación Beneficio – Costo basado en la necesidad de demostrar la rentabilidad de un proyecto de inversión; El desarrollo de las Evaluaciones Económicas ejecutadas a los diferentes Proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales con respecto a la contratación de los servicios profesionales de 23 empresas, se presentan en el anexo Nº 5.

PLAN Y PROYECTOS DE DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES. El objetivo principal es determinar la efectividad de los proyectos efectuados desde julio 2004 – abril 2009, para minimizar las Pérdidas Comerciales que han sido detectadas como resultado de la aplicación del Plan. En el transcurso julio 2004 – abril 2009 se efectuaron 19 proyectos que arrojaron diferentes cifras que se presentan en el Cuadro Nº 4.17. A continuación se describe cada proyecto ejecutado y los parámetros para el direccionamiento de ejecución.

PROYECTO: REVISIÓN INSTALACIONES CON CONSUMO CERO KWH

107



El promedio de consumo del cliente de los tres últimos meses debe ser igual a CERO KWh-mes.



El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior).

PROYECTO: REVISIÓN INSTALACIONES CON CONSUMO BAJOS 

El porcentaje de diferencia entre el promedio de consumo del cliente de los tres últimos meses y el promedio de consumo del sector al cual pertenece debe ser menor al parámetro definido (Porcentaje de disminución en consumos bajos).



El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior).

PROYECTO: CLIENTES CON CAIDAS DE CONSUMOS 

El porcentaje de diferencia entre el promedio de consumo del cliente de los tres últimos meses y el máximo consumo del cliente debe ser mayor al parámetro (Porcentaje de disminución en caída de consumos).



El promedio de consumo del cliente de los tres últimos meses debe ser mayor al parámetro definido (Promedio mínimo en caída de consumos).



El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior).

PROYECTO: REVISIÓN INSTALACIONES CON CONSUMO ALTOS 

El porcentaje de diferencia entre el promedio de consumo del cliente de los tres últimos meses y el promedio de consumo del sector al cual pertenece debe ser mayor al parámetro definido (Porcentaje de incremento en consumos altos).



El cliente no debe ser residencial.



El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior). 108

PROYECTO: REVISIÓN CLIENTES CON DEMANDA MENOR A 50 KW 

La demanda contratada por el cliente debe ser menor al parámetro definido (Demanda contratada menor a).



El cliente debe tener una tarifa con demanda.



El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior).

PROYECTO: REVISIÓN CLIENTES MOROSOS 

La antigüedad de la deuda del cliente debe ser mayor al parámetro definido (Morosidad mayor a).

PROYECTO: CAMBIO DE MEDIDORES DAÑADOS 

El cliente debe tener reportada en revisiones anteriores la novedad (Futuro cambio de medidor).



No se debe haber generado una orden de revisión con este proyecto luego de la fecha de reporte de la novedad.



No debe encontrarse pendiente un trámite de retiro del medidor en base a otra orden de revisión ajena al proceso de Pérdidas.



Debe haber disponibilidad de medidores del tipo del medidor a retirar según el parámetro definido (Tipo de medidor a cambiar).

PROYECTO: CAMBIO DE MEDIDORES VIEJOS U OBSOLETOS 

El medidor debe haber sido instalado hace más “n” meses, donde “n” es el parámetro definido (Tiempo antes de nueva revisión - Instalación servicio).



El porcentaje de diferencia entre el promedio de consumo del cliente de los tres últimos meses y el promedio de consumo del sector al cual pertenece debe ser mayor al parámetro definido (Porcentaje de incremento en consumos altos).



La marca del medidor debe ser desconocida (CON). 109



La fecha de primera instalación debe ser desconocida.



El medidor debe haber sido instalado antes de la fecha definida como parámetro (Medidores obsoletos anteriores a).



Debe haber disponibilidad de medidores del tipo del medidor a retirar según el parámetro definido (Tipo de medidor a cambiar).

PROYECTO: REVISIÓN DE SERVICIOS CON NOVEDAD ANTERIOR 

El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior).



El cliente no debe haber tenido contravenciones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro definido (Tiempo antes de nueva revisión Contravención anterior).

PROYECTO: REVISIÓN INSTALACIONES GRANDES CLIENTES 

La demanda contratada por el cliente debe ser mayor al parámetro definido (Demanda contratada mayor a), Demanda >50 KVA y consumos >5000 KWh-mes.



El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior).

PROYECTO: DENUNCIAS 

Novedades al servicio que pueden reportarse por: trabajadores de la EEQ S.A., clientes en general persona natural o jurídica; ya sea por escrito, vía telefónica, Internet u otros.

PROYECTO: SUMINISTROS SIN REVISIÓN POR LA UCPC 

El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior).



El cliente no debe haber tenido revisiones, donde el parámetro (Posible Pérdida Comercial).

110

PROYECTO: TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN 

Selección de los primarios que presentan mayor índice de Pérdidas.



Instalación del registrador de energía en el secundario del transformador, comparando la energía distribuida con la facturación de los clientes asociados a dicho transformador por 15 días.



Con la información cada registrador establece la asociación cliente – transformador de distribución.

PROYECTO: TARIFA DE LA DIGNIDAD 

El cliente no debe haber tenido revisiones en los últimos “n” meses, donde “n” es el parámetro (Tiempo antes de nueva revisión - Revisión anterior).



El cliente debe tener tarifa de la dignidad.

PROYECTO: BARRIOS CARRENCIADOS 

Revisión a sectores sin electrificación, deficitario de redes eléctricas de media y baja tensión.

111

73

10) Con la obtención de los datos se elaboró la evaluación económica mediante la utilización del método Valor Presente Neto ó Valor Actual Neto (VAN) y la Relación Beneficio / Costo para evaluar la efectividad del Plan. En el Cuadro Nº 4.18 se presenta la evaluación realizada desde la implantación del Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales y como va desarrollándose por año. CUADRO Nº 4.18 EVALUACIÓN ECONÓMICA RESULTADOS DE LA GESTIÓN DEL PLAN DE DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES. AÑO VAN B/C $ 759.783,21 1,78 *2004 $ 262.405,12 1,08 *2004 - 2005 $ 338.379,00 1,07 *2004 - 2006 $ 38.357,30 1,01 *2004 - 2007 -$ 1.930.596,27 0,81 *2004 - 2008 -$ 2.159.538,29 0,79 *2004 - *2009 * Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.

