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TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL

TITULO DE INGENIERO EN LA ESPECIALIZACION

DE ELECTROTECNIA DE LA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

4M ¿I

ESTUDIO DE .TARIFAS' PARA =EL -S-I-STEMA

INTEGRADO -DEL NORTE

MANUEL I. BETANCOURT GALVAN

.Quito

Julio de 1974

C E R T I F I C-0

Que el presente.trabajo fue realizado

por el señor MANUEL BETANCOURT CALVAN.

ING. GUIDO SORIA VASCODirector de Tesis

• INDrCE GBNE'RAL

ESTUDIO DE TARIFAS PARA 'EL SIS'TE'MA

INTEGRADO DEL ' N'O'RTE

Pag.

CAPITULO I

1.1 Características de la Industria Eléctrica ___________ 1

1 . 2 .Situación del servicio eléctrico en el Ecuador ____ „_ 6

1.3 Características actuales del Sistema a inte.grar_se del -Norte _________________ ___ : ________________ ___ 17

CAPITULO- II'

2 . 1 Requerimientos de potencia y energía eléctricalocalizada y total para el Sistema a integ.rar-se del Norte _____ . _______________ . ___________________ 25

2.2.1 Recursos de generación actuales y futuros parael Sistema ínter conectado del Norte ______ .______. __ 34

2.2.2 Lineas y redes de distribución actuales y pre_vistas para el Sistema ínter conectado del Norte___ 46

2 . 3 Inversiones requeridas para cubrir el programade obras y su f inanciamiento _. ___ _ ___ . __ . ___ . __________ 50

CAPITULO III

3.1.1 Programa de operación en generación ____ . ________ _ __ 57

3.1.2 .Disponibilidades' hidráulicas ________ ___ . ____ . __ _ ____ 61

3.. 1 .3 Fluj o de energía _________ . ________ __: ___________ . ___ 62

3 .2 Costos de operación por etapas funcionales inclu-yendo la rentabilidad _______ . ________ . ____ . __________ 65

3 .'3 Costo promedio* del kWh para las diferentes etapas

funcionales y niveles de tensión ________ . __________ 67

3 . 4 .Determinación de- los cargos por demanda y energíapara las diferentes etapas funcionales y nivelesde tensión _____ ____ . _________ . _____________ _. __ . 67

'g

CAPIT-ULO IV4..1 Análisis, de los .pliegos tarifarios existentes en el

área del Sistema Integrado del Norte 116

4.-2 -Análisis de la estructura de consumos de .los abp_nados del área integrada _. ._. 126

4*3 Determinación de los precios medios referencia-les de venta del Mil 'para los diferentes tiposde servicio . . 129

4.4 Diseño y estr.uctura de 'las diferentes tarifas 130

CAPIT-ULO V

Conclusiones y Recomendaciones 231

1

• INDXCE" 'DE :CUA'DROS

Pag.

CAPITULO II

1 Proyec.cion de la demanda y energía total del Sistema__ 26

1.1 Proyección de la demanda y energía Ibarra-Cayambe-T aba cundo . 1__ . . . 27-

1.2 Proyección de la demanda y energía de .Tulcán 28

1. 3 Proyección de la demanda y energía de Otavalo . 29-

1.4 Proyección de la demanda y energía de Atuntag;ui . . 30

1. 5 Proyección de la demanda y energía de San Gabriel' 31

1.6 Proyección de la demanda y energía de El Ángel,La Libertad , Mira, San Isidro . . . 32*

1.7 Proyección de la demanda y energía de Cotá:cachi . 33

2. Estudio de Energía para las centrales existentesdel Sistema Norte , . . . . „ 43

3 . Balance anual de energía del Sistema NOrte . 44

4. Balance anual de energía para el mes de Agosto,estación seca del Sistema Norte. ". . . ._ 45

5. Líneas de 'transmisión existentes en el área 'delSistema Inegrado del. Norte . .. . 47

6. Redes de distribución -primaria, existentes en elárea del Sistema Integrado del Norte . • 48

7 . Redes de .distribución secundaria exis.tentes' en elárea del Sistema 'Integrado del Norte ._ 49

8.1 Calendarios de Inversiones* _. 54

8.2 Calendario de Inversiones 55

9. Financiaron del Programa -de obras _ 56

CAPITULO III

10. Características de las instalaciones existentes 68

11. Promedio de .lo's gastos medios diarios sobre elrío Ambi . , . _. 69

12-, Caudales, Potencia y Capacidad de Generación delas principales centrales hidroeléctricas existentes 70

13. Revalorizacion de equipos , 71

14. Inversiones en operación ______________ ________ ___ 75

15. 'Cuotas anuales, de depreciación _________________ ____ 82

16. Gasto.s directos de operación y mantenimiento _____ _ 88

17 . Fondo Acumulado de depreciación ______ _______ ___: ___ 92

18. Base Tarifaria __________________________________ __ 98

19. Base Tarifaria y Rentabilidad ________ ___ __________ 101

20... Promedio de la Base Tarifaria y P,entabilidad ______ 103

21. Costos de .operación por etapas funcionales in-cluyendo la rentabilidad ____________ __________ ____ 105

22 . Costo promedio del kWh para cada una de las _pas funcionales _____ ____ __________________________ 109

23.' Determinación de .los. cargos por demanda y ener-gía para las diferentes' .etapas funcionales _______ 111

CAPITULO IV

24* Dis tribucionpor frecuencia de la E. E. Ibarra ______ 143

25-D Distribución por frecuencia de la E. E. Tulcán _____ 153

26-. Distribución por frecuencia E. E . Mon tufar ______ '_ ____ 163

27.0- Distribución por frecuencia O t aval o ___ . ____________ . 167

28. Distribución por frecuencia El Ángel _ ______ " __ ___ ; __ 176

29 . Distribución por f r.ecuencia Cotacach.i _____________ 180

30. Cálculo de ingresos con las tarifas vigentesE. E. Ibarra '__. ___ . _____________________ . _________ . ____ 184

31. Cálculo de ingresos con 'las tarifas vigentesE. E, Tulcán ' _ _______ . _______________ . _______________ 190

32. Calculo- de ingresos con -las tarifas vigentesMunicipio de Ota val o ________ ' _________ . _____________ 194

33." Cálculo de ingresos con las tarifas vigentesE. E. Montúfar ; ________________ : _____ . ________ . ------- 198

34. Cálculo de ingresos con las tarifas vigentesMunicipio de El Ángel ______________________ . ------- . 201

35. Cálculo de Ingresos con las tarifas vigentesMunicipio de Cotacachi __ .. ____________________ ._. ----- 20.4

36. Calculo- de Ingresos conllas tarifas propuestasE. E.. Ibarra . __________ . ________ . _________________ .--• — 206

37 .• Cálculo de Ingresos con las tarifas propuestasE .E . Tulcán _______ ___________ _______ ----------- — 212

' 'Fág.

