ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · Anexo No. 14 Ley del Sector Eléctrico de Argentina Referente a...

ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

DEFINICIÓN Y VALORACIÓN DE UNIDADES DE PR9PIEDADESTÁNDAR. CASO DE APLICACIÓN EMPRESA ELÉCTRICA

AMBATO S. A. REGIONAL CENTRO NORTE

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DEINGENIERO ELÉCTRICO

RICHARD PAUL MENA VELA

DIRECTOR: ING. MEDARDO CADENA

Quito, Febrero, 2001

DECLARACIÓN

Yo Richard Paúl Mena Vela, declaro que el trabajo aquí descrito es de miautoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado ocalificaciójrjDCófesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas quese ¡ncluyer^h'este documento.

La :Eseuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechoscorrespondientes a este trabajo, según lo .establecido por la Ley, Reglamentode Propiedad Intelectual y por la normatividad institucional vigente.

Richard Paul Mena Vela

CERTIFICACIÓN

Certifico que empresente trabajo fue desarrollado por el Sr. Richard Paúl MenaVela, bajo nrii supervisión.

ng. MgciajdcrCadena

DIRECTOR DE PROYECTO

III

AGRADECIMIENTOS

Agradezco infinitamente a DIOS quien supo guiarme y cuidarme en eltranscurso de mi vida, que a través de muchas formas y maneras me hizocomprender lo indispensable de su compañía. Gracias.

No puede faltar un agradecimiento a la perseverancia y la abnegación de misPadres y hermanos que con su apoyo me ayudaron en los momentos másdifíciles incentivándome la culminación de la carrera de Ingeniería Eléctrica,esfuerzo que será recompensado con mi trabajo en la sociedad.

Incondicional apoyo me brindaron mis compañeros y amigos en los diferentesmomentos de mis estudios como también supo hacerlo la persona que meayudo en la realización del presente proyecto.

Tomando a consideración que este proyecto no se pudo haber realizado sin losconocimientos de mis maestros de la Escuela Politécnica Nacional, y laparticipación que se recibió por parte del personal de la EEASARCN durante larealización del presente proyecto mis sinceros agradecimientos.

Agradezco especialmente a! Ingeniero Medardo Cadena quien supoencaminarme a una realización adecuada del presente proyecto, tanto endirección como en edición del mismo.

IV

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena Vela

CONTENIDO

RESUMEN , 1PRESENTACIÓN 2

CAPITULO I:INTRODUCCIÓN 3

1.1 ANTECEDENTES 31.2 OBJETIVOS 51.3 MOTIVACIÓN 61.4METODOLOGÍA 6

1.4.1 Panorama déla empresa seleccionada para el estadio 61.4.2 Conceptuar y Valorar las Unidades de Propiedad Estándar 6

ALCANCE DEL TRAS AJO 7

CAPITULO U:DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REPRESENTATIVA

SELECCIONADA PARA ÉL ESTUDIO 9

2.1 INFORMACIÓN GENERAL 92.1.1 Sistema de Generación 102.1.2 Sistema de Subtransmisión 102.1.3 Sistema de Distribución 10

2.1.4 Características de la Demanda 112.1.4.1 Residencial 122.1.4.2 Comercial 142.1.4.3 Industrial 14

CAPITULO IU:INFORMACIÓN SOBRE LOS MÉTODOS QUE TIENE LA EMPRESA, DE

CUANTTFICAR Y VALORAR SUS ACTIVOS EN SERVICIO 16

3.1 MÉTODO CONTABLE 163.1.1 Metodología de Cuantificación 163.1.2 Metodología de Valorización 21

3.2MÉTODO GIS (Enproceso de implementación) 253.3 COMENTARIOS ACERCA DE LOS MÉTODOS 27

3.3.1 Método Contable 273.3.2 Método GIS 28

Resumen del Contenido VI

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁKDAR Richard P. Mena Vela

CAPITULO IV:DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR (UPE) 29

4.1 IMPORTANCIA 294.2 ASPECTOS DE LEY 294.3 DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR (UPE)... 314.4 CÓDIGO DE IDENTIFICACUIÓNDE LAS UPE 314.5 CLASIFICACIÓN DE LAS UPE , , 32

4.5.1 UPE de red de media tensión 324.5.2 UPE de red de baja tensión 344.5.3 UPE de transformadores de distribución 364.5.4 UPE de alambrado público 36

4.6 CLASIFICACIÓN DE LAS UPE APLICABLES ALAEEARCNSA 384.6.1 UPE de red de media tensión 384.6.2 UPE de red de baja tensión 394.6.3 UPE de transformadores de distribución 414.6.4 UPE de alumbrado público 41

CAPITULO V:ANÁLISIS PROBABILÍSTICO Y ESTADISCO EN LA OBTENCIÓN DE LA

MUESTRA PARA LAS UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR (UPE) EN 43LAEEARCNS.A.

465.1 TAMAÑO DE LA MUESTRA EN LA RED DE MEDIA TENSIÓN 46

5.1.1 Zona Urbana 465.1.1.1 Maestreo parala obtención del número de UPE 485.1.1.2 Tamaño de la muestra por UPE 50

5.1.2ZonaRural 505.1.2.1 Maestreo parala obtención del número de UPE 525.1.2.2 Tamaño de la muestra por UPE 53

5.2 TAMAÑO DE LA MUÉS TRAEN LA RED DEBAJA TENSIÓN. 535.2.1 Zona Urbana 53

5.2.1.1 Maestreo parala obtención del número de UPE 545.2.1.2 Tamaño de la muestra por UPE 55

5.2.2ZonaRural 555.2.2.1 Maestreo parala obtención del número de UPE 555.2.2.2 Tamaño de la muestra por UPE 56

5.3 TAMAÑO DE LAMUESTRAPARA TRANSFORMADORES 565.4 TAMAÑO DE LA MUESTRA EN ALUMBRADO PÚBLICO 56

5.4.1 Zona Urbana 575.4.1.1 Maestreo parala obtención del Número de UPE 575.4.1.2TamañodelamuestraporUPE 58

5.4.2 Zona Rural 585.4.2.1 Muestreo parala obtención del número de UPE 585.4.2.2 Tamaño de la muestra por UPE 59

5.5 ANÁLISIS DERESULTADOS 60

Resumen del Contenido

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTAMPAR Richard?. Mena Vela

CAPITULO VI:VALORIZACIÓN Y DETERMINACIÓN DE LOS ELEMENTOS TÍPICOS DELAS UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR (UPE) EN LA EEARCN S. A. 62

6.1 UPE DE RED DE MEDIA TENSIÓN 666.1.1 Zona Urbana 666.1.2 Zona Rural 68

6.2 UPE DE RED DE BAJA TENSIÓN 726.2.1 Zona Urbana 726.2.2 Zona Rural 75

6.3 UPE PARA TRANSFORMADORES 786.4UPEPARALUMINARIAS 79

6.4.1 Zona Urbana 796.4.2 Zona Rural 82

6.5 UPEPARABANCODE CAPACITORES 836.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS 84

CAPITULO VII:APLICACIONES DE LAS UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR (UPE)

EN EL SECTOR ELÉCTRICO 86

7.1 EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA 867.1.1 Unidad de Inventarios y Avaluó 867.1.2 Unidad de Operación y Mantenimiento 867.1.3 Unidad de Planificación 877.1.4 Unidad de Ingeniería y Construcción 87

7.2 LA UPE COMO HERRAMIENTA DE AYUDA AL ENTE REGULADOR,PARA LAS TAREAS DE REGULACIÓN Y CONTROL 87

7.2.1 Auditorías aRedes de Distribución 877.2.2 Fijación de Tarifas 3'Peajes 877.2.3 Identificación de alimentadores urbanos y rurales 887.2.4 Servicio de Alumbrado Público.. 887.2.5 Factores de Servicio Eléctrico por Cliente 88

CAPITULO VIH:EXPERIENCIA EN OTROS PAÍSES CON EL TRATAMIENTO DE ACTIVOS

DE DISTRIBUCIÓN 89

8.1 ARGENTINA 898.1.1 Fundamentos para la determinación y Cálculo délas Tarifas 89

8.1.2 Régimen Tarifario 908.1.3 Metodología empleada para el Cálculo de Tarifas de Distribución 91

8.2 CHILE 928.2.1 Régimen Tarifario 938.2.2 Valor Agregado de Distribución 938.2.3 Activos de Alumbrado Público 93

8.3 VENTAJAS COMPARATIVAS DE UTILIZARLAS UPE 94

Resumen del Contenido VIII

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena Vela

CAPITULO IX:CONCLUCIONES Y COMENTARIOS 97

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 99

ANEXOS 101

Anexo No. 01 Mapa Eléctrico de la Provincia de Tungurahua 102Anexo No. 02 Mapa Unifilar de las Conexiones y Ubicación Geográfica 104Anexo No. 03 Muestra Piloto de la Red de Media Tensión Zona Urbana 106Anexo No. 04 Muestra Total de la Red de Media Tensión Zona Urbana 109Anexo No. 05 Muestra Piloto de la Red de Media Tensión Zuna Rural 111Anexo No. 06 Muestra Total de la Red de Media Tensión Zona Rural 114Anexo No. 07 Muestra Piloto de la Red de Baja Tensión Zona Urbana 119Anexo No. 08 Muestra Piloto de la Red de Baja Tensión Zona Rural 124Anexo No. 09 Muestra Piloto de la Red de Alumbrado Público Zona Urbana 128Anexo No. 10 Muestra Piloto de la Red de Alumbrado Público Zona Rural 131Anexo No. 11 Base de Precios de la Empresa Eléctrica de Distribución 133Anexo No. 12 Resumen del Inventario y Avalúo de la Empresa Eléctrica Ambato. 138Anexo No. 13 Estructuras principales para la construcción de Redes de

Distribución extraídas de las normas de diseño de la EmpresaEléctrica Ambato 154

Anexo No. 14 Ley del Sector Eléctrico de Argentina Referente a Tarifas 172Anexo No. 15 Ley del Sector Eléctrico de Chile Referente a Tarifas 175Anexo No. 16 Glosario 182

Resumen del Contenido

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena V.

RESUMEN

En la actualidad las Empresas Eléctricas de Distribución cuantifican y valorizansus activos en servicio mediante un método contable, !o que dificulta la aplicaciónde una metodología única para todas las empresas distribuidoras, para ladeterminación déla incidencia de los activos en las tarifas y peajes de distribuciónque son facturados al usuario final. En consecuencia se ve la necesidad deimplementar un mecanismo para la cuantificación y valoración de los activos enservicio, representando la red de distribución, con sus respectivos elementos ymateriales, en forma rápida y lo más ajustada a la realidad.

La Unidad de Propiedad Estándar es un elemento representativo de la red,como por ejemplo, un kilómetro de la red de distribución; donde los elementostípicos de las UPE fueron determinados por medio de análisis estadístico, y suvaloración fue realizada con referencias de costos y precios de la empresa tipo,obteniendo resultados finales con márgenes de error aceptables y con costosmenores a otros métodos de valoración utilizados.

La metodología de las UPE tiene una base física y real, que permite unavaloración correcta de los activos, permitiendo además un mejor control deparámetros de eficiencia y calidad de las Empresas Eléctricas de Distribución, queinciden en un mejor servicio al usuario final.

- i -


PRESENTACIÓN

Según lo estipulado por ia Ley de Régimen del Sector Eléctrico, las tarifasaplicables a los consumidores finales deben cubrir el precio referencia! degeneración, los costos medios del sistema de transmisión y el valor agregado dedistribución (VAD). Y de conformidad con lo establecido en el articulo 10 delReglamento de Tarifas, que se refiere a la forma de cálculo del Valor Agregado deDistribución (VAD), la determinación de las componentes en Media tensión, Bajatensión y Comercialización para el VAD, "se ¡levará a cabo sobre la base de uninventarío físico de Unidades de Propiedad Estándar valoradas con costosNorma/izados", obtenidos por el distribuidor y aprobados por el Consejo Nacionalde Electricidad, CONELEC.

Actualmente la información relacionada con la valoración de los activos enservicio que recibe el CONELEC de las diferentes empresas distribuidoras, estábasada principalmente en los registros contables de cada una de ellas, y por lotanto, no existe unificación en los criterios que se utilizan para la identificación yvaloración de activos.

La Unidad de Propiedad Estándar cumple con una estandarización y tipificaciónde una Red de Distribución, la cual puede ser visualizada tanto física comográfica, valorada correctamente, cumpliendo requisitos de Ley, sobre una base deun inventario físico, permitiendo un fácil manejo de la información con solucionesfácilmente- ¡mplementables.

La identificación y composición de ¡os elementos típicos de las Unidades dePropiedad Estándar se llevará a cabo mediante un análisis estadístico yprobabilístico, basado en un muestreo, que permitirá tipificar las cantidades deequipo, materiales y montaje que intervendrán en cada Unidad de PropiedadEstándar, tanto en Media como Baja, Tensión con muestras representativas de laRed de Distribución, tomando en consideración para el efecto, entre otrosaspectos el tipo de construcción, la conformación del circuito y el área geográficaque cubre.

La verificación física expeditiva, así como el manejo ágil de ios registros de losactivos en .servicio de la Empresas Eléctricas de Distribución, ayudarán aimplementar una metodología que refleje las características principales de la Redde Distribución aportando con nueva información útil tanto para la Empresa,cuanto para el ente Regulador en la determinación de tarifas a usuarios finales.


CAPÍTULO I:

INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES

Como se conoce, en estos últimos años se han venido dando grandes cambios en el SectorEléctrico Ecuatoriano, y se lian producido reformas legales sobre su estructura yfuncionamiento y sobre la forma de regular y controlar adecuadamente la producción,transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. Con el nuevo esquemadel Sector Eléctrico, se producen cambios importantes en las Empresas de Distribución,que son de interés para este trabajo, buscando su eficiencia y calidad en el servicio queprestan a los usuarios.

De igual manera las reformas mencionadas buscan reflejar la verdadera incidencia delvalor de los activos en servicio de las empresas eléctricas de distribución en las tarifas ypeajes aplicables a los usuarios finales del servicio. En la búsqueda de una metodologíaque permita conocer esta incidencia de una forma simple, clara, eficaz y de fácilaplicación, tanto en manejo como en estudio, se kan establecido las Unidades dePropiedad Estándar, método que permite una fácil identificación, cuantificación yvaloración de los activos en senado, ajustándose al dinamismo que las empresas eléctricasde distribución requieren, en virtud de las exigencias de la Ley.

De conformidad con lo establecido en el artículo 533 literal a) de la Ley de Régimen delSector Eléctrico: "Las tarifas aplicables a los consumidores finales cubrirán los preciosreferenciales de generación, los costos medios del sistema de transmisión y el ValorAgregado de Distribución (VAD) de empresas eficientes"; y el artículo 56 señala:

"El valor agregado de distribución, corresponde al costo propio de la actividad dedistribución de uno empresa eficiente, sobre la base de procedimientos inten-iadonalmenteaceptados, que tenga características de operación similares a las de la concesionaria dedistribución de la cual se trate. 1

Para calcular el valor agregado de distribución se tomará en cuenta las siguientesnowias:

a) Costos asociados al consumidor, independientemente de su demanda de potencia yenergía;

b) Pérdidas técnicas medias de potencia y energía;c) Costos de inversión, operación y mantenimiento asociados a la distribución en la

empresa de referencia por unidad de potencia suministrada; y,d) Costos de expansión, mejoramiento, operación y mantenimiento de sistemas de

alumbrado público que utilicen energía eléctrica. 2

1 Reforma del primer inciso del Art. 56, mediante Ley 2000-1 (Ley para la Promoción de la Inversión y laParticipación Ciudadana) publicada en el Suplemento del Registro Oficial No.144 de 18 de agosto de 2000.2 Literal d) incorporado medíante Ley 2000-1 (Ley para la Promoción de la Inversión y la ParticipaciónCiudadana) publicada en el Suplemento del Registro Oficial "No.144 de 18 de agosto de 2000,

Capítulo 1: Introducción - 3 -


Los distribuidores calcularán los componentes del valor agregado de distribución para laempresa de referencia correspondiente cada año y someterán e! estudio resultante aconsideración del CONELEC, el cual lo analizará dentro de los términos que señale elreglamento respectivo.77 [1J.

Por otra parte., de conformidad con lo establecido en el articulo 7 del Reglamento deTarifas, los Componentes de Costo del Servicio son:

(a) Los costos de energía que corresponden a los costos variables para la producción deenergía activa que incluyen: el suministro de combustible, o el valor del agua delembalse que está proveyendo la energía marginal y los gastos de operación ymantenimiento asociados; considerando un mercado abastecido;

(b) El costo por restricción técnica del sistema, que corresponde al costo de ¡a energíaproducida para mantener los condiciones del suministro del servicio en los niveles decalidad establecidos en la. Ley y sus reglamentos;

(c) Los costos de capacidad, se refieren a los costos de inversión relacionados con losbienes destinados a la generación, transmisión o distribución, incluyendo elsuministro, montaje, operación y mantenimiento;

(d) Los costos de pérdidas atribuibles al proceso en los niveles admisibles aceptados porel Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC. Las pérdidas consideradas en lafijación de tarifas son pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas;

(e) Los costos de comercialización, que corresponden a las obligaciones inherentes alproceso de comercialización entre el Distribuidor y el consumidor final así como losservicios de medición prestados a los grandes consumidores; y,

(f) Los costos de administración, que son aquellos que se atribuyen a la gestión generalde la empresa [2].

En las referencias anteriores, lo atinente a las Empresas de Distribución son los puntos c)del articulo 56, de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, y los literales c), e) y f) delartículo 7, del Reglamento de Tarifas. El estudio que se va a realizar tiene relación directacon lo señalado en el literal c) de los artículos antes citados de la Ley y Reglamento deTarifas, respectivamente.

Además en el artículo 10 del Reglamento de Tarifas, que se refiere a la forma de cálculodel VAD, se establece que las componentes del VAD se determinarán para los niveles desubtransmisión, media tensión y baja tensión, y su costo en cada uno de ellos debeconsiderar los componentes de costo de capacidad, administración., pérdidas ycomercialización [2].

En el cálculo del Valor Agregado de Distribución., la determinación de los componentes enMedia Tensión, Baja Tensión, y Comercialización., "Se llevará a cabo sobre la base deun inventario físico de Unidades de Propiedad Estándar valoradas con CostosNormalizados, y basándose en Precios de Referencia." obtenidos por el Distribuidor yaprobados por el Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC.

Capítulo 1: Introducción - 4 -


Adicionalmente al referirse a media tensión señala: "Las Unidades de Propiedad Estándarse establecerán para caracterizar lo más ampliamente posible los activos de media tensiónen servicio, tomando en consideración, entre otros aspectos, eí tipo de construcción, laconformación del circuito y el área geográfica que cubre."

"La identificación de la composición típica de las Unidades de Propiedad Estándarserá realizada por el distribuidor, a su costo, y provendrá de muestrasrepresentativas de tramos de red construidos con base en normas técnicas,"

"El distribuidor determinará el costo de inversión de cada Unidad de PropiedadEstándar aplicado los costos normalizados de materiales y montaje a precio demercado."

Para las revisiones tarifarias que ha realizado el CONELEC hasta la fecha, las empresasdistribuidoras lian presentado el cálenlo del VAD utilizando el método contable de costosde los activos en servicio y costos de explotación, el cual no permite una homogeneidad decriterios para el tratamiento de la información a nivel general en las empresasdistribuidoras, por lo que es indispensable implementar la metodología de Unidades dePropiedad Estándar, tal como lo establece el Reglamento de Tarifas.

Para la realización de un muestreo que permita tipificar las cantidades de equipo,materiales y montaje que intervendrán en cada Unidad de Propiedad Estándar., algunasempresas distribuidoras del país, disponen de un inventario detallado de sus instalaciones,en el que se puede analizar el nivel de detalle y decidir sobre la aph'cabilidad de losmismos en los estudios.

Para la elaboración de una base de datos, con precios estandarizados de equipos, materialesy montaje, se puede utilizar la información disponible en las empresas eléctricas, sobreprecios unitarios de equipos, materiales y montaje, la que deberá ser tomada en cuenta parael estudio.

1.2 OBJETIVOS

Por lo anteriormente señalado y con base en lo dispuesto por el Reglamento de Tarifas envigencia, el objetivo principal de este trabajo es realizar una investigación, que basándoseen un análisis de las características de las redes de media y baja tensión de una empresaeléctrica distribuidora que se toma como base del estudio, empresa que en este caso seconsidera representativa de la región sierra, llegue a identificar las Unidades de PropiedadEstándar, que permitan caracterizar los activos en servicio, para de esta manera conseguiruna valorización más exacta.

Para la identificación de las Unidades de Propiedad Estándar (UPE) se requiere tipificarcantidades de equipos y materiales que intervienen en cada UPE, y su valoración con unlistado de precios referenciales que contengan los elementos típicos, costos de montaje yoperación, para los sistemas de distribución primario y secundario.

Capítulo I: Introducción


13 MOTIVACIÓN

En la actualidad, con la información que proviene de las empresas distribuidoras, no setiene un mecanismo unificado para identificar la incidencia de los activos en servicio en elVAD, y por tanto, en las tarifas y peajes de distribución, por lo que se hace necesariodefinir un método que permita reflejar ia incidencia que tienen los activos en senado de laempresa, en la planilla del consumidor o usuario final.

En consecuencia se hace indispensable tener un mecanismo de cálculo y un método devaloración de los activos en servicio, que permitan facilidad en el manejo de lainformación para la fijación de tarifas, de manera que se pueda representar las instalacionesy equipos de una empresa de distribución, de una forma expeditiva y exacta.

En la actualidad., las empresas realizan el cálculo del VAD basándose en registroscontables de los costos de capital y costos de explotación, pero este método no permite lahomogeneidad de criterios de cuatificación y valoración, a más del tiempo que toma suaplicación.

1.4 METODOLOGÍA

A continuación se presenta un esquema de los pasos a seguir para la consecución delobjetivo planteado:

1.4.1 Panorama de la empresa seleccionada para el estudio

>- Visión del área de servicio que tiene a concesión teniendo en cuenta lascaracterísticas geográficas, climáticas y socio económicas del lugar para de estamanera dar un costo representativo de la región sierra.

> Revisión y estudio de los mecanismos y métodos que utiliza la empresa eléctricapara cuantifícar y valorizar sus activos en servicio; y de esta manera ver laaplicabilidad y funcionalidad de los métodos, considerando para el futuro estudiode las Unidades de Propiedad Estándar (UPE)., los aspectos y características másimportantes para su futura utilización si es el caso.

> Obtención de una descripción de los métodos utilizados por la empresa para daruna idea global de su funcionalidad y utilidad.

1.4.2 Conceptuar y Valorar las Unidades de Propiedad Estándar (UPE)

En este punto se tratará de dar una definición lo más acertada posible para una mejorcomprensión del lector, tomando aspectos de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico yde criterios técnicos de diseño. Además se llegará a determinar los elementos típicos deuna Unidad de Propiedad Estándar para la fácü identificación de la misma, y medianteun listado de precios y costos llegar a determinar la valoración de las mismas.

Capítulo I: Introducción - 6 -


1.5 ALCANCE DEL TRABAJO

El presente trabajo estará orientado esencialmente a las redes de distribución tanto enmedia como baja tensión, donde se presentan gran cantidad de elementos y materiales,haciendo indispensable la realización de un muestreo para llegar a determinar loselementos típicos de las red de distribución, evitando el enorme trabajo que representaría elrealizar un levantamiento completo de los elementos de ]a red . Para el presente análisis nose consideran redes subterráneas.

A continuación se hace una rápida descripción del alcance de cada uno de los capítulos quecontempla este trabajo:

Capitulo Primero: Introducción

Se trata de dar una visión de la realidad actual del Sector Eléctrico y su influencia en lasempresas de distribución; así como las causas del cambio establecido en la ley, y a la vez ladeterminación de mecanismos para viabilizar los requerimientos de esta ley.

Capítulo Segundo: Descripción de la empresa seleccionada para el estudio

Se presenta la información general de la Empresa Eléctrica de Distribución que seconsidera representativa de la Región Sierra, como así lo señala el articulo 56 de la Ley deRégimen del Sector Eléctrico.

La información se refiere a: área de concesión que tiene a su cargo, sistema de generaciónde la empresa que todavía no se desvincula, el sistema de subtransmisión, sistema dedistribución, características de la demanda, tanto residencial como comercial e industrial.

Capítulo Tercero: Information sobre los métodos que tiene la empresa para cuantificar yvalorar sus activos en servicio

Se describen los métodos más importantes que utiliza en. la actualidad la empresaseleccionada, para cuantifícar y valorar sus activos en servicio., como son el métodoContable y el GIS (método que está actualmente en desarrollo).

Capítulo Cuarto: Definición de las Unidades de Propiedad Estándar (UPE).

En la definición de las Unidades de Propiedad Estándar se tomará en cuenta los siguientescriterios:

> Los artículos de la Ley que definen una Unidad de Propiedad Estándar,> Parámetros .de definición de las UPE tanto para redes de media y baja tensión, cuanto

para transformadores de distribución,> Funcionalidad de una Unidad de Propiedad Estándar dentro del sistema de distribución.> Las posibles variaciones de la Unidad de Propiedad Estándar dentro de la Empresa

Eléctrica de Distribución.

Capítulo I: Introducción


Capítulo Quinto: Análisis probabílístíco y estadístico en la obtención de la muestrapara las Unidades de Propiedad Estándar (UPE) en la EEARCN S.A.

Para la obtención del tamaño de la muestra se recurrirá a un análisis probabilístico yestadístico, obteniendo como resultado una metodología que permite conocer cuantas UPEexisten y cual es el tamaño de la muestra a ser recogida, para que el muestreo seaverdaderamente representativo para cada UPE.

Capítulo Sexto: Valoración y determinación de los elementos típicos de una Unidadde Propiedad Estándar (UPE)

La determinación de los elementos típicos de las Unidades de propiedad Estándar (UPE) serealizará por muestreo. La metodología empleada para la valoración de las UPE estará enfunción de la estructura de costos de la Empresa Eléctrica Ambato Región Centro NorteS.A.; partiendo de un listado de precios referenciales que fue consultado a diferentesproveedores y empresas con amplio .conocimiento del tema, listado que fue proporcionadoporlaE.E.A.R.C.N.S.A.

Capítulo Séptimo: Aplicaciones de las Unidades de Propiedad Estándar (UPE)en el Sector Eléctrico

En este capítulo se sugieren las diferentes aplicaciones adicionales de las Unidades dePropiedad Estándar en las diferentes secciones del sector eléctrico ecuatoriano, al serutilizadas como herramientas de análisis; obteniendo conclusiones importantes sobre losbeneficios que se derivan de la aplicación de esta metodología Estas aplicacionesayudarán a establecer una comparación con los métodos utilizados anteriormente, quepermitirá obtener conclusiones y plantear diferencias con respecto al nuevo esquema quese desea implementar.

Capítulo Octavo: Experiencia en otros países con el tratamiento de activos dedistribución

Se realizará una investigación sobre la experiencia en otros países, en el tratamiento de lavaloración de los activos en servicio de las empresas eléctricas de distribución, sobre todoen aquellos países en los cuales se implementaron esquemas similares al ecuatoriano, conun proceso de privatización.

Con esta información se realiza una comparación y se llegan a determinar ventajas ydesventajas de utilizar las Unidades de Propiedad Estándar.

Capítulo I: Introducción - 8 -


CAPITULO II:

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA SELECCIONADA PARA ELESTUDIO

Según se establece en el artículo 56 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, el cálculodel Valor Agregado de Distribución (VAD) se lo realizará para una empresa eléctrica dedistribución tipo, en base de costos normalizados, donde los distribuidores tendrán quecalcular los componentes del VAD para la empresa eléctrica de referencia, correspondientecada año, y se someterán el estudio resultante a consideración del CONELEC. [1]

Para este estudio se considera como empresa tipo, a aquella que represente condicion.essimilares en su estructura de costos, que esté dentro una misma zona geográfica, concondiciones climáticas similares, y que por tanto represente a las empresas eléctricas dedistribución de una determinada zona.

Bajo esta consideración se seleccionó a la Empresa Eléctrica Ambato Región CentroNorte S.A. corno Representativa de la Región Sierra, excluyendo a la Empresa EléctricaQuito S.A. que tiene características muy particulares que difieren del resto de la región.

La información referente a las características generales y datos representativos de laE.E.AR.C.N.S.A., a más de información complementaria fue proporcionado por eldepartamento de planificación de dicha empresa, información que se detalla acontinuación.

2.1 INFORMACIÓN GENERAL

La empresa eléctrica Ambato tiene concesión para prestar servicio en las provincias deTungurahua, Pastaza, Ñapo Sur y los Municipios de Palora, Guamboya de MoronaSantiago(AnexoNo. 1).

El número de clientes a diciembre de 1999 es 128.600, de los cuales 39.744 correspondenal sector urbano y 83.046 al sector rural. De acuerdo con el tipo de consumo se tienen105.065 usuarios en el sector residencial, 11.997 en el sector comercial, 2811 en el sectorindustrial y 2917 en otro tipo de usuario.

Los índices de crecimiento por año, en el número de usuarios por tipo de servicio son:residencial 4.3%, comercial 3.8%, industrial 7.2%-y otros 7.6%, representando para el totalde usuarios un 4.4%.

El servicio de la empresa es eminentemente rural, siendo 32.36% usuarios urbanos y 67.63% rurales, con im crecimiento anual de 4.27 % y 7.4 % respectivamente. La empresa espionera en electrificación rural, pues a la fecha tiene el 96.3% de su área de concesiónelectrificada.

Capítulo u: Descripción de la Empresa Seleccionada Para el Estudio - 9 -


2.1.1 Sistema de Generación:

La empresa presenta una demanda máxima de 57.76 MW, que es abastecida en un 5.05%por la generación propia de la empresa, y en el 94.96% por el Mercado EléctricoMayorista.

El crecimiento medio por año, del consumo de energía es del 6.3%. En la tabla 01, sepresentan los datos de generación en MWh para el año 1999, con una producción total de265.705 MWh.

Tabla N° 01,- Datos de Generación, para el suministro de energía [4]

TIPO DEGENERACIÓN

HIDRÁULICA- MIRAFLORES- PENÍNSULATÉRMICA- BATAN- LLIGUASUBTOTALCENACE

TOTAL

TUNGURAHUA(MWh)12.810

012.810593,8224,4369,4

13.403,8215.654

229.058,8

PASTAZA(MWh)

-19.53519.535

M. SANTIAGO(MWh)

-2.4772.477

ÑAPO(MWh)

-14.63314.633

TOTAL(MWh)12.810

012.810593,8224,4369,4

13.403,8L252.301

265.705

2.1.2 Sistema de Subtransmisión:

A las subestaciones Ambato y Totoras llegan lineas a 138 kV, en donde se reduce el nivelde tensión a 69 kV. Las líneas a 69 kV que representan una extensión total de 130.1kilómetros, forman un anillo entre las S/E de distribución con 46 Km de extensión, ademásde una linea que sale de la subestación Totoras a la S/E Puyo con 84.1 Km. de extensión.

En el Anexo No. 02, se presenta el diagrama unifUar del sistema de la empresa y un mapageográfico de localización de la misma.

2.1.3 Sistema de Distribución:

La distribución es principalmente a 13.8 kV y una pequeña parte a 4.16 kV. Losalimentad ores recorren el área de concesión con líneas trifásicas., bifásicas y monofásicascon una distancia aproximada de 1.600 Km. que cubren la mayor parte de las provincias deTungurahua, Pastaza, Ñapo y Morona Santiago.

En la actualidad la Empresa está realizando un estudio para mejorar el servicio y mejorarlos perfiles de voltaje, haciendo un planeamiento de la distribución de las cargas de losalimentadores y cambiando el diámetro de los conductores.

A continuación se muestra el detalle de los alimentadores que salen de las diferentessubestaciones, con sus principales características.

Capítulo U: Descripción de la Empresa Seleccionada Para el Estudio -10-


Tabla N° 02 Alimentadores de distribución de bis Subestaciones.[5]

SUBESTACIÓN

S/E BATAN

S/E LORETQ

S/E PELILEO

S/E BAÑOS

S/E MONTAJLVO

S/E HUACHJ

S/E ORIENTE

S/E SAMANGA

S/E ATOCHA

LLIG. PENÍNSULA

S/E PUYO

TOTAL URBANO

TOTAL RURALTOTAL GENERAL

ALIMENTADOS

CENTRALP.D. ANDAVICENTINA

BOLÍVARESPEJO

SUBTERRÁNEOBELLAVISTAINGAHU. ALTO

HUAMBALOPATATEPELILEO

RIO VERDEBAÑOS

PITITICQ-CEVALLOSSURTISALEOATAHUALPAPASA

xMTRAFLORESSANTA ROSAOLÍMPICA

UNIVERSIDAD

TOTORASPILLAROP.I.ANORTE

PICOAHOSPITAL

QUISAPINCHAPILISHURCO

AV. AMERICASCATIGLATA

CENTRALCIRCUNVALAC.

TARQ-PALORAEL CAPRICHOSHELL-MERA

VOLT(KV>

4,164.164,16

13,804,16

13,804,16

13,8013,8

13,813,8

13,813,8

13,813,813,8

13,813,813,813,8

13,813,8

13,813,813,8

13,813,8

13,84,16

13,813,8

13.813,8

13,813,813,8

13,813,8

ÁREA DESERVICIO

URBANOURBANOURBANO

URBANOURBANO

URBANOURBANOURBANORURAL

RURALRURAL

RURALRURAL

RURALRURAL

RURALRURAL

URBANORURAL

URBANORURAL

URBANO

URBANORURALRURAL

RURALRURAL

URBANO

URBANORURAL

URBANO

URBANORURAL

URBANORURALRURALRURAL

RURAL

L O N G I T U D KM

34.4,234,431,52

0,762,54

4,763,2320,14

10,4523,10

7,459,35

7,9030,757,30

7,2010,0015,1013.10

10,3016,97

8,3011,4029,35

3,9025,2013,367,65

9,503,75

4,685,4313,407,9548,60

4,7040,56111,78

335,63447,41

2<J>

7,46

0,300,95

6,35

1,70

2.05

3,60

12.05

1,65

1,6534.4636,11

i $ ÍSUBT0,450,14

0,700,50

10,160,15

0,25

i2,51

40,5472,3549,49

17,253,20

15,18173,50

25,7530,501,40

134,252,61 i 0,32

116,201,38 1 1,33

2,25 0,20

60,25165,30

0,4022,80 i 0,50

4,87 ¡ 0,300,64 0,18

38,8016,65 i

1,081,00

5,395,15

45,40

0,6510,2139,68

1027,221066,90

3,7S

0,904,68

2.1.4 Características de la Demanda:

La demanda máxima del sistema registra un crecimiento medio del 6.2% desde 1990 hasta1999, en la tabla 03 se puede ver el análisis histórico para el período mencionado. Laspérdidas totales (técnicas y no técnicas), disminuyeron del 19.6% en 1982 al 12.1% en1998, para luego subii-al 14.24% en 1999.