En el Cuadro Nº 4.19 se presenta en detalle los registros de la evaluación económica del Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales ejecutado desde julio 2004 – abril 2009.

113

CUADRO Nº 4.19 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PROYECTOS JULIO 2004 - ABRIL 2009 COSTO INVERSIÒN INICIAL

TASAS

OTROS DATOS RELEVANTES

$ 709.024,76

SEGUNDA ETAPA

$ 1.886.335,37

PLAN

TERCERA ETAPA

$ 1.582.628,49

PROYECTO DE DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES

CUARTA ETAPA

$ 2.066.662,77

QUINTA ETAPA

$ 3.630.895,90

SEXTA ETAPA

COSTO DE OPORTUNIDAD

8%

$ 530.559,09

TOTAL

$ 2.595.360,13 COSTOS

AÑOS

PERSONAL DE PLANTA

PAGOS CONTRATISTAS

A

B

INGRESOS

MEDIDORES DE ENERGIA ACTIVA C

SELLOS DE SEGURIDAD

TOTAL COSTOS (A+B+C+D)

VALOR CONSUMOS INCORPORADOS

MULTAS

VALOR CONSUMOS REFACTURADOS

E

F

G

D

TOTAL INGRESOS (E+F+G)

DIFERENCIA (INGRESOS - COSTOS)

0

$ 38.827,00

$ 709.024,76

$ 205.979,43

$ 16.439,17

$ 970.270,36

1

$ 51.295,62

$ 1.886.335,37

$ 662.192,46

$ 23.719,08

$ 2.623.542,53

$ 158.827,66

$ 70.164,33

2

$ 97.669,26

$ 1.582.628,49

$ 216.274,86

$ 17.732,66

$ 1.914.305,27

$ 254.366,10 $ 245.161,91

3

$ 136.290,62

$ 2.066.662,77

$ 196.548,36

$ 21.017,26

$ 2.420.519,01

$ 361.878,63 $ 233.948,69

$ 1.011.470,85

$ 1.607.298,17

-$ 813.220,84

4

$ 215.001,00

$ 3.630.895,90

$ 189.027,01

$ 22.555,17

$ 4.057.479,08

$ 477.819,63 $ 272.736,66

$ 989.608,01

$ 1.740.164,30

-$ 2.317.314,78

5

$ 112.310,00

$ 530.559,09

$ 58.914,69

$ 7.444,80

$ 709.228,58

$ 563.660,34 $ 183.171,62

$ 644.028,17

$ 1.390.860,13

$ 681.631,55

6

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 49.349,01

$ 188.717,31

$ 824.411,82

$ 824.411,82

7

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

8

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

9

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

10

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

11

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

12

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

13

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

14

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

15

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 0,00

$ 0,00

$ 586.345,50

$ 586.345,50

VAN

$ 0,00

-$ 970.774,49

$ 330.053,03

$ 559.045,02

-$ 2.064.497,51

$ 1.157.469,33

$ 1.656.997,34

-$ 257.307,93

$ 10.427.732,09

8.267.562,70

FACTIBILIDAD VALOR ACTUAL NETO

-$ 2.159.665,26

NO VIABLE

RELACIÓN BENEFICIO/COSTO A VALOR PRESENTE

73

0,79

NO BENEFICIOSO

13.

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

La ejecución de los Proyecto de Control Pérdidas No Técnicas en la EEQ S.A. con la contratación de los servicios profesionales, en el periodo de casi seis años (desde julio 2004 hasta abril 2009), ha permitido: 

Una disminución de las Pérdidas Totales de energía eléctrica en (7,41%) del 15.70% a 8.29%.



La instalación de 67.478 medidores de energía activa, de los cuales 43.062 son monofásicos, 18.192 bifásicos y 6.224 trifásicos; se puede observar en el Cuadro Nº 4.9 que en el año 2005 se instalaron la mayor cantidad de medidores, esto se debe ha que se desarrolló el proyecto de Cambio de Medidores Viejos u Obsoletos. La ejecución de un proyecto de reemplazo de medidores obsoletos para la disminución de la descalibración del equipo de medición conlleva a que la empresa deba contar con un stock de medidores.



La mayor emisión de trabajos se presente en los proyectos, revisión instalaciones con consumos bajos y suministros sin revisión por la UCPC, estando vigente desde el inicio del Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales; realizando una comparación entre el Cuadro Nº 4.11 y Cuadro Nº 4.14 se comprueba que en estos proyectos se han detectado la mayor cantidad de novedades al servicio.



Detectar 56.760 novedades al servicio; mientras que solo 37.562 son contravenciones y 19.198 no fueron sujetas de sanción, demuestra que la gestión de la detección de novedades al servicio solo el 66,18% son contravenciones y el 33,82% no son contravenciones.



Por concepto de refacturación e incorporación de energía se ha alcanzado 55`005.865 kWh y 3`729.791 kWh respectivamente, en el Cuadro Nº 4.15 se observa que al inicio del Plan es mayor la energía refacturada por motivo de contravenciones, en el lapso de casi seis años va disminuyendo tiene relación como se puede verificar en el Cuadro Nº 4.13 con la detección de contravenciones que disminuye con respecto al inicio de la gestión.