38. Cálculo de Ingresos con las tarifas propues-tas Municipio de Otavalo _ 216

39. Cálculo de Ingresos con las tarifas propuestasE .E . Montúfar . 219

40. Calculo de Ingresos, con las tarifas propuestasMunicipio de El Ángel 22.2'

41. Cálculo de Ingresos con las tarifas propuestasMunicipio de Cotacachi" _ 225

42.. Comparación de las tarifas vigentes y propuestas 228

CAPITULO PRIMERO

l.Y-1 'CARACTERÍSTICAS DE LA INDUSTRIA 'ELÉCTRICA

1.V-1..-1 -Aspectos Generales

El objetivo fundamental de la Industria Eléctrica es" sin

lugar a dudas el de generar, transmitir y distribuir el fluido

eléctrico al menor costo posible y en las mejores' condiciones.

Desde el punto de vista técnico, el servicio de energía

eléctrica debe tener dos características principales: la conti

nuidad y la eficiencia; la primera significa' que 'el servicio

debe estar a disposición del usuario cuando és'te lo requiera y

en forma continua; y la segunda, que el servicio que recibe de

be ser de buena calidad; por consiguiente., el producto tiene

que ser fabricado y enviado en el mismo instante 'que el clien-

te lo desea, pues, no es posible hacerlo esperar ni almacenar

el producto. .Esto significa .que todas las instalaciones del sis_

tema, como centrales generadoras, líneas de transmisión, sube_s_

taciones, redes de distribución, etc. , deben ser de '. capacidad

suficiente para abastecer la demanda máxima que 'todos los abo-

nados pudieran imponer al sistema al mismo tiempo.

Este he.cho obliga a todas las Empresas a realizar proyec

ciones futuras del crecimiento de demanda y consumo de energía

de su área de servicio, para así anticiparse a .la demanda, . me_

diante el equipamiento oportuno de todas las instalaciones que

se requieren para HJegar con servicio hasta el abonado.

Para poder apreciar en mejor forma las características de

la Industria Eléctrica, vamos a hacer un análisis comparativo

con las características de otras industrias.

La Industria Eléctrica se asemej a a las otras industrias

porque:

-2-

a) Consigue capitales compitiendo en el mercado de valores p_a_

ra con ellos comprar plantas y equipos;

b) Emplea^ gente en mucho's trabajos y está sujeta, a la legisl_a

cion laboral correspondiente;'

c) Vende al público una mercadería o servicio de primer orden;

el) En la venta de 'kWh tiene que 'cubrir los costos del servicio

y conseguir una_ ganancia razonable que le permita mantener

operando el negocio y atraer mas capitales para satisfacer

el crecimiento de la demanda construyendo nuevas redes y

plantas;

e) Tiene relaciones públicas y propaganda que le permiten im-

pulsar el consumo y utilizar mej or sus instalaciones; y

'f) Compite con ciertas industrias por mercados -grandes, por cuan

to muchos de ellos están en capacidad de generar su propia

energía.

1. 1.2 .Aspectos en los cu'a'les e'l nego'cio de Energía Eléctrica

difiere de l'os ot'r'os negocios

1.. Difiere .del res to de negocios porque es un monopolio natu-

ral y porque ti.ene protección del' Estado y Municipios para

usar calles, plazas, parques', etc., y en muchas . ocaciones,

para o.bten.er desapropios cuando el 'servicio así.' lo requiere.

2.' Porque ti.ene la obligación de servir a todo el que solicite

servicio.

3. Porque tiene limitación en las ganancias.

4. Porque tiene prohibición de retirar el servicio sin la auto^

rizacion correspondiente .de 'la entidad reguladora.

/

En cuanto a las inversiones .que se realizan para el sumi_

nistro de energía eléctrica, son bastante altas comparadas con

la tasa de retorno. Este hecho pasa notablemente desapercibido,

tanto para el ti su ario como para 'algunas entidades del Gobier

no q-ue solo exigen tarifas bajas a las Empresas Eléctricas,

sin crear las condiciones que también exige el f inanciamien_

to de sus programas de expansión.

Junto a es.te hecho hay que tomar en cuenta que la

construcción de obras de electrificación, especialmente cuan_

do se trata de centrales hidráulicas con sus correspondien-

tes subestaciones y lineas de transmisión, requieren un pe-

ríodo de tiempo que puede variar de tres a seis -años , desde

el momento en que se realizan los diseños definitivos hasta

la iniciación del servicio eléctrico; esto siempre y cuando

el proceso de financiamiento haya sido simple 'y la es'tructu^

ra financiera de la Empresa haya sido satisfactoria para las

entidades que suministran recursos en forma de prestamos.

En lo que se refiere a los programas de equipamiento,

una de las principales' causas de retraso h.a sido la inadecua_

• da imagen financiera que presentan las empresas e institutos

nacionales encargados de la prestación del servicio; deb'ido

principalmente a pliegos tarifarios inadecuados. Cualquier

retraso en los programas de equipamiento normales son incon_

venientes, tanto para el usuario como para la Empres'a: pue-

de provocar el racionamiento del servicio .que es inadecuado

para las dos partes ; o exige adquirir equipos de energía cu_

yo costo de generación resulta mayor que las fuentes norma-

les previstas y necesariamente tiene que ser absorbido tam-

bién por las dos partes; por este motivo, las Entidades re-

guladoras y los Gobiernos, tienen que realizar un esfuerzo

para evitar que ésto ocurra.