Capítulo u: Descripción de la Empresa Seleccionada Para el Estudio -11-

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P, Mena V.

La empresa intenta disminuir ías pérdidas no técnicas con el continuo control de losusuarios a través de la sección de Control de Pérdidas, que pertenece al DepartamentoComercial.

Tabla N° 03.- Análisis histórico de demanda máxima de 1990 hasta 1999.

Año19901991199219931994199519961997199S1999

RESIDENCIALKWh

60,345,35465,972,47670.. 108,3 0972.270,1 1380,162,04880,027,50192,167,89098,236,585109,752,89396,055,117

COMERCIALkWh

17,553,21719,156,21320,023,01319,664,76422,014,71522,602,29026,260,23927,467,12230,935,34329,057,255

INDUSTRIALkWh

21,986,20326,979,32128,615,85230,885,93434,049,50833,521,75438,380,93144,036,64049,012,12347,775,865

OTROSkm

33,954,99735,737,74432,638,01534,883,43242,769,59641,118,29445,180,87049,772,54655,656,36254,251,114

TOTALk\Vh

133,839,771147,845,754151,385,189157,704,243178,995,867177,269,839201,989,930219,512,893245,356,7212227,139,351

%

10.46%2.39%4.17%13.50%-0.96%13.94%8.68%11.77%-7.42%

PROMEDIO 6.28%

El decrecimiento en el consumo del último año se debe en parte a la crisis económica porla que atravesó el país, y por otro lado, a la salida forzada de los habitantes de la ciudad deBaños y sus alrededores en los últimos meses del año 1999, ante la posibilidad de erupcióndel volcán Tungurahua.

La Empresa Eléctrica Ambato tiene un promedio de 106.290 clientes residenciales, 12.680comerciales y 2759 industriales.

2.1.4.1 Residencial:

Es el sector que representa el mayor consumo en la empresa eléctrica y es el responsableen buena medida., de la forma de la cun'a de carga de la empresa, puesto que representa el42.2% del consumo total.. Dentro de la estructura de consumo de los clientes residenciales,aquellos más representativos corresponden a: iluminación, refrigeración y el calentamientode agua.

Figura N°OL- Porcentajes de consumo en la Empresa Eléctrica Ambato RegionalCentro Norte S.Á,

PORCENTAJES DE CONSUMO POR SECTORES EN 1999

OTROS

23.9%

INDUSTRI.21.1%

RESIDENCIAL42.2%

COMEROAL12.8%

Capitulo II: Descripción, de la Empresa Seleccionada Para el Estudio - 12-


La característica principal del consumo diario de este sector es la presencia de dos picosde demanda máxima, uno en. la mañana entre las 7hGO y las 9h30 y otro entre las 1 ShOO y22hOO, siendo este último el de mayor valor y provoca la aparición del pico en la curva decarga general de la Empresa a estas horas.

Figura N° 02.- Curva de carga Residencial para un día normal de la semana

EMPRESA ELÉCTRICA AMBATORCN. S.A.CURVA DE CARGA RESIDENCIAL

1<c-z.LLh-ca

ccc

A^

f*J N — - -

/ \y \ K S ^ S ^

HORAS.-f+C...-,*. f--t,

A los consumidores residenciales se los clasifica en diferentes rangos de consumo: enintervalos de 20 y 30 kWh para consumos bajos; de 50 kWh para estratos intermedios yde 100 kWh para estratos superiores, en los sistemas de facturación, mientras que paraefectos de análisis y estudio, la clasificación es mas amplia para su generalización. Laempresa eléctrica por tener la presencia significativa de clientes rurales y debido a que lacondición económica de los mismos se ha visto afectada en los últimos tiempos,concluyéndose que él índice de ingreso económico de los consumidores de la Empresa esmedia.

Los consumidores con rangos de consumo comprendidos entre los 51 y 200 kWh / mesrepresentan el mayor porcentaje con 54.34 % del total residencial y su consumo representael 55.40%. El ingreso económico de estos consumidores fluctúa entre íos 3 y 6 salariosmínimos mensuales. Los consumidores con valores de consumo inferiores a 51 kWh,tienen una reducida presencia de electrodomésticos en sus hogares. El porcentaje declientes en esta situación es del 34.70 % y su consumo representa el 9.60 % del total.

Los consumidores con consumos superiores a los 200 kWh/mes, son los considerados deestratos medios alto y alto, en donde la presencia de electrodomésticos es mayoritaria y enrepetido número, con alto índice de uso. Representan el 10.95 % del total de consumidoresresidencia3.es y el porcentaje de consumo es 35 %.

No existe una marcada diferencia de comportamiento de consumo entre las dos estacionesdel año presentes en la región, por tanto el comportamiento de los consumidorespermanece relativamente constante. Los principales inconvenientes encontrados en ioscomportamientos de consumo del sector residencial es la forma inadecuada del uso de laenergía eléctrica, que ocasiona consumos excesivos innecesarios.

Capítulo II: Descripción, de la Empresa Seleccionada Para el Estudio - 13-


2.1.4.2 Comercial:

En 1999 el consumo comercial fue de 29.042 MWh y su crecimiento medio de 7.49%. Lasactividades comerciales presentes son múltiples, predominando los pequeños comercios,en donde el consumo de energía eléctrica mayoritario se da en los mismoselectrodomésticos citados en el sector residencialEl sector comercial se encuentra clasificado en tres categorías de acuerdo al Sistema deIntegración de Servicios a Abonados (SISA): Cl, C2 y C3, según sus consumos. En. laúltima clasificación se encuentran la menor cantidad de Consumidores (26.13%), pero suconsumo es el mayor, con un porcentaje de 90.50%, debido a la presencia de clientescomerciales con demanda

La característica principal del sector comercial en el consumo es su uniformidad desde lasShOO hasta las IShOO aproximadamente, con una ligera disminución en ñoras del mediodía,como se presenta en la figura 3.

Figura N° 03.- Curva de carga Comercial para un día normal de la semana

EMPRESA ELÉCTRICA AMB ATO RCN. SA.

CURVA DE CARGA COMERCIAL

cci

-

—X

/ A /y vx

\

= oí = oí =í oí 0 í"> -0 tt •=,Í7> C- O>I C"> IC> CC- ÍK- CT> -• — (T--J

Las entidades bancarias y centros comerciales registran altos consumos de energía, al igualque edificios institucionales y administrativos, debido a la presencia de gran cantidad deiluminación requerida por las condiciones de trabajo y confort de sus empleados y clientes,además de la presencia de equipos de computación, ascensores, bombas de agua, entreotros.

El mayor número de consumidores comerciales corresponde a aquellos que consumenhasta 150 kWh/mes con un porcentaje de 60.05 %, que constituyen básicamente pequeñoscomercios, mientras que el mayor consumo eléctrico ío tienen aquellos que están en elrango entre 151 y 500 kWh/mes con un porcentaje de47.58 %.

2.1.4.3 Industrial:

La automatización de la industria ecuatoriana, permite el ingreso de maquinarias connuevas tecnologías incrementando el consumo de energía eléctrica. El crecimiento del

Capítulo II: Descripción de la Empresa Seleccionada Para el Estudio - 14-


sector en los últimos años es del 10.50 % y el consumo registrado en el año 1999 es47.775,8 MWh.

El sector industrial en la Empresa Eléctrica Ambato es clasificado en 2 tipos: IndustrialArtesanal (IA) e Industrial con Demanda (ID) de acuerdo al pliego tarifario emitido paralas empresas eléctricas por el CONELEC.

Los consumidores industriales artesanales representan un 70.64 % del total de usuariosindustriales y su consumo representa el 13.36 %. La mayor tasa de crecimiento se registraen la provincia de Tungurahua con. 19.66 % de industriales artesanales y 10.37 deindustriales con demanda. El crecimiento total de la industria en esta provincia es de11.18%

Los industriales artesanales influyen en los consumos de energía en forma niayoritaria delunes a viernes en horas de trabajo comprendido entre las ShOO y las 17hOO, mientras tantolos industriales con demanda, especialmente grandes consumidores tienen un consumoconstante durante las 24 horas del día. En la figura 4 se presenta la curva de carga delsector industrial para un día normal de la semana.

Tanto los consumidores tipo IA como los ID, tienen similares tipos de industrias, con unpredominio de las industrias madereras y de curtiembres de acuerdo a datosproporcionados por el SISA, que permite conocer la razón social de las diferentes fábricase industrias.

En este sector como resulta obvio, el mayor consumo tiene que ver con carga rotativa yrepresenta el 71.89 % del total de consumo industrial.

Figura N° 04.- Curva de carga Industrial para un día normal de la semana

9000.008000.007000.006000.005000.004000.003000.002000.001000.00

0.00

OVtPRESA ELÉCTRICA AMBATO RCN. S.A.CURVA DE CARGA INDUSTRIAL

HORAS

•tNDUSTRÍAL

Las principales falencias encontradas en este sector son: los dúnensionamientos de lacapacidad de los motores en forma exagerada con relación a la actividad a realizarse,instalaciones eléctricas internas deficientes o mal organizadas, motores eléctricos noeficientes, factores de potencia de bajo valor, entre otros, que provocan inconvenientes enlas redes de distribución y pérdidas de energía en. las industrias.

Capítulo II: Descripción, de la Empresa Seleccionada Para el Estudio -15-


CAPITULO III:

INFORMACIÓN SOBRE LOS MÉTODOS QUE TIENE LAEMPRESA, DE CUANTIFICAR Y VALORAR SUS ACTIVOS

EN SERVICIO

En las empresas eléctricas de distribución desde hace algún tiempo se vieneimplementando varias metodologías para valorar y cuantífícar los activos en servicio y deesta manera visualizar la incidencia en el cálculo del Valor Agregado de Distribución(VAD), y principalmente en las tarifas correspondientes al nivel de tensión.

Los sistemas actuales para valorizar y cuantificar los activos de la Empresa EléctricaAmbato, son alternativas válidas, pero que no satisfacen los requerimientos de la empresaeléctrica y los requisitos de Ley, además tienen limitaciones que se describen más adelante.

Las metodologías más utilizadas en la Empresa Eléctrica Ambato son: el método contableimplementado en el año 1992, y un método que corresponde a un reciente estudio rea]izadopor la Empresa Eléctrica Ambato y La Pontificia Universidad Católica del Ecuador consede en Ambato que consideró la creación e implantación de un Sistema de InformaciónGeográfica (SIG). Las metodologías se describen a continuación.

3.1 MÉTODO CONTABLE [6]

3.1.1 Metodología de Cuantífícación

En la cuantifícación el método contable se propone que los bienes estén ordenados porubicación y dentro de cada ubicación se agrupen de acuerdo al rubro (siibcuenta contablepor capacidad) al cual pertenecen. Así mismo, dentro de cada ubicación y subcuenta, elinventario esta ordenado según los distintos sectores operativos, detallados a continuaciónque para el efecto se tomará corno ejemplo una subestación.

Se hace necesario aclarar que al frente de cada unidad con su respectivo código seencuentran los valores de reposición a nuevo, valor actual, depreciación acumulada.

Totales por Ubicación

CódigoOE01OE0101OE0102OE0103OE0104OE0105

DescripciónEE Ambato Regional Centro NorteCentral Hidráulica PenínsulaCentral Hidráulica MirañoresCentral Térmica LliguaCentral Térmica BatánS/E Huachi

Capítulo HI: Información sobre Los métodos que tieae la empresa, de cuantificar y valorar sus activos en servicio - 16 -


Totales t>or UbicaciónCódigoOE0106OE0107OE010.OE010.

OE0118OE0119OE0120OE0121OE0122

OE0125OE012ÓOE0127OE0128OE0129OE0130OE0199

DescripciónS/E BañosS/E AtochaS/E

Línea Huachi — Monta] voLínea Baños PuyoLínea Totoras — Monta! voLínea Samanga - AtochaLínea

Distribución en Zona Rural de PastazaDistribución en Zona Urbana de PastazaDistribución en Zona Rural TungurahuaDistribución en Zona Urbana TungurahuaDistribución en Zona de CantonesSistema Aislado de PaloraGeneral de la Empresa

Cada ítem es considerado como un registro de valoración e inventario que dentro de lascuates se subdividen en códigos de subcuentas contables. Y a continuación se describirá unejemplo para cada caso.

Códigos de Subcuentas Contables

Cádigo

101112141718

20

25

30

40

DescripciónCentrales hidroeléctricas10- Terrenos y Servidumbres11 - Edificios Y Estructuras12- Obras Hidráulicas14- Instalaciones Electromecánicas17- Otros Equipos de la Central18- Carreteras- Caminos- Puentes

Centrales a Vapor20-Terrenos y Servidumbre

25- Depósito de Combustible

Centrales de Combustión Intenta30-Terrenos y Servidumbre

Centrales a Gas40-Terrenos y Servidumbre

Capitulo Til: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuantificar y valorar sus activos en sen-ido - 17 -


Códigos de Subcuentas ContablesCódigo

5051525354555658

60

70

808384

8586

DescripciónLíneas y Subestaciones de Transmisión50-Terrenosy Servidumbre5 1 - Edificios Y Estructuras52- Equipos de Subestaciones53- L>uctos y Pozos de Revisión54- Postes, Torres y Accesorios55- Conductores y Accesorios Aéreos de Transmisión56- Conductores y Accesorios Subterráneos18- Carreteras- Caminos- PuentesLíneas y Subestaciones de Subtransmisión60-Terrenos y Servidumbre

Sistema de Distribución70-Terrenos y Seradumbre

Instalaciones de Servicio a Abonados82- Acometidas para Abonados83- Medidores84- Instalaciones dentro de la PropiedadAbonados

de los

85- Propiedades Arrendadas a los Abonados86- Sistema de alumbrado Público yLuminosas

señales

A continuación por códigos de subcuentas contables por capacidad en donde la descripciónse repite para todas las centrales.

Códigos de Subcuentas Contables Por Capacidad

Código

AOAlA2A4A7A8

BO

CO

DO

DescripciónCentrales Hidráulicas de más de 50.000 kW10-1 Terrenos y Servidumbres11-1 Edificios Y Estructuras12-1 Obras Hidráulicas14-1 Instalaciones Electromecánicas17-1 Oíros Equipos de la Central18-1 Carreteras- Caminos- Puentes5.000 kW > Centrales Hidráulicas > 50.00010-2 Terrenos y Servidumbres

500 kW > Centrales Hidráulicas > 5.000 kV\3 Terrenos y Servidumbres

Centrales Hidráulicas menores de 500 kW10-4 Terrenos y Servidumbres

kW

I

Capítulo El: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuantiJacar y valorar sus activos en senado - IS -


Códigos de Subcuentas Contables Por CapacidadCódigo

EO.....

FO

GO

HO

10

JO

KOKlK2K3K4K5K6K8

LO

MO

PO

DescripciónCentrales de Vapor20-1 Terrenos y Servidumbres

Centrales de Conbustión Interna de(diesel) sobre 900 rpm

Alta Velocidad

30-3 Terrenos y Servidumbres

Centrales de Conbustión Interna de Media Velocidadsobre 514 rpm hasta 900 rpm30-2 Terrenos y Servidumbres

Centrales de Conbustión Interna de(Bunker) hasta 514 rpm

Baja Velocidad


Centrales a Gas Tipo Jet40-2 Terrrenos y Servidumbres

Centrales a gas Tipo Industrial40-1 Terrenos y Servidumbres

Líneas y S/E de Transmisión desde 138 kV o mas50-1 Terrenos y Servidumbres51-1 Edificios Y Estructuras52-1 Equipos de Subestaciones53-1 Ductos y Pozos de Revisión54-1 Postes, Torres y Accesorios55-1 Conduct y Accesorios Aéreos de Transmisión56-]. Conduct, y Acces. Subterráneos de Transmisión58-1 Carreteras- Caminos- Puentes

Líneas y S/E de Subtransmisión de69 y46kV60-1 Terrenos y Servidumbres

Sistema de Distribución PosteríaHormigón

de Hierro y/o


Sistema de Distribución Posteria mixta de Madertacon Hormigón70-2 Terrenos y Servidumbres

Capítulo HI: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuanuñcar y valorar sus activos en servicio- 19 -


3.1.2 Metodología de Valorización

A continuación, se describe la metodología empleada en la determinación de los valores dereposición a nuevo o, donde corresponden los valores netos de realización de cada uno delos rubros valuados. Como parte del método contable el alcance de este trabajo se basa enla verificación de los inventarios y avalúos, de los mismos, el inventario fue producto delconsenso con la Empresa.

Rubro: Terrenos

Para cada una de las parcelas se recaban los datos relacionados con la ubicación, los frentesy laterales, superficies y servicios públicos disponibles. Los valores unitarios de losdistintos terrenos son estimados en base a las opiniones vertidas por personas expertas enla compraventa de bienes similares en todas las áreas en estudio.

En algunos casos se puede obtener referencias de ofrecimientos de venta, los otros lotesy/o fracciones situadas en las zonas en cuestión, cuyas características son comparables conlas de cada terreno a valuar.

Los valores obtenidos se ajustan mediante coeficientes de corrección por forma, tamaño yubicación, teniendo en cuenta siempre las características de cada área, a saber: zona rural,zona urbana o suburbana, área comercial, área residencial y otras.

Rubro: Obras Civiles

Cada cuerpo edificado o conjunto de mejoras, fue subdividido en zonas de característicasconstructivas homogéneas. Se verificaron los distintos tipos estructurales, sistemasconstructivos, materiales utilizados, destino y superficie de los locales. En cada zona asíestablecida se efectuó un cómputo métrico piloto de los materiales constructivos, quesirvió de base para calcular el correspondiente valor por metro cuadrado de superficiecubierta. Los valores unitarios incluyen los costos de materiales, mano de obra, utilidad dela empresa constructora y todos los gastos generales en que se incurre para la construcción.

Para cada unidad de propiedad se expone un detalle resumido de las superficies cubiertaso semicubiertas por sector o nivel y sus respectivos valores unitarios.

Para las obras hidráulicas se calculan con los costos unitarios más importantes de cadarubro de obra: hormigón, excavación, etc., que se aplican posteriormente a los cómputos dela obra, precios que se comparan con los de contratos de obra de reciente adjudicación oproyectos actuales.

Los cómputos de obra se sacaron de las respectivas actas de recepción, de cómputo deplanos, y se analizaron también los contratos originales de las obras más importantes.

Capítulo TU: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuantifícar y valorar sus activos en servicio - 21 -


Rubro: Instalaciones Electromecánicas

Se presentan las características más significativas de los bienes agrupados en estos rubros.La valoración se efectúa mediante contactos con proveedores de equipamiento parageneración y distribución eléctrica, y unidades de servicios e infraestructura logística paradeterminar los niveles de precios actuales a nuevo. Se elaboraron solicitudes de cotizaciónpara las distintas fírmas que son proveedores habituales de equipamiento e instalacionesde la EEASARCN.

Para los proveedores internacionales, se cursaron pedidos de precios a las respectivas casasmatrices.

Para los ítems de provisión nacional, se consultaron a los respectivos fabricantes odistribuidores, quienes respondieron satisfactoriamente a la solicitud enviada.

Rubro: Líneas

Sistemas de Distribución

Comprende a los bienes afectados al servicio de los abonados, a los ductos ensubestaciones y la vinculación con el Sistema Nacional Interconectado. Presentando ladescripción técnica de las unidades de propiedad que conforman cada cuenta. Asimismo sedetalla (de acuerdo con las distintas normas de la EEASARCN) un detalle con losprincipales elementos que integran cada red, tendido, equipos de subestaciones y otros.

Los valores actuales de reposición a nuevo se obtuvieron en base al cómputo de loselementos componentes y posterior valuación empleando precios unitarios de reposición anuevo, provenientes de una consulta a los contratistas y proveedores habituales.

Los precios unitarios incluyen la parte proporcional de materiales, accesorios, gastos deinstalación, mano de obra, transporte y utilidades de la empresa consultora. Se registran alas firmas consultadas y se anexa su información en concordancia con el método.

Cargos Generales Sobre los Bienes

Existen imputaciones capitalizables que alcanzan al conjunto de los bienes utilizados por laEEASARCN; estos conceptos corresponden a las erogaciones por Ingeniería, Gastos deSupervisión y Administración, Costos por Inmovilización de Capital y coeficientes deZonifícacíón,

El importe total de cada uno de estos rubros fue distribuido en forma proporcional al valorde reposición a nuevo de cada una de las unidades de propiedad alcanzadas y se muestranbajo el código "CGrl".

A continuación ampliamos sobre los componentes que integran cada uno de los cargosgenerales.

1. Ingeniería: En este capitulo se agrupa los honorarios y gastos varios necesariospara la provisión de servicios de ingeniería, como son:

Capítulo III: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuantificar y valorar sus activos en servicio - 22 -


*S Reconocimiento de campoV Estudios de Prefactibilidad•S Estudios de FactiftlidadS Diseño de Licitación•S Diseño de Construcción•S Entrenamiento de Personal•S Imprevistos

2. Gastos de Supervisión y Administración: Bajo este rubro se incluyen los gastosque por distintos conceptos que debió incumrse durante la ejecución de la obra.

S Gastos de Hoteíería, pasajes, sueldos y cargas sociales del personalS Gastos de oficina en obra y centralesS Capacitación del PersonalS Suscriptores y afiliacionesV Honorarios profesionales por asesoramientoS Inspección de Equipos en Proveedores: Constatación de materiales según normas,

procedimientos de construcción, avance de obra, marcación de postes, pruebaseléctricas y preparación de informes técnicos.

^ Impuestos y contribucionesS Servicios: Telefonía, Fax, Telex, Agua potable y Otros.S Seguro contra todo riesgo durante la construcción y montaje•S Seguro de caución

3. Costos de Inmovilización de Capital: Son los intereses perdidos durante el periodode construcción y equipamiento, se derivan de la inmovilización del capital durantedicho periodo. Adoptamos un período estimado de construcción bajo la premisaque la construcción se realizaría por unidades de negocios completas, estopermitiría obtener un comienzo más rápido de la prestación de servicio, y por endeun inicio de recuperación de la inversión anticipada.

El procedimiento utilizado para determinar los intereses consistió en calcular desde elmomento en que se efectúa la primera inversión, hasta que el sistema inicia sus pruebasa escala industrial, teniendo en cuenta el crecimiento de la inversión durante un periodode inmovilización de capital estimado para cada tipo de obra.

En la estimación de este concepto se consideró su incidencia sobre la inversióncorrespondiente a todas las cuentas, incluyendo Ingeniería, Gastos de Supervisión yAdministración. Para el cálculo de los intereses se consideró ía inversión realizadacomo subdividida en inversiones anuales; a su vez cada inversión anual, se supusorealizada a mediados del año correspondiente.

Se adoptó una tasa de interés razonable del 4% anual que se obtuvo a partir del análisisaplicado sobre operaciones pasivas en el mercado internacional, a la cual se le sumauna prima de riesgo país para el Ecuador, tal cual prevé el reglamento de tarifas.

Capítulo III: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuaníiñcar y valorar sus activos en senado -23 -


Por consiguiente la suma de la tasa de inmovilización del capital más la prima deriesgo país. Con la tasa adoptada, se calcula la incidencia de los costos deinmo'S'ilización y prima de riesgo país sobre el valor total a nuevo.4. Coeficiente de Zonificación: Se incluye aquí los siguientes conceptos:S Factores climáticos, cambios menores en el diseño y sobreprecio por entregas

urgentes.S Situación geográfica: Complejidad en el transporte, coordinación de entregas,

acceso a la mano de obra y rendimiento de la mano de obra.

3.1.2 Metodología de Depreciación:

Se ha calculado la depreciación en base a la determinación de coeficientes que determinanel valor actual, se ha empleado una depreciación lineal que tiene en cuenta la edad , laexpectativa de vida y el estado de conservación de cada unidad operativa. El coeficiente dedepreciación, multiplicado por el valor a reposición a nuevo, da lugar al valor actual.

La función que da origen a la depreciación lineal es la siguiente:

ECe

Donde:Cd = Coeficiente de depreciaciónE = Edad del BienExp ~ Expectativa de vida útil remanente del bien.Ce ~ Coeficiente de corrección, en función del Factor de estado de conservación,

según la planilla siguiente:

Factor deEstado

0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.5

Coeficiente deCorrección ( Ce )

1.001.001.000.850.700.550.400.200.100.00

NOTA: En cada reporte de valoración ya sea éste en una subestación o en una línea dedistribución se agrupan los elementos o unidades de propiedad instalados, por el año enque fue puesto en servicio para realizar la correspondiente devaluación del bien, y es poreso que se agrupan los bienes por el año que fueron instalados hasta el día de hoy.Obteniéndose así varios grupos de acuerdo a los años de instalación en cada unidad.

Capítulo HI: Infonnación sobre los métodos que tiene la empresa, de cuantificar y valorar sus activos en. servicio - 24 -


La empresa eléctrica Ámbato ha optado por agrupar sus bienes para cuantifícarlos yvalorizarlos por años, dándose un incremento de la red eléctrica en cada sector y en cadaaño, y de esta manera conocer la incidencia de sus bienes en servicio en la planilla delconsumidor.

3.2 MÉTODO GIS (En proceso de implementación por parte de la E.E.A.R.CN.S.A.)

En la actualidad las tecnologías aplicadas a las mediciones., desplazamiento sobre tierras,monitoreo de información geográfica, no presenta un problema ya que la adquisición de latecnología apropiada con frecuencia resulta menos cara que la inversión tradicional a laque realizan economías de países desarrollados.

Por algún tiempo el concepto de "nuevo" lia sido sinónimo de "caro", pero con el usoapropiado del Sistema de Posícionamiento Global (GPS), la obtención de imágenesinaccesibles físicamente por medio de Satélites, VSAT, imágenes de Internet, los Sistemasde Información Geográfica (GIS), y principalmente la incorporación de computadoras,ayuda fundamental en el leA'autamiento de planos de todo tipo, generan productos demercado a bajo costo con una alta precisión y calidad.

En el III Congreso Latinoamericano de Distribución de Energía Eléctrica desarrollado enBrasil, se dijo que los GIS no solo deben ser usados para mejorar la eficiencia de laempresas eléctrica de distribución, sino también para mejorar su productividad en formarápida y eficiente, con el menor costo de inversión frente a las utilidades que deja elproducto como consecuencia de su aplicación.

La Empresa Eléctrica Ámbato Regional Centro Norte S.A., consciente de los beneficiosque tiene esta nueva tecnología emprendió un proyecto de Tesis con la PontificiaUniversidad Católica del Ecuador con Sede en Ámbato, para implernentar un prototipo deGIS aplicable a la empresa (diferente de un GIS comercial], el mismo que posteriormenteservirá para una implantación de un GIS a gran escala.

Este prototipo, actualmente en uso, trata de asemejarse a un GIS comercial pero condeterminadas limitaciones que después de aclarar el correcto significado de un GIS,procederemos a mencionarlas.

Los Sistemas de Información Geográfica (SIG o GIS, por las siglas inglesas) forman partedel ámbito más extenso de los Sistemas de Información, que se puede definir como unsistema informático o no, que está creado para dar respuesta a preguntas no predefinidasde antemano (Bosque Sendra, 1992). Por lo tanto, un Sistema de Información incluye unabase de datos, un conjunto de procedimientos de análisis y manejo de datos, un sistema deintegración con el usuario. Los mismos elementos se pueden encontrar en la organizacióngeneral de un Sistema de Información Geográfica [10].

El SIG o GIS permite gestionar y analizar la información espacial. Integra variasherramientas multipropósito con aplicaciones en campos tan diversos como laplanificación urbana, la gestión catastral, el ordenamiento territorial, el medio ambiente, laplanificación del transporte, operación y mantenimiento de redes publicas, el análisis demercado, etc. [10].

Capítulo LH: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuantíficar y valorar sus acüvos en servicio - 25 -


Para aproximarnos a una explicación de lo que es un GIS, reproducirnos aquí unacompilación de Antonio Romero (1996) sobre definiciones que se han dado al respecto:

> Un GIS se puede definir como un "sistema de información diseñado para trabajar condatos georeferenciados mediante coordenadas espaciales o geográfícas"(Star y Estes,1990). En esta definición se destaca el hecho de que la geografía constituye el elementoclave para estructurar la información dentro de un GIS y para realizar operaciones deanálisis [10].

> El National Center for Geografhic Information and Analysis (NCGIA) de los EstadosUnidos, amplía la definición al señalar que un Gis es ££un sistema de hardware, softwarey procedimientos diseñados para facilitar la obtención, gestión, manipulación, análisis,modelado, representación y salida de datos especialmente referenciados, para resolverproblemas complejos de planificación y gestión" [9].

> Desde otro punto de vista se trata de una extensión del concepto de base de datos: unGIS es "una base de datos computarizada que contiene información espacial" (Cebrian,1988).

> En un GIS se almacena información cartográfica y alfanumérica. Con la informacióncartográfica es posible conocer la localización exacta de cada elemento en el espacio ycon respecto a otros elementos. Con la alfanumérica, se obtienen datos sobre lascaracterísticas o atributos de cada elemento geográfico [7].

La información cartográfica se estructura normalmente en mapas temáticos, según losaspectos del espacio que se desee estudiar. De forma semejante, un GIS descompone larealidad en distintos temas., es decir, en distintas capas o estratos de información de la zonaque se desea estudiar: el relieve, los predios, las líneas de media tensión, líneas de bajatensión, líneas subterráneas, transformadores en donde al ubicarse y seleccionarlo se puedeacceder a la potencia nominal del equipo, número de fases, tipo protección, etc. [10].

En cada capa se almacena información cartográfica y alfanumérica. Para explicar demanera sencilla la forma como se almacenan los dos tipos de información cartográfica (elmapa digital) y otro con información alfanumérica (la base de datos asociada). Ambosarchivos están conectados de manera que a uno de los objetos espaciales del mapa digitalle corresponde un registro en la base de datos. Esta vinculación se realiza por medio de unidentificador común o clave. Si en el mapa digital señalamos un determinado objeto, através del identificador podemos conocer cuáles son los valores que registra ese elementopara los distintos atributos, pudiendo localizar fácilmente los componentes con una historiade fallas frecuentes para anticipar su remplazo y evitar cortes de servicio a los clientes[10].

Por lo mencionado anteriormente vemos que el método GIS es un buen programa visualpara mantener actualizada la información, pero que necesita programas de soporte paratener un inventario rea] y con exactitud de determinado sitio, barrio, o área geográficapredefinida que permita realizar una cuantifícación y valoración de sus activos tomandoconsideraciones de valor actual, factores de depreciación del bien, es decir incorporar unpaquete computacional que facilite el método contable y el método de avarúo, y de estaforma poder incorporar en el paquete computacional un mecanismo que permita medir la

Capítulo TIL: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuantificar y valorar sus activas en servicio - 26 -


red de baja tensión como la de inedia tensión en unidades de kilómetros, permitiendo laintroducción de la Unidad de Propiedad Estándar de fácil comprobación en la red dedistribución.

Sobre la base de este mecanismo seria una forma óptima de cuantifícar y valorizar losactivos en servicio empresa eléctrica, tomando en consideración toda la red en conjunto, ycon un porcentaje de error mirn'mrv de alrededor de la décimas de porcentaje, sirviendo conexactitud al ente encargado de regular los sistemas de distribución.

3.3 COMENTARIOS ACERCA DE LOS MÉTODOS

3.3.1 Método Contable:

> El tener una estandarización de normas y una Unidad de Propiedad Estándar que seaverifícable, determinando los elementos típicos de la Unidad de Propiedad Estándar yvalorando correctamente, de manera que esta unidad dé la norrnatividad de uncomponente grande de una red de distribución, evitará que la verificación de los activosen servicio se haga difícil, debido a la verificación de la existencia del bien elementopor elemento, como por ejemplo: el número de disyuntores, número de kilómetros deconductor ACSR, de cobre, etc., a demás de la verificación del avalúo correcto de unsitio, o tramo de red.

En consecuencia, seria necesario realizar una verificación por medio de una auditoríaexterna a la empresa de distribución, representando gastos y demora de ambas partes,tanto para el ente regulador como para la empresa de distribución.

> Una revisión de la fórmula del coeficiente de depreciación, tomando en consideracióntodas las alternativas de un bien y de varios bienes, y si fuese necesario tomar dosfórmulas diferentes para dos Unidades de Propiedad, ya que no se puede comparar elfactor de estado de dos elementos que están en servicio como un transformador y unconductor, debido a que tienen diferentes elementos que con el tiempo y el nivel de usose deterioran en desigual forma; esto ayudará a un correcto cálculo de la depreciaciónde los elementos. Pero por conversaciones con el personal de la Empresa EléctricaAmbato se supone que estos criterios se tuvieron en consideración al momento derealizar el factor de estado del elemento en estudio.

> El registro contable tiene la dificultad de no saber cuando un elemento fue dado debaja, reemplazado por uno nuevo, por lo que en registros o aparecen dos elementos queocupan un mismo espacio físico en la red, o se da de baja al más antiguo o deteriorado.Por ejemplo, en el caso de un poste o un conductor, en registros consta el año deinstalación, pero no la ubicación geográfica que fue instalado, por lo que, cuando encampo se da de baja, se desconoce el año de instalación debido a no contar conelementos de marcación que indique el dato requerido en el elemento, por lo que sepuede valorar doblemente el elemento.

Propuesta: La utilización de un mapa actualizado donde consten claramente, el año enque fue instalado con su ubicación geográfica respectiva, ayudará a llevar un registrocontable y gráfico, pero realizar el registro a cada uno de los elementos sería largo ydemoroso.

Capítulo IH: Información sobre los métodos que tiene la empresa, de cuanlíficar y valorar sus activos en servicio - 27 -


3.3.2 Método GIS (En proceso de implementacíón en la E.E.A.RCN.S.A.)

La realización de un programa que permita enlazar el Autocadmap con una base dedatos de los elementos, que indique su factor de estado, depreciación acumulada delelemento, ajiidará a llevar a una correcta valoración de los activos en servicio de lared.

Realizar un programa que permita al Autocadmap tener la opción de sumar loselementos requeridos de cierta área de servicio, llevará a una correcta cuantifícaciónde los bienes, debido a que este paquete computacional solo presenta un método decuantiflcar los elementos de determinado sitio especifico, como el de un poste o deuna cámara de transformación, etc. y no de un área de servicio como sería lonecesario.

Capítulo HI: Información sobre los métodos que tíene la empresa, de cuantiñcar y valorar sus activos en servicio - 28 -


CAPITULO IV:

DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES DE PROPIEDADESTÁNDAR

4.1 IMPORTANCIA

Con lo señalado en los capítulos anteriores, se observa que la empresa utiliza un registrocontable de cogtos de los activos en servicio y costos de explotación, metodología que nopermite aplicar criterios homogéneos en el tratamiento de la información, ya que paradiferentes empresas de distribución en un mismo sector, con similar estructura y número deusuarios, pueden existir varios diseños de construcción de la red de distribución;y en cadadiseño la utilización de recursos es diferente.

Esto quiere decir que en un mismo tramo de construcción de línea de servicio puedendiferir algunas estructuras dependiendo de las normas de cada empresa de distribución. Latarea de comprobar los activos en servicio de una determinada área, o su valoración sehace compleja.