En razón que se ha planificado 949.403 inspecciones y revisiones en el cuadro siguiente se puede observa, que la efectividad es baja en los años 2008 y 2009

con respecto al año 2004 del Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales; la detección de novedades al servicio se ha dificultado ya que aumento su grado de dificultad y dispersión de cada cliente. CUADRO Nº 4.20 RESULTADOS DE LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES. ENERGÍA RECUPERACIÓN INDICE DE Nº CLIENTES Nº CLIENTES AÑO ECONÓMICA REFACTURADA INCORPORADA PÉRDIDAS INVESTIGADOS CONTRAVENCIÓN (USD) TOTALES (kWh) (kWh) 2004*

142.318 22,86%

10.541

7,41%

519.915,74

3..927.966

165.326

15,27%

2005

201.909 30,69%

15.024

7,44%

1.806.831,89

14..878.118

797.130

13,23%

2006

152.418 22,02%

12.457

8,17%

1.558.379,41

13.039.782

919.810

11,48%

2007

185.925 25,39%

9.476

5,10%

1.579.699,07

12.744.391

956.890

9,89%

2008

202.933 26.,27%

7.478

3,68%

1.057.843,53

8.081.542

690.034

9,14%

2009*

63.900

1.784

2,79%

303.380,83

2.334.066

200.601

8,29%

56.760

5,98%

6.826.050,47

55.005.865

3.729.791

TOTAL

8,07%

949.403

* Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: CONELEC, Análisis – Boletines Estadísticos, Año 2009 EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.



Identificar la viabilidad económica y rentabilidad de los Proyectos y Plan efectuados desde julio 2004 – abril 2009, los resultados desde la iniciación del Plan nos demuestra que es rentable hasta el año 2007 y no siendo favorable en los años 2008 y 2009; según la evaluación realizada al Plan en el año 2008 su valoración económica es No Viable, como se puede comprobar en el Cuadro Nº 4.17 su VAN es igual $-2.556.801,62; se relaciona con los resultados del Cuadro Nº 4.12 y Cuadro Nº 4.13 indicándonos que su inversión es la mayor del todo el Plan y la disminución en la detección de novedades al servicio. Para el año 2009 puede ir mejorando ya que el análisis se ha realizado hasta abril de 2009.



La infraestructura empleada en el Plan de Reducción de Pérdidas No Técnicas desde julio de 2004 – abril 2009 ha sido: a. Contratistas: 23 compañías o ingenieros de servicios profesionales. b. Trabajadores: 220 entre ingenieros, tecnólogos, electricistas y oficinistas. c. Equipo: 90 kits de trabajo compuesto por: pinza amperometrica, destornilladores, alicate, navaja, tester, GPS, equipo de seguridad

116

personal, cámara fotográfica, cronometro, calculadora y 18 analizadores de energía. 

Con el desarrollo de todas estas acciones, en la EEQ S.A. el índice de Pérdidas desde el año 2006 ha estado por debajo del 12%; inferior al nivel admitido por el CONELEC según la Regulación Nº 003/99. Ha mejorado la imagen ofrecida a sus clientes y ha impactado a nivel ciudadano la cultura en los usuarios sobre el respecto por los servicios públicos.

117

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En esta sección se presentan las conclusiones y recomendaciones del desarrollo análisis costo – beneficio, viabilidad y rentabilidad del Plan y Proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales, implementados por la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales de la Empresa Eléctrica Quito S.A., con la contratación de los servicios profesionales de ingenieros y empresas calificadas.

1. CONCLUSIONES GENERALES. 

La aplicación del Plan y de los Proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales ejecutados por la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales de la Empresa Eléctrica Quito S.A., desde julio de 2004 hasta abril de 2009, ha cumplido con los objetivos institucionales y exigencias del ente regulador el CONELEC, en cuanto a disminuir y mantener niveles de pérdidas prefijados.



La implementación de los Proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales, han sido rentables en su primera fase arrojando mayores beneficios económicos para la Empresa, por tener mayor probabilidad de encontrar infracciones. A medida que se disminuyen las pérdidas esta probabilidad disminuye y el beneficio económico también es menor; en los 6 años aproximadamente de aplicación con una inversión de $12`695.158,20 se ha logrado facturar: por la refacturación de consumos y multas un valor de $5`375.878,92 y por la incorporación de energía $2`402.897,86, resultando ser un Plan no viable por los resultados de sus tres últimos años.



La implementación de los Proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales desde el año 2004 hasta abril de 2009 ha logrado disminuir su índice de Pérdidas Totales de 15.70% a 8.29%, con una refacturación energética de 55`005.865 kWh e incorporación energética de 3`729.791 kWh.

118

2. CONCLUSIONES ESPECÍFICAS. 

La ejecución de los Proyectos de Disminución de Pérdidas Comerciales en el orden técnico ha permitido una disminución de 7,41% en casi 6 años, obteniendo excelentes resultados en la disminución de Pérdidas Totales conforme se presenta en el cuadro siguiente: RELACION DISMINUCIÓN INVERSIÓN INGRESOS BENEFICIO DE PÉRDIDAS (COSTO) (BENEFICIO) / COSTO TOTALES 0.43% 2004 970.270,36 1.730.053,57 1,78 2,04% 2005 2.623.542,53 2.116.491,89 0,81 1,75% 2006 1.914.305,27 2.073.417,46 1,08 1,59% 2007 2.420.519,01 2.161.232,17 0,89 0,75% 2008 4.057.479,08 1.500.677,46 0,37 0,85% 2009 709.042,02 414.604,96 0,58 7,41% TOTAL 12.695.158,27 9.996.477,52 0,79 AÑO



En el aspecto técnico la ejecución del Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales de la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales es beneficioso ya que ha permitido la disminución del índice de Pérdidas Totales, desde su aplicación en junio de 2004 que su índice fue 15,70% hasta abril de 2009 su índice es 8,29% de la energía disponible del sistema de distribución.