Los programas de equipamiento tienden a acercarse

en forma económica a la proyección de la demanda, pero siem_

pre tienen que estar sobredimensiónados con el fin de aten_

der cualquier pedido razonable que los usuarios formulen a

-4-

la Empresa y. con el fin de tener unidades, de reserva para ca

sos 'de emergencia.

Este costo del sobredimensionamiento tiene que ser

necesariamente absorbido por los usuarios del servicio, con

tarifas que permitan a la Empresa cubrir costos .que estas in

versiones adicionales demandan.

En algunos casos son motivos de análisis especialr

el sobredimensionamiento de líneas de interconexión que ope

ran durante algún tiempo, con capacidades que no son las o£_

timas. Los criterios que rigen para estos sobredimensióna -

míentos son los de promoción de la electrificación, integra

cien de áreas servidas por otros sistemas, posibilidades de

soporte mutuo entre dos entes que 'pueden apoyarse con capa-

cidad de generación sobrante en momentos críticos o como ca

pacidad de reserva, etc..

Debido a que 'la Industria Eléctrica juega un papel •

muy importante no solo en el des'arrollo económico de los -

pueblos, sino también en el confort y comodidad de la vida

cuotidiana, mediante la introducción en el mercado de un

gran número de aparatos caseros que han he'cho de ella un e-

lemento imprescindible .para las labores" cuotidianas . La Em_

presa tiene <jue considerar en sus proyecciones f.uturas, no

solamente el crecimiento vegetativo e industrial de sus á-

reas, sino también el crecimiento de bienes comodidad, que

indudablemente están afectando los pronósticos de la dema_n_

da. Dadas sus características diferentes, talvez .será me-

jor considerar y proyectar separadamente por un lado , la E_

nergía Productividad y por otro, la Energía.Comodidad con

una política tarifaria talvez 'diferente.

De todo esto se deduce que el suministro de ener -

gía eléctrica demanda inversiones continuas y cada vez cre_

cientes y las Empres as y los Gobiernos, cencientes de esta

— 5 —

realidad, deberán trabajar armónicamente con las Empresas,

p'ara' permitir el flujo oportuno de 'recursos para sus progra

mas de equipamiento en la' intensidad de capital .que ellos exi

gen.

Por otra parte, el servicio de 'energía eléctrica es

el típico servicio de "Costo Unitario Decreciente", esto es,

cuando mayor numero de consumidores sirve una Empresa, cuaii

to mayor numero de kWh "genera y vende una Empres'a y . cuanto

más usa sus instalaciones, menor es el' costo unitario del

kilovatio-hora, porque entre otras razones tenemos las si-

guien'te.s:

a) El mismo costo de administración de una Empresa se dis-

buye en un mayor número de usuarios y de kilovatios-hora

generados;

b) El costo de inversión y operación por unidad de potencia

y energía generada es menor en centrales grandes que en

pequeñas;

c) Al tener un gran número de consumidores', la posibilidad

de que todos ellos utilicen simultáneamente todos sus

servicios disminuye/ permitiendo servir a un mayor núme-

ro de abonados con menor capacidad de 'generación;

d) El. costo de repuestos^ y materiales es menor comprando en

grandes cantidades;

e) Cuanto más grande es el sistema, se dispone 'de mejores

técnicos, personal y equipo, obteniendo con e 1.1 o mayor e_

f i ciencia en' el servicio';

"f} La interconexión de varias plantas y varios sistemas prp_

porcióna más confianza y continuidad en el servicio y u-

na mejor utilización de los recursos energéticos

tes en el País.

-6-

1 .'2 -SITUACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN JSL" ECUADOR

1 .'.2'. 1 '.Aspectos Generales

El desarrollo de la industria eléctrica en el' Ecuador

fue hace poco tiempo atrás, anárquico e inconsulto en el a_s_

pecto técnico, económico y administrativo.

A excepción de los centros urbanos: Quito, Guayaquil,

Cuenca y Arábate , en los -cuales ya existían Empresas debida-

mente formadas, con capitales mixtos y con características

de Empresas privadas, el resto de la población del. Ecuador

estaba servida por la deficiente 'administración de los Muni_

cipios, entidades de muy limitados recursos, que a base de

grandes sacrificios de sus propios presupuestos, solo han

podido establecer sistemas eléctricos locales, .totalmente

antieconomicos e insuficientes para afrontar los requerimieri

tos del desarrollo industrial y económico de sus áreas,

La falta de criterios técnicos y recursos -económicos

en los servicios eléctricos municipales, trajo como, conse -

cuencia la instalación de un gran número de plantas gener_a_

doras pequeñas con sistemas en explotación independientes,

con déficit en capacidad de generación- e inseguridad en el

servicio y altos costos de producción, . desaprovechándose 'las

ventajas de la economía de 'escala de los sistemas electri -

eos int_egrados e interconectados.

Es así como en el año de 1962 habían en- el país 484

plantas eléctricas de servicio publico con una capacidad t_o_

tal de.' 12-9-, 6 MW y 622 plantas de 'autoconsumo con una poten-

cia total de 30,6 MW.

Esta.s cifras 'demuestran la. existencia de una gran prp_

liferación de sistemas eléctricos de potencia unitaria muy

pequeña, dando un promedio para el país de. 145 kW por plan-

ta.

"En el mismo año, los índices de electrificación del

Ecuador fueron de 34 vatios/habitante, en lo relativo a di_s_

ponibilidad de potencia y de 96 kWh/ti.abi'tante/año en lo .que

respecta a_ generación de energía. Estos valores' -son única -

mente el 6% .y el 3% ,. respectivamente, de los promedios de A

merica de ese año, los cuales fueron de ,6.11 -vatios/Habitan-

te y 2.744 kWh/h! abitan te /año . Con estos índices de electri-

ficación, nuestro País ocupo el décimo sexto lugar entre los

.21 países americanos en lo que a electrificación se refie-

re". (1)

En el año de 1961, se expidió la Ley Básica de Elec-

trificación, la que introdujo un cambio substancial en* la

política de conducción de esta actividad al transferir de

los Municipios al Estado la responsabilidad de electrif ic_a_

ci5n del País.