El uso de métodos gráficos basados en sistemas GIS, corno el que se está creando eimplementado en la empresa eléctrica, realiza un. levantamiento literal de todas lasestructuras y lo almacena en un programa computacional llamado Autocadmap, este notiene la virtud de poseer una opción que valore y cuantifique todos los activos en senadoen una determinada área de servicio.

Por lo señalado, y considerando los problemas que se pueden presentar a mediano y largoplazo, por la aplicación de un mecanismo que no satisface las condiciones de rápidocrecimiento de demanda de los sistemas, así como tampoco satisface los requerimientosde la Ley., se hace necesario crear una Unidad de Propiedad.

Esta unidad debe estandarizar y tipificar una red de distribución, que se pueda visualizar eidentificar fácilmente, comprobando su existencia tanto física como gráfica, presentando lainformación de mejor manera para facilitar su manejo, que permita conocer el número deUnidades de Propiedad existentes, con costos normalizados y cumpliendo requisitos deLey. Por esto la llamaremos UNIDAD DE PROPIEDAD ESTÁNDAR.

4.2 ASPECTOS DE LEY

De acuerdo con el alcance del terna y en concordancia con lo dispuesto en el artículo 10del Reglamento de Tarifas, literales b y c, en lo referente a la determinación del ValorAgregado de Distribución VAD para media y baja tensión, se realiza un análisis paraestablecer criterios 3' ordenar de mejor manera las Unidades de Propiedad Estándar, tantoen media como en baja tensión.

El citado artículo 10 establece lo siguiente;

Capítulo IV: Definición de las Unidades de Propiedad Estándar - 29 -


" b) Componente de Media tensión para el Valor Agregado de Distribución (VAD). Lavaloración de activos en servicio, para establecerla componente de inedia tensión para elValor Agregado de Distribución (VAD)t se llevará a cabo sobre la base de un inventaño

físico de Unidades de Propiedad Estándar valoradas con Costos Normalizados, obtenidospor el distribuidor y aprobados por el Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC.

Las Unidades de Propiedad Estándar se establecerán para caracterizar lo másampliamente posible los activos de media tensión en sei-vicio, tomando en consideración,entre otros aspectos, el tipo de construcción, la conformación del circuito y el áreageográfica que cubre.

La identificación de la composición típica de las Unidades de Propiedad Estándar serárealizada por el distribuidor, a su costo, y provendrá de muestras representativas a tramosde red construidos con base en normas técnicas.

El Distribuidor determinará el costo de inversión de cada Unidad de Propiedad Estándaraplicando los costos normalizados de materiales y montaje a precio de mercado.

El valor agregado de cada Unidad de Propiedad Estándar corresponderá a la anualidaddel costo de inversión más los costos de operación y mantenimiento correspondientes. Laanualidad se calculará para el período de vida útil y la Tasa de Descuento que el ConsejoNacional de Electricidad, CONELEC, determine.

El Distribuidor mantendrá, actualizado el inventario físico de los activos en operaciónpara determinar con exactitud las existencias de cada unidad de propiedad definida.

La componente de media tensión para el Valor Agregado de distribución (VAD), resultaráde dividir la valoración de los activos entre la demanda máxima coincidente delDistribuidor, excluyendo las cargas conectadas en el Sistema de Subtransmisión.

e) Componente de Baja tensión para el valor agregado de Distribución (VAD)Comprenderá los activos en servicio que corresponden a las instalaciones detransformadores de distribución y las redes de baja tensión.

En ambos casos se seguirá la metodología general indicada en el literal anterior para lacomponente de media tensión excluyendo, al conformar las unidades de propiedad,aquellos elementos que ya han sido considerados en las unidades de media tensión.

La componente de transformadores de distribución para el Valor Agregado deDistribución (VAL)) resultará de dividir la valoración de los activos correspondientes,entre la demanda máxima coincidente del Distribuidor, excluyendo las cargas conectadasen el sistema de subtransmisióny aquellos directamente atendidos en media tensión.

La componente de. redes de Baja tensión para el Valor Agregado de Distribución (VAD)resultará de dividir la valoración de los activos correspondientes, entre la demandamáxima coincidente del distribuidor, excluyendo las cargas conectadas en el sistema desubtransmisión y de aquellos clientes directamente conectados a transformadores dedistribución*'.

Capítulo IV: Definición de las Unidades de Propiedad Estándar - 30 -


4.3 DEFINICIÓN DE LAS XMDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR (UPE)

Es el conjunto de equipos y materiales de una parte de la instalación del distribuidor, quehan sido instalados obedeciendo normas de diseño y construcción, y constituye unelemento representativo de una empresa tipo, para la prestación de una función especificaen el sistema, ejemplo: kilómetro de red de media tensión, centro de transformación dedistribución, etc. [2].

Con el fin de establecer una Unidad de Propiedad Estándar correcta y aplicable a lasnecesidades y características especificadas en el literal 4.1 para red de media tensión y redde baja tensión, se tomará el modelo de un kilómetro de red; identificando como unaUnidad de Propiedad Estándar a un kilómetro de red de media y baja tensión.

Para los Transformadores de Distribución, Reguladores, Seccionadores, Banco deCapacitores y Subestaciones, se determinará como Unidad de Propiedad Estándar a cadauna de las mismas.

4.4 CÓDIGO DE IDENTIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE PROPIEDADESTÁNDAR (UPE)

A efectos de dejar iniciado un futuro sistema de codificación física, la codificación de losbienes tiene como objetivo proveer un medio de identificación único, para su tratamientosistematizado, y para mejorar el control de los bienes de uso.

Observando el literal 4.2, se formará un. criterio para las Unidades de Propiedad Estándar.Entonces para media y baja tensión se elaborará una tabla de unidades, en las que indicalas variantes de la unidad, a la cual se la llamará estructura de código, que comprende uncódigo de unidad, un código genérico y un código específico.

Estructura de Código: Sinibología que es empleada para especificar un determinadoelemento o conjunto de elementos que conforman una unidad del mercado. Paradiferenciar las partes de la estructura de código estarán separados por un guión.

Código de Unidad: Es el que define los parámetros de diseño y configuración de unaunidad estableciendo los campos de análisis. El código de unidad será identificado por dosletras en mayúsculas.

Código Genérico: Define las características generales de la unidad, el cual establecegrandes áreas de estudio, ya sea por su nivel de voltaje, su consumo, etc. Este código serárepresentado por tres números.

Código Específico: Define la parte puntual o parte especifica de la conformación delcircuito., como la configuración a la que pertenecen, las fases. Este código estarárepresentado por cinco números.

Capítulo W: Definición de las Unidades de Propiedad Estándar - 3 L -


Figura N° 05.- Estructura de Código de la UPE

Código de Unidad'

Estructura de Código

XX - ABC - abcde

Código Genérico Código Específico

4.5 CLASIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR

Las diferentes Unidades de Propiedad Estándar que pueden existir en un Sistema deDistribución son:

Códií*o de UnidadRMRBTDRGBCSEAP

DescripciónRed de Media TensiónRed de Baja TensiónTransformadores de DistribuciónReguladoresBanco de CapacitoresSubestaciones de DistribuciónAlumbrado Público

En concordancia al alcance del tema de tesis se analizará la parte de red de media tensión,red de baja tensión, transformadores de distribución y alumbrado público.

4.5.1 UPE de red de media tensión

A continuación se presentará las posibles variaciones dentro de esta Unidad de PropiedadEstándar de la red de media tensión.

Código Genérico A: Sitio de Implantación

Código Genérico A1234

Sitio de ImplantaciónUrbanoRural, Terreno planoRural, Terreno onduladoRural, Terreno montañoso

Capítulo TV: Definición, de las Unidades de Propiedad Estándar -32-


Código Genérico S: Nivel de VoltajeCódií*o Genérico B

1234567

Nivel de Voltaje (kV)2.404.166.30

13.2 ol3.822.0 o 22.8

34.5044.50

Código Genérico C: Tipo de InstalaciónCódigo Genérico C

12345

Tipo de InstalaciónAérea en postes de hormigónAérea en postes de madera tratadaAérea en postes de hierroAérea en celosías reticuladasSubterránea

Código Específico a: Tipo de configuración para las fasesCódigo Específico a

1234567

Tipo de configuración para las fasesTrifásico con neutroDos fases con neutroMonofásico con neutroTrifásico sin neutro o neutro compartidoDos fases sin neutro o neutro compartidoMonofásico sin neutro o neutro compartidoTrifásico con retorno por conductor de tierra

Código Específico b: Material de los conductores de las fasesCódigo Específico b

123

45

Material de los conductores de las fasesPara red aérea (desnudos)

CobreAleación de Aluminio (5005)

ACSRPara red Snbterránea(aislados)Conductores Unipolares de cobreConductores Tripolares de cobre

Código Específico c: Calibre del o de los conductores de las fasesCódií*o Específico c

12i

4567

Calibre del o de los conductores de las fases4AWG2AWG

1/0 AWG2/0 AWG3/0 AWG4/0 AWG266 AWG

Capítulo TV: Definición de las Unidades de Propiedad Estándar -33-


Código Específico d: Material del conductor del neutro o tierra

Código Específico d123

Material del conductor del neutro o tierraCobre

Aleación de Alumfrno(5005)ACSR

Código Específico e: Calibre del conductor del neutro o tierra

Código Específico c1234567

Calibre del conductor del neutro o tierra4AWG2AWG

1/0 AWG2/0 AWG3/0 AWG4/0 AWG266 AWG

4.5.2 UPE de red de baja tensión

A continuación se presentará las posibles variaciones dentro de esta Unidad de PropiedadEstándar de la red de baja tensión.



Sitio de ImplantaciónUrbanoRural

Código Genérico B: Nivel de Voltaje

Código Genérico B12

Nivel de Voltaje (v)208/120 o 210/121

240 / 120

Código Genérico C: Tipo de Instalación

Código Genérico C123456

Tipo de InstalaciónAérea en postes de hormigónAérea en postes de madera tratadaAérea en postes de hierroAérea en celosías de reticuladasPostería compartida con el primarioSubterránea

Capítulo IV: Definición de las Unidades de Propiedad Estándar -34-


4.5.3 UPE de transforma dores de distribución

A continuación se presentan las posibles variaciones dentro de la Unidad de PropiedadEstándar de los transformadores de distribución. Para este punto se considerarán solo doscódigos genéricos y tres específicos donde el último definirá la potencia del transformador.

Código Genérico A: Tipo de Instalación

Códig D Genérico A123456

Tipo de InstalaciónEn Poste

En PórticoEn Cámara (terminal)En Cámara (enlace)

En Cámara (Subterránea)Banco de Transformadores

Código Genérico B: Tipo de Protección


Tipo de ProtecciónAutoprotejido

Protección exterior

Código Específico a: Tipo de transformador

Código Específico a12

Tipo de transformadorAislamiento en aceite

Aislamiento seco

Código Específico b: Número de Fases

Código Específico b1 J23

Número de FasesMonofásico (A un conductor de fase)

Monofásico (A dos conductores de fase)Trifásico

Código Específico c: Potencia Nominal

Este parámetro identificará la potencia nominal del transformador en KVA

XXX = Potencia Nominal Del Equipo

4.5.4 UPE de alumbrado público

A continuación se presentarán las posibles variaciones dentro de la Unidad de PropiedadEstándar para luminarias y alumbrado público. Para este punto se considerarán tres códigosgenéricos y cuatro específicos donde el último definirá la potencia de la luminaria.








Nivel de Voltaje220 V



Tipo de InstalaciónCon postería Compartida

Red con postería CompartidaRed Aérea Exclusiva Para AP

Red Subterránea Exclusiva Para AP

Código Específico a: Control de Encendido


Tipo de CubiertaCon FotocélulaCon Hilo Piloto

Código Específico b: Tipo de Cubierta


Tipo de CubiertaAbiertaCerrada

OrnamentalReflector

Código Específico c: Tipo de Luminaria

Código Específico b1234

Tipo de LuminariaVapor de Sodio (Na)

Vapor de Mercurio (Hg)FluorecenteIncandecente

Código Específico d: Potencia de la Luminaria

Este parámetro identificará la potencia de la luminaria en vatios w

XXX = Potencia Nominal De La Luminaria


UNIDADES DE PROPEDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena V.

4,6 CLASIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR (UPE)APLICABLES A LA EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO (EEARCNSA)

Es necesario aclarar que las variaciones de las Unidades de Propiedad Estándar que seestablecen en el siguiente catálogo de variantes, solo son aplicables para la EmpresaEléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A.(EEARCN SA).

Para la elaboración de este catálogo se tomaron los tipos de construcción más influyentes yrepresentativos, o de mayor predominio para los códigos genéricos, donde ios tipos deconstrucción de menor influencia, fueron absorbidos por los de mayor influencia.

Los tipos de construcción menos representativos no exceden el 2% de la red dedistribución total; por lo que se puede decir, que los tipos de construcción de mayorpredominio, representan a la red en su totalidad con un alto grado de precisión.

4.6.1 UPE de red de media tensión

A continuación se presentará las posibles variaciones dentro de esta Unidad de PropiedadEstándar de la red de media tensión.



Sitio de Implantación.Urbano

Rural, Terreno ondulado



Nivel de Voltaje (kV)13.2 o 13.8

Código Genérico C: Tipo de Instalación.


Tipo de InstalaciónAérea en postes de hormigón

Subterránea

Código Específico a: Tipo de configuración para las fases

Código Específico a12345ó7

Tipo de configuración para las fosesTrifásico con neutroDos fases con neutroMonofásico con neutroTrifásico sin neutro o neutro compartidoDos fases sin neutro o neutro compartidoMonofásico sin neutro o neutro compartidoTrifásico con retomo por conductor de tierra

Capítulo TV: Definición de las Unidades de Propiedad Estándar -38-

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P. MenaV.

Código Específico b: Material de los conductores de las fases

Código Específico b

12

3


CobreACSR

Para red Subterránea(aislados)Conductores Unipolares de cobre

Código Específico c: Calibre del o de los conductores de las fases



L_ 1/0 AWG2/0 AWG3/0 AWG266 AWG

50 mm70 mm120 mm


Código Específico d1

Material del conductor del neutro o tierraACSR



Calibre del conductor del neutro o tierra4 AWG2 AWG

1/0 AWG

4.6.2 UPE de red de baja tensión

A continuación se presenta las posibles variaciones dentro de esta Unidad de PropiedadEstándar de la red de baja tensión,

Código Genérico A: Sitio de ImplantaciónCódigo Genérico A

12


Código Genérico B: Nivel de VoltajeCódigo Genérico B

12

Nivel de Voltaje (v)208/120 o 210/121

240 / 120





Tipo de InstalaciónAérea en postes de hormigónPostería compartida con el primarioSubterránea

Código Específico a: Tipo de configuración para las fases


Tipo de configuración para las tasesTrifásico con neutroDos fases con neutro

Monofásico con neutro

Código Específico b: Material de los conductores de las fases

Código Específico b

12

4


CobreAleación de Aluminio (5005)

Para red Suhterránea(aislados)TTU

Código Específico c: Calibre del o de los conductores de las fases



1/0 AWG2/0 AWG300 MCM250 MCM


Código Especifico d Material del conductor del neutro o tierra1 Aleación de Alumínio(5005)



Calibre del conductor del neutro o tierra4 AWG2 AWG

1/0 AWG2/0 AWG



4.6.3 UPE de transformadores de distribución

A continuación se presenta las posibles variaciones dentro de la Unidad de PropiedadEstándar de los transformadores de distribución. Para este punto se consideran solo doscódigos genéricos y tres específicos donde el último definirá la potencia del transformador.

Código Genérico A: Tipo de Instalación


Tipo de InstalaciónEn Poste

En PórticoEn Cámara (terminal)En Cámara (enlace)

En Cámara (Subterránea)Banco de Transformadores

Código Genérico B: Tipo de Protección


Tipo de ProtecciónAutoprotejido

Protección exterior

Código Específico a: Tipo de transformador


Tipo de transformadorAislamiento en aceite

Código Específico b: Número de Fases


Número de FasesMonofásico (A dos conductores de fase)

Trifásico

Código Específico c: Potencia Nominal

Este parámetro identifica la potencia nominal del transformador en KVA

XXX = Potencia Nominal Del Equipo

4.5.4 UPE de alumbrado público

A continuación se presentan las posibles variaciones dentro de la Unidad de PropiedadEstándar para luminarias y alumbrado público. Para este punto se consideran tres códigosgenéricos y tres específicos donde el último definirá la potencia de la luminaria.

Capítulo IV: Deñníción de las Unidades de Propiedad Estándar -41-







Nivel de Voltaje220 V



Tipo de InstalaciónCon Postería Compartida

Red con Postería CompartidaRed Aérea Exclusiva Para AP

Red Subterránea Exclusiva Para AP

Código Especifico a: Control de Encendido


Tipo de CubiertaCon FotocélulaCon Hilo Püoto

Código Especifico b: Tipo de Cubierta


Tipo de CubiertaAbiertaCerrada

OrnamentalReflector

Código Específico c: Tipo de Luminaria


Tipo de LuminariaVapor de Sodio (Na)

Vapor de Mercurio (Hg)FluorecenteIncandecente

Código Específico e: Potencia de la Luminaria

Este parámetro identificará la potencia de la luminaria en vatios (w)XXX = Potencia Nominal De La Luminaria

Capítulo IV; Definición de las Unidades de Propiedad Estándar -42-


CAPITULO V:

ANÁLISIS PROBABILÍSTICO Y ESTADÍSTICO EN LAOBTENCIÓN DE LA MUESTRA PARA LAS UNIDADES DE

PROPIEDAD ESTÁNDAR (UPE) EN LA EMPRESAELÉCTRICA AMBATO

Las empresas eléctricas de distribución necesitan de información estadística, puesto queésta constituye un elemento indispensable para la definición de estrategias y para laadopción de políticas, que permitan una adecuada utilización de los recursos y faciliten unagestión empresarial dinámica, eficiente y competitiva, que esté acorde con las exigenciasdel nuevo modelo del Sector Eléctrico Ecuatoriano.

Para determinar los elementos típicos de las Unidades de Propiedad Estándar (UPE), esnecesario realizar un muestreo, que permita establecer las cantidades representativas deequipo, materiales y mano de obra para montaje, que intervienen en cada una de ellas,llegando a obtener de esta forma un modelo representativo para cada UPE.

El muestreo está orientado hacia las redes de distribución y el sistema de alumbradopúblico, debido a la variabilidad de elementos típicos que presentan, tanto en eJ número,como en eí tipo de elementos. Es necesario aclarar que para el presente capítulo y para elsiguiente no se consideran redes subterráneas.

Una selección adecuada de la muestra garantizará la precisión deseada, permitiendo ladefinición de una Unidad de Propiedad Estándar idónea, que represente adecuadamente ala red de distribución o a una parte de ella. En este contexto la investigación de campo,ayudará a la identificación de los elementos típicos que contiene cada Unidad de PropiedadEstándar.

Claro está que el tamaño de la muestra es crucial, y cuanto más grande sea, se aseguranresultados más confiables. Se debe recordar sin embargo que en la mayoría de casos eltamaño de las muestras está limitada a causa, de los recursos disponibles, tanto físicos,como humanos y económicos.

Para la determinación de la muestra es necesario recurrir a información estadísticaprocesada con anterioridad, que proporcione datos tales como: varianza, valores medios,desviación estándar, etc.. Sin embargo., en este caso debido a la inexistencia de estainformación, se tomará una muestra tipo o piloto en cada UPE, que ayudará a la obtencióndel tamaño de la muestra.

Se extraerá una muestra pñoto dentro de cada sitio de implantación; dividiéndose eluniverso en dos grandes grupos de muestreo; zona urbana 3' zona rural. Las muestras pilotoson alimentadores de distribución que contienen casi todas las UPE de la red dedistribución. Las muestras piloto se determinaron en base a la experiencia del personal dela Empresa Eléctrica Ambato S. A

Capítulo V: Análisis Probabílislíco y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE - 43 -


Al escoger la muestra representativa, queda la incertidumbre sobre si la muestra abarcótodas las UPE existentes en la red de distribución. A esta incertidumbre se la analizaprobabilística y estadísticamente y es corroborada por el personal de la EEARCN S.A..Los resultados del análisis de la incertidumbre pueden señalar la necesidad de realizar unestudio más exhaustivo en la búsqueda de nuevas UPE, pero la ubicación de éstas esdesconocida, debido a los muchísimos cambios en la red de distribución. Además en elcaso de la zona rural se hace necesario tener información sobre la existencia del conductorneutro para diferenciar entre las UPE que contienen conductor neutro y las que no.

Si el análisis indica que se necesita aumentar un alimentador más en la muestra, elalimentador a ser añadido se seleccionará considerando los mismos factores de la muestrapiloto.

Si el objetivo de la tesis fuera el de inventario y avalúo de la EEARCN SA, la incidenciade la UPE desconocida en el estudio de valorización y cuantifícación, tendría un efectomínimo, por las consideraciones siguientes:

> La nueva UPE sería absorbida por la UPE de mayor semejanza.

> La diferencia de costo es baja,

> El número de kilómetros de la UPE desconocida no sobrepasa al 25% de la UPE demayor predominio.

Para el cálculo del tamaño de la muestras de las UPE, es necesario conocer el número dekilómetros que existen por UPE, al no existir esta información se realizará unaaproximación tomando como referencias: la muestra piloto, la experiencia del personal dela EEARCN SA, el análisis de inventario y avaluó del departamento de planificación de laempresa (Ver ANEXO 12).

Para la aproximación del número de kilómetros no se tomó en cuenta el calibre de losconductores tanto de fase como de neutro, ya que el número de elementos sería el mismodebido a que cuentan con una misma instalación y un mismo sitio de implantación.

Para la aproximación de los kilómetros existentes por UPE se hace referencia a la tablaNo.2 expuesta en el capítulo 2, la cual indica la extensión existente en kilómetros de redmonofásica, bifásica y trifásica, pero no contiene información sobre el tipo deconfiguración, (información necesaria para diferenciar las UPE). Entonces para conocer elnúmero de kilómetros por UPE se extraerá el grado de representación que tiene la UPEdentro de la muestra, y con ese porcentaje se trabajará en la tabla No. 2, dentro del tipo deinstalación a la que pertenece.

Puesto que los datos de la tabla utilizada en el análisis corresponden al año 1997, sereab'zará una aproximación a noviembre del 2000, para lo cual se aplica un factor decrecimiento de 30% (que podría resultar exagerado): compuesto por un 20% decrecimiento de la red, y un 10% por margen de seguridad de la muestra. El factor decrecimiento del 20% satisface el crecimiento de la red, estimado por parte del personal dela Empresa Eléctrica Ambato.

Capítulo V: Análisis Probabilístíco y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE - 44 -


La selección del tamaño de la muestra se realizará en base a la fórmula del muestreoirrestricto aleatorio, con una distribución normal, de varianza conocida de la muestrapiloto, trabajando en fondón de porcentajes con respecto al parámetro estimado.

El margen de error calculado fue del 5% y las fórmulas utilizadas fueron las siguientes:

Para Muestras finitas:

[16]Donde:n = Tamaño de la muestran3 ~ Tamaño de la muestra pñotoN - Número total de unidades de donde se va escoger la muestrad = Margen de error estándar para el parámetro estimados'2 = Varianza de la muestra pilotot?(o¿i'-i) ~ es el valor de la estadística t de Student para la probabilidad a y con n'-l

grados de libertada - Probabilidad de error aceptado

[16]Donde:^ = Error en porcentaje del parámetro de la poblaciónT = Parámetro de la variable considerada en la población

Donde: [16]yi = Valor de la variable y para la i. unidad en la muestray5 = Media aritmética de la muestra piloto

Para Muestras Infinites:

( 7 * ?' ^„ I ^al2 ü ![15]

" es el valor de la estadística para un nivel de Confianza con distribución normal.Semejante a la a la t de Student

Capitulo V: Análisis Probabilístieo y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE - 45 -


5.1 TAMAÑO DE LA MUESTRA EN LA RED DE MEDÍA TENSIÓN

5.1.1 Zona Urbana

Para una mejor comprensión de los temas siguientes se podrá ver en detalle la muestrapiloto en el Anexo No.3.

5.1.1.1 Maestreo para la obtención del número de UPE

Dentro de la zona urbana se obtiene la muestra piloto, para determinar las clases de UPEexistentes en la red de distribución, con la respectiva justificación estadística yprobabilística. A continuación se detalla las UPE obtenidas de la muestra piloto.

SubestaciónAHmentadorLong. TotalUPEMT-llMbcOOUPEMT-lll-6bcOO

HUACH1Mira/lores22.81 Km.4.57 Km.18.23 Km.

En la muestra piloto se observan dos UPE distintas, una monofásica y una trifásica,muestra que no necesariamente contiene todas las clases de UPE existentes en la red demedia tensión, siendo por tanto necesario verificar visuahnente si existe o no, una UPE queno lia sido considerada en la muestra piloto, para lo cual se escogerá aleatoriamente dosalimentadores más, que hacen un total de tres alimentadores verificados visuahnente (queequivalen al 21.43 % de la totalidad de alimentadores urbanos de media tensión).

Con los alimentadores escogidos se verifica si las UPE obtenidas representan o no a todaslas clases de UPE existentes en la red de distribución, quedando un margen deincertidumbre sobre la existencia de una nueva UPE en los demás alimentadores, aspectoque se analiza con la teoría de probabilidades que se describe a continuación:

SubestaciónAHmentadorLong. TotalUPEMT-llMbcOOUPEMT-m-6bcOO

ORIENTEOlímpica

12.60 Km.9.49 Km.3. 11 Km.

HUACHIAtahualpa40.59 Km.29.07 Km.11.52 Km.

Para el efecto, se supondrá que existe una UPE nueva en imo de los once (U)alimentadores restantes que no fueron verificados visuahnente, a pesar de que, segúncriterio del personal de la EEARCN SA, es muy poco probable. En esta situación laprobabilidad de escoger un alirneutador que contenga una nueva UPE sería de 9.1%a y laprobabilidad de que el cuarto alrmentador de la muestra tenga una nueva UPE, sería de6.42%, valores que se obtienen al aplicar la fórmula de distribución geométrica, como secomprueba en los cálculos siguientes:

P(upen) = n / N = 1/11 = 0.091[12]

Capítulo V: Análisis Probabilístico y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -46-


Dado que:

p-0.091q-0.909

P(n = 4) = q11"1* p = (0.909)3* (0.091) = 0.0683 [13]

Donde:P(upen) ~ Probabilidad de aparecer un alimentador con una UPE nuevaP(n—4) = Probabilidad de ocurrencia de uno en el n-esimo lugar(cuarto).n = Alimentador con UPE nuevaN ~ Número total de alimentadoresp — Probabilidad de ocurrenciaq = Probabilidad de no-ocurrencia

De conformidad con lo anterior, no amerita aumentar a la muestra un alimentador más, yaque la probabilidad de que exista una UPE nueva es inferior al 25%; y la probabilidad deque el siguiente alimentador de la muestra tenga una UPE nueva es de 6,83%.

Entonces, considerando que la probabilidad mínima que se requeriría para aumentar unalimentador adicional en la muestra es de 50% [12]; se puede concluir que la muestra tieneuna probabilidad muy alta de contener todas las clases de UPE existentes en la red dedistribución (mayor a 95% como se verá más adelante) y por lo tanto, no debe sermodificada.

Para deteminar la probabilidad de existencia de una nueva UPE en cualquiera de loscatorce (14) alimentadores del universo, se considerará que en veintiocho (28)alimentadores urbanos si existe una UPE nueva; se dirá entonces que la probabilidad deocurrencia de una nueva UPE es de 3.57% (1/28). Adicionalmente se calculará laprobabilidad de que al menos uno de 14 alimentadores contenga una UPE nueva, y luego 2de 14 alimentadores.

Partiendo de la fórmula de distribución binomial con las aproximaciones de Poisson, setiene que:

Dado que:

p-0.036 y q = 0.964

p(w^O) = í~]*^"*?A'"í-[ü|*(0.036)cl*(o.964)1't-0.59S5

[13]

p" *qN-n = (M |*(0.036Y *(0.964)13 -0.3129V U

[13]P (n > 0) = 1 - P (n = 0) = 1 - 0.5985 = 0.4015

[13]P(n>2) = 1-[P( n = 0)+P(n = l)] = l-0.9114= 0.0886

Capítulo V: Análisis Probabilístico y Estadístico en la Obtención, de la Muestra para las UPE - 47 -


Donde:P(n=0) = Probabilidad de no-ocurrencia en NP(n=l) = ?robabib"dad de ocurrencia de al menos 1 de NP(n>0) = Probabilidad de ocurrencia mayor a ceroP(n>l) = Probabilidad de ocurrencia mayor a unoC( m ) = Confíabilidad de la muestran' = UPE visualizadas

C(m} =Jn'+n) (n'+n)

C(m) = (6.5/7) + (0.046) = 0.9745[13]

En resumen la probabilidad de ocurrencia de tener una UPE nueva en los oncealimentadores restantes es el 40%, y la ocurrencia de no existir una UPE nueva es el 60%,por lo que la confíabilidad de la muestra es del 97%, lo cual es aceptable.

5.1.1.2 Tamaño de la muestra por UPE

A continuación se muestra la tabla No. 4 que indica la cantidad de kilómetros que se tienepor UPE, con la respectiva aproximación y estimación del margen de error.

Tabla No. 4 Estimación de Km por UPE

Total 3 (j) (Km)Total 1 <j) (Km)

Número deUPE

MT-m-4bcOGMT-lll-6bcOO

Año 97

111.7839.68

Año 2000(+20%)134.13647.616

Error Estimado(+10%)

147.45951.584

Los datos a ser utilizados en las fórmulas provienen de la información estadística de lospostes, información útil puesto que a través del número de postes se puede determinar elnúmero de los accesorios de la UPE, a más de tener la ventaja de que representa el costomayor de los elementos variables de una UPE. A continuación se utiliza la fórmula delrnuestreo irrestricto aleatorio, con un error admisible del 5%3 y una probabilidad de erroraceptado del 0.05 (£ y a respectivamente) aplicado a todos los casos.

UPEMT-lll-4bcOO (Configuración trifásica con neutro compartido)

Para el cálculo del muestreo se presenta la tabla No. 5 la cual indica los aspectos masrelevantes.

Tabla N° 5 Datos Representativos de la UPE lll-4bcOO

UPE lll-4bcOOSuma (NR)Suma (R)Media (R)Varianza (R)DesvEst (R)

' km.18,2318.00

Postes530.00522,0029,0036,94

6,08

Cruces

21.0021,00

1,172,501,58

Est.AT595,00

Secc.227,00

587.00¡ 224.0032,6131,90

5,65

12,4464,978,06

Pararr119,00119,00

6,6141,316,43

G2

11,0011,000,610,720,85

Tens.189,00187,00

10,3916,494,06

Capítulo V: Análisis ProbabÜíslico y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -48-


Entonces:

77 =1.962* 0.04* 147.459

Nd (147.459 *0.05

n =27. 463 Km.

(1.962 *0.04)

Por lo tanto para efectuar la investigación muestreal será suficiente escoger 27.463 Km.como muestra, es decir el 18.62%, llegando a determinar una media de todos los elementosque compone la UPE11 l-4bcOO (Configuración trifásica con neutro compartido).

UPE MT-lll-6bcOO (Configuración monofásica con neutro compartido)

Para el cálculo del muestreo se presenta la tabla No.6 la cual indica los aspectos másrelevantes.

Tabla ÍST" 6 Datos Representativos de la UPE lll-6bcOO

UPE 111-óbcOOSuma (NR)Suma (R)Media (R)Varianza (R)DesvEst (R)

km.4,575,00

Postes134,00,144,4128,8813,763,71

Est. AT10,0010,002,004,002,00

Cruces141,00151,4130,2826,47

5.14

Secc.16,0016,743,354,992,23

Pararr1,001,000,200,200,45

G25,005,001,001,001,00

Tens.81,0089,9217,988,382,90

Entonces;

1.962*0.02*51.584

(51.584*0.052*2)4-(1.962*0.02)

n= 10.172 Km.

Por lo tanto para efectuar la investigación muestra! será suficiente escoger 10.172 Km.como muestra, es decir el 19.72%, llegando a determinar una media de todos los elementosque compone la UPE lll-6bcOQ (Configuración monofásica con neutro compartido).

En Resumen en la tabla No. 7 se indica la muestra total levantada correspondiente a estasección con el respectivo porcentaje y grado de confíabilidad expresado en términos de a y£,; (detalles de la muestra ver Anexo No. 4).

Tabla N° 7 Datos de Confiabilidad de la Muestra MT Urbana

Número deUPE

Total de, la Red.

MT-lll-4bcOOMT-m-6bcOO

Datos Calculados

MuestraCalculada

37.635

27.463

10.172

(%)delTotal

18.9118.6219.72

Confmbllidaü

a0.05

0.05

0.05

t0.05

0.050.05

Datos de Campo

MuestraLevantada.

76.00

56.79

19.21

(%)detTotal38. 1S

38.5137.24

Confíabllidaá

a0.05

0.05

0.05

-f0.030

0.030

0.031

Capítulo V: Análisis Probabílíslico y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -49-


5.1.2 Zona Rural

Para una mejor comprensión de los temas siguientes se podrá ver en detalle la muestrapiloto en el Anexo No. 5.


Dentro de la zona rural se obtiene la muestra piloto, para determinar las clases UPEexistentes en, la red de distribución, con la respectiva justificación estadística, yprobabilística. A continuación se detalla las UPE obtenidas de la muestra piloto.

SubestaciónAlimentadorLong. TotalUPEMT-211-lbcdeUPEMT-211-2bcdeUPEMT-211-3bcdeUPEMT-211-4bcOOUPEMT-211-5bcOGUPEMT-211-6bcOO

MONTALVOQuero Cevallos

289.98 Km.24.01 Km.

4.71 Km.125. 83 Km.

15.85 Km.2.98 Km.

116.61 Km.

En la muestra piloto se observan seis UPE distintas, dos trifásicas: con neutro, y con neutrocompartido; dos bifásicas: con neutro y con neutro compartido; dos monofásicas: conneutro y con neutro compartido. Muestra que no necesariamente contiene todas las clasesde UPE existentes en la red de media tensión, siendo por tanto necesario verificarvisualrnente si existe o no, una UPE que no ha sido considerada en la muestra piloto(Trifásica con retorno por conductor de tierra), para lo cual escogeremos aleatoriamente unalimentador más, que hacen un total de dos alimentadores verificados visualrnente (8,70%de la totalidad de alimentadores rurales de media tensión).

Con el alimentador escogido se verifica si las UPE obtenidas representan o no a todas lasclases de UPE existentes en la red de distribución, quedando un margen de incertidumbresobre la existencia de una nueva UPE en los demás alimentadores, aspecto que se analizacon la teoría de probabilidades que se describe a continuación:

SubestaciónAlimentadorLong. TotalUPEMT-211-lbcdeUPEMT-211-2bcdeUPEMT-211-3bcdeUPEMT-211-4bcOOUPEMT-211-5bcOOUPEMT-211-6bcOO

HUACHIPasa

222.22 Km.9.76 Km.1.65 Km.

105.00 Km.5.78 Km.

Km,100.03 Km.