En el orden económico los beneficios son excelentes en sus primeras etapas los años 2004 al 2007 su relación beneficio – costo es favorable, sus resultados son mayores a 1; mientras que en los años 2008 y 2009 sus beneficios son bajos y el resultado de la relación beneficio – costo es menor que 1; esto se relaciona con la ejecución del cambio de medidores viejos u obsoletos para el año 2005 y la disminución en la detección de contravenciones, siendo baja su efectividad como se presenta en el cuadro siguiente:

119

RESULTADOS DE LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS COMERCIALES ENERGÍA RECUPERACIÓN ECONÓMICA REFACTURADA INCORPORADA (USD) (kWh) (kWh)

INDICE DE PÉRDIDAS TOTALES

AÑO

Nº CLIENTES Nº CLIENTES INVESTIGADOS CONTRAVENCIÓN

2004*

142.318 22,86%

10.541

7,41%

519.915,74

3..927.966

165.326

15,27%

2005

201.909 30,69%

15.024

7,44%

1.806.831,89

14..878.118

797.130

13,23%

2006

152.418 22,02%

12.457

8,17%

1.558.379,41

13.039.782

919.810

11,48%

2007

185.925 25,39%

9.476

5,10%

1.579.699,07

12.744.391

956.890

9,89%

2008

202.933 26.,27%

7.478

3,68%

1.057.843,53

8.081.542

690.034

9,14%

2009*

63.900

1.784

2,79%

303.380,83

2.334.066

200.601

8,29%

56.760

5,98%

6.826.050,47

55.005.865

3.729.791

TOTAL

8,07%

949.403

* Registros consolidados desde julio para el año 2004 y hasta abril para el año 2009. Fuente: CONELEC, Análisis – Boletines Estadísticos, Año 2009 EEQ S.A., Sistema Informático de la Empresa Eléctrica Quito (Siee Q), abril 2009.



Se puede observa en el cuadro anterior que a medida que disminuyen las Pérdidas Totales la efectividad en detección de contravenciones disminuye.



La evaluación económica realizada por proyecto de disminución permite determinar, que los proyectos de mayor rendimiento económico y menor inversión son como se presenta en el siguiente cuadro de manera descendente: DETERMINACIÓN DE PRIORIDAD PRIORIDAD

PROYECTO

1

REVISIÓN INSTALACIONES GRANDES CLIENTES

2

DENUNCIAS

3

CLIENTES CON CAÍDAS DE CONSUMO

4

REVISIONES INSTALACIONES CONSUMOS CERO KWh

5

REVISIÓN INSTALACIONES CON CONSUMOS BAJOS

6

REVISIÓN CLIENTES MOROSIDAD MAYOR 3 MESES

7

REVISIÓN SERVICIOS CON NOVEDAD ANTERIOR

8

REVISIÓN CLIENTES DEMANDA MENOR 50 KW

9

REVISIÓN INSTALACIONES CON CONSUMOS ALTOS

10

SUMINISTROS SIN REVISIÓN POR LA UCPC

11

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

12

BARRIOS CARRENCIADOS

13

TARIFA DE LA DIGNIDAD

14

CAMBIO DE MEDIDORES VIEJOS U OBSOLETOS

120



Las acciones de disminución de Pérdidas Comerciales, deben ejecutarse con la siguiente prelación, primero a la reducción del fraude y hurto, (como los clientes con caída de consumos); como segunda prelación la construcción de redes antifraude, para la disminución de conexiones directas fuera de la red; y, por último el reemplazo de medidores obsoletos para la disminución de la descalibración del equipo de medición.



Se ha confirmado que los Proyectos de Cambio de Medidores Dañados y Revisión Medidores Polifásicos, son trabajos no regularizados desde un inicio de una revisión por no mantener un stock de medidores la EEQ S.A.; al detectar una contravención en el medidor y no poder regularizar se informa como futuro cambio de medidor, esto provoca que se desperdicie recursos en una segunda o tercera revisión para regularizar la novedad al servicio.

121

3. RECOMENDACIONES. 

A la Empresa Eléctrica Quito S.A. para que evalúe su Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales vigente, para determinar el mínimo nivel de Pérdidas Comerciales que le permitiría mantener rentable el proyecto; y así evitar el desperdicio de recursos económicos debido a la limitada detección de contravenciones, relacionada con la escasa aportación a la disminución de Pérdidas Totales y la cantidad de contratos por servicios profesionales.



A la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales para que efectúe una revisión a la emisión de trabajos (ordenes de revisión) mediante la forma de servicios profesionales; ya que, como se demuestra en los resultados de la Evaluación Económica de Proyectos desde julio 2004 – abril 2009, no se puede continuar trabajando con la misma cantidad de emisión de ordenes de revisión y el mismo número de empresas contratadas; puesto que actualmente, la rentabilidad económica es desfavorable.



A la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales para que realicé una revisión de la parametrización de la investigación de clientes y número de órdenes de trabajo a emitir; ya que la efectividad en la detección de contravenciones ha disminuido y como mínimo ya se ha realizado una revisión a los medidores e instalaciones de los clientes del área de concesión.



A las Empresas de Distribución Eléctricas del país que no desarrollan o no han iniciado un Plan de Disminución de Pérdidas Comerciales, para que den prioridad a la ejecución de los proyectos orientados a contrarrestar el fraude y hurto.



A las administraciones de las Empresas de Distribución Eléctricas del país que no han desarrollado o no han iniciado un Plan de reducción de Pérdidas; para que orienten sus acciones y metas con las siguientes prelaciones; la reducción del fraude y hurto; segundo, la construcción de redes antifraude para la disminución de directos fuera de la red; y, por último el reemplazo de medidores obsoletos para la disminución de la descalibración del equipo de medición.

122



A las áreas comerciales de las Empresas Eléctricas, para que en la planificación de la Disminución de Pérdidas Comerciales, consideren la necesidad de mantener un stock de medidores, sellos de seguridad y materiales necesarios para la regularización de las novedades detectadas; esto evitará el desperdicio recursos económicos y tiempo al realizar posteriores revisiones para su regularización.



A los administradores de las Empresas Eléctricas para que incluyan en los presupuestos; la modernización de su estructura administrativa, recurso humano, materiales, equipos y sistemas informáticos que respalden el mejoramiento continúo de procesos de la empresa y recuperación de recursos.

123

ANEXO 1

ÁREA DE CONCESIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

124

125

126

ANEXO 2 PLIEGO TARIFARIO EMPRESAS ELÉCTRICAS

127

RESOLUCIÓN 234-05 DEL 26 Y 28 OCT-05 PLIEGO TARIFARIO EMPRESAS ELÉCTRICAS 1.

ASPECTOS GENERALES

146

2.

DEFINICIONES

146

Las tarifas al consumidor final

146

Las tarifas de transmisión y los peajes de distribución 3.