En esta misma Ley se creo el Instituto. Ecuatoriano de

Electrificación (INECEL) r organismo que tiene la doble fun_

cion de planificador y ejecutor de obras de electrificación.

Por otra parte, el referido instrumento legal, dio

funciones de regulador de la industria el'ectrica a la Di -

reccion de Recursos Hidráulicos y Electrificación del Minis

te rio de Fomento, que posteriormente se ll'amó Dirección Ge_

neral de P,ecursos Energéticos. Al ser modificado el 'artícu_

lo Cuarto de la Ley Básica de Electrificación, se.suprimió

la Dirección General de Recursos Energéticos y sus funcio-

nes son actualmente ejercidas por el Instituto Ecuatoriano

de Electrificación.

Con las atribuciones y deberes que le' otorga la Ley

Básica de Electrificación al Instituto Ecuatoriano de Ele_c_

trificacion, este promovió el establecimiento, de Empresas

de Electrificación, constituyendo sociedades anónimas y

(1) Fuente: Plan Quinquenal de Electrifi.cación - Agosto/6.6

tratando de dar preferencia a la -formación de grandes Empre-

sas que, económicamente resuelvan el problema de la electri-

ficación de extensas zonas, tratando también de enmarcarlas

en los criterios económicos de servicio público; sin embargo,

se debe indicar que circunstancias políticas llevaron a con-

f o.rmar Empresas Eléctricas muy pequeñas , que evidentemente

no pudier.on mantener un buen servicio ni financiar sus expan_

siones , demostrando con ello, una vez '.más , la inconveniencia

de tener sistemas pequeños aislados.

Por gestiones de INBCEL como accionista en todos los

sistemas aislados, cuyas tarifas no cubrían el costo del ser_

vicio, se los incremento del 40% .hasta el 100%. .según los ca-

sos .

La participación de 'INBCE.L lia sido orientadora y prin-

cipalmente educativa.

La mayor parte de 'instituciones accionista' aceptan que

las Empresas Eléctricas sean verdaderas industrias y como t_a_

les, autofinanciadas con rendimientos económicos' razonables.

La principal causa de la ¿remora en cof ormar sistem'as econ6mi_

eos auto.financiados ha sido la alternabilidad de .los repre '-

sentantes a las Juntas de 'Accionistas y Direc'to'rios. de las

Empresas , de 'lo's Municipios y Consejos Provinciales _, .que to-

man decisi.on.es de politi.ca general en cada una de 'sus Empresas

y por otra, declaraciones' públicas de los Ministros del ramo

en turno o Gobierno Central, ofreciendo no .subir tarifas de

los -s-ervicios públicos. La gestión coordinadora y educativa

de INECEL en la decada 1960-1970, ha" sido positivar pues, se

ha podido financiar un crecimiento promedio anual en equip_a

miento, en potencia del.' '18'% .e incrementos apulatinos de tari_

fas hasta tener un precio promedio nacional de .£)/.. 0,70 'por

kWh, o su equivalente en' US$ 'O ..O 277/kWh.' La política tarif_a

ría seguida por INECEL tiene importancia capital para la s_e_

gunda etapa de la electrificación del país, que es. la inte-

-9-

'í1 gracion de las Empresas pequeñas en Empresas Eléctricas Re-

j _ gionales, si bien el nivel' tarifario en las empresas eléc--í . ~tricas pequeñas no ha sido el adecuado como para producir g_a_

•¡ nancias razonables sobre 'sus Bases Tarifarias, sinembargo,|j la economía de escala de las empres as mayores integradas e

Ínterconectadas, permitirán generar ganancias razonables con

los mismos niveles tarifarios .de las empresas pequeñas.

!j "La potencia total instalada en el país en el ano de

5 1972- .fue de 357 .325 kW, lo que representa alrededor de 54

í vatios/Habitante. En el año de 1970, Ecuador es'tuvo ubicado

I en el último lugar dentro de los países de 'America Latina,

j en lo que respecta a potencia instalada por habitante y con_Üi sumo per capita.

!

\l consumo por habitante en el .Ecuador para el ano de

| 1970 .fue de .153 "kWh por habitante, mientras que el promedio

anual para Latinoamérica fue de 573 kWh/hLabitante / corres-

pondiendole a Venezuela el valor máximo de 1.25-4 kWh/h'abi-

tante. Los Estados Unidos tienen un consumo promedio per cá

pita, de 7 .000. 'kWh.

Cabe indicar que en el período de 1968-197.0, el Ecu_a_

dor creció con -un 8,43% .en cuanto a energía per' capita, r_e_

gistrando los valores más altos en Latinoamérica, cuyo pro_

medio para ese mismo período fue de 6% .anual." £2')

La población servida que dispone de servicio eléctrd^

co es de aproximadamente 2T400.000 habitantes, lo que sig-

nifica el 37%'- .de la población total del país.

En el país existen.' 17' -Empres'as Eléctricas de las cua_

les INBCEL es accionista. Además, hay Cooperativas de Ele_c_

trificacion Rural y la Empresa Eléctrica de Guayaquil, en

las cuales no participa INECEL como accionista.

C2) Fuente i Plan Quinquenal de Ele'ctrif icacion-Abril 1972.

-10-

El numero de Sociedades Eléctricas que se encargan de

atender las necesidades de energía eléctrica del Ecuador es

de 64, y se clasifican de 'la siguiente manera:

Empresas con participación de INECEL ' .' 18

Empresas particulares (Guayaquil) 1

Sistemas de INECEL (propios) 3

Municipios 40

Cooperativas de Electrificación . 2

TOTAL 64 '

Estos sistemas operaron un total de 285.26-6 kW de po

tencia instalada en" 1972. Una de -las primeras metas de INE-

CEL fue la conformación de Empresas y Cooperativas de Elec-

trificación, con el objeto de sacar los servicios de energía

eléctrica de la esfera política localista municipal, para or_

ganizárla con criterio técnico empresarial y encauzar ha.cia

el sector eléctrico los recursos económicos 'de 'las diversas

instituciones, sea en forma de acciones o prestamos, con lo

cual se trato de 'atender el', déficit de energía que existió

en el país, es'tructurado de 'esta forma, pequeños centros de

suministro de energía que 'cubrían inicialmente las' cabeceras

provinciales y .que 'fueron ampliando los servicios en áreas

cada vez 'mayores.