Para el efecto, se supondrá que existe una UPE nueva en uno de los veintiuno (21)alimentadores restantes que no fueron verificados visualrnente, a pesar de que, segúncriterio del personal de la EEARCN SA, es muy poco probable. En esta situación la

Capítulo V: Análisis Probabilístico y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -50-


probabilidad de escoger un alimentador que contenga una nueva UPE sería de 4.76%, y laprobabilidad de que el tercer alimentador de la muestra tenga una nueva UPE, sería de10.24%, valores que se obtienen al aplicar la fórmula de distribución geométrica, como secomprueba en los cálculos siguientes:

P(upen) = n /N = 1/21 = 0.0476 [12]Dado que:

p-0.0476q = 0.9524

P(n = 3) = q11"1* p = (0.9524)2 * (0.0476) - 0.0432 [13]

Donde:P(upen) ~ Probabilidad de aparecer un alimentador con una UPE nuevan = Alimentador con UPE nuevaN = Número total de alimentadoresP(n=3) — Probabilidad de ocurrencia de uno en el n-esimo lugar (tercero).p = Probabilidad de ocurrenciaq = Probabilidad de no-ocurrencia

De conformidad con lo anterior, no amerita aumentar a la muestra un alimentador más, yaque la probabilidad de existir una UPE nueva es inferior al 25%, y la probabilidad de queel siguiente alimentador de la muestra tenga la UPE nueva es de 4.32%.

Entonces, considerando que la probabilidad mínima que se requeriría para aumentar unalimentador adicional en la muestra es de 50% [12]; se puede concluir que la muestra tieneuna probabilidad muy alta de contener todas las clases de UPE existentes en la red dedistribución (mayor a 95% como se verá mas adelante) y por lo tanto, no debe sermodificada.

Para determinar la probabilidad de existencia de una nueva UPE en cualquiera de losveintitrés (23) alimentadores del universo, se considerará que en cuarentaiseis (46)alimentadores rurales si existe una UPE nueva; se dirá entonces que la probabilidad deocurrencia de una nueva UPE es de 2.17% (1/46). Adicionalmente se calculará laprobabilidad de que al menos uno de veintitrés (23) alimentadores contenga una UPEnueva.

Partiendo de la fórmula de distribución binomial con las aproximaciones de Poisson, setiene que:

Dado que:

p-0.0217 y q = 0.9783

lYn

s ^ -•

[13]

\ *qN-" = p- * (0.0217)° *(0.97S3)23-0.6171

) V O )

Capítulo V: Análisis Probabilistíco y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -51-


-0.308

P(n>0) = 1 - P ( n = 0) = 1 - 0.6171 = 0.3829

Donde:P(n-0) - Probabilidad de no-ocurrencia en NP(n-l) - Probabilidad de ocurrencia de al menos 1 de NP(n>b) — Probabilidad de ocurrencia mayor a bC( m ) - Confiabilidad de la muestran1 ~ UPE visualizadas

[13]

C(m) = (6.5/7) + (0.0475) = 0.9705[13]

En resumen la probabilidad de ocurrencia de tener una UPE nueva en los veintiuno (21)alimentadores restantes es el 38.29%, y la ocurrencia de no existir una UPE nueva es el61.71%, por lo que la confiabilidad de la muestra es del 97%, lo cual es aceptable.

5.1,2.2 Tamaño de la muestra por UPK

A continuación se muestra la tabla No. 8 que indica la cantidad de kilómetros que se tienepor UPE, con Ja respectiva aproximación y estimación del margen de error.

Tabla N° 8 Estimación de Km. por UPE

Total 3 <j> (Km)UPEMT-211-lbcdeUPEMT-211-4bcOO

Total 2 4» (Km)UPEMT-211-2bcdeUPEMT-211-5bcOO

Total 1 <j> (Km)UPEMT-211-3bcdeUPEMT-211-6bcOO

Porcentaje(%)100.0060.2439.76

100.0061.2538.75

100.0051.9048.10

Año 97

335.63202.18133.4434.4621.1113.35

1027.22533.13494.09

Año 2000(+20%)402.756242.620160.13641.35225.32815.356

1232.664639.753592.911

Error Estimado(+10%)

436.319262.839173.48044.79827.43917.359

1335.386693.065642.321

El cálculo del tamaño de la muestra, se realizará como en el caso anterior, utilizando lafórmula de muestreo irrestricto aleatorio y considerando los datos estadísticos de lospostes. A continuación en la tabla No. 9 se indica la muestra total levantadacorrespondiente a esta sección con el respectivo porcentaje y grado de confíabilidadexpresado en términos de a y £; (detalles de la muestra ver Anexo No. 6).

Capítulo V: Análisis ProbabÜístico y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -52-


Tabla N" 09 Datos de Confíabilidad de la Muestra MT Rural

Total de la Red

Total 3 (j) (Km)UPEMT-211-lbcdeUPEMT-211-4bcOO

Total2<j>(Kin)UPE MT-21 l-2bcdeUPEMT-211-5bcOO

Total 1$ (Km)UPE MT-21 l-3bcdeUPE MT-2U-6bcOQ

CALCULADO

MuestraCalculada

379.303

172.82285.49287.33043.40726.65016.757

163.074!75.75487.320

(%)delTotal

20.88

39.6132.5350.3496.9097.1396.5312.2110.9313.59

Confiahilidad

a0.05

0.050.050.050.050.050.050.050.050.05

í0.05

0.05

Datos de Campo

MuestraLevantada

512.21

55.400.05¡ 33.710.050.050.050.050.05

21.699.346.362.98

447.470.051 230.830.05 216.64

(%)delTotal

28.20

12.7012.8312.5020.8523.1817.1733.5133.3133.73

Confiabflidad

a0.05

0.050.050.050.050.050.050.050.050.05

<?0.057

0.1060.0900.1300.5190.5000.5500.0250.0240.027

Como se puede observar, algunas muestras no cumplen con el mínimo margen de error de0.05, por lo que se hace necesario realizar una muestra más exhaustiva para llegar adeterminar la media de los elementos típicos de esas UPE y como se ha dichoanteriormente, la decisión final sobre el tamaño de la muestra debe ser tomada de acuerdoa la precisión deseada y los medios disponibles para la investigación.

Habrá que considerar sin embargo que los parámetros de confiabilidad de la muestra totalen la zona rural, cumplen con los parámetros requeridos.

5.2 TAMAÑO DE LA MUESTRA EN LA RED DE BAJA TENSIÓN

5.2.1 Zona Urbana



Como se señaló en el tema anterior se procede de la misma forma, estableciendo la muestrapiloto para obtener las clases de UPE existentes en la red de distribución.

SubestaciónAlimentadorLong. TotalUPEBT-lll-lbcdeUPEBT-lll-2bcdeUPEBT-121-3bcdeUPEBT-112-lbcdeUPEBT-112-2bcdeUPEBT-122-3bcde

HUACHIMira/lores47.26 Km,9.59 Km.11.49 Km.3. 64 Km.8.58 Km.7.83 Km.6.14 Km.

Capítulo V: Análisis Probabilístico y Estadístico en. la Obtención de la Muestra para las UPE - 5 3 -


De la muestra piloto se observa que se tiene todas las clases de UPE, y la confíabilidad dela muestra es del 100%.

5.2.1,2 Tamaño déla muestra por UPE

A continuación se muestra la tabla No. .10 que índica la cantidad de kilómetros que se tienepor UPE. En este caso por no contar con datos de ninguna clase la determinación delnúmero de kilómetros se realizará de manera diferente, tal como se explica en los párrafossiguientes:

Tabla N° .10 Estimación de Km. por UPE

Alimentad or

Lons;. Total MT

Long. Total BT

Factor de RedUPEBT-lll-lbcde

UPEBT-lll-2bcde

ÜPEBT-I21-3bcde

UPEBT-112-lbcdd

UPEBT-l!2-2bcde

UPEBT-122-3bcde¡

Mira/lores

22,8147,26

Atahualpa

40,59

92,65

2,072J 2,2S

9,5911,493,64

S,5§

7,83

6.14

15,3119,65

18,25

"15,76!

10,82

12,85

OlímpicafrOTAL

12,C

31,3

2,48

8,95

9,42

0,63

7,76

3,22¡

1,61

76,00

171,21

2f25

33,85

40.56

22,52

32,1

21.S7

20,6

% de. Represt.

38,183

38,183

19,771

23,690

13,153

18,749

12,774

12,032

Km. Estimados

199,043

448,397

2.25

88,653

106,226

58,980

84,069

57,277

53,951

Se procede a realizar una aproximación gruesa para saber el número de kilómetros que setiene por UPE, tornando datos de la maestra piloto presentada en detalle en el Anexo No.7, considerando lo siguiente:

Primero: para saber el número de kilómetros total de la red de distribución de baja tensiónen la zona urbana, se procedió a sacar una relación o un factor de red (fr), el cual indicaqué cantidad de red de baja tensión se tiene frente a una determinada cantidad de red enmedia tensión. En este caso se obtiene un factor del 2,253 como se muestra en la tablaanterior; este factor indica que por cada kilómetro de media tensión, se tiene 2,253kilómetros en baja tensión.

Segundo: una vez establecido el factor de red, se procede a determinar el número dekilómetros estimados que se tiene en la red de baja tensión, y de la muestra piloto secalcula la representación en porcentaje que tiene cada UPE, obteniendo a continuación elnúmero total de kilómetros de cada UPE, dato que servirá para obtener el tamaño de lamuestra.

El cálculo del tamaño de la muestra se realizará como en los casos anteriores, utilizando lafórmula de muestreo irrestricto aleatorio y considerando los datos estadísticos de Jospostes. A continuación en la tabla No. 11 se indica la muestra total levantadacorrespondiente a esta sección, con el respectivo porcentaje y grado de confíabilidadexpresado en términos de ct y £; (detalles de la muestra ver Anexo No. 7).

Capítulo V: Análisis Probabilístíco y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -54-


Tabla N" 11 Tamaño y Confíabilidad de la Muestra BT Urbana

Total de la RedUPEBT-IlI-IbcdeUPEBT-lll-2bcdeUPEBT-]21-3bcríeUPEBT-112-lbcdeUPEBT-m-2bcdeUPEBT-122-3bcde

DatosEstadísticos

y'

31,0527,4520,2030,0028,2221,25

S

7,8425¿4935,1126,0039,4045,75

CALCULADO

# Toral deKm.448,39788,653

106,23058,98084,06957,27753,951

MuestraCalculada

130,1785,839

20,87831,16917,56022,87031,862

Conftabilldad

a0.050.050.050.050.050.050.05

í0.050.050.050.050.050.050.05

LEVANTADO

MuestraLevantada

171.2133,8540,5622,52

32,1

21,87)20,6

Confiabilidad

a0.050.050.050.050.050.050.05

£0.0400,0170,0300,0650,0320,0510,075

5.2.2 Zona Rural


5.2.2.1 Muestreo para la obtención del número de UPE

Se procede de la misma forma que en el caso anterior, estableciendo la muestra piloto paraobtener las clases de UPE existentes en la red de distribución.

SubestaciónÁümentadorLong. TotalUPEBT-211-lbcdeUPEBT-211-2bcdeUPEBT-221-3bcdeUPEBT-212-lbcdeUPEBT-212-2bcdeUPEBT-222-3bcde

MONTALVOQuero Cevallos

630.97 Km.5.84 Em.

84. 92 Km.421. 64 Km.

3.34 Km.33.82 Km.81.42 Km.

HUACHIPasa

370.53 Km.0.61 Km.

82.20 Km.190.05 Km.

0.14 Km.41. 99 Km.55.54 Km.

De la muestra piloto se obsen'a que se tiene todas las clases de UPE, y la confíabilidad dela muestra es del 100%.

5.2.2.2 Tamaño déla muestra por UPE

A continuación se muestra la tabla No. 12 que indica la cantidad de kilómetros que se tienepor UPE. En este caso por no contar con datos de ninguna clase se la realizará de manerasimilar al caso anterior.

Capítulo V: Análisis Ptobabilístico 3- Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE


Tabla N° 3 2 estimación de Km. por UPE

Alimenta dor

Long. Total ATLong. Total BT

Factor de RedUPEBT-211-lbcde

UPE BT-211-2bcde

UPEBT-221-3bcde

UPEBT-212-lbcde

UPEBT-212-2bcde

UPE BT-222-3bcde

0-CevaJJos289,99

630,97

2,185,84

84,92¡

421,64

3,3433:S2

81,42

Pasaryyr) 02,

370,53

1,68

0,61

82,2¡

190,05

0,14

41,99

55,54

TOTAL

512^1

1001,5

1,9o1

6,46

167,12

611,68

3,47

75,8

136,96

% deReprest.

28.198

28.198

0,645

16,687

61,076

0.346

7,569

13,675

Km.Estimados

1816,503

3551,722

22,910

592,675

2169,264

12,306

268,817

485,715

El cálculo del tamaño de la muestra se realizará como en los casos anteriores, utilizando lafórmula de maestreo irrestricto aleatorio y considerando los datos estadísticos de lospostes. A continuación en la tabla No. 13 se índica la muestra total levantadacorrespondiente a esta sección con el respectivo porcentaje y grado de confíabilidadexpresado en términos de o. y £; (detalles de la muestra ver Anexo No.8).

Tabifl N° 13 Tamaño y Confíabilidad de la Muestra BT Rural

Total de la Red

UPEBT-211-lbcde

UPEBT-211-2bcde

UPEBT-22I-3bcdeUPEBT-212-lbcde

UPEBT-2Í2-2bcde

UPE BT-222-3bcde

DatosEstadísticos

y'

22,80

17,92

11,8623,55

16,19

9,35

s'2

13,8521,0212,46

8,03

18.821

5,91

CALCULADO

# Total deKm.

3551,72

22,91592,67

2169,30

12,31268,82]

485,72

MuestraCalculada.

227,640

14,687

46:370

65,961

7,926

45,776

F 46,918

Confíabilidad

a0.050.050.050.05

0.050.05

0.05

í0.05

0.050.050.05

0.05

0.050.05

LEVANTADO

MuestraLevantada

1001,5

6,46167,12

611,68

3,4775.80

136,96

Confiabiiidud

a0.05

0.050.050.05

0.050.050.05

4=0.0190,1000,0230,014

0,1000,036

0,026

5.3 TAMAÑO JDE LA MUESTRA PARA TRANSFORMADORES

En este punto no hace falta definir una muestra, debido al gran detalle que se tiene sobreestos elementos en el informe de inventario y avalúo de la EEARCN; y fundamentalmentea que todos los transformadores tienen un mismo número de elementos necesarios para suinstalación (estos elementos se especificarán en el capítulo siguiente).

5.4 TAMAÑO DE LA MUESTRA EN ALUMBRADO PÚBLICO

5.4.1 Zona Urbana

Para una mejor comprensión de los temas siguientes, se puede ver en detalle la muestrapiloto en el Anexo No. 9.

Cüpítulo V: Análisis Probabilísüco y Estadístico en !a Obtención de la Muestra para las UPE

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Rícliard P. Mena V,


Se procede de la misma forma que en casos anteriores, estableciendo ía muestra piloto paradeterminar las clases de UPE existentes en la red de distribución.

SubestaciónÁlimentadOTLong. TotalUPEAP-lll-lbcdUPEAP-lII-2bcdUPEAP-112-lbcdTTPP AP~119-9hrH

UPEAP-]13-lbcdUPEÁP-113-2bcdUPEAP-114-lbcd

HUACHIMí r aflores37,53 Km.29.79 Km.1.44 Km.0.2SKm.

Km

3.48 Km.0.51 Km.2.03 Km.

HUACHIAtahualpa41.46 Km,36.31 Km.2.42 Km.1.11 Km.D O S "KVn

1.19 Km.0.06 Km.0.32 Km.

ORIENTEOlímpica25.50 Km..23. 13 Km.0.51 Km.0.27 Km.

Km

1.19 Km.Km.

0.4 Km.

TOTALMuestra

104.50 Km.89.22 Km.4.38 Km.1.65 Km.D O S Km

5.87 Km.0.57 Km.2.75 Km.

De la muestra piloto se observa que se tiene todas las clases de UPE, y la confíabilidad dela muestra es del 100%.

5.4.1.2 Tamaño déla muestra por UPE

A continuación se muestra la tabla No. 14 que indica la cantidad de kilómetros que se tienepor UPE, y se la elaborará al igual que la parte de baja tensión.


Alimentad orLong. Total BTLong. Total APFactor de Red APUPEAP-lll-lbcd

UPEAP-lll-2bcdUPEAP-112-lbcdUPE AP-112-2bcdUPE AP-113-lbcdUPEAP-113-2bcdUPE AP-114-lbcd

Miraflores Atahualpa47,26| 92,6537,53 41,46

0.79! 0.4529,79 36,31I,44| 2,420,28] 1,110.00 0,053,48| 1,190,5l| 0,062,03¡ 0,32

Oriente31,325,50.81

23,130,510,270.001.190.00

TOTAL171,21104,50.61

89,224,3 S1.650,055,870.57

Q.4| 2,75

% deRe prest

38,1S338,1S3

85,3784,1911,5790,0485,6170,5452,632l

Km.Estimad os

448,397273,684

233,6661 1,4714,3210,131

15,3731,4937,202

En el caso de las UPE que no cumplen con el mínimo margen de representación no se lestomará en cuenta para el cálculo del tamaño de la muestra, ni para el estudio devalorización, debido a la pequeñísima incidencia en el estudio general.

El cálculo del tamaño de la muestra se realizará como en los casos anteriores, utilizando lafórmula de maestreo irrestricto aleatorio y considerando los datos estadísticos de lospostes. A continuación en la tabla No. 15 se indica la muestra total levantadacorrespondiente a esta sección con el respectivo porcentaje y grado de confíabilidadexpresado en términos de a y £; (detalles de la muestra ver Anexo No. 09).

Capítulo V: Análisis Probabilistico y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -57-


Tabla N" 15 Tamaño y Confíabilidad de la Muestra AP Urbano

Total de la RedÜPEAP-lll-lbcdUPEAP-lll-2bcdUPEAP-113-lbcd

DatosEstadísticos

y'

30,2031,0034,33

S'2

22,258,67

29,42

CALCULADO

# Tola! deKm.

273.68233,6711,47115,373

MuestraCalculada

34.60417,3536,276

10,976

Confíabilidad

a0.050,050,050,05

í0.050,050,050,05

LEVANTADO

MuestraLevantada

104.2289,224,385,87

ConfiabUidad

a0.050,050,050,05

í0.0250,0180,0650,100

5.4.2 Zona Rural

Para una mejor comprensión de los temas siguientes se puede ver en detalle la muestrapiloto en el Anexo No. 10


Se procede de la misma forma que en casos anteriores, estableciendo la muestra piloto paradeterminar las clases de UPE existentes en la red de distribución.

SubestaciónAlimentadorLong. TotalUPEAP-211-lbcdUPEAP-2]]-2bcdUPEAP-213-IbcdUPEAP-214-lbcd

MONTALVOQuero Cevaílos

76,76 Km.66,31 Km.

1,29 Km.8,43 Km.0,73 Km.

HUACHTPasa

27,22 Km.24,61 Km.

0,47 Km.2, 14 Km.0.00 Km.

TOTALMuestra104,5 Km.90,92 Km.

1,76 Km.10,57 Km.0,73 Km.

En la muestra piloto se observan cuatro UPE distintas, muestra que no necesariamentecontiene todas las clases de UPE existentes en la red de alumbrado público, siendo portanto necesario verificar visualmente si existe o no, una UPE que no lia sido considerada enla muestra piloto (red con postes compartidos), para lo cual se tonará el aliinentador Pasa(escogido aleatoriamente para la zona rural), que hacen un total de dos alimentadoresverificados visualmente (que equivalen al 8.7% de la totalidad de alunentadores rurales demedia tensión). Como las anteriores veces los demás alimentadores se analizará con lateoría de probabilidades} en el siguiente párrafo.

Para el efecto, se supondrá que existe una UPE nueva en uno de los veintiuno (21)alimentadores restantes que no fueron verificados visualmente, a pesar de que, segúncriterio del personal de la EEARCN SA, es muy poco probable. En esta situación laprobabilidad de escoger un alimentador que contenga una nueva UPE sería de 4.76%, y laprobabilidad de que el tercer alimentador de la muestra tenga una nueva UPE, sería de10.24%, valores que se obtienen al aplicar la fórmula de distribución geométrica, como secomprueba en los cálculos siguientes:

P(upen) - n /N - 1/21 - 0.0476 [12]

Capítulo V: Análisis Probabilístico y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE


Dado que:

p - 0.0476q= 0.9524

P(n = 3) = q11"1* p = (0.9524)2 * (0.0476) = 0.0432 [13]

De conformidad con lo anterior, no amerita aumentar a la muestra un alimentador más, yaque la probabilidad de ocurrencia es mínima.

Para determinar la probabilidad de existencia de una nueva UPE en cualquiera de losveintitrés (23) alimentadores del universo, se considerará que en cuarentaiseis (46)alimentadores rurales si existe una UPE nueva; se dirá entonces que la probabilidad deocurrencia de una nueva UPE es de 2.17% (1/46). Adicionalmente se calculará laprobabilidad de que al menos uno de veintitrés (23) alimentadores contenga una UPEnueva.

Partiendo de la fórmula de distribución binornial con las aproximaciones de Poisson, setiene que:

Dado que:

p = 0.0217 y q= 0.9783

*"*l'-ap q = — * (0.0217)° *(G.9783)23= 0.6171

'-" — )*(0.0217)1 *(0.97S3)22 -0.3081

P(n>0) = 1 - P (n = 0) = / - 0.6171 = 0.3829

1-

[13]

[13]

C(m) - (5.5/6) + (0.0475) - 0.9641[13]

En resumen la probabilidad de ocurrencia de tener una UPE nueva en. los veintiuno (21)alimentadores restantes es eí 38.29%, y la ocurrencia de no existir una UPE nueva es el61.71%, por lo que la coufiabilidad de la muestra es del 96%, lo cual es aceptable.

5.4.2.2 Tamaño de la muestra por UPE

A continuación se muestra la tabla No. 16 que indica la cantidad de kilómetros que se tienepor UPE, y se la elaborará al igual que la parte de baja tensión.

Capítulo V: Análisis ProbabÜlslíco y Estadístico en la Obtención de la Muestra para las UPE -59-



Alimentado]1

Long. Total BTLong. Total APFactor de RedUPE AP-211-lbcdUPE AP-2Il-2bcdUPE AP-213-JbcdUPE AP-214-lbcd

0-CevaiJos630,9776,760,12266,31

1.298,430,73

Pasa370,5327,220,07324,61

0,472,14

d

TOTAL1001,5

104,50,10490,92

1.7610:570,73

%deReprest,

28.19328.198

87,0051,684

10,1150,699

Km.Estimados

3551,722370,599

322,4396,242

37,4852,589

En el caso de las UPE que no cumplen el mínimo margen de representación no se lestomará en cuenta para e! cálculo del tamaño de la muestra, ni para el estudio devalorización, debido a la pequeñísima incidencia en el estudio general.

El cálculo del tamaño de la muestra se realizará como en los casos anteriores, utilizando lafórmula de muestreo irrestricto aleatorio y considerando los datos estadísticos de lospostes. A continuación en la tabla No. 17 se indica la muestra total levantadacorrespondiente a esta sección con el respectivo porcentaje y grado de confíabilidadexpresado en términos de a y £; (detalles de la muestra ver Anexo No. 10),

Tabla N° 17 Tamaño y Confíabilidad de la Muestra AP RuraJ

5.5

Total de la RedUPE AP-2íl-lbcdeUPE AP-213-lbcde

DatosEstad! sucos

y'

21,87]28,58

X ' 2

23,0337,69

CALCULADO

# Total deKm.

370.60322,4437,49

MuestraCalculada

51,41433,19518,220

Confíahitidad

a0.050.050.05

£0.050.050.05

LEVANTADO

MuestraLevantada

103.9890,9210,57

Confíabilidad

a0.050.050.05

£0.0320,0270,075

ANÁLISIS DE RESULTADOS

En general los resultados obtenidos van a depender principalmente de la varianza, puestoque, cuando se tenga una varianza grande en donde la desviación estándar es mayor al 50%de la media, se tendrá que levantar una muestra más representativa.

La incidencia de la muestra piloto es fundamental, debido a que cuanto mayor sea elnúmero de kilómetros levantados de alguna UPE, esta tendrá una homogeneidad en susresultados estadísticos, por lo que la varianza empieza a decrecer, y debido a esto, enalgunos casos la muestra piloto es suficiente para los requerimientos de estudio.

Claro está que en las UPE que no cumplieron con el mínimo margen de error de 0.05 esnecesario realizar un muestreo mayor, debido a que el grado de confíabilidad del númerode unidades por elemento (la media) es bajo.

Para fines de valorizar la UPE, y a fín de no realizar LUÍ maestreo superior al 75% de la red,se considerará 2 aspectos importantes:

Capítulo V: Análisis Probabilísllco y Estadístico en la Obtención, de la Muestra para las UPE -60-


Primero: Ja muestra levantada en campo representa muy bien a la UPE, debido alporcentaje de la muestra levantada (superior a la quinta parte de su red de distribución),donde el comportamiento de la red se evaluará con la experiencia y conocimiento delpersonal de la empresa eléctrica en estudio; por lo tanto el error producido en los datosestadísticos de los elementos de la UPE será pequeño.

Segundo: el grado de representación de la UPE en el sitio de implantación es mínimo, nosuperior al 5% de la totalidad de la red de distribución, y ]as UPE con una representaciónimportante están, cubiertas a satisfacción con un error bajo en compensación con los quetienen un error alto, así, el grado de confíabilidad de la maestra en la red, estará dentro delos parámetros requeridos y la UPE con un margen de error grade será absorbida por la demayor semejanza.

Así tenemos en la red de media tensión de la zona rural un comportamiento donde el gradode representación de la red monofásica (73,514%) está cubierta a entera satisfacción por lamuestra, no así en las dos representaciones siguientes. En la red trifásica puede ser que sevea la necesidad de aumentar la muestra, mientras que en la red bifásica, considerando losdos aspectos anteriormente mencionados, esto no sea necesario; se considerará tambiénque el grado de confíabilidad de la muestra en la red de media tensión de la zona ruralcumple con los parámetros requeridos.

Por las consideraciones antes mencionadas, se concluye que las muestras en cada zona consu respectiva clasificación de código de unidad, cumplen a satisfacción los parámetrosestablecidos de confiabilidad, indicando que la muestra sobre la red de distribución total essumamente aceptable por los datos expresados en la tabla No. 18, en base al tamaño de lamuestra total y la confíabilidad de la misma.

Tabla N" 18 Tamaño y Confíabilidad de la Muestra Total

Red TotalMT-lBl-abcdeMT-2Bl-abcdeBT-lBC-abcdeBT-2BC-abcdeAP-llC-abcdeAP-21C-abcde

EEARCN# Total deKUL fL D.

6,659.948199.043

1,816.503448.397

3,551.722273.684370.599

CALCULADOMuestraCalculada

860. 77537.635

379.303130.178227.64034.60451.414

(%) delTotal

12.96910.44220.88128.983

6.40913.28314.284

Confiabilidad

a0.050.050.050.050.050.050.05

£0.050.050.050.050.050.050.05

LEVANTADOMu es ira

Levantada

1,969.1276.00

512.21171.21

1,001.50104.22103.98

(%) delTotal

29.5738.1828.2038.1828.2038.0828.06

Confiabilidad

a0.050.050.050.050.050.050.05

£0.0320.0300.0570.0400.0190.0250.032

De la tabla No. 18 se observa que la muestra cumple a entera satisfacción la confiabilidadde la misma. Esta confiabilidad es la mínima que puede alcanzar la muestra, debido a queen el comienzo del capítulo se le dio un crecimiento exagerado del 20% a la red dedistribución y además se le agregó un margen de error del 10 %5 lo que significaría que lared de distribución en 3 años a crecido el 30% (lo que es sumamente improbable), debido aesto la muestra puede mejorar su confíabilidad significativamente.

Sin embargo se da la posibilidad de ampliar la muestra a la persona que le seaindispensable tener datos más exactos, para fines de inventario y avalúo en una auditoría oinspección.

Capítulo V: Análisis Probabílistíco y Estadístico en la Obtención de la Muestra para tas UPE -61-


CAPITULsO VI:

VALORACIÓN Y DETERMINACIÓN DE LOS ELEMENTOSTÍPICOS DE LAS UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR

ENLAEEARCNS.A.

En el capítulo anterior se observó que algunas UPE no cumplieron con el mínimo margende error de 0.05, por Jo que es necesario realizar un muestreo mayor para llegar adeterminar la media de los elementos típicos de esas UPE; pero como se mencionóanteriormente la decisión final sobre el tamaño de la muestra debe ser tomada de acuerdo ala precisión deseada y a los medios disponibles para la investigación.

Sin embargo, la confiabilidad de la muestra total es bastante aceptable, por lo que losresultados obtenidos del muestreo son aplicables al presente capítulo, sin temor a cometererrores significativos en la valorización general, como se verá más adelante.

Los datos estadísticos de las UPE son válidos para el presente capítulo,independientemente de su margen de error, ya que como se Índico, las muestrasindividuales fueron evaluadas y analizadas, y la confíabilidad de la muestra total, cumplecon los parámetros establecidos o requeridos para el siguiente análisis.

Los precios de los elementos de las UPE fueron tomados de las listas actualizadas deprecios que tiene la empresa eJéctrica, cuyo detalle consta en el Anexo No. 11, en donde seindican los costos directos e indirectos, con los respectivos significados de las diferentesestructuras.

En los precios de los elementos de las UPE están incluidos los precios de los materialesnecesarios para su instalación, elementos como preformados, cinta atar, cable, pernos,platinas, etc.

El costo de instalación de un. kilómetro de red de distribución se determina en base a unestudio de regresión lineal múltiple correlacionada, llegando a determinar un modeloeconométrico para cada UPE; este costo será referencia! exclusivamente para la EEARCNS.A.. El modelo econométrico es una función de costo en función de todas las variablesinvolucradas necesarias para su instalación.

Para la valoración exacta de la UPE se debe agregar el precio del conductor que se estéutilizando, en donde la longitud total del conductor dependerá de las siguientes dosconsideraciones:

Primera: La flecha; ocasionada por el peso del conductor y dependiente de la longitud delvano. La longitud de conductor adicional por esta consideración será el resultado demultiplicar la longitud del vano promedio por UPE, por el número de vanos existentes enla UPE.

Capítulo VI: Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA-

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Ricliard P. Mena V.

Figura N° 6.~ Catenaria formada por un Conductor uniforme

Poste Longitud del Vano Proniedlg

Conductor

.. To ( icef =— cosn 1

v ( ToDonde: [17]

/ — Flecha ó distancia entre la horizontal y el conductorT = Tensión máxima del conductor a Temperatura mínimaTo ~ Fuerza horizontal constanteu — Peso de la sección del conductorx — Longitud media del vano promedio

Too . uxa — — * senn —

u (, To)Donde: [17]

s — Longitud media del conductor en el vano promedio

r = 7b cosh— ó en función de/; T=To+(u*f)To ' l M

[17]

La flecha es fundamental para el cálculo de ía longitud total del conductor, y dependerá dela tensión máxima del conductor ( 75% de la tensión final o de ruptura), de la temperaturamínima del sitio de implantación}' de las características mecánicas del conductor.

Debido a esta consideración el conductor añadido no podrá sobrepasar el 0.3% delkilómetro de red de distribución urbana y del 0.6% en el kilómetro de red de distribuciónrural; estos porcentajes dependen fundamentalmente de la longitud del vano promedio.

Segundo, el conductor utilizado en las estructuras terminales o de retención, debido aldiseño de las estructuras señaladas anteriormente( ver Anexo No. 13).

Conductor adicional — # Estntcluras * ft fases + Cond. NeufroJ * 7 metro

Por esta segunda consideración, el conductor adicional es de 1.42% del kilómetro de red dedistribución urbana y de 0.88% en el kilómetro de red de distribución rural.

Capílulo VI: Valoración y deieraiinación de los elementos típicos de las UPE en VA EEARCNSA. -63-


Entonces, de las dos consideraciones anteriores los porcentajes de conductor adicionalmáximo será de 1.72% del kilómetro de red de distribución urbano y de 1.48% en elkilómetro de red de distribución rural.

Pora efecios de dar una valorización a la red de distribución y verificar lo incidencia quetienen los márgenes de error de cada zona de mnestreo, se utilizarán los kilómetrosestimados en el capítulo anterior, y el conductor de mayor predominio en cada código deunidad. Se aclara que la estimación de la valorización de los activos es gruesa, debido ano contar con detalles finos para su valorización.

Para la valoración de la UPE se utilizará la media de los elementos, debido a que es unfactor representativo del kilómetro de red. Se podrá intentar una metodología depercentiíes o intervalos de semejanza, los cuales consideran la varianza o desviaciónestándar en el estudio de valorización, métodos empleados en aquellos casos en que ladesviación estándar excede el 30% de la media. Sin embargo, en el presente caso, ambasmetodologías, la de la media y la de intervalos de semejanza arrojan similares resiútadoscomo se demuestra a continuación:

Nt = ni + n2Zt-Sxl

IxiI/

n

( a )( b )

(c )

Figura N° 07.- Curva de Distribución Normal

ni n2

Donde:

cr — Desviación estándarni = número de elementos inferiores a la median2 ~ número de elementos superiores a la mediaNt = número de elementos totalesy = media aritmética de todos los valores de los elementos

Capitulo VI: Valoración y determinación de tos elementos típicos de las UPE en lalíEAR-CNS A. -64-

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR _ Richard P. Mena V.

Entonces:

Ntyt = yl *n l+ y2*n2

* yt = Ní * y1

Se ha demostrado que el efecto de utilizar percentiles y la inedia es el mismo; sin embargoen los casos donde la desviación estándar llegue a ser mayor al 50% de la media se deberíarealizar un estudio más minucioso. Por lo señalado, la metodología que se empleará para lavalorización se fundamenta en la media aritmética de los elementos que conforman laUPE.

A continuación se presentan las estructuras y elementos más representativos de las UPEcon la respectiva valorización. Las estructuras fueron obtenidas de las normas de diseño deredes de distribución de la Empresa Eléctrica Ambato (Ver Anexo No. 13)

En la consideración del conductor., se realizó una estimación del número de kilómetros quese tiene por UPE, en base a la muestra estadística levantada en el capítulo anterior.

Adicionalmente se realizará un análisis sobre la influencia del conductor en el precio de lasUPE, expresado en términos estadísticos, la que se verá en las tablas correspondientes acada zona de implantación.

Capítulo VI: Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA - 65 -


6.1 UPE £N LA JRED DE MEDÍA TENSIÓN

6.1.1 Zona Urbana

Para una mejor comprensión del tema siguiente se podrá ver en detalle la muestra piloto enel Anexo No. 4; la siguiente tabla No. 19 ayudará a encontrar el modelo econométrico.