146

CATEGORÍAS Y GRUPOS DE TARIFAS

147

Categoría de Tarifa Residencial

147

Categoría General

147

Categoría Alumbrado Público

148

Grupo Nivel de Alta Tensión

148

Grupo Nivel de Media Tensión

148

Grupo Nivel de Baja Tensión

4.

148

Punto de Entrega

148

Consumidores Comerciales e Industriales

149

Consumidor Comercial

149

Consumidor Industrial

149

TARIFAS DE BAJA TENSIÓN

149

4.1

TARIFA RESIDENCIAL (BTCR)

149

4.2

TARIFA RESIDENCIAL TEMPORAL (BTCRT)

150

4.3

TARIFA GENERAL (BTCG)

150

4.3.1

TARIFA GENERAL SIN DEMANDA (BTCGSD)

Tarifa G1 (Comercial sin demanda y Entidades Oficiales sin demanda) 150

128

150

Tarifa G2. (Industrial Artesanal)

150

Tarifa G3. (Asistencia Social y Beneficio Público, sin demanda) 4.3.2 4.4 5

151

TARIFA GENERAL CON DEMANDA (BTCGCD)

151

TARIFA DE ALUMBRADO PÚBLICO (BTAP)

152

TARIFAS DE MEDIA TENSIÓN

152

5.1

TARIFA DE MEDIA TENSIÓN CON DEMANDA (MTD) 152

5.2

TARIFA

DE

MEDIA TENSIÓN

CON

REGISTRADOR

HORARIA (MTDH) 5.3

TARIFA

DE

DE

DEMANDA

152

MEDIA TENSIÓN

PARA

ASISTENCIA SOCIAL

BENEFICIO PÚBLICO

Y

154

6

TARIFAS DE ALTA TENSIÓN

154

7

CONSUMOS ESTACIÓNALES Y OCASIONALES

156

8

DEMANDA FACTURABLE

157

9

CARGOS POR BAJO FACTOR DE POTENCIA

10

TARIFA DE TRANSMISIÓN

11

PEAJES DE DISTRIBUCIÓN A GRANDES CONSUMIDORES

12

FACTURACIÓN

158

13

VIGENCIA

159

158 158

129

158

RESOLUCIÓN 234-05 DEL 26 Y 28 OCT-05 NOTA: EL PRESENTE PLIEGO TARIFARIO SE ENCUENTRA VIGENTE EN EL AÑO 2007 PLIEGO TARIFARIO EMPRESAS ELÉCTRICAS

1.

ASPECTOS GENERALES El presente Pliego Tarifario se sujeta a las disposiciones que emanan de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, del Reglamento Sustitutivo del Reglamento General a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y del Reglamento de Tarifas, de la Ley Orgánica de Defensa del Consumidor y su correspondiente Reglamento, en los aspectos

atinentes a la prestación del servicio de energía eléctrica,

directamente en los domicilios de los consumidores. El Pliego Tarifario contiene: tarifas al consumidor final, tarifas de transmisión, peajes de distribución, tarifas de alumbrado público.

2.

DEFINICIONES Para su aplicación se deberán considerar las siguientes definiciones:

Las tarifas al consumidor final estarán destinadas a todos los Consumidores que no hayan suscrito un contrato a plazo con un generador o un Distribuidor. La correcta aplicación de estas tarifas estará a cargo de los Distribuidores en su zona de concesión. Las tarifas de transmisión y los peajes de distribución serán los pagos que deberán realizarse a favor del Transmisor o del Distribuidor, respectivamente, por quienes utilicen dichas instalaciones. La liquidación de estos pagos estará a cargo del CENACE en coordinación con el Transmisor y los Distribuidores.

130

3.

CATEGORÍAS Y GRUPOS DE TARIFAS De conformidad con el artículo 17 del Reglamento de Tarifas, por las características de consumo se consideran tres categorías de tarifas: residencial, general y alumbrado público; y, por el nivel de tensión, tres grupos: alta tensión, media tensión y baja tensión.

Categoría de Tarifa Residencial: Corresponde al servicio eléctrico destinado exclusivamente al uso doméstico de los Consumidores, es decir, dentro de la residencia de la unidad familiar independientemente del tamaño de la carga conectada. También se incluye a los Consumidores de escasos recursos y bajos consumos que tienen integrada a su vivienda una pequeña actividad comercial o artesanal. Categoría General: Servicio eléctrico destinado a los Consumidores en actividades diferentes a la Categoría Residencial y básicamente comprende el comercio, la prestación de servicios públicos y privados, y la industria. Se consideran dentro de esta categoría, entre otros, los siguientes: 

Locales y establecimientos públicos o privados comerciales o de carácter fabril o industrial



Plantas de radio, televisión y en general de servicios de telecomunicaciones.



Instalaciones para el bombeo de agua potable.



Locales públicos o privados destinados a la elaboración, o transformación de productos por medio de cualquier proceso industrial y sus oficinas administrativas.



Asociaciones civiles y entidades con o sin fines de lucro.



Entidades de Asistencia Social o Beneficio Público (guarderías, asilos, hospitales, centros de salud, escuelas, colegios y universidades del Estado).



Clínicas y hospitales Privados.



Tiendas, almacenes, salas de cine o teatro, restaurantes, hoteles y afines.



Oficinas y locales de entidades deportivas.



Organismos internacionales, embajadas, legaciones y consulados.

131



Cámaras de comercio e industria tanto nacionales como extranjeras.



Entidades del sector público, de carácter seccional, regional y nacional.



Instituciones Educativas privadas.



Y los demás que no estén considerados en la Categoría de Tarifa Residencial.