1..2.2 Alcance y Objetivo del' Des:arro'llo Eléctrico

En' el Ecuador C'3')

El Ecuador tiene un compromiso internacional al ser

miembro del Pacto Andino, y considerando su atraso relativo,

debe electrificarse más aceleradamente que los otros, si

quiere prpgres.ar y mantener una posición adecuada entre el

resto de países miembros y, para conseguir esto, los ecua-

torianos deb'emos unirnos en todos los aspectos y particu*lar_

mente en la el'ectrif icación, pues, lo único que debe impor-

(3) Fuente: Plan Quinquenal de E l.ectrif i.cacion-Abril 1972-.

-.1 r-

tarnos es tener en.ergía eléctrica continua en buenas condi-

ciones y al menor costo posible, sin importarnos la proceden

cia y ubicación de la generación.

Uno de los índices de comparación de desarrollo economi

co de los pueblos es el consumo de energía eléctrica por abo

nado o por Habitante. Es'.te. .índice indica que el' Ecuador es' u_

no de .los más atrasados entre los países de Latinoamérica y

se debe principalmente a:

1 / La dispersión y falta de recursos destinados a electrifi-

cación;

2.. La existencia de muchos si'stemas eléctricos independien -

.tes con altos, costos de producción;

3. La actitud de los ecuatorianos de res'olver los problemas

de electrificación en forma aislada, sin someterse a un -

planeamiento inte.gral, .etc. ;

La concep'cion del Plan Nacional de Electrificación se

lo puede resumir en lo siguiente.: El Gobierno a través.' de INE_^CEL., generara energía eléctrica en sus grandes centrales, en

la calidad que 'sea necesaria y -a precios convenientes y la__

venderá en'bloque a las Empresas Regionales, las cuales la dis_

tribuirán y recuperarán para INECEL la inversión realizada.

En el Plan caben distinguir dos tipos de obras: el Sis_

tema Nacional Interconectado y los Sistem'as Regionales.

El Sistema Nacional Interconectado de Generación y Trans. . . .misión de Energía Eléctrica que tiene .que ser planificado, e_

j ecutado y operado por INECEL, se ocupa del aprovechamiento

integral y técnico de los recursos energéticos naturales del

País para ponerlos a disposición de los centros de 'consumo,

es'to es, repartix entre los ecuatorianos los recursos natur_a

les y los esfuerzos técnicos y económicos .que el Gobierno po_

-1 2.-

ne para su aprovechamiento. Estará compuesto exclusivamente

de las grandes centrales de generación: hidroeléctricas o tér_

micas., ubicadas en distintos sitios del país y de las lineas

de transmisión a alta tensión, que unen los Sistemas Regio-

nales a las centrales de generación de este sistema»

Los Sistemas Regionales, constituyen el conjunto de

instalaciones y equipos, necesarios para la distribución de

la energía eléctrica en 'áreas geográficamente definidas y

bajo la administración de Empresas Regionales en asocio con

INECEL; se encargan inicialmente de generar, comercializar

y distribuir su propia energía eléctrica y posteriormente,

de la compra, comercialización y distribución de la energía

generada y transformada por el Sistema Nacional Interconec-

tado .

Estas Empresas sirve.n además, como agentes de recaud_a

ción del sector eléctrico que permiten recuperar las inver-

siones .

Estos Sistemas Regionales se conforman por la fusión

de las Empresas cantonales o provinciales inicialmente cons_

tituldas a través de las lineas de interconexión provincia-

les que facilitan la transmisión de energía eléctrica, per-

mitiendo, de esta forma, que la generación se la realice en

el sitio más apropiado y se aproveche la economía de escala.

En este sentido, INECEL tiene adelantadas las gestiones pa-

ra formar diez Sistemas Regionales que abarcan todo el terri_

torio nacional, incluyendo el. Oriente y el Archipiélago de

Colón.

Los Sistemas Eléctricos Regionales considerados son

los siguientes;

1 .' Sistema Norte, que suministrará energía a las provincias

del Carchi, Imbabura y Norte de Pichincha.

-13-

2o' Sistema Quito / que se encargará en el futuro de suminis-

trar energía a toda la provincia de Pichancha, excepto

los cantones de Cayambe". y Taba cundo; •

3. Sistema Ce.n tro-Norte ,' que 'tendrá como área de .influencia

las provincias de Cotopaxi, Tungurahua, Chimborazo, Boíl

var y Pastazá;

4. Sistema Centro-Sur, que comprende las provincias de Azüay

y Cañar;

5. Sistema Sur, que suministrará energía a las provincias de

Loja y Zamora Chinchi'pe;

6". Sistema Esmeraldas, para servir a la provincia de Esmera^

das;

7. Sistema Manabí, que suministrará energía eléctrica a toda

la provincia de Manabí;

8., Sistema Guayas-Los RÍ os, que alimentará a las provincias

de 'Guayas y Los RÍOS;

9 * Sistema El Oro, para servir a la provincia de 'El Oro;

10'. Sistemas Menores, que entregarán energía en la Región 0-

riental y en el -Archipiélago de Colon.

E-l Sistema Nacional Interconectado será alimentado en

el futuro por las siguientes centrales liidroeléctricas.: Pi —

sayambo, Paute (Cola de San Pablo) , Toachá, Montüfar, Chim^

bo, Central Térmica Esmeraldas y otras que están actualmente

en es.tudio .