TablaN" 19 Datos de la Media délos Elementos Representativos

UPEMT#PostesCrucesCPCP2CRCR2HSHRHR2

VP

VP2

\Hí

VK2ÜPUP2URUR2S1AS3AS3SSpR3

Pararrayos

G2TTATPATFATTCPrecios Totales

Media de los ElementosHl-4bcOO

28.37621.4737

15.39461.63165.28672.07960.05260.21520.11004.00130.70650.54390.07020.17540.01750.49590.07026.32052.45270.08771.73000.03517.82463.08434.91701.S4341.54860.0351

111-6 bcGÜ23.6842

1.10530.57890.00000.26320.10530.00000.00000.00002.00000.05261.21050.1053

12.42110.89476.73680.94742.421 10.05260.00000.36840.00002.63163.89475.05261.52632.47370.0526

Precios UnitariosEn Dólares

91.16841.9716

37.663!66.212783.5432

1 32.2757111.6382142.1494187.068943.657976.120897.5239

151.271612.338416.041022.050742.418274.0920

188.27621,051.1975

56.3209469.4822

44.892343.581320.010423.825117.SÍ691

24.4703

Costo por Kilómetrolll-4bcOO2,587.0166

9.5139579.8083108.0312441.6691275.0803

5.875730.595920.5728

174.688553.776753.039310.61562.16460.2814

10.93582.9767

468.2987461.7907

92.210397.436516.4731

351.2627134.418298.391143.919327.59070.8586

6,159.292¿

111-tfbcOO

2,159.25232.7771

21.80500.0000

21.985113.92380.00000.00000.0000

87.31584.0064

118.055315.9233

153.255314.3525

148.552240.1856

179.38079.90930.0000

20.74980.0000

118.1377169.7377101.105336.364644.0734

1.28793,482.1360

Modelo economélríco de las UPE por kilómetro de red

Precio UPE ¡\1T-111-4bcOO= (28.37* P Post) + (1.47* P cruc) + (15.39* P CP) + (1.63* P CP2) +(5.28* P CR) + (2.08* P CR2) + (0.05* P HS) + (0.22* P HR) +(0.11* P HR2) + (4.0* P VP) + (0.71* P VP2) -i- (0.54* P VR) +(0.07* P VR2) + (0.18* P UP) + (0.02* P UP2) -i- (0.5* P UR) +(0.07* P UR2) +(6.32* P SI A) + (2.45* P S3A) + (0.09* P S3S) +(1.73* P Sp) + (0.04* P R3) + (7.82* P Parr) + (3.08* P G2) +(4.92* P TTA) + (1.84* P TPA) + (1.55* P TFA) + (0.04* P TTC)

Precio UPE MT-lll-4bcOO= US $ 6,159.2926

Capítulo VI: Valoración.y determinación de los elementos típicos de las UPE en laEEARCNSA -66-


Precio UPE MT-lll-6bcOO= (23.68* P Post) + (1.11* P cruc) + (0.58* P CP) + (0.26* P CR) +(0.11* P CR2) 4- (2.0* P VP) + (0.05* P VP2) + (1,2] * P VR) +(0.11* P VR2) -f (12.42* P UP) + (0.89* P UP2) + (6.74* P UR) +(0.95* P UR2) +(2.42* P SI A) + (0.05* P S3A) + (0.37* P Sp) +(2.63* P Paír) + (3.9* P G2) + (5.05* P TTA) + (1.53* P TPA) +(2.47* P TFA) + (0.05* P TTC)

Precio UPE MT>lll-6bcOO= US $ 3,482.1360

A continuación se presenta el análisis de valoración y confíabilidad del resultado.

Tabla N° 20 Valoración del Kilómetro de Red en MT Urbana

Húmerode UPE

Red Tota]111-42100¡11-42200111-423001 1. 1-4240011 1-42500111-62100111-62200

PrecioUPE

6,159.2936,159.2936.159.2936,159.2936,159.2933,482.1363,482.136

Precio delConductor

968.6781,425.9352.059.4512,449.6763,390.224

322.893475.312

# Kni.Estimados

J 99.04325.20356.25030.94032.4302.630

30.95020.640

Valorizaciónde la Red

1,087,849.565155,232.651346,460.208190,568.513199,745.85816,198.939

107,772.10971.871.287

(%)delValor T

79.45786.20980.93974.62071.19764.10791.38187.808

Valor delConductor

281,263.00824,833.51381,588.44564,815.40080,809.4069,069.650

10,165.4209,979.173

(%) delValor T

20.54313.79119.06125.38028.80335.893

8.61912.192

Tabla N° 21 Valorización y Confíabilidad del Resultado MT Urbana

Númerode UPE

Red Total111-421001 1 1-42200111-42300111-42400111-42500111-62100111-62200

Precio Totalde la Red

1,369,110.572180,066.164428,048.653255.383.912280,555.26425,268.590

117,937.52981,850.460

Confíabilidadde la Red

á0.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.050

£0.0300.0300.0300.0300.0300.0300.0310.031

Confíabilidaddel Conductor

a0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

£0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

Confíabilidadde Toda la Red

a0.0400.0430.0400.0370.0360.0320.0460.044

£0.0240.0260.0240.0220.0210.0190.0280.027

NOTA; El término "confíabilidad" se refiere a la valoración, más no a la red en si, a suscomponentes.

Capítulo Vi: Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE enlaEEARCNSA -67-


6.1.2 Zona Rural

Para una mejor comprensión del tema siguiente se podrá ver en detalle la muestra piloto enel Anexo No. 6; la siguiente tabla No. 22 ayudará a encontrar el modelo econométríco.

Tabla N° 22 Datos de la Media de los Elementos Representativos

UPEMT#

Postes

Cruces

CP

CP2

CR

CR2

HS

HR

HR2

VP

VP2

VR

ST12

UP

UP2

DR

UR2

SíA

S3AcppR3

Pararr

íVmortig

G2

TTA

TPA

TFA

TTCES02

ER02

ET02

ESÜ41

ES042

ES043

ES044ER041

ER042

ER043

ER044

Media de los Elementos

311-lbcdc9.34

0.15

5.94

0.44

1.26

1.04

0.00

0.35

OJ2

0.21

0.00

0.00

0.00

0.15J

0.00

1.120.06

1.09

0.44

0.15

0.00

1.06

1.21

0.06

4.91

0.12

0.09

0.09

0.82

0.06

0.09

3.93

0.35

0.56

0.09

1.04

0.06

0.15

0.03

311-2bcdc

7.83

0.17

6.50

0.00

0.67

0.33

0.00

0.00

0.00

0.17

0.00

0.00

0.00

0.33]

0.00

1.33

o.od0.67

O.OC

0.50

0.00

2.17

1.171

0.17

3.00

0.00

0.00

0.00

0.33

0.33

0.00

0.33

0.33

1.67

0.17

0.00

0.00

0.17

0.00

3JJ-3bcde

7.40

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.01

0.00

0.00

0.00

0.00

5.72

0.26

1.27

0.78

0.32

0.00

0.06

0.00

0.44

0.45

0.03

2.64

0.03

0.00

0.10

2.26

0.43

0.44

1.44

0.26

0.83

0.01

0.44

0.02

0.10

0.00

311-4bcOO

14.62

1.09

6.15

0.6S

1.34

1.31

0.00

0.41

0.45

3.73

0.00

0.36

o.od0.41

0.00

1.43

0.201

1.09

0.77

0.23

0.00

3.02

0.36,

0.1S6.05

0.09

0.09

0.59

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

3H-5bcOO9.42

0.34

7.40

0.00

1.36

0.33

0.00

0.00

0.00

0.34

0.00

0.00

0.00

0.671

O.OÜ

1.33

0.00

0.33

0.33

0.00

0.00

3.04

0.6 71

0.00

2.02

O.OÜ

0.00

311-óbcOtí

11.01

0.07

0.02

0-OOj

0.01

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.01

0.00

7.81

0.37

2.35

1.13

0.44

0.01

0.151

0.03

1.31

0.14

0.12

4,01

0,09

0.04

o.ooj o.is!0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

o.oo1

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

Precios VJ.En Dólares

91.17

1.97

37.66

66.21

83.54

132.28

111.64

142.15

187.07

43.66

76.12

97.52

151.271.2.34

16.04

22.0542.42

74.09

188.28

56.32

469.48

44.89

9.22

43.58

20.01

23.83

17.82

24.47

5.62

7.42

5.43

7.41

9.75

14.32

15,79

9.83

16.29

22.22

26.59

Capítulo VT: Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA -68-


UPE MT #

ETO-n

ETO-Í2

ETO-t3

ETQ44

ESTJPn

ESPCn

ESPMa

ESAPn


211-1 bcdc0.74

0.12

0.12

Ü.OO

0.00

0.12

3.44

211-2bccclc

0.00

o.od0.00

0.00

0.00

0.50

7.17

o.ool o.oo

2íl-3bcde

0.34

0.06

0.091

0.00

0.03

0.43

3.22

0.09

211-4bcOO

0.00

o.od0.00

0.00

0.00

0.00

o.oq0.00

211-SbcOO

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

Prpcine Tí211-6bcOO

0.00

0.00

En Dólares

7.52

10.16

0.00 14.95

0.00

0.00

17.90

1.85

0.00 S.78

0.00

0.00

0.59

2.52

Modelo econométrico de las UPE por kilómetro de red

Precio UPE MT-311-lbcde= (9.34* P Post) + (0.15* P cruc) + (5.94* P CP) + (0.44* P CP2) +(1.26* P CR) + (1.04* P CR2) + (0.35* P HR) + (0.12* P HR2) +(0.21* P VP) + (0.15* P UP) + (1.12* P UR) "i- (0.06* P UR2) +(] .09* P S1 A) + (0.44* P S3A) + (0.15* P Sp) + (1.06* P Parr) +(1.21* PAmortig) +(0.06* P G2) +(4.91* P TTA) + (0.12* P TPA) +(0.09* P TFA) + (0.09* P TTC) + (0.82* P ES02) * (0.06* P ER02) +(0.09* P ET02) -i- (3.93* P ES041)+ (0.35* P ES042)+(0.56* P ES043) +(0.09* P ES044)+(1.04* P ER041)+(0.06* P ER042) 4- (0.15* P ER043) +(0.03* P ER044}+(0.74* P ET041)+(0.12* P ET042) 4- (0.12* P ET043) +(0.12* P ESPCn) + (3.44* P ESPMn)

Precio UPE MT-311-lbcde= US $ 1,870.92

Precio UPE MT-311-2bcde= (7.83* P Post) + (0.17* P cruc) + (6.5* P CP) + ( 0.67 * P CR) +(0.33* P CR2) + (0.17* P VP) -I- (0.33* P UP) + (1,33* P UR) +(0.67* P SI A) + (0.5* P Sp) 4" (2.17* P Parr) 4- (1.17* P Amortig) +(0.17* P G2) + (3* P TTA) + (0.33* P ES02) + (0.33* P ER02) +(0.33* P ES041)+ (0.33* P ES042)+(1.67* P ES043) 4- (0.17* P ES044)+(0.17*P ER043) 4- (0.0* P ET042) + (0.5* P ESPCn) + (7.17* P ESPMn)

Precio UPE MT-31l-2bcde= US S 1,402.03

Precio UPE MT-311-3bcde= (7.4* P Posl)+(0.01* P HR2)+(5.72* P UP)+(0.26 P UP2)+(1.27* P UR)+(0.78* P UR2) -i- (0.32* P SI A) + (0.06* P Sp) + (0.44* P Parr) +(0.45* P Amortig) + (0.03* P G2) 4- (2.64* P TTA) + (0.03* P TPA) +(0.1* P TTC) + (2.26* P ES02) + (0.43* P ER02) + (0.44* P ET02) 4-(1.44* P ES041) -f (0.26* P ES042)+(O.S3* P ES043) + (0.01* P ES044)-¡-(0.44* P ER041) + (0.02* P ER042)+(0.1 * P ER043) + (0.34* P ET04 ]) -f(0.06* P ET042)+(0.09* P ET043)+(0.03* P ESTPn)-í- (0.43* P ESPCn) +(3.22* P ESPMn) + (0.09* P ESAPn)

Precio UPE MT-3ll-3bcde= US $ 9S3.77

Precio UPE MT-311-4bcOO= (J4.62* P Post) 4- (1.09* P cruc) + (6.15* P CP) + (0.68* P CP2) +(1.34* P CR)+(1.31* P CR2)-f(0.4I* P HR)+(0.45* P HR2)+(3.73* P VP)-t-(0.36* P VR)+(0.41* P UP)+(1.43*P UR)+(0.2* P UR2) 4(1.09* P S] A) +(0.77* P S3A) + (0.23* P Sp) + (3.02* P Pan") 4- (0.36* P Amortig) +(0.18* P G2) -f- (6.05* P TTA) + (0.09* P TPA) + (0.09* P TFA) +(0.59* P TTC)

Precio UPE MT-3H-4bcOO= US $ 2,813.85

Capítulo VI: Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA -69-


6.2 UPE EN LA RED DE BAJA TENSIÓN

6.2.1 Zona Urbana

Para una mejor comprensión del tema siguiente se podrá ver en detalle la muestra piloto ene] Anexo No. 7; la siguiente tabla No. 25 a}aidará a encontrar el modelo econométrico.

Tabla N° 25 Datos de la Media de los Elementos Representativos

UPEBTttPostes

CITICC.S

ES02

ER02

ET02

ES04J

ES042

ES043

ESO-14

ER041

ER042

ERÜ43

ER044

ETÜ41

ETÜ42

ET043

ET044

ESTPn

ESPCn

ESPMn

ESAPn

G2

TTA

TPA

ITA

Media de los ElementosMl-Jbcde

31.05

2.56

0.8S

0.15

0.59

0.76

0.35

1.06

17.74

0.03

0.03

0.13

1.10

0.48

0.15

0.71

8.92

0.03

0.03

0.15

0.53

0.15

5.32

1.66

2.05

J]l-2bcde

27.45

1.73

4.07

0.151

2.07

1.46

O.S1

9.44

2.64

0.02

0.05

0.71

0.10

1.43

0.65

6.69

1.90

0.02

0.371

3.501

m-3»cde

20.20

0.55

4.73

0.17

6,81

0.34

1.69

0.56

0.17

0.00

0.13

0.00

0.00

O.S3

3.28

0.26

0.00

3.70

2.95

5.64

0.59J 0.74

0.10

8.06

0.60

0.96

0,00

4,42

0.39

112-lhcdc

30.00

1.69

0.2S

0.22

0.03

J.51

0.25

1.22

21.62

0.03

0.03

0.13

2.75

0.19

0.07

0.25

4.15

0.00

o.od0.00

0.00

0.13

1.25

0.44

O.OOJ 0.31

112-2bcde

28.22

1.55

2.01

0.36

0.29

4.08

1.02

14.89

4.06

0.23

0.14

2.14

0.32

0.47

0.69

2.92

1.01

0.20

0.00

0.92

0.00

0.00

1.6S

0.29

0.23

lJ2-3lKde

21.25

0.71

4.76

0.3S

0.81

7.21

1.41

3.17

1.21

1.05

0.19

0.14

0.68

2.71

0.33

1.00

1.43

0.00

0.14

2.10

Precios Unit.En Dólares

91.171.97

5.62

7.42

5.43

7.41

9.75

14.32

15.79

9.83

16.29

22.22

26.59

7.52

10.16

14.95

17.90

1.85

8.78

0.59

0.0 0¡ 2.52

0.05

1.24

0.19

0.05

43.58

20.01

23.83

17.82

Modelo econoroétrico de las UPE por kilómetro de red

Precio UPE BT-11 )-lbcde= (31.05* P Posl) + (2.56* P cruc) + (0.88* P ES02) + (0.15* P ER02) +(0.59* P ET02)+(0.76* P ES041)+(0.35* P ES042)+(1.06* P HS043) +(17.74* P ES044)+(O.Ó3* P ER041)+(0.03* P ER042)+(0.1 8* P ER043) +(I.I* P ER044)+(0.48* P ET041)+ (0.15* P ET042) + (0.71 * P ET043) +(8.92* P ET044)+(0.03* P ESTPn)+(0.03* P ESPCn)-!- (0.15* P ESPMn) +(0.53* P ESAPn) + (0.15* P G2) + (5.32* P TTB) + (1.66* P TPB) +(2.05* P TFB)

Precio UPE BT-:n.l-lbcde= US S 3,560.64



Precio UPE BT-11 T-2bcde= (27.45* P Post) + (1,73* P cruc) + (4.07* P ES02) + (0.15* P ER02) +(2.07* P ET02)+(1.46* P ES041)+(0.81* P ES042) + (9.44* P ES043) +(2.64* P ES044)f(0.02* P £R041)+(0.05* P ER042)+(0.71* P ER043) +(0.1* P ER044)+(1.43* P ET041)+(0.65* P ET042) + (6.69* P ET043) +(1.9* P ET044)-f(0.02* P ESTPn)+ (0.37* P ESPCn)+ (3.50* P ESPMn)+(0.59* P ESAPn) + (0.1* P G2) + (8.06* P TTB) + (0.6* P TPB) +(0.96* P TFB)

Precio UPE BT-lll-2bcde= US S 3,119.43

Precio UPE BT-1 H-3bcde= (20.2* P Post) + (0.55* P cruc) + (4.73* P ES02) + (0.17* P ER02) +(6.81* P ET02) + (0.34* P ES041>f- (1.69* P ES042)-f(0.56* P ES043) +(0.17* P ES044)+(0.13* P ER042)+(0.83* P ET04I)+(3.28* P ET042) 4-(0.26* P ET043) + (3.7* P ESTPn)+(2.95* P ESPCn)+ (5.64* P ESPMn) +(0.74* P ESAPn) + (4.42* P TTB) + (0.39* P TPB)

Precio UPE BT-lll-3bcde= US S 2,120.14

Precio UPE BT-J12-lbcde= (1.69* P cruc) + (0.2S* P ES02) 4- (0.22* P ER02) + (0.03* P ET02) +C1.5J * P ES04I)-f-(0.25* P ES042)+(1.22* P ES043M2I.62* P ES044)+(0.03* P ER041)+(0.03* P ER042)+(0.13* P ER043)+(2.75* P ER044)-i-

(0.19* P ET041)+ (0.07* P ET042)+(0.25* P ET043)+(4.15* P ET044) +(0.13* P G2) + (1.25* P TTB) + (0.44* P TPB) + (0.31 * P TFB)

Precio UPE BT-U2-lbcde= US S 586.64

Precio UPE BT-112-2bcde= (1.55* P cruc) + (2.01* P ES02) + (0.36* P ER02) + (0.29* P ET02) +(4.08* P ES041)+(1.02* P ES042)+(14.89* P ES043)+(4.06* P ES044)-Í-(0.23* P ER041)*(0.14* P ER042)+(2.14* P ER043)+(0.32* P ER044)+(0.47* P ET041) +(0.69* P ET042)+(2.92* P ET043)-f(1.01* P ET044) +(0.2* P ESTPn) + (0.92*P ESPMn) + (1.68* P TTB) + (0.29* P TPB) +(0.23* P TFB)

Precio UPE BT-112-2bcde= US S 515.33

Precio UPE BT-112-3bcde= (0.71* P cruc) + (4.76* P ES02) + (0.38* P ER02) -f- (0.81* P ET02) +(7.21* P ES041)+(1.41* P ES042)+(3.17* P ES043)+(I.2I * P ES044)4-(1.05* P ER04!)+(0.19* P ER042)-f(0.14* P ER043)+(0.68* P ER044)+(2.71* P ET041)+(0.33* P ET042)+(1.0* P ET043) + (1.43* P ET044) +(0.14* P ESPCn) + (2.1* P ESPMn) + (0.05* P G2) 4- (1.24* P TTB) +(0.19* P TPB) + (0.05* P TFB)


Capítulo VI: Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA - 73 -


A continuación se presenta el análisis de valoración y confíabilidad del resultado.

Tabla N" 26 Valoración del Kilómetro de Red en BT Urbana

Número deUPE

Red Totalin-12211111-12312111-22111UL-222U111-22212111-22312111-2241311.1 -321]]1 11-32212[12-12111112-12212112-12313112-22111112-22212112-22313] 12-321 1 11 12-32212J 12-323 11

PrecioUPE

3,560.6393,560.6393,119.4333,119.4333,119.4333,119.4333,119.4332,120.139

Precio delConductor

1,748.8282,534.763

968.6781,273.5161,425.9351,848.2792,319.601

645.7862,120.1391 950.623

586.642586.642586.642515.329515.329515.329301.247301.247301.247

1,291.5711,901.2472,745.935

968.6781,425.9352,059.451

645.786950.623

1,009.377

# KllL

Estimados449.15637.76150.89222.SS532.34327.10120.911

2.98732.55326.4277.118

21.20255.75011.60628.59217.07919.22717.45917.265

Valorizacióncié la Red867,159.476134,454.835181,206,46171,387.982

100,891.57384,538.22565,229.9539,317.142

69,016.91356,028.9064,175.455

12,437.90632,705.0695,980.930

14,734.3418,801.2145,792.1195,259.4925,200.959

(%)delValor T54.04266.68458.00075.99570.65868.26162.39556.93576.34668.67730.86923.27417.35734.34026.21519.74331.44123.75322.685

Valor delCondu dor737.442.32267,174.116

131,216.81922.549.42141,897.69039,308.24139,313.8327,047.364

21,383.84525,554.2189,350.936

41,003.296155,717.82911,435.89841,471.75935,778.00412,630.18116,882.47617,726.397

(%) delValor T45.95833.31642.00024.00529.34231.73937.60543.06523.65431.32369.13176.72682.64365.66073.78580.25768.55976.24777.315

Tabla N° 27 Valorización y Confíabilidad del Resultado en BT Urbana

¡Vúinerode UPE

Red Total111-12211111-12312]] 1-22111111-22211111-22212111-2231211L-22413111-32111111-32212112-12111112-12212112-12313112-22111112-22212í í 2-223 13112-32111112-32212112-32311


1,604,601.798201,628.951312,423.280

93,937.403142,789.263123,846.4661 04.543.78516,364.50690,400.75881,583.12413,526.39153,441.202

188,422.89817,416.82956,206.10144,579.2181 8,422.30022,141.96822,927.356

Confíabilidadde la Red

a0.0500.050

£0.0310.017

0.050| 0.0170.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.050

0.0300.0300.0300.0300.0300.0650.0650.0320.0320.0320.0510.0510.051

0.0501 0.0750.0500.050

0.0750.075


a0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

£0.0000.0000.000O.OQO0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000O.OÜO0.000O.ÜOO0.0000.0000.000

Coitfiabil idadde Toda la Red

a0.0270.0330.0290.0380.0350,0340.0310,0280,0380,0340.0150.0120.0090.0170.0130.0100,0160.0120.011

£0.0170.0110.0100.0230.0210.0200.0190.0170.0500.0450.0100.0070.0060.0180.0130.0100.0240.0180.017

Capítulo VI: Valoración.y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA -74-


6.2.2 Zona Rural

Para una mejor comprensión del tenia siguiente se podrá ver en detalle la muestra piloto enel Anexo No. 8; la siguiente tabla No. 28 ayudará a encontrar el modelo econornétrico.

Tabla NQ 28 Datos de la Media de los Elementos Representativos

HPE#

Postes

Cruces

ES02

ER02

ET02

ES041

ES042

ES043

ESO 44

ER041

ER042

ER043

ERQ44

ET041

ET042

ET043

ET044

ESTPn

ESPCn

ESPMn

ESAPn

G2

TTB

TPB

TFB

rxc

Medía de los Elementos211-1 bcde

22.80

2.71

0.29

0.00

0.00

1.62

0.00

2.14

14.49

0.57

0.00

0.14

0.43

1.19

0.00

0.29

6.14

0.00

0.29

2.36

0.00

0,14

5.11

0.71

0.00

0.00

211-2bcde j2H-3bccfe

17.92

0.29

0.39

0.44

3.46

2.12

0.47

7.86

0.14

0.20

0.05

0.20

0.01

0.94-

0.22

2.87

0.06

0.14

0.19

5. SO

0.20

0.11

S.17

0.13

0.13

0.01

11.86

0.00

212- 1 bcde

23.55

2.00

2.69J 0.00

0.07J O.oJ

5.19¡ 0.00

0.49

0.77

0.09

0.00

0.07

0.01

0.00

0.00

0.71

0.83

0.03

0.00

1.91

2.08

6.45

0.20

0.01

4.46

0.01

0.00

0.00

0.50

0.00

2.53

18.77

0.00

0.00

0.50

0.78

0.50

0.25

0.50

1.28

0.00

0.00

0.75

0.00

0.00

0.75

0.75

0.00

0.00

212-2bcde

16.19

0.34

6.34

1.04

0.91

4.95

0.66

8.34

0.42

0.88

0.09

0.94

0.01

0.47

0.22

0.62

0.04

0.09

0.09

3.S4

0.22

0.03

4.06,

0.37

0.05

0.01

212-3bcde

9.35

0.00

3.4S

0.38

0.55

2.10

0.88

1.95

0.05

0.66

0.09

0.20

0.00

0.24

0.07

0.01

0.00

0.11

0.94

5.27

0.04

0.01

2.48

o.o:0.01

0.01

Precios Unit.En Dólares

91.17

1.97

5.62

7.42

5.43

7.41

9.75

14.32

15.79

9.83

16.29

22.22

26.59

7.52

10.16

14.95

Í7.90

1.85

8.78

0.59

2.52

43.58

20.01

23.83

17.82

24.47

Modelo ecouométrico de las UPE por kilómetro de red

Precio UPE BT-211-lbcde= (22.8* P Post) + (2.71* P crac) + (0.29* P ES02) + (1.62* P ESG41) +(2.14* P ES043>K14'49* P BS044)+(0.57* P ER041)+(0.14* P ERÜ43)+(0.43* P ERQ44)+(U9* P ET041)+ (0.29* P ET043)+(6.14* P ET044)+(0.29* P ESPCn)+ (2.36* P ESPMn) + (0.14* P G2) + (5.77* P TTB) +(0.71 *P TPB)

Precio UPE BT-21T-lbcde= US S 2,665.63

Capítulo VI: Valoración, y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA -75-


Precio UPE BT-211-2bcde= (17.92* P Post) + (0.29* P cruc) + (6.39* P ES02) + (0.44* P ER02) +(3.46* P ET02)+(2.12* P ES041>¡-(0.47* P ES042)4-(7.86* P ES043) +(0.14* P ES044)+(0.2* P ER041)+(0.05* P ER042)+(0.2* P ER043) +(0.01* P ER044)-i-(0.94* P ET041)+(G.22* P ET042)+(2.87* P ET043)4-(0.06* P ET044)+(0.14* P ESTPn)+(0.19* P ESPCn)+(5.S* P ESPMn)+(0.2* P ESAPn) -f (0.11* P G2) -i- (8.17* P TTB) -f- (0.13* P TPB) +(0.13* P TFB) + (0.01* P TTC)

Precio UPE BT-211-2bcde= US S 2,068.52

Precio UPE BT-211-3bcde= (11.86* P Post) + (2.69* P ES02) + (0.07* P ER02) + (5.19* P ET02)-i-(0.49* P ES041>i-(0.77* P ES042)+(0.09* P ES043)+(0.07* P ER041)+(0.01* P ER042)+(0.71* P ET04I)+(0.83* P ET042)+(0,03* P ET043)+(1.91* P ESTPn)+(2.08* P ESPCn)+(6.45* P ESPMn)-f (0.2* P ES APu)+(0.01* P G2) + (4.46* P TTB) + (0.01* P TPB)

Precio UPE BT-2H-3bcde= US S 1,258.74

Precio UPE BT-212-lbcde= (2.0* P crac) + (0.5* P ES041) + (2.53* P ES043) + (18.77* P ES044) +(0.5* P ER043) + (0.78* P ER044) + (0.5* P ET041)-f(0.25* P ET042)+(0.5* P ET043) + (1.28* P ET044)+ (0.75* P ESPMn) + (0.75* P TTB)+(0.75* P TPB)

Precio UPE BT-212-lbcde= US S 447.09

Precio UPE BT-212-2bcde= (0.34* P cruc) + (6.34* P ES02) + (1.04* P ER02) + (0.91* P ET02) +(4.95* P ES041)+ (0.66* P ES042)+(8.34* P ES043)+(0.42* P ES044)+(O.SS* P ER041)+(0.09* P ER042)+(0.94* P ER043)+(0.01* P ER044)+(0.47* P ET041)+(0.22* P ET042)+(0.62* P ET043)+(0.04* P ET044) +(0.09* P ESTPn)+(0.09* P ESPCn)+(3.84* P ESPMn)-!-(0.22* P ESAPn)+(0.03*P G2)+(4.06*P TTB)+(0.37* P TPB)+(0.05* P TFB)+(0.01 * P TTC)


Precio UPE BT-212-3bcde= (3.48* P ES02) + (0.38* P ER02) + (0.55* P ET02) + (2.10* P ES041)+(0.88* P ES042)+(1.95* P ES043H0.05* P ES044)+(0.66* P ER041)+(0.09* P ER042)+(0.2* P ER043)+(0.24* P ET041)+ (0.07* P ET042) +(0.01* P ET043)+(0.11* P ESTPnH(0.94* P ESPCn)+(5.27* P ESPMn)+(0.04* P ESAPn) + (0.01* P G2) + (2.48* P TTB) + (0.01* P TPB) +(0.01* P TFB) + (0.0]* P TTB)


Capítulo VI: Valoración, y delenninación de los elementos típicos de las UPE enlaEEARCNSA - 76 -


A continuación se presenta el análisis de valoración y confiabilidad del resultado.

Tabla N° 29 Valoración del Kilómetro de Red en BT Rural

Número deUPE

Red Total.211-12212211-12312211-22111211-22211211-22212211-22312211-32111211-32211211-32212211-32313212-12212212-12313212-22111212-22211212-22212232-22312212-22414212-32111212-32211212-32212212-32312

PrecioUPE

2,655.6262,655.6262,068.5202,068.5202,068.5202,068.5201,268.7401,268.7401,268.7401,268.740

447.089447.089361.818361.818361.818361.818361.818155.371155.371155.371155.371

Precio delConductor

1,901.2472,534.763

968.6781,273.5161,425.9351,695.860

645.786798.204950.623

1,372.9681,901.2472.745.935

968.6781,273.5161,425.9351,848.2792,449.676

645.786798.204950.623

1,161.796

# Km.Estimados3,551. 730

5.93916.971

109.993385.253

71.27026.154

1,254.037612.669221.98580.6095.8666.444

41.458171.10042.08612.2811.895

256.677165.67057.325

6.048

Valorizaciónde la .Red

4,217,300.92115,772.23645,068.148

227,523.680796,903.040147,423.29854,099.555

1,591.046.258777,317.695281,640.784102,271.970

2,622.6952,880.966

15,000.17961,907.28415.227.4354,443.372

685.73039,880.06425,740.237

8.906.691939.606

(%) delValor T56.86957.92050.79767.78661.54758.83954.58665.94061.03456.80747.66118.81313.82626.90421.87320.00316.17112.70519.16516.09413.87211.644

Valor delConductor

3,198,457.02711,458.96543,653.663

108,125.212497,886.966103,130.39945,009.540

821,824.531496,273.060214,147.024112,311.67011,318.09117,956.23240,753.595

221,124.13060,899.87923,034.0444,711.419

168,211.557134,195.63455,301.457

7,129.959

(%) delValor T43.13142.08049.20332.21438.45341.16145.41434.06038.96643.19352.33981.18786.17473.09678.12779.99783.82987.295SO. 835S3.90686.12888.356

Tabla N° 30 Valorización y Confiabilidad del Resultado en BT Rural

Númerode UPE

Red Total211-12212211-1231221 1-221 1 1211-22211211-22212211-22312211-32111211-32211211-32212211-32313212-12212212-12313212-221 1 1212-22211212-22212212-22312212-22414212-32111212-32211212-32212212-32312

Precio Totalde ¡a Red

7,415,757.94727,231.20088,721.810

335,648.8921,294,790.006

250.553.69799,109.095

2,412,870.7891,273,590.755

495,787.808214,583.640

13,940.78620,837.19855,753.775

283,031.41476,127.31427,477.4165,397.149

208,091.621159,935.87164,208.148

8,069.565

Confiabilidadde la Red

a0.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.0500.050

£0.0190.1000.1000.0230.0230.0230.0230.0140.0140.0140.0140.1000.1000.0360.0360.0360.0360.0360.0260.0260.0260.026

Confiaoiíídaddel Conductor

a0.0000.0000.0000.0000.0000.000o.ooo0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000o.ooo0.0000.0000.000o.ooo0.0000.000

í0.0000.0000.0000.000O.ÜOO0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

Confiabilidadde Toda la Red

a0.0280.0290.0250.0340.0310.0290.0270.0330.0310.0280.0240.0090.0070.0130.0110.0100.0080.0060.0100.0080.0070.006

£0.0110.0580.0510.0160.0140.0140.0130.0090.0090.0080.0070.0190.0140.0100.0080.0070.0060.0050.0050.0040.0040.003

Capitulo VI: Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA -77-


6.3 UPE PARA TRANSFORMADORES

A continuación se presenta las UPE existentes para transformadores, se aclara que cadaUPE ya incluye los precios de los diferentes elementos y materiales necesarios para suinstalación, así como también los costos directos e indirectos. EnlatabíaNo. 31, se indicalas diferentes UPE con el respectivo precio.

Tabla N° 31 Valoración de las UPE's en Transformadores

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

TD

UPE#

11-1 1-c

11-11-c

11-11-c

11-11-c

11-11-c

11-11-c

12-11-c

12-1 1-c

12-11-c

12-11-c

12-: 1-c

12-11-c

12-n-c12-11-c

12-11-c

12-11-c

22-1 2~c

12-1 2-c

22-12-c

22-12-c

22-12-c

22-12-c

>2-12-c

Í2-12-C

12-12-c

22-12-c

22-12-c

12-12-c

22-12-c

22-12-c

22-12-c

22-12-c

22-Í2-C

22-12-c

22-12-c

DESCRIPCIÓN

MONTAJE DE UN BANCO DETRANSF. MONOFÁSICOS

TRAFOMONOF. AUTO. 5kVA. 13.SGRDY/7970/12G/240V

TRAPO MONOF. AUTO. 10WA.1 3. 8GRD Y/7970/1 20/240V.

TRAFO MONOF. AUTO. 1 5kVA.13.8GRDY/7970/l 20/240V.

TRAFO MQNOF.AUTO.25kVA.13.8GRDY/797G/120/240V.

TRAFO MONOF. AUT0.37.5kVA.13.8GY/7970/120/240V.

TRAFO MONOF. AUT0.50kVA.13&OG/20SV.DYN-5

TRAFO MONOF. CONV. 3 kVA 13200/7620/120

TRAFO MONOF. CONV. 10 kVA 13200/7620/120

TRAFO MONOF. CONV, 15 kVA 13200/7620/120

TRAFO MONOF. CONV.25kVA.13.2GRDY/7ó2Q/12Q/240V,

TRAFO MONOF. CONV.37.5kVA13.2GRDY/7620/120/240V.