Categoría Alumbrado Público: Se aplicará a los consumos destinados al alumbrado de calles, avenidas y en general de vías de circulación pública; a la iluminación de plazas, parques, fuentes ornamentales, monumentos de propiedad pública; y, a los sistemas de señalamiento luminoso utilizados para el control del tránsito. Grupo Nivel de Alta Tensión: Para voltajes de suministro en el punto de entrega superiores a 40 kV y asociados con la Subtransmisión. Grupo Nivel de Media Tensión: Para voltajes de suministro en el punto de entrega entre 600 V y 40 kV. Dentro de este grupo se incluyen los consumidores que se conectan a la red de Media Tensión a través de Transformadores de Distribución de propiedad de la Empresa de Distribución para su uso exclusivo o de propiedad del consumidor. Grupo Nivel de Baja Tensión: Para voltajes de suministro en el punto de entrega inferiores a 600 V. Punto de Entrega: Se entenderá como Punto de Entrega el lado de la carga del sistema de medición, es decir, los terminales de carga del medidor, en los sistemas de medición directa y el lado secundario de los transformadores de corriente, en los sistemas de medición indirecta o semi-indirecta, independientemente de donde estén ubicados los transformadores de potencial. Consumidores Comerciales e Industriales Los Distribuidores tienen la obligación de mantener en sus registros una clasificación adicional para identificar a los Consumidores Comerciales e Industriales, para efectos de recaudación del 10% sobre el valor neto facturado por consumo de energía eléctrica, destinado al FERUM. Para el efecto se considerarán las siguientes definiciones:

132

Consumidor Comercial: Persona natural o jurídica, pública o privada, que utiliza los servicios de energía eléctrica para fines de negocio, actividades profesionales o cualquier otra actividad con fines de lucro. Consumidor Industrial: Persona natural o jurídica, pública o privada, que utiliza los servicios de energía eléctrica para la elaboración o transformación de productos por medio de cualquier proceso industrial. 4.

TARIFAS DE BAJA TENSIÓN. 4.1

TARIFA RESIDENCIAL (BTCR).

Se aplica a todos los consumidores sujetos a la Categoría de Tarifa Residencial, independientemente del tamaño de la carga conectada. En el caso de que el consumidor residencial sea atendido a través de un transformador de su propiedad y el registro de lectura sea en baja tensión, la empresa considerará un recargo por pérdidas de transformación equivalente a un 2% en el monto total de energía consumida. El consumidor deberá pagar: a)

Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía.

b)

Cargos crecientes por energía en US$/kWh, en función de la energía consumida.

4.2

TARIFA RESIDENCIAL TEMPORAL (BTCRT).

Se aplica a los consumidores residenciales que no tienen su residencia permanente en el área de servicio y que utilizan la energía eléctrica en forma puntual para usos domésticos (fines de semana, períodos de vacaciones, etc.). El consumidor deberá pagar: a) b)

Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía. Un cargo único por energía en US$/kWh, en función de la consumida.

133

energía

4.3

TARIFA GENERAL (BTCG).

4.3.1

TARIFA GENERAL SIN DEMANDA (BTCGSD)

Tarifa G1. (Comercial sin demanda y Entidades Oficiales sin demanda) Se aplica a los consumidores sujetos a la Categoría de Tarifa General en Baja Tensión, cuya potencia contratada o demanda facturable sea de hasta 10 kW. Tarifa G2. (Industrial Artesanal)

Se aplica a los consumidores sujetos a la Categoría de Tarifa General en Baja Tensión, cuya potencia contratada o demanda facturable sea de hasta 10 kW. En el caso particular de que el consumidor cumpla con estas condiciones y sea propietario del transformador de distribución, la empresa le aplicará esta tarifa. Tarifa G3. (Asistencia Social y Beneficio Público, sin demanda) Se aplica a los consumidores sujetos a la Categoría de Tarifa General en Baja Tensión, cuya potencia contratada o demanda facturable sea de hasta 10 kW. Los consumidores de las tarifas G.1, G.2 y G.3, deberán pagar: a)

Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía;

b)

Cargos variables por energía expresados en US$/kWh, en función de la energía consumida.

4.3.2

TARIFA GENERAL CON DEMANDA (BTCGCD)

Se aplica a los consumidores de la Categoría de Tarifa General en Baja Tensión, cuya potencia contratada o demanda facturable sea superior a 10 kW El consumidor deberá pagar: a) Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía;

134

b) Un cargo por potencia, expresado en US$/kW, por cada kW de demanda facturable, como mínimo de pago, sin derecho a consumo, establecido en el pliego para la Tarifa de Media Tensión (MTD). c) Un cargo por energía, expresado en US$/kWh, en función de la energía consumida, correspondiente al cargo superior de las tarifas G1 y G2 disminuido en un 20 %. En el caso de los abonados de asistencia social y beneficio público que cumplan con la condición de una potencia contratada o una demanda superior a 10 kW, se aplicará los mismos cargos tarifarios definidos para estos abonados en el numeral 5.3 de este pliego tarifario

4.4

TARIFA DE ALUMBRADO PÚBLICO (BTAP)

Por el consumo de energía eléctrica para Alumbrado Público, se pagará los siguientes cargos: a) Un cargo por potencia, expresado en US$/kW, por cada kW de demanda facturable como mínimo de pago sin derecho a consumo. b) Un cargo por energía, expresado en US$/kWh, en función de la energía consumida.

5.

TARIFAS DE MEDIA TENSIÓN.

Las tarifas de media tensión se aplicarán a los consumidores comerciales, entidades oficiales, industriales, bombeo de agua, etc, servidos por la empresa en los niveles de voltaje entre 40 kV y 600V. Si un consumidor de este nivel de tensión, está siendo medido en baja tensión, la empresa considerará un recargo por pérdidas de transformación equivalente al 2 % del monto total consumido en unidades de potencia y energía.

5.1

TARIFA DE MEDIA TENSIÓN CON DEMANDA (MTD)

135

Esta tarifa se aplicará a los consumidores que disponen de un registrador de demanda máxima o para aquellos que no disponen de registrador de demanda, pero tienen potencia contratada o calculada. El consumidor deberá pagar: a) Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía. b) Un cargo por potencia, expresado en US$/kW, por cada kW de demanda facturable, como mínimo de pago, sin derecho a consumo. c) Un cargo por energía, expresado en US$/kWh, en función de la energía consumida.