El anillo de transmisión estará formado básicamente por

las siguientes líneas de 'transmisión de alto voltaj e:

Paute - Guayaquil

Guay aquil-Babah.o'yo-Quevedo-Manta

Guayaquil-Machala-Loja

t A

-14-

Pisayambo-Quito-Ibarra

Pi s ay amb o -Amb ato

Toachí-Esmeraldas •

Interconexión Cuenca-Quito

1 .-2 . 3 'Aspecto Tarifario

Si se analiza la situación tarifaria en el Ecuador, ve_

mos que:

Toáoslos sistemas del' país tienen necesariamente que

realizar un dimensión amiento de las tarifas p'ara el consumi-

dor de energía eléctrica, en tal forma .que permitan la recu-

peracion y el flujo normal de capitales necesarios para las

mejoras o ampliaciones de los respectivos sistemas, ya que

no se pueden esperar aportaciones permanentes del Estado pa-

ra atender las necesidades de 'expansión del servicio.

La neces'idad de un dimensión amiento tarifario con ren-

dimientos razonables , es indispensable,- por el hecho de que

las entidades prestamistas nacionales o extranjeras , con di -

cionan la concesión de crédito a la aplicación de tarifas que

provean una adecuada rentabilidad.

Ademas, es innegable la conveniencia de considerar ga-

nancias razonables para el diseno de tarifas, con el objeto

de garantizar el que las Empresas o Sistemas E.l.ectricos pue-

dan obtener con su debida oportunidad esto.s rubros , con lo

cual, está asegurándose por otra parte, la obtención de nue-

vos créditos y la afluencia de más capitales y una autofinari

ciación razonable con la reinversion de las utilidades del

Estado.

La aplicación de tarifas políticas deficitarias son in_

convenientes bajo todo punto, de 'vista y particularmente, cuan^

do los sistemas han sido financiados con recursos del' Estado/-

porque al ser deficitaria lo's más beneficiados' de la subven-

.-1 5.-

cion del' Estado son los que mayores recursos- económicos tie

nen 'y, por consiguiente, más usan la energía eléctrica, mien_

tras "que los de escasos recursos económicos , apenas si uti'li

zán estos servicios y apenas se benefician de esta aparente

ayuda.

Las tarifas políticas deficientes que han regido ante-

riormente en los sistemas municipales y en algunas empresas

pequeñas, han sido la causa del mal servicio y del estanca -

miento del desarrollo del sector eléctrico y hoy constituyen

un lastre de difícil solución.

El rendimiento sobre la base 'tarifaria es' indispen'sa -

ble para la expansión del servicio eléctrico. La repartición

de ganancias razonables atrae a los inversionistas privados y

la reinversion de estas mi'smas ganancias, en' caso de 'sus ca-

pita.les de Estado, permite, atender parte, de las necesidades

de expansión del servicio, sin exigir esfuerzo exagerado del

Gobierno.

La rentabilidad de los capitales des'trnados al ser vi. -

ció de la energía eléctrica producen el f l.uj o de recursos p_a_

ra las expansiones y dan confi.anza a las entidades financie-

ras internacionales.

La experiencia obtenida en el Ecuador en' la década

1960-1970 'ha evidenciado esta afirmación; pues' EMEL'EC de Gu_a_

yaquil, que ha obtenido rendimientos del ' 8% .al 9,5%,. ha fi-

nanciado fácilmente los programas de expansión; en cambio la

Empresa Quito., que por circunstancias políti.cas y por defi -

ciencia en su gesti'ón empresarial, su rentabilidad se redujo

en ciertos años hasta 2%, causando un retraso en sus progra-

mas de equipamiento, con el consecuente racionamiento en el

servicio en los años 1960 - 1961, y 1969 - 1970.'

Por otra parte, las Empresas Eléctricas medianas que

•16-

. han logrado mejorar paulatinamente sus tarifas, si bien noIi - • han .obtenido ganancias razonables inmediatamente, su próyecf —j ci5n .futura es. más promet'edora y el servicio ha mejorado

I gracias ala inyección de 'capital de sus accionistas y de -

| préstamos blandos que ha", gestionado, y obtenido INE'CEL." En

I las Empresas pequeñas en las cuales a pes'ar de "haber incre-

i mentado las tarifas no se' han obtenido ganancias t el' f luj o

¡ de recursos para sus ampliaciones se hace muy difícil,' recaf —¡ yendo es'ta responsabilidad en el' Estado o 'Instituciones afi

I nes, que por lo_ general no proporcionan todos estos recur-.

? sos a su debido tiempo ni en la cantidad requerida. Este. h_e_

£ cho ha servido para que 'el' Estado acepte 'como concepto gene

jj ral la conveniencia de "obtener esta responsabilidad sobre

¡ sus capitales destinados al servicio el'éctri.co, porque me-

| diante la reinversión de las mencionadas utilidades se podrá

S atenderenel futuro r parte de la necesidad de expansión de

las áreas servidas.

' El flujo de fondos en nuestras Empresas Eléctricas es

tá íntimamente 'ligado con la estructura económica-financie-

ra de las mismas y ésta' a su vez,', es consecuencia directa

del sistema tarifario; este tem'a reviste suma importancia pa_

ra ei desarrollo de planes de equipamiento y expansión, pues

to que, los organismos internacionales de crédito y r en espe_

cial, aquellos que fomentan la industria el'éc'trica, procuran

como es razonable, que las Empre_s'a.s--Eléctric_as^ presenten un

sano cuadro ecjanómico que garantice el reintegro del présta-

mo y una rentabilidad razonable para los capitales de la- Em-

presa, a la vez' .que, aseguren algunas reservas para la reno-

vación y parte' de la expansión.

En genera.!, nuestras em'pres'as productoras de 'energía e_

léctrica se ven abocadas en forma permanente a problemas fi-

nancieros f que otras empresas de '.otro sector no los tienen;

estos problemas financieros se 'deben f especialmente, a las si_

> 1 7.-

guientes razones fundamentales:

a) Se trata de una industria de alta, densidad de capital por

unidad de producto;

b) Al ser un monopolio natural, dentro de una región determi_

nada, suj eto a restricciones en sus ganancias , impues'to

por la Entidad Reguladora que aprueba las tarifas, no pu_e_

de variar los precios de su producto en la- rapidez 'que en

muchos casos se requiere 'para atender las necesidades de

expansión del servicio.

De ahí que el estudio de las fuentes y métodos de fi

nanciamiento de una Empresa Eléctrica, tanto estatal como pri

vada, tenga especial importancia a los efectos de asegurar un

fl_uj_o permanente, de fondos a dicho' sector, para permitirle -

responder e inclusive es'timular a la' demanda de electrifica-

ción.