TRAFO MONOF. CONV.50 kVA13.2GRDY/7620/120/240V,

TRAFO. MONOF CONV 10 KVA 4160/208/120 V



TRAFO. MONOF CONV 37.5 KVA 4160/20S/120 V

TRAFO TR1F. CONV. 15kVA 13SOO/22DA27V DYn-5

TRAFO TRIF. CONV. 30kVA 1 3800/220/1 27V DYn-5

TRAFO TRIF. CONV. 45kVA 13SOO/20SV DYn-5

TRAFO TRIF. CONV. 50kVA 13SOO/210V DYn-5

TRAFO TRTF. CONV. 75kVA 13 800/2 10/12 IV DYn-5

TRAFO TRIF. CONV. 75kVA 13800/210V DYN-5

TRAFO TRIF. CONV. 9DkVA 13SOO/210V DYn-5

TRAFO TRIF. CONV.112,5kVA.13SOO/208V DYn-5

TRAFO TRFF. CONV.150Kva 13SOO/20SVDYn-5

TRAFO. TRIF. CONV. 60 KVA 13800/208210 V

TRAFO. TRIF. CONV. 100 KVA I3SOO/2QS210 V '

TRAFO. TRIF. CONV 30 KVA 4160/203/120 V


TRAFO. TRIF. CONV 60 KVA 4160/20S/120 V

TRAFO. TRTF. CONV 75 KVA 4160/208/120 V

TRAFO, TRTF. CONV 90 KVA 4160/208/120 V

TRAFO. TRIF. CONV 100KVA4160/20S/12O V

TRAFO. TRIF. CONV 150 KVA4160/208/120 V


Precio Dólares

405.85

703.17

720.63

764.27

865.33

961.18

1,603.23

471.91

592.33

633.79

735.48

804.32

931.87

702.06

760.66

864.13

1,012.18

1,345. SO

1,543.98

1,614.57

1,688.05

2,008.20

1,908.35

2,218,55

2,369.24

3,194.71

1.S15.14

2,310.92

1,S21.70

1,952.68

2,106.97

2,200.92

2,379.90

2,526.28

2,711.78

3,110.89

Puesto que los datos para la valorización de las cámaras de transformación no están en sutotalidad disponibles, la Empresa Eléctrica tiene por costumbre añadir un porcentaje alprecio del transformador, pero se debe aclarar que en esta estimación la obra civil no estáincluida.

Capítulo VI: Valoración.}' determinación de los elementos típicos de las UPE enlaEEARCNSA -78-


6.4 UPE PARA LUMINARIAS

En la parte de alumbrado público, para la valoración de las UPE que contenganconfiguración con hilo piloto, se deberá anexar el precio del conductor o hilo piloto, paralo cual se tomará el más representativo de la red de alumbrado público. A la longitud totaldel conductor del hilo piloto, se le sumará el 0.25% por la consideraciones de flecha yestructuras, señaladas al inicio del capítulo.

Además las luminarias serán valorizadas individualmente, es decir, no constarán en lavaloración del kilómetro de red de alumbrado público, debido a que presentan granvariabilidad de un kilómetro a otro.

Entonces el valor de la luminaria puesta en servicio dentro de la red, corresponderá a losprecios de compra en el mercado, debido a que el costo de mano de obra de instalación yaestá incluido en la parte de montaje de luminarias. Gracias a esto las luminarias en la zonaurbana como la rural tienen precios iguales, y las UPE correspondientes a esta parte solo sedetallan dentro de la zona urbana.

6.4.1 Zona Urbana

Para una mejor comprensión del tema siguiente se podrá ver en detalle la muestra piloto enel Anexo No. 9; la siguiente tabla No. 32 ayudará a encontrar el modelo econométrico.

Tabla N° 32 Media de los Elementos Representativos


UPE#

Postes

CrucesES02

ET02

ES041

ESG42

ESG43

ES044

ER041

ER042

ET041

ET042

ET043

ET044

ESTPn

ESPMnMontaje de LuminariasG2

ITB

TPB

TFB

m-lbc0.000.00

0.000.00

0.000.000.000.000.000.000.00

0.000.000.000.000.00

30.650.034.24

0.890.92,

m-2bc0.000.25

O.OC

G.00¡

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

O.OÜ

O.OC

o.oo1

0.00

0.00

0.00

0.00

31.25

0.00

2.75

2.00

1.75|

113-lbc34.33

0.00

Precios UnitEn Dólares

91.17

0.54

5.171 5.62

3.17

2.39

10.43

0.39

2.19

0.17

0.17

1.39

6.18

1.35

1.39

0.17

0.69

37.890.00

3.19

0.00

0.67

5.43

7.41

9.75

14.32

15.79

9.83

16.29

7.52

10.16

14.95

17.90

1.85

0.59

15.86

43.58

20.01

23.8317.82

Capítulo VI: Valoradóa y determinación, de los elementos típicos de las UPE enlaEEARCNSA -79-


Tabla N° 33 Datos Adicionales por UPE

índices de Iluminación por UJPE

Hg

Na

lodines

Fluorescentes

Otras

Totales

ÜPEAP#

$ Lum.

Pot (kw)

#Lum.

Pot (kw)#Lum.

Pot (kw)

#Lum.

Pot (kw)

£Lum.

Pot (kw)#Lum.

Pot (kw)

111-1 be

15.99

2.65

14.38,

2.67

0.00

0.00

0.27

0.01

0.01

0.01

30.65

5.34

m-2bc

25.75

4.34

5.50

0.9S

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

31.25

5.32

I 13-1 be16.58

3.46

20.65

4.68

0.67

0.67

0.00

0.00

0.00

0.00

37.89

S.80

Tabla ¡Vo 34 Valoración de las UPE en Luminarias

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

AP

&PE#

000- 111-d

000-121-d

000-121-d

000-121-d

000-121-d

000-122-d

ESTRUCTURA

Iluminaría Con Célula Fotoel. Abierta Na.70w. Z-l

Luminaria Con Célula Fotoel. Cerrada Na. 7(Hv.220v.

Luminaria Con Célula Fotoel. Cerrada Na. 150w.220v.

Luminaria Con Célula Fotoel. Cerrada Na.250w.

Luminaria Con Célula Fotoel. Cerrada Na.400w.Dz

Luminaria Con Célula Fotoel. Cerrada Hg.400w.5

000-212-d JLuminaria Sin Célula Fotoel. Abierta ¡25 WHg

000-2 12-d

000-212-d

Luminaria Sin Célula Fotoel. Abierta 175 W Hg

Luminaria Sin Célula Fotoel. Abierta 250 W Hg

000-221-d ¡Luminaria Sin Célula Fotoel. Cerrada Na.250w.220v.

000-221 -d

000-222-d

000-223 -d

000-224-d

000-a21-d

000-a2 1-d

QOQ-a21-d

000-a24-d

000-a24-d

000-a24-d

Luminaria Sin Célula Fotoel. Cerrada Na 100 W - 220 V.

Luminaria Sin Célula Fotoel. Cerrada Hg 80 W - 220 V.

Luminaria Sin Célula Fotoel. Cerrada Fluorescente 3x40 W - 220 V,

Luminaria Sin Célula Fotoel. Incandescente De 150 W - 220 V

¡Reflector Sin Célula Fotoel. De Sodio De 250 W. - 220 V.

Reflector Sin Célula Fotoel. De Sodio De 400 W, - 220 V.

Reflector Sin Célula Fotoeí. De Sodio De 400 W. - 220 V.

Reflector Sin Célula Fotoel. Incandescente (lodine} De 500 W. - 220 V.

Reflector Sin Célula Fotoel. Incandescente {lodine) De 1500 W. - 220 V.

Reflector Sin Célula Fotoel. Incandescente (lodine) De 1000 W. - 220 V.

TOTAL69.0124

77.7965

94.723 S

100.33 1

153.328

137.515

67.3741

76.4907

85.6072

94.1588

78.8305

75.5578

27.7664

15.6623

138.351

168.305

175.793

198.259

228.213

213.236


Precio UPE AP-111-lbc (30.65* P ML) + (0.03* P G2) + (4.24* P TTB) + (0.89* P TPB)(0.92*PTFB)

Precio UPE AP-111-lbc = US $ 609.99

Precio UPE AP-lll-2bc = (31.25* P ML) + (2.75* P TTB) 4- (2.0* P TPB) + (1.75* P TFB)

Precio UPE AP-lll-2bc = US $ 629.68

Capítulo VI; Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en laEEARCNSA


Precio UPE AP-111-lbc = (34.33* P Post) + (5.17* P ES02) + (3.17* P ET02) + (2.39* P ES041) +(10.43* P ES042)+ (0.39* P ES043) + (2.19* P ES044)+(Q.17* P ER041)+(0.17* P ER042) + (1.39* P ET041) + (6.18* P ET042)+ 1.35* P ET043) +(1.39* P ET044) + (0.17* P ESTPn)+(0.69* P ESPMn) + (37.89* P ML) +(3.19* P TTB) + (0.67* P TFB)

Precio UPE AP-111-lbc = US$4,135.26

A continuación se presenta el análisis de valoración y confíabilidad de] resultado.

Tabla N" 35 Valoración del Kilómetro de Red en AP Urbana

Númerode UPE

Red Total111-lbclll-2bc113-lbc

PrecioUPE

609.988629.676

4,135.260

Precio delConductor

0.000322.893645.786

# Xm.Estimados

104.50089.2204.3805.870

Valorizaciónde ¡a Red

81,455.13454,423.154

2,757.98224.273.978

(%)delValor T93.897

100.00065.72086.292

Valor delConductor

5,294.5580.000

1,438.5963,855.962

(%)delValor T

6.1030.000

34.28013.708

Tabla N° 36 Valorización y Confíabilidad del Resultado en AP Urbana

Númerode UPE

Red Total111 -Ibclll-2bc113-lbc


86,749.67254,423.1544, 196.578

28,129.940

Confiábiüdadde la Red

a0.0500.0500.0500.050

<?0.0440.0180.0650.100


a0.0000.0000.0000.000

É0.0000.0000.0000.000

Confíabilidadde Toda la Red

a0.0470.0500.0330.043

£0.0410.0180.0430.086

Capitulo VI: Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA -81-


6.4.2 Zona Rural

Para una mejor comprensión del tema siguiente se podrá ver en detalle la muestra piloto enel Anexo No. 10; la siguiente tabla No. 37 ayudará a encontrar el modelo econométríco.

Tabla N° 37 Media de los Elementos Representativos

UPE#Postes

ES02

ET02

ES041

ES042

ES043

ES044

ER042

ET041

ET042

ET043

ET044

ESPCn

ESPMn

Montaie de Luminarias

Relé

G2

TTB

TPB

TTB

Precios Totales

Media de losElementos

pll-lbc0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

o.oo0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

22.54

0.36

0.00

7.02

0.34

0.16

213-lbc

28.58

0.73

PreciosUnitarios

En Dólares91.17

5.62,

1.00 5,43

2.43 7.41

6.80 9.75

2.14! 14.32

0.18

0.36

3.13

6.91

15,79

16.29

7.52

10,16

1.64| 14,95

0.18Í 17.90

0.1S

4.73

28.24

0.36

0.09

3.75

0.09

0.00

8.73

0.53

16.22

43. 5S

20.01

23.83

17.82

24.47

Costo porKilómetro

pll-lbc bí3-lbc

O.OO' 2,605.87

O.OO! 4.09

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

5.43

18.01

66.24

30.59

2.S7

5.93

23.57

70.21

24.46

0.00 3.25

O.Oq 1.60

0.00

365.50

15.80

0.00

167.2^

6.07

4.03

558.57

2.78

458.03

15.85

1.82

89.31

1.62

0.00

3,431.52

Tabla N° 38 Dalos Adicionales por UPE

índices de Iluminación por UPE

Hg

Na

Fluorec

Otras

Totales

UPE#

fí Lujrn,

jpot (kw)

^Lom.

PoL (kw)¥Lum,

Pot (fnv)

tt Lum.¡Pot (kw)#Lum,

Pot (kw)

211-lbc

13.44

1.98

S.861.05

0.090.04

0.150.08

22.54

3.14

213-lbc

11.001.68

15.972.030.00

0.00

1.270.64

28.24

4.35




Precio "UPE AP-211-lbc = (22.54* P ML) + (0.36* P Relé) + (7.02* P TTB) + (0.34* P TPB) +(0.16*PTFB)

Precio UPE AP-211-lbc - US$558.67

Precio UPE AP-213-lbc = (28.58* P Posí) + (0.73* P ES02) + (1.0* P ET02) + (2.43* P ES041) +(6.8* P BS042)+(2.14* P ES043) + (0.18* P ES044)+(0.36* P ERQ42)+(3.13* P ET041)+(6.91* P ET042)+(1.64* P ET043)+(O.I8* P ET044)+(0.18* P ESPCn)+(4.73* P ESPMn) + (28.24* P ML) + (0.36* P Relé) +(0.09* P G2) + (3.75* P TTB) 4- (0.09* P TPB)

Precio UPE AP-213-lbc ~ US $ 3,431.52

A continuación se presenta el análisis de valoración y confiabilidad del resultado.

Tabla N° 39 Valoración del Kilómetro de Red en AP Rural

Númerode UPE

Red Total211-lbc213-lbc

PrecioUPE

558.6743.431.522

Precio delConductor

0.000645.786

# KttL

Estimados370.599322.43937.485


308,768.772180,138.180128.630.592

(%)delValar T92.614

100.00083.933

Valor delConductor24,623.636

0.00024,623.636

(%)delValor T

7.3H60.000

16.067

Tabla N° 40 Valorización y Confiabilidad del Resallado en AP Rural

Númerode UPE

Red Total211-lbc213-lbc


333,392.408180,138.180153.254.228


a0.0500.0500.050

£0.0470.0270.075

Confiabilidaddel Conductor

a0.0000.000Q.OOO

£0.0000.0000.000

Confiabilidadde Toda la Red

a0.0460.0500.042

£0.0440.0270.063

6.5 UPE PARA BANCO DE CAPACITORES

A continuación se presenta las UPE existentes para Banco de Capacitores en donde setoma corno referencia el costo de instalación en la subestación de distribución; lavalorización se la realiza por medio del valor del costo de instalación por kilo voltamperioreactivo.

La Empresa Eléctrica cuenta con dos Bancos de Capacitores de 150 KVA cada uno, con unprecio total de 3,214.3 dólares, a razón de 10.7143 dólares por KVA.

Capítulo VI: Valoración y deteraiinación de los elementos típicos de las UPE en laEEARCNSA.


6.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS

En general, los resultados obtenidos van a depender principalmente del conductor que seesté utilizando en la red de distribución., ya que en la mayoría de las UPE el conductorrepresenta un porcentaje considerable, que está alrededor del 40%.

Como se mencionó anteriormente el conductor es un factor importante que no necesitamuestreo y dado que se cuenta con datos de valoración sumamente confiables, se tiene unmargen de error deí 0.0%, esto ocasiona que el margen de error y ía probabilidad de erroraceptado disminuya un 40% en la valoración total de la red de distribución.

Por las consideraciones antes mencionadas, se concluye que la valoración de la red dedistribución en cada zona de implantación cumple a satisfacción con los parámetros deconfíabüidad establecidos.

Tabla N° 41 Valoración del Kilómetro de Red

Número deUPE

Red TotalMT-111-abcdeMT-211-abcdeBT-llC-abcdeBT-21C-abcdeAP-llC-abcdeAP-21C-abcde

# Km.Estimados6,491.531

199.0431,816.503

449.1563,551.730

104.500370.599


9,193,685.6591,087,849.5652,631,151.813

867,159.4764,217,300.921

81,455.114308,768.772

(%)delValor T60.90779.45761.40254.04256.86993.89792.614

Valor delConductor

5,901,049.949281,261.008

1,653,971.399737,442.322

3,198,457.0275,294.558

24,623.636

(%)delValor T39.09320.54338.59845.95843.131

6.1037.386

Tabla N° 42 Valorización y Confíabilídad Total del Resultado

Número DeUPE

Red Tota!MT-111-abcdeMT-2]]-abcdeBT-llC-abcdeBT-21C-abcdeAP-llC-abcdeAP-21C-abcde

Precio Total dela Red de

Distribución15,094,735.609

1,369,110.5724,285,123.2111,604,601.7987,415,757.947

86,749.672333,392.408


a0.0500.0500.0500.0500.0500.0500.050

£0.0370.0300.0700.0310.0190.0440.047

Confiabilidaddel Conductor

a0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

f0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

Confiabilidadde la Red Total

a0.0300.0400.0310.0270.0280.0470.046

£0.0230.0240.0430.0170.0110.0410.044

Al igual que en el capítulo anterior, los resultados observados en la tabla No. 42 indicanque la muestra cumple a entera satisfacción con la confíabilidad exigida al inicio delestudio, y, como se dijo, esta confíabilidad es ía míninia que puede alcanzar la muestra,debido al crecimiento del 30% que se estimó para la red de distribución en el muestreo.Debido a esto la valoración total puede mejorar su confíabilidad significad varo ente.

Como se observó, en las UPE de alumbrado público no se incluye la valoración de lasluminarias, debido a la inmensa variabilidad que tienen de un kilómetro de red a otro, yaque puede tener un solo tipo de luminaria en un kilómetro, y al siguiente cambiar lasluminarias en su totalidad, pero los datos adicionales indican otro factor que es constante, y

Capítulo VI: Valoración.}' determinación de los elementos típicos de las UPE en laEEARCNSA -84-

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR. ' : '*•'"• ' Ricliard P, Mena V.

es Ia-j3otencia instalada.por kilómetro., este factor multiplicado por el-número de kilómetrosde alumbrado público deberá ser semejante a la potencia instalada de todas las luminariasen la red de alumbrado público, correspondiente a cada zona de implantación. Estasemejanza dependerá del margen de error de la red de. alumbrado público, que para estecaso es del 4,1 % en la zona urbana y del 4.4% en la zona rural.

Existe otro factor que es constante, y es el número de montajes por UPE, el cual ayuda aobtener el número de luminarias existentes en toda la red de alumbrado público(independientemente de su potencia o el tipo de luminaria), realizando una multiplicacióndel número de montajes multiplicado por el número de kilómetros existentes en las UPE.

En la tablas señaladas anteriormente se puede ver que la influencia del conductor en lavaloración del alumbrado público es pequeña, a diferencia de las luminarias cuyainfluencia es alta, representando alrededor del 70% en la valorización total de la red dealumbrado público. Como se puede ver en el Anexo No. 11 el valor de una luminariarepresenta alrededor del 10% del valor de un kilómetro de red de alumbrado público.

Para la valoración total del alumbrado público deben sumarse estos dos componentesprincipales: el costo de la red de alumbrado público y las luminarias

Capítulo VI; Valoración y determinación de los elementos típicos de las UPE en la EEARCNSA - 85 -

Capítulo VII: Aplicaciones de las UPE en el sector .eléctrico - 8 6 -


Este mantenimiento preventivo lo realizaría el personal de la empresa de una maneracontrolada y sistemática sin necesidad de apelar a la experiencia del personal de la empresaeléctrica, determinando si la red esta bien mantenida o necesita de reparaciones confrecuencia, pudiendo llegar a necesitar una revisión integra de sus elementos.

7.1.3 Unidad de Planificación

El conocer cuántos elementos contiene un kilómetro de red peanitirá determinar si Ja redcumple con los parámetros mínimos de diseño, y con Jos requerimientos de carga ypotencia que esta sometida esa UPE (fundamentalmente el conductor y aislamientos delmismo), de donde se podrá concluir si esta UPE necesita un mejoramiento de suselementos o se le disminuye la carga a la cual está sometida.

7.1.4 Unidad de Ingeniería y Construcción

El conocimiento de los elementos de la UPE ayudará en la realización de estudios deingeniería de distribución que conduzcan a diseños optimizados y una administraciónadecuada de Ja red, en base a los recursos disponibles.

7.2 LA UPE COMO HERRAMIENTA DE AYUDA AL ENTE REGULADOR,PARA LAS TAREAS DE REGULACIÓN Y CONTROL

A continuación se verá las aplicaciones que podrían tener las UPE corno mecanismos deayuda al ente regulador, en las tareas de regulación y control, donde se constituyen enherramientas que facilitan el análisis, proporcionando información que redunda enbeneficio de los usuarios.

7.2.1 Auditorías a Redes de Distribución

Anteriormente la auditoría a una red de distribución era incierta debido a la inmensacantidad de componentes cuya existencia se debía verificar o constatar, a más de su factorde estado; por lo que se asumía en muchos casos que la información de inventarios yavalúo estaba ajustada a la realidad.

Gracias a la nueva metodología empleada, la verificación visual de la red de distribución esmás rápida y la comprobación de sus elementos se la puede realizar por medio de unmaestreo, realizado por el ente regulador; en donde la información estadística obtenida poresta muestra deberá tener concordancia con la información estadística de la muestrarealizada por parte de la empresa eléctrica en estudio.

Esta valorización incidirá directamente sobre las tarifas y los peajes de distribución quetienen que pagar Jos usuarios de la red de distribución, debido a la utilización de lasinstalaciones, equipos y materiales de la empresa eléctrica de distribución.

7.2.2 Fijación de Tarifas y Peajes.

El contar con una valoración confiable de la red de distribución ayudará a qae el enteregulador establezca tarifas y peajes adecuados, que se ajusten a Ja realidad.

Capítulo VII: Aplicaciones de las UPE en el sector eléctrico - 87 -


7.2.3 Identificación de alimentad o res urbanos y rurales.

Para una correcta definición de los alimentadores Urbanos y Rurales se puede utilizar elfactor de red especificado en el capitulo V, el cual indicará la relación entre las UPE debaja tensión, de media tensión, y alumbrado público, ayudando a diferenciar entre unalimentador urbano de un rural, permitiendo una correcta valoración de la red dedistribución.

7.2.4 Servicio de Alumbrado Público

El factor de red de alumbrado público y la potencia media instalada dará el grado deiluminación que tiene una determinada zona poblacional, identificando si esta correspondea una zona urbana o rural. Además las UPE de la red de alumbrado público ayudarán a daruna correcta tarifa de alumbrado público, con el número de luminarias por kilómetro conuna potencia instalada real y verificable.

7.2.5 Factores de Servicio Eléctrico por Cliente

Los factores de red ayudarán a conocer la cantidad de red de distribución que es utilizadapor un usuario final, y el costo que representa brindar el servicio de energía eléctrica a uncliente nuevo que no cuente con red de distribución.

Capítulo VII: Aplicaciones de las UPE en el sector eléctrico


CAPITULO VIII:

EXPERIENCIA EN OTROS PAÍSES CON EL TRATAMIENTODE ACTIVOS DE DISTRIBUCIÓN

En el presente capítulo se realizará una investigación, basada fiíndamentalmente en laexperiencia de otros países sobre el tratamiento de los activos en servicio de las empresaseléctricas de distribución, como son reguladas, como son comprobadas, y sobre todo comose reflejan en el sistema tarifario, con las respectivas incidencias en las planillas de losconsumidores finales.

El análisis se centrará en países que contengan un sistema similar al Sector EléctricoEcuatoriano, donde los sectores eléctricos de dichos países estén sustentados sobre unMarco Regulatorio Eléctrico y que faciliten las inversiones extranjeras o nacionales ya seacon capitales del sector publico o privado.

Los países de mayor semejanza al Sector Eléctrico Ecuatoriano fueron los que se van a vera continuación, con los respectivos sustentos de Ley.

8.1 ARGENTINA

El Sector Eléctrico Argentino en sus diferentes componentes tiene a su cargo tresimportantes concesionarias que son las de EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A.,las cuales están vigentes bajo fundamentos para la determinación y cálculo de las tarifas enel servicio público de distribución eléctrica.

8.1.1 Fundamentos para la determinación y Cálculo de las Tarifas en eíServicio Público de Distribución Eléctrica.

A partir del dictado de la Ley N° 24.065 (detallada más adelante) del Marco RegulatorioEléctrico produjeron una profunda reforma y reorganización del sector eléctrico argentino,realizado en base a principios de tarifación sustentados en la racionalidad económica,procura de eficiencia asignativa en el uso de los recursos, la introducción de competenciaen los segmentos posibles y regulación tarifaria en los segmentos constituidos enmonopolio natural; en donde como política general fijaron como objetivos:

a) El proteger adecuadamente los derechos de los usuarios;b) Promover la competirividad de los mercados de producción y demanda de

electricidad y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo;c) Promover la operación, confíabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y

uso generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución deelectricidad;

d) Regular las actividades de transporte y distribución de electricidad asegurando quelas tarifas que se apliquen a los servicios sean justas y razonables;

Capítulo VUl: Experiencia en otros países con el tratamiento de activos de distribucíóo - 89 -

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Ricliard P. Mena V.

e) incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso eficiente de laelectricidad fijando metodologías tarifarias apropiadas;

f) alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte ydistribución asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible Art.2° de la Ley ND 24.065.

8.1.2 Régimen Tarifario

La seguridad de abastecimiento condiciona a su vez el derecho de los usuarios a obtener laenergía eléctrica a un costo mínimo. En esto la legislación reconoce e] largo período demaduración de las inversiones en el sector 3' el derecho de las generaciones futuras a contarcon su abastecimiento. Por ello las empresas deben contar con un retorno sobre el capitalinvertido de forma tal de garantizar el mantenimiento de la infraestructura necesaria parabrindar el servicio.

Un mecanismo adoptado para regular la rentabilidad. La tasa de beneficios de una empresapuede ser regulada directamente imponiéndole un techo a la rentabilidad en un períododado, o bien alternativamente, se puede limitar el precio que la empresa cobra lo que, dadauna estructura de costos, determina ía tasa de rentabilidad que obtiene.

La regulación adoptada para las concesiones de distribución eléctrica es una de las posiblesante situaciones de monopolio natural. La forma más tradicional de regulación para estoscasos es la regulación directa de la tasa de beneficio, utilizada principalmente en EE.UU(ROR -raíe of retum-). La misma fija una tasa máxima de rentabilidad para la empresa y elproblema principal que presenta es que no incentiva a las concesionarias para que actúeneficientemente. Dada la garantía de beneficios determinados, se generan tendencias a lasobreinversión y al incrementos de costos. Esto lleva a situaciones donde la inversión no esóptima y se perjudica a los usuarios. En Argentina existen antecedentes de este tipo deregulación y de los problemas que trae aparejada. Las concesiones de los ferrocarriles elsiglo pasado constituyeron un buen ejemplo de esto.

Buscando evitar los problemas asociados a este tipo de regulación, durante el proceso deprivatización desarrollado en Inglaterra en la década de 1980 se propuso un mecanismo decontrol de precios en términos reales que incluía un término que permitía trasladar a losusuarios parte de los aumentos de productividad logrados por la empresa (regulación por"price-cap"). Esta metodología fue inicialniente propuesta para ser utilizada en laprivatización de las telecomunicaciones inglesas, [20]

La regulación por control de precios ó "price-cap" (térraino que debería ser traducido como"precio máximo de eficiencia") subsana en parte los problemas que existen con laregulación por beneficios el principal problema asociado a todo tipo de regulación es laasimetría de información entre la empresa y el regulador. Tratamientos sobre este tema entérminos del problema de principal-agente forman parte sustancial de la literaturaeconómica sobre regulación.

Al introducir mejores incentivos para el incremento de la eficiencia. La forma general deesta metodología viene dada por la expresión IPC-X+Y donde 1PC es un índice de preciosque reñeje la variación de costos eficientes de la concesionaria y X es un factor dereducción a fin de trasladar parte de las mejoras en productividad a los consumidores.

Capítulo VIH: Experiencia en otros países con el Iralamíenío de activos de distribución - 90 -


El término Y reconoce la posibilidad de aumentos de los precios en términos reales quepodrían estar asociados a reconocer a la empresa mayores costos generados en áreas fuerade su control (como podrían eventualmente ser legislación de medio ambiente o aumentosen los niveles de calidad) y/o incentivar cierto tipo de inversiones.

8.1.3 Metodología empleada para el Cálculo de Tarifas de Distribución

Los costos propios de distribución de las tarifas de las concesionarias del servicio públicode distribución eléctrica en el área metropolitana fueron calculados según lo determinadoen los incisos a) y b) del artículo 40 del Decreto Reglamentario N° 1398/92. Se utilizó parael/o el método del costo mcretnentul promedio de las redes, calculado a partir de un píande expansión de las inversiones de costo mínimo, necesario para satisfacer el crecimientoesperado de la demanda en un periodo de diez años Bastos. [21]

Se tomaron los cosías de desarrollo de redes, determinados como el costo deanticipación de ¡a inversión incrementa! promedio de cada etapa en el proceso dedistribución. El procedimiento de cálculo del cosió de redes se compuso de los si guíenlespasos:

1) Proyección de la demanda de potencia en cada etapa2) Elaboración del plan de expansión de redes a mínimo costo con calidad de servicio

óptima,3) Cálculo del costo incrementa} promedio (C1P),4) Determinación del costo de anticipación del CIP. Cálculo del gasto de operación y

mantenimiento en base a la calidad de servicio óptima.

Los costos de anticipación son la suma de la anualidad del costo incrementa! promedio(descontada con una tasa de interés anual) y los gastos anuales de operación ymantenimiento del mismo. Se calcularon primero los costos increméntales promedio decada etapa del proceso eléctrico, relacionando las inversiones asociadas con la expansión acosto mínimo de la red y los incrementos de potencia que transita por las redes de cadaetapa (también descontadas con la misma tasa anual).

Como base de cálculo se utilizó el plan de inversiones elaborado por la ex-Segba S.A. parala expansión de las redes en el período 1988-1998, corregido para eliminar las inversionesque no estaban asociadas a la expansión ajustada de la red, y actualizado a Diciembre de1991. La metodología utilizada se basó fundamentalmente en una serie de trabajosempíricos sobre tarificación a costos marginales Ver por ejemplo el informe Privatizaciónde SEGBA Distribución - Cálculo de las Tarifas de la Secretaría de Energía. Otroantecedente al respecto lo constituye el informe realizado por Estudios TarifariosElectricité de France - Distrelec para la Subsecretaría de Energía Eléctrica Tarifas -Estudio Económico a Nivel Nacional Abril de 1988..

Un siguiente paso fue la asignación de los costos de cada tipo de red a los distintosperíodos horarios en base a las horas en que se presentan los picos de carga. Para ello seconfeccionaron curvas de carga horaria de las redes de alta, media y baja tensión Para lasredes de alta tensión se tomaron lecturas en los transformadores de 132 kV en lassubestaciones AT/MT. Para la red de media tensión se relevaron las lecturas de losalímentadores en MT de las mismas subestaciones. La red de baja tensión se representó

Capítulo VIH: Experiencia en oíros países con el tratamiento de activos de distribución -91-


con las curvas típicas de los distintos tipos de usuarios (residenciales, generales, alumbradopúblico y grandes usuarios). Ver Secretaría de Energía (1992) Privatización de SEGBADistribución - Cálculo de las Tarifas para un detalle de los parámetros muéstralesconsiderados en cada caso. En base a los datos sobre costos de distribución de cada etapadel proceso eléctrico y el estado de carga horaria de las redes, se detenninó el costoacumulado a cada nivel de siuninistro y en cada periodo horario. El paso subsiguiente fiíeasignar los costos, mediante parámetros fijados para el primer periodo tarifario de 10 años,a las categorías tarifarias adoptadas que son las siguientes:

Tí Pequeñas demandas, con demandas de potencia menores a 10 kW. (categorías:Residencial, General}' Alumbrado Público).

T2 Medianas demandas, con demandas de potencia entre 10 kW 3' menos de 50 kW.

T3 Grandes- demandas, con demandas de potencia de 50 kW o mayores, (suministro enbaja tensión, media tensión y alta tensión).

E] criterio adoptado fue de el de una medición por periodos más detallados cuanto mayorfuera el consumo. Para las pequeñas demandas se estableció un cargo fíjo mensual y uncargo variable. Las medianas demandas pagan un cargo mensual por capacidad desuministro contratada y un cargo variable, ambos por tramo horario único. Las grandesdemandas tienen un cargo por capacidad de suministro contratada discriminando en horasde punta y fuera de punta y un cargo por energía que discrimina las horas de punta, resto yvalle.

Para una mejor comprensión la Ley del Sector Eléctrico de Argentina Referente a Tarifasse puede ver en el Anexo No. 14

8.2 CHILE

El Sector Eléctrico Chileno en sus diferentes componentes tiene a su cargo cuatro sistemaseléctricos Ínter conectados. El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que cubreel territorio comprendido entre Arica y Taltal con un 27% de la capacidad total instalada enel país; el Sistema Interconectado Central (SIC), que se extiende entre Taltal y Chiloé conun 72,1% de la capacidad instalada; el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la XIRegión con un 0,2% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, que abastece la XlíRegión con un 0,7% de la capacidad nacional. En donde operan las siguientes EmpresasDistribuidoras de Energía EMELARI S.A., EL1QSA S.A., ELECDA S.A., EDELMAGS.A., mas 31 Empresas Distribuidoras de Energía en el Sistema interconectado Central.

Los principales entes del Sector Eléctrico Chileno son los Centro de Despacho Económicode Carga (CDEC),y corno entes Reguladores la Comisión Nacional de Energía (CNE), elMinisterio de Economía, Fomento y Reconstrucción, la Superintendencia de Electricidad yCombustibles (SEC), la Comisión Nacional del Medioambiente (CONAMA), laSuperintendencia de Valores y Seguros (SVS), Jas municipalidades y los organismos dedefensa de la competencia. La SEC, la SVS, y los organismos de defensa de lacompetencia cumplen además un rol fiscalizados

Capítulo VIH: Experiencia en. otros países con. el tratamiento de activos de distribución


5.2.1 Régimen Tarifario

Las empresas distribuidoras tienen la obligación de dar servicio dentro de sus respectivaszonas de concesión, así corao de respetar las tarifas máximas fijadas por la Autoridad parala venta de electricidad a sus clientes de bajo consumo

La legislación vigente de Chile establece corao premisa básica que las tarifas debenrepresentar los costos reales de generación, transmisión y de distribución de electricidadasociados a una operación eficiente., de modo de entregar las señales adecuadas tanto a lasempresas como a los consumidores, a objeto de obtener un óptimo desarrollo de lossistemas eléctricos.

El precio que las empresas distribuidores pagan por la electricidad necesaria para abastecera este tipo de clientes, se denomina Precio de Nudo y se calcula con criterios marginalistas.El valor que las empresas distribuidores cobran por efectuar el servicio de distribución deelectricidad, se conoce como Valor Agregado de Distribución (VAJD), y se calculaconsiderando el costo medio en que incurre una distribuidora modelo eficiente paraproveer el servicio.

8.2.2 Valor Agregado de Distribución

El Valor Agregado de Distribución es la componente que se suma al precio de nudo paraestablecer los precios a clientes finales en zonas de concesión de empresas distribuidoras.Para esto se considera e] precio de nudo en el punto de interconexión del segmentogeneración-transporte con las instalaciones de distribución. Este punto de interconexiónestá dado por la subestación de distribución, o sea, aquella subestación que transforma latensión desde el nivel de transmisión, mayor a 23 kV3 hasta el nivel de distribución, igual oinferior a 23 kV.