5.2

TARIFA

DE

MEDIA TENSIÓN

CON

REGISTRADOR

DE

DEMANDA

HORARIA (MTDH) Esta tarifa se aplicará a los consumidores que disponen de un registrador de demanda horaria que les permite identificar los consumos de potencia y energía en los períodos horarios de punta, demanda media y de base, con el objeto de incentivar el uso de energía en las horas de la noche (22H00 hasta las 07H00). El consumidor deberá pagar los mismos cargos señalados para la tarifa del numeral 5.1, bajo la siguiente estructura: a) Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía. b) Un cargo por demanda, expresado en US$/kW, por cada kW de demanda facturable, como mínimo de pago, sin derecho a consumo, afectado por un factor de corrección. c) Un cargo por energía expresado en US$/kWh, en función de la energía consumida en el período de demanda media y de punta (07H00 hasta las 22H00), que corresponde al cargo por energía de la tarifa del numeral anterior.

136

d) Un cargo por energía expresado en US$/kWh, en función de la energía consumida, en el período de base (22H00 hasta las 07H00), que corresponde al cargo por energía del literal anterior disminuido en el 20%.. Para su aplicación, se debe establecer la demanda máxima mensual del consumidor durante las horas de pico de la empresa eléctrica (18H00 – 22H00) y la demanda máxima mensual del consumidor, el cargo por demanda aplicado a estos consumidores deberá ser ajustado mediante un factor de corrección (FC), que se obtiene de la relación: FC = DP/DM,

donde:

DP = Demanda máxima registrada por el consumidor en las horas de pico de la empresa eléctrica (18H00 – 22H00). DM = Demanda máxima del consumidor durante el mes. En ningún caso este factor de corrección (FC), deberá ser menor que 0.60. La demanda mensual facturable, es la demanda máxima mensual registrada por el consumidor, la que no podrá ser menor al 60 % de la potencia contratada o de la demanda facturable del consumidor, definida en el numeral 8.

5.3

TARIFA

DE

MEDIA TENSIÓN

PARA

ASISTENCIA SOCIAL

Y

BENEFICIO PÚBLICO Se aplica para todos los consumidores que estén catalogados como de la Categoría de Tarifa General Asistencia Social y Beneficio Público servidos en media tensión. El tratamiento tarifario es igual al descrito en los numerales 5.1 y 5.2, aplicando los cargos tarifarios señalados en el cuadro de cargos tarifarios para asistencia social y beneficio público en media tensión.

6.

TARIFAS DE ALTA TENSIÓN.

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Las tarifas de alta tensión se aplicarán a los consumidores servidos por la empresa en los niveles de voltaje superiores a 40 kV y que deben disponer de un registrador de demanda horaria. El consumidor deberá pagar los siguientes cargos: a) Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía. a) Un cargo por demanda, expresado en US$/kW, por cada kW de demanda facturable, como mínimo de pago, sin derecho a consumo, afectado por un factor de corrección. b) Un cargo por energía expresado en US$/kWh, en función de la energía consumida en el período de demanda media y de punta (07H00 hasta las 22H00), disminuido en un 10 %. c) Un cargo por energía expresado en US$/kWh, en función de la energía consumida, en el período de base (22H00 hasta las 07H00), que corresponde al cargo por energía del literal anterior disminuido en el 20 %. Para su aplicación, se debe establecer la demanda máxima mensual del consumidor durante las horas de pico de la empresa eléctrica (18H00 – 22H00) y la demanda máxima mensual del consumidor, el cargo por demanda aplicado a estos consumidores deberá ser ajustado mediante un factor de corrección (FC), que se obtiene de la relación: FC = DP/DM,

donde:

DP = Demanda máxima registrada por el consumidor en las horas de pico de la empresa eléctrica (18H00 – 22H00). DM = Demanda máxima del consumidor durante el mes. En ningún caso este factor de corrección (FC), deberá ser menor que 0.60. La demanda mensual facturable, es la demanda máxima mensual registrada por el consumidor, la que no podrá ser menor al 60 % de la potencia contratada o de la demanda facturable del consumidor, definida en el numeral 8.

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7.

CONSUMOS ESTACIÓNALES Y OCASIONALES

a) Consumos Estaciónales: Los consumidores de la Categoría de Tarifa General ubicados en media y alta tensión, con regímenes de consumo estacional, pueden definir hasta dos períodos estaciónales. Los cargos por energía y el de comercialización serán los mismos que se utilizan para los clientes estables. Los cargos por demanda en la estación baja serán los correspondientes a las tarifas relacionados con la demanda del cliente en ese período, el cargo por potencia en la estacionalidad alta estará afectado por un factor de recargo del 100% del cargo correspondiente a la demanda. Si la estacionalidad alta supera los seis meses, el cargo por potencia de esta estacionalidad estará afectado por un factor de recargo resultante de la relación: 12/n, donde n es el número de meses de la estacionalidad alta.

b) Consumos Ocasionales: Los consumidores de tipo ocasional, tales como circos, ferias, espectáculos públicos al aire libre y otros similares, con demanda en alta, media o baja tensión, se les ubica en la Categoría de Tarifa General y se acogerán a esta tarifa. Los cargos por energía y comercialización serán los mismos que se utilizan para los clientes estables, el cargo por potencia estará afectado por un factor de recargo del 1|00% del cargo correspondiente a la demanda.

8. a)

DEMANDA FACTURABLE

En el caso de disponer de un Registrador de Demanda Máxima: La demanda mensual facturable corresponde a la máxima demanda registrada en el mes por el respectivo medidor de demanda, y no podrá ser inferior al 60 % del valor de la máxima demanda de los doce últimos meses incluyendo el mes de facturación.