Como el caso del Ecuadorr solamente EMELEC ha podido

presentar una imagen financiera adecuada; le han seguido en

orden las Empresas Quito, .Cuenca, que han producido ganan-

cias, no en el nivel de la primera, pero de todas manera^ saJL

vando menores dificultades han logrado financiar sus prpgra_

mas sin mucho retraso.

La experiencia de EMELEC que siempre ha generado ga -

nancias estables en su operación y g;ue 'por medio de ello

siempre se han adelantado en sus programas de equipamiento,

es una demostración evidente de que una estructura económi,-^- - f c '— —«v-«~* •—•*"-

ca sajía, permite financiar los programaos. _de expansión.

1 . 3 CARACTERÍSTICAS ACTUALES 'DEL SISTEMA A INTEGRARSE 'DELNORTE'

1 .'-3.. 1 '.Características Ge'ne'rales del Sistema

El, 'Sistema del No'.rte comprende las provincias del

Carchi, Imbabura y la parte noreste de Pichincha.

Las dos ciudades' más importantes de este sistema son -

Ibarra y Tul can con una población aproximada de 40.. 000 v

24.00'Ü 'habitantes' respectivamente en el año de 1-972.

a) Provincia del Carchi.

Tiene una super'.f icie de 4 .'130 *km2 , con una población dp

1'26 . 00.0 habitantes (Diciembre 1972)'; su capital.es. la

dad de Tulcan con 23 .'300. habitantes .

El 24%. .de sus tierras está dedicado al uso agropecuario

el 18'.% .a bosques artificiales, el 56% .a bosques naturales

y tan solo el 4% .se considera tierra improductiva.

Esta provincia, debido a su situación limítrofe con Colom

bia, tiene una gran actividad comercial, aparte, de las

tras actividades principales de la zona, que son la agri-

cultura y la ganadería.

Los productos principales son: patata, trigo, cebada v

maaz ..

Las industrias existentes que aun están en estado arte-

sanal están constituidas por la molinería, alfarería te

jidos y embutidos. Con el fin de mejorar el. desarrollo

conóiriico de esta provincia, se tiene en marcha varios

programas , especialmente uno de integración fronteriza

Colombia, como parte del .cual se contempla la creación de

un parque industrial.

De los.' 12'6'.000 habitante.s que 'tuvo esta provincia en el

ño 1972,' 36.077 -estuvieron, ubicados en las zonas urbanas

representando el '29'% ; y el restante 71% estuvo ubicado

el área, .rural.

b) Provincia de Imbabura

Con 5 .46.0 .km2 -de 'superficie, tiene una población de '222 180

-1 9-

habitante.s (Diciembre 1972) ; su capital es la ciudad de

Ibarra con 39*. 994 -habitantes.

El 29'% .de 'las tierras es'tá dedicado al uso agropecuario,

el.' 16.% .a bosques artificiales, el 48% ,a bosques" naturales

y el 7% .se considera terreno improductivo.

Esta provincia constituye uno de los mej'ores' centros a-

grlcolas del" área,

Sus productos principales son: caña de azúcar, patata,.

maíz ,. trigo y ceb.ada.

La industria en general se encuentra en estado artesanal,

excep'to el. caso del' Ingenio Azucarero Tababu'el'a, que es

una de las principales' .fuentes de 'trabajo de la -provin -

cia.

De los 22.2'..'180 'habitantes' -que tiene e'sta provincia, 67.570

(3'0'%). habitantes., se 'encuentran ubicados en las zonas ur-

banas y el 70% .en el. 'área rural.

Es:.ta.do actual del servicio eléctrico

El servicio eléctrico en este sistema está a cargo de

la Empresa Eléctrica Ibarra S.A., Empresa Eléctrica Tulcán

S.A., Empresa1 Eléctrica .Montufar S.A., Municipio de Otavalo,

Municipio de Antonio Ante', Municipio de Cotacachi., Municipio

de Espejo. Estas empresas proporcionan servicio a sistemas _e_

lietrieos independientes.

Empresa Eléctrica Tulcán S.'A.

La Empres'a ELectrica. .Tulcán, suministra la energía e-

lectrica a la ciudad del mismo nombre a partir, de la central

hidroeléctrica La Playa r con una capacidad de 1.32O kW.

En el 'año 1972 .genero 4 f 411'.'600 -kWh para el servicio de

-20-

3.'090 consumidores y 'la venta, de 'la energía ascendió a ...

3 ' 42:4 ."686 kWh, lo cual presenta un consumo/abonado/áüo pro-

medio de 1.043. 'kWh.

El numero de 'habitantes del área servida .por la Empre

sa Eléctrica .Tulcán en ese 'año fue de 24.000,' lo cual repre_

senta un consumo anual/h'.abitante de.' 14'3 'kWh.' Siendo la maxi_

ma demanda en ese 'año, de.' 1, 3'20' 'kW; la demanda máxima por

habitante represento. 55 -W.

Esta Empresa no ha' podido 'incrementar su capacidad de

generación en los últimos años, por falta de 'capacidad fi-

nanciera .

La energía generada en el período 1964-1972 creció con

una tasa media anual del' 7% .y la facturada en ese mismo pe-

ríodo, con una tasa inedia anual acumulativa del' 12.6%..

•¿ El precio medio de venta de energía es de 0.427. sucresi| P°£ kWh r mientras que el costo promedio es del orden de 0332

S sucres por kWh, lo cual significa que la Empres'a alcanza tan!• ^

solo al 80%. .de sus costos.

Empresa Eléctrica Montúf'ar

Esta Empres.a es'.tá encargada de suministrar energía e-

lectrica a la ciudad de San Gabriel y a las parroquias de

Bolívar, La Paz -y Monte Olivo.

La central hidroeléctrica que dispone tiene una cap_a_

cidad de 360 kW, y genero en el año de 1972-,. I1 446. 850 'kWh

para atender los requerimientos de 1.811 abonados, lo que

representa una generación promedio de 79'8 kWh/ábonado.