En términos simples, el usuario ubicado en la zona de distribución paga un precio dado porla siguiente expresión:

Precio a usuario final = Pnudo + VAD

El VAD es básicamente un costo medio que incorpora todos los costos de inversión yfuncionamiento de. una empresa modelo o teórica, por lo que no reconoce los COSÍOSefectivamente incurridos por las empresas distribuidoras.

El precio a usuario final, es a su vez tratado de manera de representar distintas opcionestarifarias al cliente, según sus características de consumo. El Valor Agregado deDistribución es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Economía, Fomento yReconstrucción, previo informe técnico de la Comisión Nacional de Energía.

8.2.3 Activos de Alumbrado Público

Las Municipalidades se han visto enfrentadas a nuevos desafíos desde la publicación delDFL N°l de 1982, donde trajeron un cambio de obligaciones al traspasar a los Municipiosla responsabilidad total del alumbrado público, esto trae corno consecuencia directa una

Capítulo VIII: Experiencia en otros países con. el Iralamiento de activos de distribución - 93 -


carga financiera que no todas las comunas están en condiciones de soportar, además de noposeer el personal ni la infraestructura adecuada para permitirles asumir eficientemente elalumbrado público, por lo que debieron ímplementar un Proyecto de Modernización delAlumbrado Público, el cual incentiva el cambio de luminarias, por otras más eficientes,mejorar la calidad de éstas, modernizándolas y por otra parte, prestar asesoría en lorelacionado con el manejo de este bien, como es el caso de la Tarifa Eléctrica.

Para una eficiente gestión en el ámbito del alumbrado público, es fundamental que lasmunicipalidades tengan el catastro actualizado con planos por sectores en los cuales se indiquela ubicación y el tipo de luminaria existente en cada punto.

Una vez realizado el catastro se dispone a aplicar los criterios de reemplazo y realizar unaevaluación económica. Para ello se calculan los aborros generados en energía y potencia,luego se estima la inversión y se calculan las herramientas eval nativas, VAN, TIR, Períodode Recuperación.

La Municipalidad y la Empresa Eléctrica, Pueden acordar el cambio y manutención de iasluminarias, las que se van pagando mediante cuotas por un período detenninado. La cuotase fija según los ahorros que se generarán por el cambio.

Los Municipios pueden solicitar la instalación de medidores para llevar un efectivo controldel gasto en alumbrado. En la actualidad los municipios no tienen ningún tipo de controlque les permita evaluar y reducir sus gastos en alumbrado público.

Para una mejor comprensión la Ley del Sector Eléctrico de Chile Referente a Tarifas sepuede ver en el Anexo No. 15

8.3 VENTAJAS COMPARATIVAS DE UTILIZAR LAS UPE

ARGENTINA

> Argentina utiliza un método contable en la cuantifícación y valoración de los activos enservicio de las Empresas eléctricas de Distribución, y las comparan con empresaseficientes de mínimo costo con calidad de senado óptimo, donde estas empresaspueden ser del mismo lugar o extranjeras, además en cada etapa de crecimiento serealiza una comparación de la red con la potencia proyectada.

> Los costos de desarrollo de redes, son determinados como el costo de anticipación de lainversión incrementa! de cada etapa en el proceso de distribución. Este costo está sujetoal promedio de costos de la Empresa Eléctrica de Distribución, por lo que persiste ladificultad que representa la verificación de sus activos.

La verificación de los activos en servicio por parte de la empresa eléctrica de Distribuciónsigue siendo difícil y demorosa, además la empresa eficiente puede estar sujeta acondiciones no similares a las otras empresas, como mano de obra y costos de materiales,por lo que las UPE brindarían una manera segura de cada lugar.

Capítulo VIII: Experiencia en oíros países con el tratamiento de activos de distribución - 94 -


CHILE

> La valoración de los activos de distribución se realiza mediante un método contable ocon la utilización de paquetes computación a] es, que faciliten el tratamiento de lainformación, estas metodologías u otras quedan a criterio de las Empresas eléctricas deDistribución.

> La verificación se realiza mediante la comparación de Empresas de DistribuciónEficientes o empresas modelos designadas por el ente regulador, estas empresas debenestar en funcionamiento dentro del país.

> Los activos de distribución de estas empresas son verificados mediante auditoríasanuales, y con costos de materiales establecidos por concesionarias establecidas por lasempresas de distribución y el ente regulador, las cuales contendrán en su análisis elVNR o Valor Nuevo de Reposición.

> Se exige a las Empresas eléctricas de Distribución tener una actualización anual deinstalaciones eléctricas de distribución, las cuales deber estar justificadas con losrespectivos índices de crecimiento poblacional y crecimiento de potencia y energía,además de ser presentados en planos completamente enteudibles que expliquenclaramente la cantidad de equipos, características eléctricas y rutas exactas deconstrucción.

> Las Empresas eléctricas de Distribución, modelo se asemejarán a un comportamientosimilar de todas las Empresas eléctricas de Distribución, estudio que permite realizarun cálculo tarifario de todas las Empresas eléctricas y así considerar a todas lasEmpresas eléctricas de Distribución como si fuesen una sola.

> Los reajustes de tarifas en función de las instalaciones eléctricas de distribución se lorealizarán cada cuatro años con una auditoría e inspección total de las redes dedistribución eléctrica,

> La red de alumbrado público se tratan, de diferente forma, permitiendo la posibilidad decomprobar a los municipios la existencia de las lámparas, con la debida intensidadlumínica y potencia instalada en la red, pudiendo fiscalizar la misma por medio deplanos detallados, actualizados y con información necesaria para su verificación visual.

> El mantenimiento de la red de alumbrado público se puede dar, por la coordinaciónconjunta entre los municipios y las empresas eléctricas de distribución, ó si se llega aun acuerdo por una sola de ellas.

Como se vio anteriormente se mantiene la dificultad de verificar los activos en servicio delas Empresas eléctricas de Distribución, y la manera en que se trata de hacerlo es medianteauditorías e inspecciones anuales con la respectivas justificaciones de empresasconcesionarias con experiencias en el campo eléctrico, bajo parámetros de una empresaeléctrica de distribución modelo.

Capítulo VIII: Experiencia en oíros países con el tratamiento de activos de distribución - 95 -


La complejidad del mecanismo exige gran, trabajo y un esquema de actualización dinámicode las redes por parte de las empresas eléctricas de Distribución, las que para tener un buennivel de competitiviciad, deben recurrir a un levantamiento total de la red de distribucióneléctrica con un sistema de actualización sumamente eficiente.

Las UPE ofrecen los parámetros requeridos por el modelo chileno sin necesidad de recurrira un levantamiento o inspección total de las Redes de Distribución Eléctrica parainventariar y valorarlos activos en servicio de dicha Empresa Eléctrica de Distribución.

Las UPE dan la posibilidad de tener un criterio del número de lámparas instaladas en laRed de Alumbrado Público con una referencia de Potencia instalada por kilómetro.

Capítulo VHL: Experiencia en otros países con. eL tratamiento de activos de distribucióa - 96 -


CAPITULO IX:

CONCLUSIONES

El nuevo Esquema del Sector Eléctrico está orientado a la eficiencia implantando unanueva metodología basada en UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR, paraidentificar y valorar los activos en servicio de las Empresas eléctricas de Distribución,metodología que tiene una base física y real, que permite una valoración correcta de losactivos, permitiendo además un mejor control de parámetros de eficiencia y calidad delas Empresas eléctricas de Distribución, que inciden en un mejor servicio al usuariofinal.

La metodología basada en Unidades de Propiedad Estándar ofrece mayores ventajasfrente a otras metodologías implemeníadas históricamente por las empresas eléctricasde Distribución, que sin contar con una exactitud total, permite conocer su valoración ycuantifícación de los activos en servicio, con márgenes de error aceptables, teniendo ungrado de confíabüidad alto, suficiente para los estudios que puede requerir unaEmpresa Eléctrica de Distribución.

Las Unidades de Propiedad Estándar permiten verificar la existencia de los activos enservicio dentro una Red de Distribución Eléctrica de una manera fácil y rápida, en basea un inventario físico, sin que resulte costoso el poder conocer e identificar suselementos, trabajo que puede ser desarrollado por el personal de la misma empresa,por ser un método de fácil aplicación.

Las Unidades de Propiedad Estándar pueden ser definidas correctamente, eliminando laposibilidad de duplicar la valoración de un mismo elemento o activo en servicio de laRed de Distribución Eléctrica; esto se logra al tener una uniformidad de criterios en eltratamiento de la Información.

Las Unidades de Propiedad Estándar permiten la aplicación de una metodología únicay criterios uniformes de valoración de activos para todas las empresas distribuidoras.

Las Unidades de Propiedad Estándar permiten la verificación física expeditiva, asícomo el manejo ágil de los registros de los activos en servicio de la Empresas eléctricasde Distribución.

Las Unidades de Propiedad Estándar ayudan a ímplementar una metodología querefleje las características principales de la Red de Distribución aportando con nuevainformación útil para la Empresa.

Las Unidades de Propiedad Estándar contribuyen con información útil al enteRegulador para la determinación de tarifas a usuarios finales,.

En la definición de Unidades de Propiedad Estándar, la selección de la muestra esfundamental, y cuanto mayor sea la muestra mayor será la seguridad de los resultados ysu confiabilidad. Sin embargo, el tamaño de la muestra estará limitado por los mediosdisponibles, tanto físicos como humanos y económicos.

Capítulo K: CONCLUSIONES -97-


> En el caso de la red de la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A., delanálisis y procesamiento de la información, que se ha realizado, se puede afirmar queun tamaño de la muestra del 12% es aceptable.

> En la obtención de la muestra para las Unidades de Propiedad Estándar la varianza delelemento representativo es fundamental, considerando corno elemento representativo alque tiene mayor influencia o tiene un grado de representación mayor en el análisisfinal, tanto en número de elementos como en la valoración del mismo. En el caso delas redes, el elemento representativo es el poste, pero, para alumbrado público son lasluminarias.

> Al definir las muestras., algunas UPE pueden no cumplir con los parámetros deconfiabilidad establecidos. En este caso se deben tomar en cuenta las consideracionesseñalas en el capitulo V, y además analizar la incidencia en. el muestra total.

> Las Unidades de Propiedad Estándar permiten determinar un Factor de Estado Generalde toda la Red de Distribución Eléctrica, sin necesidad de recurrir factores de estadoparticulares por elemento o por conjunto de elementos de la misma clase.

> Las Unidades de Propiedad Estándar establecen una idea sobre la eficiencia de diseñosaplicados para la construcción, permitiendo realizar los correctivos necesarios para laeficiencia de la Red de Distribución.

> El levantamiento de una Red de Distribución Eléctrica es mas rápida si se la realiza porUPE ya que una ves establecido los elementos típicos, solo ve en la necesidad derecorrer la Red identificando los calibres de los conductores.

> La metodología de valoración y cuantifícación de activos por UPE es única en AméricaLatina, y se manifiesta en base al análisis realizado en este trabajo, como unametodología eficiente y rápida, que presenta ventajes frente a otros métodos que se hanvenido utilizando con ese propósito.

> El uso y aplicación de las Unidades de Propiedad Estándar ayudarán alestablecimiento de tarifas y peajes de distribución, que se ajusten a la situación real delos activos de las empresas, permitiendo la correcta aplicación de la Ley de Régimendel Sector Eléctrico.

> Las Unidades de Propiedad Estándar pueden contribuir a tomar decisiones correctasdentro de una Empresa Eléctrica de Distribución, ya que una información correctapermite tomar decisiones acertadas.

> Una solución aparente seria el implementar un GIS ó SIG (Sistema de InformaciónGeográfica) comercial, pero el inconveniente de este método es que necesita unprograma especial para enlazar los elementos con una tabla donde se indique el factorde estado del elemento, y así poder valorizarlo correctamente.

Capítulo IX: CONCLUSIONES -98-


Referencias Bibliográficas

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24. - Intei-net, Chüe fattp://www.CNE.cl

Referencias Bibliográficas -100 -


ANEXOS

Anexo No. DETALLE Pag.

Anexo No. 01 Mapa Eléctrico de la Provincia de Tungurahua 102Anexo No. 02 MapaUnifilar délas Conexiones y .Ubicación Geográfica 104Anexo No. 03 Muestra Piloto de la Red de Media Tensión Zona Urbana 106Anexo No. 04 Muestra Total de la Red de Media Tensión Zona.Urbana 109Anexo No. 05 Muestra Piloto de la Red de Media Tensión Zuna Rural 117Anexo No. O6 Muestra Total de la Red de Media Tensíó" Vot-EXuraí 114Anexo No. 07MucsUa Piloto de la Red. de Baja Tensión Zona Urbana 119Anexo No. 08 Muestra Piloto de la Red de Baja Tensión Zona Rural 124Anexo No. 09 Muestra Piloto de ía Red de Aluiübíauo ?úblico Zona Urbana 128Anexo No. 10 Muestra Piloto delaRed de Alumbrado Público Zona Rural 131Anexo No. 11 Base de Precios de la Empresa Eléctrica de Distribución 133Anexo No. 12 Resumen del Inventario y Avalúo de la Empresa Eléctrica Ambato 138Anexo No. 13 Estructuras principales para ía construcción de Redes de Distribución

extraídas de las normas de diseño de la Empresa Eléctrica Ambato 154Anexo No. 14 Ley deí Sector Eléctrico de Argentina Referente a Tarifas 172Anexo No. 15 Ley del Sector Eléctrico de Chile Referente a Tarifas 175Anexo No. 16 Glosario 182

ANEXOS - 101 -

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UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena V.EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO RCN S.A.DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓNSECCIÓN ESTUDIOS ECONÓMICOS

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1920212223242526272829303132333435363738394041424344454647434950515253545556

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UP/BUP2/BUR/B

UR2/BCP/D

CP2/DCR/D

CR2/DHS/CHR/CHR2/CVP/C

VP2/CVR/C

VR2/CER-021ES-021ET-021ES-041ES-C42ES-Ü43ES-Q44

ER-041ER-042ER-043ER-044ET-041ET-042ET-043ET-044TTA/ATTB/ATTC/ATFA/ATFB/ATFC/ATPA/ATPB/AG2-1G2-2G2-3G2-4LR/CLU/CLQ/C

LMNAB404-1ÍLMNCR0050LMNCR4041LMNCR005QLMNCR0064LMNCR0055LMNCRD06S

S1A/CS3A/DS3S/DR3D

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SUSPENSIÓN MOMOFASICAANGULAR MONOFÁSICATERMINAL MONOFÁSICORETENCIÓN MONOFÁSICASUSPENSIÓN TRIFÁSICAANGULAR TRIFÁSICATERMINALTRIFASICORETENCIÓN TRIFÁSICASUSPENSIÓN EN PÓRTICOTERMINAL EN PÓRTICORETENCIÓN EN PÓRTICOSUSPENSIÓN EN VOLADOANGULAR EN VOLADOTERMINAL EN VOLADORETENCIÓN EN VOLADORETENCIÓNSUSPENSIÓNTERMINALSUSPENSIÓN EN BASTIDOR

SUSPENSIÓN EN BASTIDORSUSPENSIÓN EN BASTIDORSUSPENSIÓN EN BASTIDORRETENCIÓN EN BASTIDORRETENCIÓN EN BASTIDORRETENCIÓN EN BASTIDORRETENCIÓN EN BASTIDORTERMINALES BASTIDORTERMINAL EN BASTIDORTERMINAL EN BASTIDORTERMINAL EN BASTIDORTENSOR ATIERRA PARA ALTA TENSIÓNTENSOR A TIERRA PARA BAJA TENSIÓNTENSOR ATIERRA, ALTA TENSIÓN Y BAJA TENSIÓNTENSOR FAROL PARA ALTA TENSIÓNTENSOR FAROL PARA BAJA TENSIÓN

TENSOR FAROL PARA ALTA Y BAJA TENSIÓNTENSOR A POSTE PARA ALTA TENSIÓNTENSOR A POSTE PARA BAJA TENSIÓNPUESTA ATIERRA EN POSTEPUESTA A TIERRA EN POSTEPUESTA A TIERRA EN POSTEPUESTA A TIERRA EN POSTEMONTAJE DE LUMINARIAS SECTOR RURAL .. WMONTAJE DE LUMINARIA SECTOR URBANO 250 WMONTAJE DE LUMINARIA ORNAMENTAL 70 WLUMINARIA ABIERTA CON CÉLULA FOTO EL. NA. 70 W. 2-1LUMINARIA CERR. SIN CÉLULA FOTOEL.NA250W.220V.LUMINARIA CERRADA CON CÉLULA FOTOEL.NA. 70W.220V.LUMINARIA CERRADA CON CÉLULA FOTOELNA.1 50W.220V.LUMINARIA CERRADA CON CÉLULA FOTOEL.NA.250W.LUMINARIA CERRADA CON CÉLULA FOTOELHG.400W.5LUMINARIA CERRADA CON CÉLULA FOTQEL.NA.400W.DZ

SECCIONADOR FUSIBLE MONOFÁSICOSECCIONADOR FUSIBLE TRIFÁSICOSECCIONAMIENTO AEREO SUBTERRÁNEORECONECTADOR TRIFÁSICOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO CONV.BANCO DE TRANSFORMADOR MONOFÁSICOTRANSFORMADOR TRIFÁSICO EN PÓRTICOTRAFO MONOF.AUTO. 5kVA.13.SGRD Y/7970/1 2Q/240VTRAFO MONOF.AUTQ.1QkVA.l3.8GRDY/797a/12Q/24QV.TRAFO MONOF.AUT0.15tíVA.13.8GRDY/7970/120/240V.TRAFO MO NO F.AUT0.25WA.13.8GRDY/7970/1 20/240 V.TRAFO MONOF.AUTO.37.5kVA.13.8GY/7970/120/240V.TRAFO MONOF.AUT0.5GkVA.13800/208V.DYN-5TRAFO MONOF.CONV. 3 kVA 13200/7620/120TRAFO MONOF.CONV. 10 kVA 13200/7620/120TRAFO MONOF.CONV. 15 kVA 13200/7620/120TRAFO MONOF.CONV.25líVA.13.2GRDY/7620/l20/240V.TRAFO MONOF.CONV 37 5kVA13.2GRDY/7620/t2QÍ240V.TRAFO MONOF.CONV.50 kVA1 3. 2GRD Y/7620/1 20/240 V.TRAFO TRIF.CONV.15kVA13800/220/127V DYn-5TRAFO TRIF.CONV. SOkVA 1 3800/220/1 27V DYn-5TRAFO TRIF.CONV. 45kVA 13800/208V DYn-5TRAFO TRIF.CONV. 5QKVA 13800/21 OV DYn-5TRAFO TRIF.CONV. 75fiVA 13500/21 0/121 V DYn-5

PRECIOS DE ESTRUCTURAS TIPO

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TOTAL

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1 .261 .6991.383.6981.887.8831 .559.8211.899.2122.011.6332.757.1803.074.2251.485.5453.774.937

21.076.5109.413.1193.785.6418.137.2768.174.805

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Anexo No. 11 : Bases de Precios de la Empresa Eléctrica de Distribución

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena V.EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO RCr,1 C.A.DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓNSECCIÓN ESTUDIOS ECONÓMICOS

| COSTOS...

7778798081828384858687888990919293949596979899100

101102103104105106107103109110111112113ii4115116117118119120121122123124125126127128129130131J32133134135136137138136

T375T390

T3112.ST3150

CBLAL00681CBLAL10036CBLAL00684CBLAL00685CBLAL70065CBLAL70064CBLAL70060CBLAL70076CBLAL70300CBLAL71047C6LCU1067Í

CBLCU7104Í

TRAPO TRJF.CONV. 75WA 13800/210V DYN-STRAFO TRIF.CONV. 90kVA 13800/21 OV DYn~5TRAFO TRIF.CONV.ll2,5kVA.13800/208VDYn-5TRAFO TRIF.CONV.150kVA 13800/208V DYn-5CABLE AL DESNUDO TIPO 5005 7H!LOS# 4AWG.CABLE AL DESNUDO TIPO 5005 7 HILOS # 2 AWG.CABLE AL DESNUDO TIPO 5005 7 HILOS # 1/0 AWG.CABLE AL. DESNUDO TJPO 5005 7 HILOS # 2/0 AWG.CABLE AL DESNUDO TIPO ACSR 6/1, # 4 AWG.CABLEAL DESNUDO TIPO ACSR 6/1, # 2AWG.CABLE AL DESNUDO TIPO ACSR 6/1, # 1/0 AWG.CABLE AL DESNUDO TIPO ACSR 6/1 , # 2/0 AWG.CABLE AL DESNUDO TIPO ASC # 2AWG.CABLE AL. DESNUDO TIPO ASC ff 1/0 AWG.CABLE CU. AISLADO #4X 14CABLE CU. AISLADO F.P. ?t 14 AWGCABLE CU. AISLADO F.P. # 12AWGCABLE CU. AISLADO F.P. ff 1 0 AWG

CBLCUOQSS^ CABLE CU. AISLADO F.P. # 8 AWGCBLCU0256ÍCBLCU0073ÍCBLCU0256SCBLCU0232CSLCU7006'CBLCU1Q48

CABLE CU. AISLADO F.P. Jf 6 AWGCABLE CU. AISLADO F.P. # 4 AWGCABLE CU. AISLADO F.P.. 7 HILOS # 2AWGCABLE CU. AISLADO F.P. 19 HILOS # 1/0 AWGCABLE CU. AISLADO F.P. i 9 HILOS # 2/0 AWG.CABLE CU. AISLADO F.P. 19 HILOS TTU # 2/0 AWG

CBLCU1005E CABLE CU. DESNUDO» 4AWG.CBLCU00733 CABLE CU. DESNUDO* 2 AWG.CBLCU00736PRRRY0198:SCCND1068

PSTHM0081PSTHM0081PSTHMIOodPSTHM1005-

CABLE CU. DESNUDO #1/0 AWG.PARARRAYO TIPO VÁLVULA 10 KV.SECCIONADOR 14.4 kV.600 A.S&C TSUBESJ/OD:4542B5SECCIONADOR UNIPOLAR 15 kV 200 A.POSTE HORMIGÓN 9m.350kg.POSTE HORMIGÓN 9m.400f<g.POSTE HORMIGÓN 11 m.400 kg.POSTE HORMIGÓN 11 m.500 kfl.

PSTHM0087¿ POSTE HORMIGÓN 11.50 m.500 kg.PSTHM1Q23Í POSTE HORMIGÓN 12.50 m.500 kg.F3THM0087PSTHM1048PSTMD0081PSTMD00811

DPDP2DRDR2UADABAUA2DA2BA2

H3R2ES-045ER-045ET-045

POSTE HORMIGÓN 12.50 m.575 kg.H-IMPOSTE HORMIGÓN 14m.500 kg.POSTE MADERA TRATADA 9 m.POSTE MADERA TRATADA 1 1 m.POSTE MADERA NO TRATADA 10 m.POSTE MADERA NO TRATADA 12 m.POSTE METÁLICO TUBULAR 12 m.POSTE METÁLICO ORNAMENTAL 11 m.TORRE METALICA12mPOSTE METÁLICO ORNAMENTAL 9 m.ESTRUCTURA DE SUSPENSIÓN BIFÁSICAESTRUCTURA ANGULAR BIFÁSICAESTRUCTURA TERMINAL BIFÁSICAESTRUCTURA DE RETENCIÓN BIFÁSICAANGULAR EN BANDERA MONOFÁSICAANGULAR EN BANDERA BIFÁSICAANGULAR EN BANDERA TRIFÁSICAANGULAR EN BANDERA MONOFÁSICA A 90"ANGULAR EN BANDERA BIFÁSICA A 90"ANGULAR EN BANDERA TRIFÁSICA A 90°RETENCIÓN DOBLE EN TRES POSTESSUSPENSIÓN EN BASTIDORRETENCIÓN EN BASTIDORTERMINAL EN BASTIDORPERNO CURVOLUMINARIA ABIERTA T25 W HGLUMINARIA ABIERTA 175 W HGLUMINARIA ABIERTA 250 W HGReflector de Sodio de 400 W. - 220 V,Reflector incandescente {lodine) de 500 W. - 220 V.Reflector Incandescente (lodine) de 1 500 W. - 220 V.Luminaria tipo cerrada de vapor de sodio de 100 W- 220 V.Luminaria tipo cerrada de va por de mercurio de 80 W- 220 V.Luminaria tipo cerrada fluorescente 3x40 \ - 220 V.Reflector incandescente (lodine) de 1 000 W. - 220 V.Reflector de Sodio de 250 W. - 220 V.Reflector de Sodio de 400 W. -220 V.Luminaria incandescente de 150 W - 220 VTRAFO. TRIF CONV. 60 KVA 13800/208210 VTRAFO. TRIF CONV. 100 KVA 1 3800/20821 0 VTRAFO. TRIF CONV 30 KVA 41 60/208/1 20 VTRAFO. TRÍF CON1.' 45 KVA 4160/208/120 V

MATERIALES.

29.883.97536.089.96939.070.56755.607.750

3.4805.9948.156

J 0.4123.3965.0658.703

10.8564.5907.354

15.6772.9493.5434.2755.7177.580

10.0531 8.59930.51946.55452.22814.37922.50434.600

757.36610.704.575

986.480777.975910.800967.725

1.134.7051.157.4751.328.2501.789.3432.235.065

700.173819.720350.089409.860797650797650

28.671.500703.809502.202980.687

1.198.9501.798.116

307.760615.519942.772641.963

1. 255.9041.849.4883.902.545

222.802458.816263,51030.250

1.279.5091.462.2951.645.0833.303.1713.903.7484.504.3251.509.2101.443.592

485.3754.204.0362.702.5953.453,316

242.68828.028.74337.894.46728.187.50030.800.000

.'.MAMO DE ." . - OBRA..

950950

1.0751.075

950950

1.0751.075

9501.075

950475475475475475950950

1.0751.0751.Q7S

950950

1.07570.98270.98270.382

698.158698.158766.679766.679766.679766.679766.679766.679575.101575.101575.101575.101766.679766.679766.679766.67972.24672.24672.24672.24672.24672,246

129.92872.24672.246

129.928155.91353.68053.68053.6807.266

.COSTOS ¡

.. . M.QBRA™i~™_™

171.485203.638214.356

1.2311.7231.884Z1981.2311.7231.8842.1981.7231.8841.016

185739862985

1.1081.2311.7231.8842.198Z1981.2311.7231.884

59.86271.87059.69271.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22371.22338.93050.90856.89759.89248.56150.90859.89248,56150.90859.89292,83366.36666.36666.3667.964

59.89259.89259.89259.89259.89259.89259.89259.89259.89259,89259.89259.89259.892

150.049208.997128.614139.331

DIRECTOS

. . .AOMHC,"..

42.824"45.67854.24357.098

8961.7922.103Z243

8961.7922.1032.2431.7922.1032.241

179269358448

1.3441.5681.7922.1032.2431.8691.5681.7922.103

11.88114.2571T.88122.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.30022.3007.723

10.09911.28711.8819.672

10.09911.8819.672

10.09911.88118.41611.73111.73111.7311.408

11.45011.45011.45011.45011.45011.45011.45011.45011.4501J.45011.45011.45011.45039.96955.67134.25937.114

. TOTAL. ".

""aobsTSes"36.307.13239.328.44855.879.204

6.55710.45913.21875.9276.4749.530

13.7641 6.3729.055

12.41519.8843.7B85.0265.9707.625

10.50813.80223.06435.5805Z07057.36918.12926.96939.662

900.09110.861.6851. 129.2351.569.6561.70Z4811.827.9271 .994.9072.017.6772.188.4522.649.5443.095.2671.368.8011 .486.3441.018.7121 .078.4841.657.8521.657.852

29.531.7021.564.011

621.1001.113.9401.339.3801.942.134

438.238748.772

1.144.472772.442

1.389.1562.051.1884.169.706

354.580590.594395.288

46.8881.350.8511.533.6381.716.4253.374,5133.975.0904.575.6671 .580.5521.514.934

556.7174.275.3782.773.9373.524.658

314.03028.218.76036.159.13528.350.37230.976.445

Anexo No. 11 ; Bases de Precios de la Empresa Eléctrica de Distribución

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena V.EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO r.Cr.'C-A.DEPARTAMENTO D£ PLANIFICACIÓNSECCIOK ESTUDIOS ECONÓMICOS

. N" CÓDIGO

ANNTPP

.-U- ESTRUCTURA."TRAFO. TRIF CONV 6O KVA 4160/208/120 VTRAFO. TRIF CONV 75 KVA 4160/208/120 VTRAFO. TR1F CONV 90 KVA 4160/208/120 VTRAFO. TRIF CONV 100 KVA 41 60/208/120 VTRAFO. TRIF CONV 150 KVA 41 60/208/1 20 VTRAFO. TRIF CONV 160 KVA 4160/208/120 VTRAFO. MONF CONV 10 KVA 41 60/208/120 VTRAFO. MONF CONV 15 KVA 4160/208/120 VTRAFO. MQHF CONV 25 KVA 41 60/208/1 20 VTRAFO. MONF CONV 37.5 KVA 4160/208/120 VPOSTE DE HORMIGÓN 6.5 rnCOND. DESNUDO DE AL 266.8 MCM TIPO ACSRCOND, DESNUDO DE AL 4/0 TIPO ACSRCOND. DESNUDO DÉ AL 3/0 TIPO ACSRCOND. DESNUDO DE AL 6 TIPO ACSRCOND. DESNUDO DE AL BTIPO ACSRCOND. DESNUDO DE CU. 2/0 TIPO AWGCOND. DESNUDO OE CU. 6TIPO AWGCOND. DESNUDO DE CU. 8 TIPO AWGCOND. DESNUDO DE CU. 10 TIPO AWG

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINIO, TIPO TW. ASC. DÚPLEX, ÍI2X10 AWG

CONDUCTOR AISLADO DEALUMINIO, TIPO TW, ASC, DÚPLEX, «2X8 AWG

CONDUCTOR AISLADO DEALUMINIO, TIPO TW, ASC, DÚPLEX, BZX6 AWG

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINO, TIPO TW, ASC, DÚPLEX, #2X4 AWG

CO«4DUCTOH AISLADO OE ALUMINO. TIPO TW, ASC. TRIPLEX. «3X6 AVJG

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINO. TIPO TW, ASC. TRIPLEX, B3X4 AWG

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINIO, TIPO TW. ASC. TRIPLEX, «3X2 AWG

CONDUCTOR AISLADO DEALUMINIO, TIPO TW, ASC, TRIPLEX, «3X1/0 AWG

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINIO, TIPO TW, ASC. CUADRUPLEX ÍWX6AWC

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINIO. TIPO TW, ASC. CUADRUPLEX ÍMX4 AW<

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINIO, TIPO TW, ASC. CUADRUPLEX B4X2AWÍ

CONDUCTOR SÓUDO.2 CONDUCTORES. * 10 AVJG

CONDUCTOR SÓUDO.2 CONDUCTORES, » 8 AWG

CONDUCTOR SÓUDO.2 CONDUCTORES, B 6 AWG

CONDUCTOR SÓUD0.3 CONDUCTORES, tf B AWG

CONDUCTOR SÓLIDO.3 CONDUCTORES, » B AWG

CONDUCTOR AISLADO DE COBRE, TIPOTW, SOUDO. * 10 AWG

CONDUCTOR AISLADO DE COBRE. TIPO TW, SOUDO. 3 fl AWG

CONDUCTOR AISLADO DE COBRE, TIPO TW, SOUDO. " 6 AWG

CONDUCTOR AISLADO DECOBRE. TIPO TW. SOUDO. # 4 AWG

CONDUCTOR AISLADO DE COBRE. TIPO TW, SOUDO, # 2 AWG

MEDIDOR DE ENERGÍA ACTIVA MONOFÁSICO, 2 HILOS, 120/240V.15/1 DO AMP.

MEDIDOR DE ENERGIA ACTIVA BIFÁSICO, 3 HILOS. 2X121 /21 OV.20/100 AMP.

MEDIDOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 4 HILOS DELTA, PARATC's

CONDUCTOR DESNUDO DE ALUMINIO. TIPO ACS.7 HILOS, US AWG

CONDUCTOR DESNUDO DEALUMINIO, TIPO ACS.7 HILOS, W4 AWG

CONDUCTOR DESNUDO DEALUMINIO, TIPO ACS.7 HILOS, «2 AWG

MEDIDOR DE ESTADO SOUDO (ELECTRÓNICO)CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINIO, TIPO TW, AEC, CUADRUPLEX. mxiiOAV

CONDUCTOR SOUD0.3 CONDUCTORES. * 10 AWG

CONDUCTOR SÓUDO.3 CONDUCTORES, »4AWG

CONDUCTOR SÓUDO..Í CONDUCTORES. »-» AWG

CONDUCTOR AISLADO DE COBRE. TIPO TW, SOUDO. # 12 AWG

CONDUCTOR AISLADO DE COBRE, TIPO TW. SOUDO. #2 AWG

CONDUCTOR DESNUDO DEALUMINIO, TIPO ACS.7 HILOS, «8 AWG

MEDIDOR DE ENERGÍA ACTfVA MONOFÁSICO, 3 HILOS, J2CV2^0V, 15/1 DO AMP.

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINIO, YCCHRAL, CUADRUPVEX, 3X50MM*1X5*

CONDUCTOR AISLADO DE ALUMINO, YODIRAL, CUADRUPLEX 3X70MM+1X54

Dúplex calibre 1 0 sjt sucre 2 x10Dúplex calibre 1 0 sjt sucre 2 x8Triplex calibre 1 0 sjt sucre 3 xl 0Triplex calibre 1 0 s¡t sucre 3 x8Conc/uclor solida caíibre 2x6Conductor solido calibre 2x6Conductor solido calibre 2x4Conductor solido calibre 3x1 0Conductor solido calibre 3x8Conductor solido calibre 3x6Conductor solido calibre 3x4Conductor solido calibre 4x4ANCLAJEAT1ERRATENSOR POSTE A POSTECable trípolat aislado 15kV 3x4ÍQCable tripolar aislado 15kV 3x2/0Cable tripolar aislado 15kV3x1/0Cable tripolar aislado 15kV 3x2Cable tripolar aislado 15kV3x4Cable unipolar aislado 2KV 4/0C--C ir.£=!=.' Oslado 2kV 2/U

COSTOS

.MATERIALES.