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Para el caso de los consumidores que utilizan la energía para bombeo de agua de usos agrícola y piscícola, la demanda mensual facturable, será igual a la demanda mensual registrada en el respectivo medidor. b)

En el caso de no disponer de un Registrador de Demanda: La demanda facturable se computará de la siguiente manera: El 90 % de los primeros 10 kW de carga conectada; El 80 % de los siguientes 20 kW de carga conectada; El 70 % de los siguientes 50 kW de carga conectada; El 50 % del exceso de carga conectada.

c)

Demanda de aparatos de uso instantáneo: Los procedimientos para la determinación de la demanda facturable señalados en a) y en b), no se aplicarán en el caso de cargas correspondientes a aparatos de uso instantáneo como son por ejemplo: soldadoras eléctricas, equipos de rayos X, turbinas de uso odontológico, etc. En estos casos la demanda facturable considerará adicionalmente la potencia de placa tomando en cuenta el punto de regulación donde trabajan estos aparatos o la medición de la potencia instantánea de tales equipos. La demanda total facturable corresponderá a la suma de la demanda registrada o calculada según lo establecido en a) y b), más la potencia de placa o potencia instantánea medida de dichos aparatos, afectada por un factor de coincidencia o de simultaneidad para el caso de varios equipos.

9.

CARGOS POR BAJO FACTOR DE POTENCIA

Para aquellos consumidores con medición de energía reactiva, que registren un factor de potencia medio mensual inferior a 0,92, el Distribuidor aplicará los cargos establecidos en el Reglamento de Tarifas, en concepto de Cargos por bajo factor de potencia.

10.

TARIFA DE TRANSMISIÓN.

Los distribuidores y grandes consumidores deberán pagar por el uso del sistema nacional de transmisión, una tarifa que tendrá un cargo en US$/kW, por cada kW de demanda

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máxima mensual no coincidente, que incluye el transporte de energía y el derecho de conexión.

11.

PEAJES DE DISTRIBUCIÓN A GRANDES CONSUMIDORES.

Para el caso de los Grandes Consumidores que efectúen contratos directamente con los Generadores, el Distribuidor percibirá en concepto de peaje, como máximo, la totalidad del Valor Agregado de Distribución, en función del nivel de tensión en el punto de entrega.

12.

FACTURACIÓN.

La facturación a los consumidores se efectuará con una periodicidad mensual, y no podrá ser inferior a 28 días ni exceder los 33 días calendarios. No deberá haber más de doce facturaciones anuales; salvo motivos de fuerza mayor que deberán ser debidamente justificados y puestos a consideración de CONELEC. Sin embargo, el distribuidor y el consumidor, de así convenir a sus intereses, podrán acordar períodos de facturación distintos. Las facturas deberán entregarse al consumidor con 10 días de anticipación a la fecha de pago prevista. En caso de que un medidor de un abonado no haya sido leído por alguna causa justificada, la factura mensual se calculará sobre la base del consumo promedio de los seis últimos meses facturados. Si en dos meses consecutivos no es posible efectuar la medición por causas atribuibles al usuario, la empresa notificará de esta circunstancia, pidiéndole dar facilidades para tal medición. En todo caso, la facturación que se realice hasta que se regularice esta situación, seguirá efectuándose siempre con el promedio de consumo de los seis últimos meses facturados.

13.

VIGENCIA

El presente pliego tarifario rige a partir del 1º. de Noviembre de 2005 y tendrá vigencia de un año calendario, hasta el 31 de octubre de 2006

141

ANEXO 3 NOVEDADES AL SERVICIO

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144

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146

147

ANEXO 4 INSTRUCTIVO DE REVISIONES DE CAMPO DE LA UCPC DE LA EEQ S.A.

148

ANEXO 5 INDICES DE GESTIÓN DE LA UNIDAD DE CONTROL DE PÉRDIDAS COMERCIALES

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

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1.

NUÑEZ, Jorge y Londoño, Jenny, Quito Energía en el Tiempo, 1ra Edición, Quito – Ecuador, 2005.

2.

MARTÍN, Mario y RAMATÍ, Orlando, Pérdidas de Energía, 1ra. Edición, Editorial Copygraf s.r.l., Montevideo – Uruguay, 1991.

3.

COSTALES GAVILANES, Bolívar, Diseño, elaboración y evaluación de proyectos, 2da Edición, Editorial Lascano, Quito – Ecuador, 2002.

4.

BACA URBINA, Gabriel, Fundamentos de Ingeniería Económica, 4ta Edición, Editorial Interamericana Editores, México, 2007.

5.

MCGRAW, Hill, Diccionario de ingeniería eléctrica y electrónica, Editorial Parker, México, 1991.

6.

Consulta por interno, Ingeniero Víctor Orejuela, Universidad Politécnica Salesiana – Quito.

7.

H. CONGRESO NACIONAL LA COMISIÓN DE LEGISLACIÓN Y CODIFICACIÓN, Ley reformatoria de la ley de régimen del sector eléctrico, Quito, 26 de septiembre de 2006, p. 8.

8.

CONELEC, Reducción Anual de Pérdidas No Técnicas en las Empresas de Distribución, Regulación Nº CONELEC – 003/99, 30 de marzo 1999, p. 2.

9.

CONELEC, Índices de Gestión para Elaboración de Pliegos Tarifarios, Regulación Nº CONELEC – 009/00, 30 de octubre 2000, p. 2.

10. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para revisiones de campo, Quito, agosto 2007, p. 18. 11. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para Calibración de Medidores de Energía Eléctrica, Quito, diciembre 2007, p. 6. 12. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo de fiscalización de contratos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas, establecidos por la Unidad de Control de Pérdidas Comerciales, Quito, agosto 2007, p. 27.

150

13. CAPITAL MANAGEMENT SOLUTIONS, “Capacitación en la evaluación de la planificación estratégica y estructuración del Balanced Scorecard”, Quito – Ecuador, Noviembre de 2008. 14. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Instructivo para tratamiento de infracciones, Quito, julio 2008, p.39. 15. EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A., Instructivo para baja de medidores, Quito, diciembre 2007, p.7. 16. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Accionistas y fundadores,2008, www.eeq.com.ec 17. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Área de servicio, 2008, www.eeq.com.ec 18. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A., Plan Estratégico EEQSA, 2008, www.eeq.com.ec 19. CONELEC, Reducción anual de pérdidas no técnicas en las empresas de distribución, 1999, www.conelec.gov.ec 20. CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano, Balance de Energía y Pérdidas, Quito – Ecuador, 2003, www.conelec.gov.ec. 21. CULTURAL DE EDICIONES, Diccionario enciclopédico interactivo siglo XXI, Editorial Copyright, Madrid – España, 2001.

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