33.880.00035.750.00039,325.00042.212.50045.925.00053.900.00010.175.00011.343.75013.405.25016.362.500

622.38021 .97519.77816.9683.0572.751

38.0609.4908.5418.1141.7602.7006.600

10.00010.00016.20019.20029.40015.60021.60033.000

4.4105.3905.8809.300

10.2303.6005.1002,5303.0363.289

318.600643.660

2.342.7603.0603.6004.800

17.425.00039.6008.370

12.27615.3453.4204.9342.880

785.08060.00072.00012.91214.96318.93524.89114.96316.45918.10518.67524.89127.37930.11733.129

130.058228,553471.175424.058397.391332.830246.615

57.96539.639

MANO DE.OBRA

575.1011.0751.0751.075

950950

1.075950950950457457457457457457457457457457457457457457457457457457457457457

35,49170.98270.982

950950950

1.742.500

457457457457457457457

70.982457457457457457457457457457457457457457457

72.2467224610.74610.74610.74610.74610.7465.3735.373

-.COSTOS' fr

.M.OBRA

150.049

160,767171.485208.997214.356235.79288.54993.209

102.530111.85171.2233.1402.8262.5121.108

9851.7231.108

985862862985

1.1081.2311.1081.2311.7231.8841.1081.2311.723

862985

1.108985

1.108862985

1.1081.2311.723

59.89268.80180.5031.1081.2311.723

101.8101.884

8621.2311.231

7391.723

98559.8922.4622.452

862985862985985

1.1081.231

862985

1.1081.2311.231

15.83015.8305.6525.0244.3963.7683.1405.6525.024

DÍRECTCÍ!;,..ADMIN....

39.96942.82445.67855.67157.09862.80827.12228.54931.40434.25922.3004.6732.5702.1031.402

4672.2431.402

467358358448

1.3441.5681.3441.5681.7922.1031.4021.6361.792

358448

1.344448

1.344358448

1.3441.5681.792

11.88113.11814.0891.3441.5681.792

18.006Z103

3581.5681.568

2691.792

44814.0894.6734.673

358448358448448

1.3441.568

358448

1.3441.5681.5686.6406.6408.4117.4776.5425.6084.6738.4117.477

TOTAL

34.070.01835.953.59139.542.16342.477,16846.196.45454.198.59910.290.67011.455,50813.540,18416.508,6101.291.004

30.86326.24822.6586.5175,153

43.10112.95010.94310.2843.4374.5909.509

Í3.25612.90919.45623.17333.84418.56724.92336.9736.0877.2808.789

11.19013.1395.2776.9905.4396.2927.262

425.864796.561

2.508.3346.4627.3499.266

19.267.31644.04410.04715.53218.6014.8848.9064.770

930.04367.59279.59214.58916.85320.61 126.78116.05319.36621.36120.35126.78130.28833.37336.385

224.774323.269495.084447.304419.075352.952265.174

77.40157.513

Anexo No. 11 ; Bases de Precios de la Empresa Eléctrica de Distribución -136-

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena V.EMPRgSA ELÉCTRICA AMBATC *~~.* -Ji.DEPARTAMENTO DE PLANIFICADOS

íOr: ESTUDIOS ECONÓMICOS

1 ' '-. N ° r - - - CÓDIGO ' ' . - • "ESTRUCTURA"""

Cable unipolar aislado 2kV 1/0Cable unipolar aislado 2kV2Cable unipolar aislado 2kV 4Cable unipolar cu, aislado 2kV 6Cable unipolar AL. aislado 2kV 210Cable unipolar AL. aislado 2kV 1/0Cable unipolar AL, 3Ís!=d:~:V2

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Anexo No. 11 : Bases de Precios de la Empresa Eléctrica de Distribución -137-

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Anexo No. 14

Ley del Sector Eléctrico de Argentina Referente aTarifas

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Anexo No. 14

Ley del. Sector Eléctrico de Argentina Referente a Tarifas

CAPITULO XTarifas.

ARTICULO 40.- Los sentidos suministrados por ¡os Transportistas y distribuidores serán ofrecidos a ¡arijasjustas y razonables, las (¡¡te se ajustarán a los siguientes principios:

a) Proveerán a los transportistas y distribuidores que. operen en forma económica y prudente, laoportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer los costos operativos razonablesaplicables al servido, impuestos, amortizaciones y una tasa de retomo determinada conforme lodispuesto en el artículo 41 de esta ley;

b) Deberán tener en cuenta las diferencias razonables que existan en el costo entre ¡os distintos tiposde se/vicios considerando ¡a forma de prestación, ubicación geográfica y cualquier oirácaracterística que el ente califique como relevante;

c) En e! caso de tarifas de distribuidores, el precio de venta de la electricidad a los usuarios incluiráun término representativo de ios costos de adquisición de la electricidad en elA'fEM;

d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán e!mínimo costo razonable para los usuarios compatible con la seguridad del abastecimiento.

ARTICULO 4L- Las tarifas que apliquen los transportistas y distribuidores deberán posibilita!' unarazonable tasa de rentabilidad, a aquellas empresas que operen con eficiencia. Asimismo, la lasa deberá:

a) Guardar relación con el grullo de eficiencia \' eficacia operativa de la empresa^b) Ser similar, como promedio de la industria, a la de otras actividades de riesgo similar o

comparable nacional e internacionalmente.

ARTICULO 42.- Los contratos de concesión a transportistas y distribuidores incluirán un cuadro tarifariomida! que será válido por un período de cinco (5) años y se ajustará a los siguientes principios:

a) Establecerá las ícnifas iniciales que correspondan a cada tipo de senñcio ofrecido, tales basesserán determinadas de conformidad con lo dispuesto en los artículos 40 y 41 de la presente ley;

b) Las ícn-ifas subsiguientes establecerán el precio máximo que se fije para cada ciase de servicios;c) El precio máximo será determinado por el ente de acuerdo con los indicadores de mercados que

reflejen los cambios de valor de bienes y/o sevicias. Dichos indicadores serán a su vez ajustados,en más o en menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, lasinversiones en construcción, operación y mantenimiento de instalaciones;

d) Las tarifas estarán sujetas a ajustes que permitan reflejar cualquier cambio en ¡os costos delconcesionario, que éste no pueda cotwo/ar;

e) En ningi'm caso los costos atribuibles al sen'icio prestado a un usuario o categoría de usuariospodrcm ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros usuarios.

ARTICULO 43.- Finalizado el periodo inicia! de cinco (5) años el ente fijará nuevamente fas tarifas porperíodos sucesivos de cinco (5) años. El ccdculo de las nuevas tarifas se efeciucn-á de conformidad con loestablecido por los artículos 40 y 41 y se fijarán precios máximos de acuerdo a ¡o dispuesto por e! arn'culoprecedente.

ARTICULO 44.- Ningún transportisla ni distribuidor podrá aplicar diferencias en sus twifcss, cargos,senecios o cualquier oiro concepto excepto que aquéllas resulten de distinta íoca/ización, tipo de senñcios ocualquier otro distingo equivalente que razonablemente apruebe el ente.

ARTICULO 45.- Los transportistas y distribuidores, dentro del último año del periodo indicado en elarticulo 43 de esta ley, y con sujeción a la reglamentación que dicte el ente, deberán solicitarle laaprobación de los cuadros tarifarios que respondan a lo establecido en el articulo 42 que se proponenaplicar, indicando las modalidades, tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de señuelo, asicomo las clasificaciones de sus usuarios y las condiciones generales de!, servicio. Dichos cuadros tarifarios,luego de su aprobación, deberán ser ampliamente difundidos para su debido conocimiento por parte de losusuarios.

Anexo No, 14 : Le}' del Sector Eléctrico de Argentina Referente a Tarifas - 173 -


ARTICULO 46.- Los transportistas y distiibuidores aplicarán estrictamente Jas tarifas aprobadas por elente. Podi'án, sin embargo, solicitar a este último las modificaciones que consideren necesajias, si su pedidose basa en circunstancias objetivas y justificadas. Recibida la solicitud de modificación, el ente daráinmediata difusión pública a la misma por un plazo de Treinta (30) días y convocará a una audiencia piíblicapara el siguiente día hábil a fin de determinar si el cambio solicitado se ajusta a ¡as disposiciones de esta leyy al interés público.

ARTICULO 47.- El ente deberá resolver dentro de los ciento veinte (120) días cánidos contados a partir dela fecha del pedido de modificación, si asi no lo hiciere el concesionario podrá ajusten- sus tarifas a loscambios solicitados como si éstos Imbieran sido efectivamente aprobados, debiendo, sin embai-go, reintegrara ios usuarios cualquier diferencia que pueda resulta}- a favor de estos últimos si las modificaciones nofuercm finalmente aprobadas por e! ente o si la aprobación fuera sokmente parcial.

ARTICULO 48.- Cuando, como consecuencia de procedimientos iniciados de oficio o por denuncia departiculares, e! ente considere que existen motivos razonables para alegar que la tarifa de un ti'cmsportista odistribuidor es injusta, irrazonable, indebidamente discriminatoria o preferencial, notificará talcircunstancia al transportista o distribuidor, la dará a publicidad, y convocará a una audiencia pública conno menos de treinta (30) días de anticipación. Celebrada la misma, dictará resolución dentro del plazoindicado en el. artículo precedente.

ARTICULO 49.- Las tarifas por traiisporte y distribución estarán sujetas a topes anualmente decrecientes entérminos reales a partir de fórmulas de ajuste automático que fijará y controlará el ente.

Anexo No. 14: Ley del Sector Eléctrico de Argentina Referente a Tarifas - 174 -


Anexo No. 15

Ley del Sector Eléctrico de Chile Referente a Tarifas

TITULO IV:

CAPITULO 3: APLICACIÓN DE LAS TARIFAS

Artículo 115.- Los decretos de fijación de tarifas especificarán las diversas modalidades tarifarias, susfórmulas, los parámetros del servicio que deberán ser registrados o controlados en cada una de ellas y lascondiciones de aplicación de cada modalidad.

Las modalidades de facturación de potencia podrán ser de demanda leída o de potencia contratada. En esteúltimo caso, e!, período de contratación será igual a 12 meses.

Artículo 116.- Para los efectos de calcular la distancia que autorice la aplicación de precios libres, losmega\vatts-kilómetro se medirán respecto de la subestación primaría de distribución más cercana alconsumo. La distancia se medirá entre la subestación primaria y el pimío de conexión con las instalacionesdel cliente siguiendo el trayecto más cono, a través de líneas existentes.

TITULO V: INSTALACIONES Y EQUIPO ELÉCTRICO

CAPITULO 1: CONDICIONES GENERALES

Artículo 205.- Es deber de todo operador de instalaciones eléctricas en servicio, sean de generación,transporte o distribución, y de iodo aquel que utilice instalaciones interiores, mantenerlas en buen estado deconservación y en condiciones de evitar peligro para las personas o daño en las cosas.

Artículo 206.- Las especificaciones técnicas de todo proyecto eléctrico, así como su ejecución, operacióny mantenimiento, deberán ajustarse a las normas técnicas y reglamentos vigentes. En especial, deberánpreservar el normal funcionamiento de las instalaciones de otros concesionarios de servicios públicos, laseguridad y comodidad de la circulación en las calles, caminos y demás vías públicas, y también laseguridad de las personas, las cosas y el medio ambiente.Los niveles y tipos de aislación, incluidos los materiales a utilizas', deberán considerar las condicionesambientales en que prestarán servicio. Asimismo, las redes subterráneas deberán estar protegidasmecánicamente contra las averias que les puedan ocasionar el contacto con cuerpos duros inmóviles y elimpacto de herramientas metálicas manuales.

Articulo 207.- Los planos de las instalaciones eléctricas, cualquiera sea el objeto de su preparación,deberán dar cumplimiento a las normas técnicas vigentes para la elaboración de proyectos y dibujostécnicos, y se elaborarán de tal manera que sean fácilmente comprensibles y comparables con lasinstalaciones reales. Ellos deberán indicar, claramente, las características de las instalaciones, destacandosus pendes, ¡a cantidad y tipo de equipos y materiales, su ubicación y forma de instalación, notaciones,formatos y simbología, que deberán cumplir la norma técnica correspondiente.

Los planos deberán estar firmados por quienes tengan licencia de instalador eléctrico, segím la clase ocaiegorla que corresponda.

Artículo 208.- Las empresas concesionarias deberán mantener planos actualizados de todas sus redesen los que se indique, entre otros, los equipos principales, transformadores, longitud y sección de losconductores, incluida su ubicación y potencia nominal,

Para efectos de una identificación unívoca en dichos planos, tatito los equipos mencionados en el incisoanterior como las estructuras de soporte de lineas aéreas de Transmisión y distiibución de energía eléctrica,deberán llevar Incorporado un código. Las redes subterráneas se construirán con cables marcados y lascámaras subterráneas de redes eléctricas también deberán llevar un código en la superficie. En todos loscasos, las marcas y códigos deberán coincidir con la identificación anotada en los planos.

Anexo No. 15 : Ley del Sector Eléctrico de Chile Referente a Tarifas - 176 -


Artículo 209.- Lo dispuesto en los artículos anteriores se aplicará sin perjuicio de que, adicionalmeníe, seestablezcan mecanismos informáticos para la producción y manejo de la información respectiva.

CAPÍTULOS: PRECIOS

Artículo 294.- Los precios a nivel de distribución se determinarán sobre la base del precio de nudoestablecido en el pimío de conexión con las instalaciones de distribución del concesionario, y de un valorag]-egado por concepto de costos de distribución.El valor agregado por concepto de costos de distribución se basará en empresas modelo y considerará:

a) Cosíos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario,independíenles ds su consumo;

b) Pérdidas medias de distribución en potencia y energía; yc) Cosíos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a ¡.a distribución, por unidad

de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el VNR deinstalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al J0% realanual

Las pérdidas medías y los costos estándares de inversión, man-tenimiento y operación, se calcularánsuponiendo que iodos los usuarios tienen factor de potencia igual a noventay tres por ciento inductivo.

Los valores agregados de distribución deberán calcularse para satisfacer ¡a calidad de servicio queestablece esíe reglamento.

Artículo 295.- Para los efectos de calcular el valor agregado por concepto de distribución, la Comisióndeberá establecer un determinado número de áreas de distribución típicas, para las cuales se calcularen} ¡ascomponentes de dicho valor indicadas en el artículo anterior, oyendo previamente a las empresas. Para ladeterminación de las áreas ripíeos, ¡a Comisión podrá encargar un estudio para definir ¡os pai'ámeiros declasificación de las empresas o sedares de ellas. Este estudio podrá consideren-, entre otros, índices deruralidad, de densidad de población y de densidad de consumo.

Para la aplicación de ¡as tarifas de distribución se establecerá un conjunto de sectores de distribución queen total coirespoj-idan a todas las zonas en que existan concesionai-ios de sei-víció público de distribución.Cada empresa concesionaria, globalmente o dividida en sectores de distribución, deberá ser asignada a unao más áreas de dishibudón típicas, de manera que la asignación cubra totalmente su zona de concesión.

Artículo 296.- La Comisión encargará un estudio cíe costos de las componentes señaladas en las Ierrasa), b) y c) del articulo 294, para la o ios empresas modelos asociadas a las áreas típicas. La o las empresasmodelo serán definidas por la Comisión en las bases del estudio de costos, que elaborará al efecto,considerando los siguientes supuestos:

a) Que la empresa cumple los estándares de calidad de servicio exigidos en esíe reglamento;b) Que sus instalaciones se encuentran adaptadas a la demanda del momento del estudio;c) Que es eficiente en su política de inversiones y en la gestión; yd) Que opera en el país.

La Comisión acordará con las empresas concesionarias, ima lisia de empresas consultoras con las cualeslos concesioncn-ios de disiribución, como conjunto o individualmente, podrán contratar e! mismo estudio.

Artículo 297.- Tanto el estudio de costos encai-gado por la Comisión, corno el o los estudios que controlenlas empresas, deberán ajustarse a las bases que determine la Comisión, ¡as que informará a ¡as empresasantes de seis meses del término de la vigencia de las fórmulas de ¡as íajifas en aplicación.

La definición de ¿veas típicas contenida en dichas bases, podrá ser observada por las empresas en un plazode 15 días, contado desde ¡a recepción de las mismas.

Las bases deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de ¡os parcmteiros relevantes, asi comolos criterios para la determinación de ¡os costos de ¡a empresa modelo.

Anexo No. 15 :Levde! Sector Eléctrico de Chile Referente a Tarifas - 177-


En caso que el o los estudios contratados por las empresas tío se ajusten a las bases referidas, ellos no seránconsiderados en el proceso tarifario, sin perjuicio de las acciones Segales que competan a las empresas quese sientan afectadas.

Artículo 298.- Las empresas deberán enviar a la Comisión un informe que contenga los resultados del olos estudios que hayan contratado, antes de dos meses del término de vigencia de las fórmulas tarifarias.

La Comisión revisará ios estudios encargados por las empresas que previamente haya calificado dentro debases y, con la conformidad previa de ellas, podrá efectuar las correcciones a que haya lugar. Si no seprodujere acuerdo, primará el criterio de las empresas respecto de los valores obtenidos en el o los estudiosencargados por ellas.

Articulo 301.- Dentro de los 15 días siguientes a la recepción del informe de las empresas a que se refiereel articulo 298, la Comisión informará a estas, los resultados del estudio encargado por ella en relación alas componentes a que se refiere el artículo 294, los valores agregados ponderados conforme al articulo299, y las tarifas básicas resultantes del cálculo señalado en el artículo anterior.

Cada empresa determinará e informará a la Comisión los ingresos que habría percibido con dichastarifas, si ellas hubieran sido aplicadas a la totalidad de los suministros efectuados mediante susinstalaciones de distribución, en el año calendario inmediatamente anterior. Las empresas deberánjustificar los valores obtenidos y adjuntar los antecedentes que les solicite la Comisión.

Artículo 302.- La Superintendencia informará a la Comisión, a petición de ésta, los VNR y costos deexplotación definitivos correspondientes a la actividad de distribución, asi. como los aportes de terceros quecorrespondan a cada empresa.

Artículo 303.- A partir de los antecedentes recibidos de los concesionarios y de la Superintendencia, laComisión calculará la tasa de rentabilidad económica agregada al conjunto de todas las instalaciones dedistribución de las empresas, considerándolas como si fueran una sola, y suponiendo que durante treintaaños tienen ingresos y costos de explotación constantes, determinados de acuerdo a lo dispuesto en estePárrafo. El valor residual de las instalaciones se tomará igual a cero,

Si en el cálculo de la tasa de rentabilidad económica agregada, una empresa obtiene ingresos superiores alcincuenta por ciento de los ingresos agregados totales, se reducirá ef factor de ponderación de [as tarifasde dicha empresa, de modo que no sobrepase el cincuenta por ciento.

Son aplicables a esta norma, los conceptos de tasa de rentabilidad económica y de mai'gen ajina! antes deimpuesto, contenidos en los numerales 37y 25 del articulo 330, respectivamente.

Artículo 304.- Si conforme al cálculo del articulo anterior, las tarifas básicas preliminares determinadaspermiten al conjunio agregado de las instalaciones de distribución de las empresas concesionarias, obteneruna tasa de rentabilidad económica, antes de impuestos a las nulidades, que no difiera en más de cuawopuntos de la tasa de actualización de 10% real anual, esto es, no superior a 14% ni inferior a 6% anual, losvalores agregados ponderados que les dan origen, serán aceptados. En caso contrarío, los valores deberánser ajustados proporcianalmente, de modo de. alcanzar el límite más próximo superior o inferior.

Artículo 305.- Los valores agj-egados aceptados de acuerdo al procedimiento descrito en los arliculosanteriores, serán corregidos por la Comisión para cada empresa distribuidora, de modo de descontarles laproporción del VNR de instalaciones aportadas por terceros que tengaii en relación al VNR de todas susinstalaciones de distribución, Al valor resultante se le adiciotiará ¿a anualidad necesaria para renovardichos aportes. La Comisión obtendrá asi los valores agregados definitivos para cada área Típica dedistribución de. cada empresa.

Para el cálculo de la proporción indicada, se considerarán las instalaciones aportadas por terceros que lasempresas registraban al 31 de Diciembre de 1982.

Artículo 306.- Con los valores agregados definitivos, calculados según el procedimiento del articuloanterior, la Comisión estructurará fórmulas indexadas que expresarán las tarifas en función de los precios

Anexo No, 15 : Ley del Sector Eléctrico de Chile Referente a Tarifas - 178 -


de nudo y de los Índices de. precio de los principales insumas de la distribución. La Comisión estructurarátemías fórmulas como empresas y sectores de distribución en cada empresa se hayan definido.

Antes de quince días del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias, la Comisión informará alMinisterio las fórmulas tarifarias para e! período siguiente, acompañadas de un informe técnico.

El Ministerio fijará las fórmulas tarifarias mediante decreto expedido bajo i a fórmula "Por orden delPresidente de la República ", que se publicará en el Diario Oficial antes del término del periodo de vigenciade las fórmulas tarifarias anteriores.

Artículo 3J2.~ Se enriende por Valor Nuevo de Reemplazo o VNR de las instalaciones de distribución deuna empresa concesionaria, el COSTO de renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos destinados adar el servicio de distribución en las respectivas zonas de concesión, incluyendo los intereses intercalarlos,los derechos, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las sen'idumoresutilizadas, ¡os bienes intangibles y el capital de explotación.

Entre los derechos no se podrán inchiír los que haya concedido e! Estado a titulo gi-atuito, ni ¡os pagosrealizados en el caso de concesiones obtenidas mediante licitación. Los bienes intangibles corresponderán alos gastos de organización de la empresa y no podrán ser superiores al dos por ciento del valor de losbienes físicos.

El capital de explotación será considerado igual a un doceavo de las entradas de explotación. Son entradasde explotación, las simias que percibirían las empresas distribuidoras por lodos los suministros efectuadosmedíanle sus instalaciones de distribución, si se aplicaran a dichos suministros las tarifas involucradas en elestudio respectivo, más los ingresos efectivos obtenidos por ¡os servicios de ejecución y retiro de empalmes,reposición de fusibles de empalmes, desconexión y reconexión de servicios, y colocación, retiro, arriendo yconservación de equipos de medida.

En el caso de líneas eléctricas, su renovación debe ser consistente con las senñdumhres utilizadas para suestablecimiento cuya indemnización haya sido efectivamente pagada. El costo de dicha indemnización seactualizará en función de la variación del índice de Precios al Consumidor, para su inclusión en ladeterminación del PW7?.

Las inversiones en bienes físicos no serán influidas por la depreciación con que se hayan emitido lasacciones y bonos, o por los intereses de los préstamos que se hayan tomado para reunir el capital necesariopara ejecutar las obras, ni por las muflas que se hayan impuesto al concesionario.

Artículo 313.- La Superintendencia deberá llevar un inventario actualizado de las instalaciones dedistribución de cada empresa concesionaria de. servicio público de distribución. Este inventariocomprenderá:

a) Las instalaciones de primer establecimiento;b) Los atmientos de bienes físicos o derechos que informe &¡ concesionario y que no sean rechazados

fundadamente por la Superintendencia; yc) Los retiros de instalaciones que sean comunicados por el concesionario a la Superintendencia.

Para los efectos de las lefras b) y c) anteriores, las empresas concesionarias deberán comunicar a laSuperintendencia los aumentos y retiros en forma anual, antes del 31 de enero de cada ano. Tratándose de.aumentos, la Superintendencia, dentro del plazo de. Ir es meses contados desde la fecha de recepción de ¡osantecedentes respectivos, podrá rechazar fundadamente aquellos que se originen en la incorporación debienes físico o derechos que estime innecesarios, o ¡aparte que considere excesiva. Transcurrido esie plazo,si no hay comunicación de rechazo, el aumento se entenderá incorporado a! l^NR.

Artículo 3J4.- El VNR de las instalaciones de distribución de cada empresa concesionaria serecaículará cada cuatro arios, durante el año anterior al que corresponda fijar fórmulas tarifarias. En estaocasión, la Superintendencia deberá revisar y valorizar el inventario a que. se refiere el artículo anterior,de acuerdo a los precios vigentes.

La determinación del K/W? se hará sobre las instrucciones que determine la Superintendencia, las cualesinchtirán la metodología, la forma y los medios de presentación, y serán dadas a conocer con al menos seis



meses de anticipación a la fecha máxima en que las empresas deben presenten- su inventarío valorizado.Estas instrucciones contendrán, además, e!procedimiento de valorización de los componen/es señalados enel articulo precedente.

Para ¡os efectos de este recálenlo, fas empresas concesionarias de servicio público de distribución deberánpresentar a ¡a Superintendencia, aníes del 30 de jimio del año señalado, un inventario valorizado de lasinstalaciones de distribución de su concesión, acompañado de un informe auditado. Dicha presentación ysus aiitecedenles se ajustarán a las instrucciones previamente determinadas.

En caso de no presentarse el inventarío valorizado y el respectivo infomie auditado en e! plazo señalado enel inciso precedente, el }/NR- será fijado por la Superintendencia antes del 31 de. diciembre del mismo año, yno podrá ser reclamado por el concesionario.

La Superintendencia dispondrá de un plazo de tres meses a contar del 30 de jimio, para Jijar ef VNR, para ¡ocual podrá acepten- o modificar el valor comunicado por las empresas. Durante los dos primeros meses dedicho plazo, la Superintendencia eliminará del PW7? presentado por las empresas, aquellas instalaciones queno hubieras sido previamente comunicadas e incorporadas conforme al articulo anterior.

En caso de existir discrepancias, las empresas podrán solicitar la constitución de una comisión pericia/, aquien co/responderá determinar el respectivo l^NR. Esta comisión estará integrada por tres peritosingenieros, imo nombrado por el Presidente de la República, otro designado por el respectivoconcesionario, y e! tercero será el decano de una Facultad de Ingeniería, con asiento en la capital, de unaUniversidad eslora!, con mayor antigüedad en el ejercicio del cargo. La comisión pericial deberá

pronunciarse sobre el \WR caites del 31 de diciembre del año respectivo.

Artículo 375.- En el plazo que medie entre dos recálculos de PW7?, éste se aumentará y rebajará conformeal artículo 373, y según la variación que experimente el índice de Precios al Consumidor.

La Superintendencia deberá efectuar la operación anterior, en abril de cada año, considerando lasvariaciones señaladas en el inciso anterior. Los valores resultantes serán informados a la Comisión el día 30del mismo mes.

Artículo 37 6. - Los costos de explotación de las empresas distribuidoras comprenden:a) El valor de la energía y potencia requerida para ¡a actividad de distribución, calculado con /os

precios de nudo que rijan en e! punto de conexión con fas instalaciones de distribución;b) Los costos de operación del sistema de distribución de la energía;c) Los costos de conservación y mantenimiento, de administración y generales;d) Los gravámenes y contribuciones, seguros, y asesoramiento técnico;e) Otros costos que la Superintendencia considere necesarios para la explotación del servicio en la

zona de concesión.

No se incluirán en los costos de explotación, las depreciaciones, los déficit de ganancias en ejerciciosanteriores, ni nmgi'in costo financiero, como impuestos, contribuciones por dividendos de acciones, serviciode intereses, amortización de préstamos, bonosy oíros documentos.

Las empresas concesionarias enviarán anualmente a la Superintendencia, antes del 31 de marzo, los costosde explotación correspondientes al año anterior, acompañado de un informe auditado. La Superintendenciapodrá rechazar los costos que considere innecesarios o la parte de ellos que estime excesiva.

Todos los costos estarán referidos a f os precios vigentes a la fecha de realización de! respectivo estudio devalores agregados de distribución.

Artículo 317.- Los sistemas de cuentas que deberán emplear las empresas concesionarias de serviciopúblico de distribución para la determinación de los costos de explotación y del VNR, serení definidos por laSuperintendencia. En lodo caso, deberán disponer de un sistema contable que independice la actividad dedistribución de electricidad de la contabilidad general de la empresa.

La Superintendencia informará a los concesionarios, conjuntamente con ¡as instrucciones que establezcapara ¡a valorización y fijación de! l^NR a que se refiere el articulo 314, las modificaciones que introduzca en



los sistemas cuentas. A falta de esta información, se mantendrá vigente sin modificaciones, el sistema deorientas utilizado en la fijación tarifaria anterior.

La contabilidad deberá ser anditada por una empresa de auditoría que valide el valor de los costos y gastosconsignados en ella, en la forma y plazo que establezca la Superintendencia.

Anexo No. 15 : Ley del Sector Eléctrico de Chile Referente a Tañías - 1S1 -


Anexo No. 16

Glosario:

Alta Tensión: Nivel de voltaje superior a 40 kV y asociado con la subtransmisión [1].

Baja Tensión: Instalaciones y equipos del sistema del distribuidor que operan a voltajesinferiores a los 600 voltios [1].

Cliente: Es la persona natural o jurídica que contrata con un concesionario la compra,compra de excedentes, entrega, transportación, almacenaje, distribución o cualquier otroservicio distinto al uso de la energía eléctrica, y el cual no se encuentra sujeto a tarifaregulada y en consecuencia se puede fijar contractualmente entre las partes [1].

Comercialización: Es la actividad consistente en la venta de energía eléctrica a losconsumidores finales y en la que se incluye la medición del consumo, facturación,cobranza, atención de consumidores finales y demás aspectos relacionados con lautilización de la energía eléctrica. También se incluye dentro de este concepto Ja actividadde compraventa de potencia y energía entre los actores del mercado eléctrico mayorista, asícomo las actividades de importación y exportación de potencia y energía[l].

Consumidor Final: Es la persona natural o jurídica que hace uso de la energía eléctricaproporcionada por e] distribuidor, previo al contrato celebrado por las partes y cuyosuministro está sujeto a las tarifas establecidas en la Ley, el reglamento general, estereglamento y el contrato de concesión [1].

Contrato de Concesión o Concesión: Es el acto jurídico 'por el cual CONELEC anombre del Estado, conviene con una persona natural o jurídica, la delegación defacultades que incluyen los derechos y obligaciones para ejercer actividades de generacióny para la prestación de servicio público de transmisión, distribución y comercialización deenergía eléctrica, y en el cual se precisan los términos, condiciones y alcances de lafacultad delegada [1].

Costo Normalizado: Costos uniformes aplicables a todos los distribuidores del país,aplicables a la valoración de las Unidades de Propiedad Estándar, para condiciones dediseño técnico similares [1].

Costos: Valor económico requerido para ejecutar una actividad. En el momento que elconjunto de costos se pone a la venta toma el nombre de precio.

Distribución: Es la conducción de energía eléctrica desde los puntos de entrega deltransmisor al distribuidor hasta los puntos de suministro a los usuarios o consumidoresfinales [1].

Distribuidor: Es la persona natural o jurídica titular de una concesión para la prestacióndel servicio público de distribución de energía eléctrica por virtud de la cual asume Jaobligación de prestar el suministro de electricidad a los consumidores finales ubicadosdentro del área respecto de la cual goza de exclusividad regulada, es decir de una

Anexo No. 16 : Glosario -183 -

UNIDADES DE PROPIEDAD ESTÁNDAR. Richard P. Mena V.

concesión que asume, dentro de su área de concesión, la obligación de prestar el serviciopúblico de suministro de electricidad a los consumidores finales [1].

Empresa Eléctrica: Persona jurídica pública o privada cuyo objeto social principal es larealización de algunas de las actividades de generación, transmisión, distribución ycomercialización de electricidad [1].

Gasto: Capital para mantener en óptimas condiciones las instalaciones en el instante quese lo requiera.

Generación: Es la producción de energía eléctrica mediante la explotación de una o variascentrales de generación eléctrica de cualquier tipo[l].

Generador: Es la persona natural o jurídica titular de una concesión o permiso para laprestación de la actividad de generación de energía eléctrica mediante la explotación decentrales de generación eléctrica y que coloca su producción total o parcialmente, en uno ovarios puntos, en el Sistema Nacional de Transmisión, en un sistema aislado de transporteo en una red de distribución [1].

Inversión: Capital para incluir en el mercado un nuevo equipo que cubrirá cierta demandaen el mercado.

Ley: Es la Ley de Régimen del Sector Eléctrico promulgada en el registro oficial N° 54 elLunes 26 de Octubre de 1998.[1]

Media Tensión: instalaciones y equipos del sistema del distribuidor que opera a voltajesentre600Vy4GkV[l].

Mercado Eléctrico Mayorista: Es el mercado integrado por generadores, distribuidores ygrandes consumidores, donde se realizan transacciones de grandes bloques de energíaeléctrica. Así mismo incluye la exportación de energía y potencia eJéctrica [1].

Precios: Es el valor económico que remunera el valor de un servicio. A menudo el preciose genera en la competencia.

Precios de Referencia: Precios homologados por el Consejo Nacional de Electricidad,CONELEC, para la valoración de las Unidades de Propiedad Estándar [1].

Sistema Eléctrico: Es el conjunto conformado por las centrales de generación, el sistemade transmisión (líneas de alta tensión y subestaciones) y las redes de distribución, así comosus equipos asociados [1].

Sistema de Transmisión: Son aquellas líneas transmisoras y subestaciones de transmisiónutilizadas para el transporte de energía eléctrica desde el punto de entrega por ungenerador, autogenerador, hasta el punto de recepción por un distribuidor o un granconsumidor, incluyendo las líneas o subestaciones propiedad y/o operadas porautogeneradores, grandes consumidores o distribuidores de acuerdo con estereglamento[lj.

Anexo No. 16; Glosarlo -184-

UNIDADES DE PROPffiDAD ESTÁNDAR Richard P. Mena V.

Sistema Nacional Interconectado: Es el sistema integrado por los elementos del SistemaEléctrico conectados entre sí, el cual permite la producción y transferencia de la energíaeléctrica entre centros de generación y centros de consumo, dirigido a la prestación delservicio público de suministro de electricidad [1].

Sistema Nacional de Transmisión: Es el sistema de Transmisión propiedad y operado porla empresa única de transmisión [1 ]

Subestación de Transmisión: Es un conjunto de equipos de conexión y protección,conductores y barras, transformadores y otros equipos auxiliares que están conectados auna o más Líneas de Transmisión. Podrán incluir equipos de protección para líneas devoltajes inferiores a 90 kV pero no incluirán ninguna porción de dichas líneas [1],

Suministro: Es el conjunto de actos y trabajos necesarios para proporcionar energíaeléctrica a cada usuario [1].

Tarifas: Son los precios sujetos a regulación, y que pasan al consumidor por ciertoscriterios. Se convierten en precios cuando las tarifas son libres [1].

Transformación: Es la modificación de las características del voltaje y de la corrienteeléctrica, para adecuarlas a las necesidades de transmisión y distribución de la energíaeléctrica [1.].

Transmisión: Es el transporte de energía eléctrica de alto voltaje por medio de las líneastransmisoras interconectadas y subestaciones de transmisión [1].

Transm ¡sor: Empresa titular de la concesión para la prestación del servicio de transmisióny la transformación de la tensión vinculada a la misma, desde el punto de entrega por ungenerador o un autoproductor, hasta el punto de recepción por un distribuidor o granconsumidor, a través del SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN [1].

Unidad de Propiedad Estándar: Es el conjunto de equipos y materiales de una parte de lainstalación del Distribuidor, que han sido instalados obedeciendo normas de diseño yconstrucción, y constituye un elemento representativo de una empresa tipo, para laprestación de una función específica en el sistema. Ejemplo: kilómetro de red de mediatensión, centro de transformación de distribución, etc.[l]

Usuario: Es indistintamente un cliente o consumidor ñnal [1].

UPE: Unidad de Propiedad Estándar

VAD: Valor Agregado de Distribución

Anexo No. 16 : Glosario - 185 -

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · Anexo No. 14 Ley del Sector Eléctrico de Argentina Referente a...

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