La población de la zona atendida por es'ta Empresa as_

cendio en el año 1-972 a 10.761 habitantes", lo que .represen_

'presenta una potencia instalada de 33' 'W/h'.abitante , uno de -

los 'índices más bajos del país y de America Latina.

La energía generada por esta Empres'a creció en el pe

ríodo 1964-1972. con el 7 ,"9% .acumulativo anual y la. factura-

da en el mismo período con el 3/8%,. lo que representa un in

cremento de .la perdida de energía, en la red de distribución,

líneas de subtransmisión y en el sistema de control de '.los c_o_

sumos de los abonados.

El precio promedio de venta de la energía es de 07.482

sucres/kWh y el costo, de la misma de O,'537 sucres/k'.Wh,, lo que

significa que la Empresa logra recuperar tan solo el 90%. ,de

sus costos.

Municipio de Espe'j o

Este Municipio, a través* de una pequeña planta iiidráu

lica de '410 '.kW atiende los requerimientos de energía elec -|{ trica de El Ángel, cabecera del Cantón y adicionalmente las

jj parroquias: La Libertad, San Isidro y Mira.Ii\e el año 1971, este Municipio genero 563 ."20.2 .¡V

\h para atender las nec.esidades de 787 abonados.

La población servida por este sistema en el año 1972

fue de 9,29-8 habitantes , lo cual representa una potencia

instalada de 44 :W/líabitante-..

No se dispone información respecto a los precios de

venta de la energía.

Empresa Eléctrica Ib'a'rra 'S.A.

La Empresa Eléctrica Ibarra suministra la energía e -

lectrica a la ciudad de Ibarra y a las parroquias de ürcuquí,

Ambuguí, Pimampiro, Caranqui, San Antonio y La Esperanza; y

-22-

y a las cabeceras cantonales' de Cayambe 'y Taba cundo en la

provincia de Pichincha.

La Empresa Eléctrica Ibarra dispone de 9.9-37 -kW de po-

tencia instalada en sus centrales hidráulicas y térmicas de

acuerdo con el siguiente detaller

Homb're ' . Tipo "Potencia

El Ambi Hi.dráulica. 8-.-000- "-kW

Hoja Blanca Hidráulica 630 kW

Diesel ' ' "70.7 'kW

TOTAL 9.337 -kW

Durante el 'año 19.7.T,- la generación bruta .fue 'de

7'968.-850 kW'h para atender a 7.943 abonados, .que. 'correspon-

den a una población de 58 . 2.8'1 '.habitantes . En consecuencia,

la generación por abonado en ese año fe 'de 1.003. kWh, y por

£ habitante de '137 kWh..'6-

I

fi Si b.i'en la Empresa dispone .de 9.337 kW, la demanda má-

¡; xima fue 'tan solo de 2.460, lo' cual representa una demanda

j; máxima por habitante de .42. '.W.

i.

j; La central de más importancia de este sistema es sin

I duda el Ambi con 8.000 'kW, que fue construida para alimen-

s- tar el sistema Ibarra-Tulcán; mediante una línea de trans-

[." misión entre estas dos ciudades, que está en construccióni. .-?• y que prevé entrara en operación a partir de 1973.

El precio medio de venta de la energía entregada por

esta empresa es de' 0.537 S/.'. por kWh y el costo promedio de

0,643 S/. por kWh / lo cual signifi.ca .que esta Empresa al mo_

mentó, está recuperando tan solo el 83,'51% .de sus costo.s

(los valores de los precios de venta y de costos correspon_

den al año 19.71 ) .

-23-

Municipio de Otavalo

•Atiende los requerimientos de energía eléctrica de la

ciudad de Otavalo, mediante una central hidreo.léctrica de

8.21 -kW.

Durante el año 19.7 T- 'genero 3'003.'330' kWh y la demanda

máxima fue de 685 kW para atender las necesidades del servi_

ció el'ec'trico de 2.'38'0 'abonados entre residenciales, comer-

. ciales, industriales y alumbrado publico. El porcentaje de-/•energía .no 'facturada llega al 31..1 .% ..

Municipio de Cotacachi

El Municipio • de Co.tacachi , mediante 'su central hidroe-

lectrica de 400 'kW sirve a la ciudad de Cotacachi.

La máxima demanda que se observo durante el año 1971,

fue de -25.0 'kW y la gener.ación bruta alcanzo a 1*065.730 kWh

de los cuales el 55% .corresponde a energía -facturada a los

consumidores residenciales, industriales, alumbrado público

y otros.

El porcentaje de energía no facturado corresponde al

Municipio de Antonio 'Ante

El Municipio de Antonio Ante., mediante su central hidro_

eléctrica de 400 kWf atiende -las necesidades de Atúntaquí,

Andrade Marín, Chaitura, Natabuela y San Roque.

La máxima demanda observada durante el año 1971, fue

de 405 kW y la generación ascendió a 1 f'370'- 856 kWh / de los

cuales, solamente el' 55% .corresponde a energía facturada co_n_

sumida por los abonados residenciales, industriales, entida-

des oficiales y -alumbrado público.

-2:4-

La capacidad instalada del sistema integrado del Norte

es de." "13'..'00.0 'kW., de .los cuales 8.000- 'kW. 'Corresponden a la

central hidroeléctrica El Ambi.

Las .centr.ales' existentes son las 'siguientes f con su re_s_

pectiva capacidad:

C e n't ral

La Playa

Huac a.

El Ángel

San Gabriel

Bolívar

Atuntaqui

La Playa del Ambi

Quitugo

Jordán

El Ambi

Hoja Blanca

Diesel

Pimampiro

Diesel

Diesel

Diesel

Ubicación

Tulcán

Huaca

El. Ángel

San Gabriel

S'an Gabriel

Atuntaqui

Cotacachi

Otavalo

Otavalo

Ibarra

Ibarra

Ibarra

Ibarra

Urcuquí

Pimampiro

Ámbuquí

Capacidadins tal .'

1.320.

.' lO'-O

300

60

400

• 400

400

420

8.000

600

632'

30'

10

60

. 5

TOTAL 1 3.'. 147- '

*-25-

CAPITULO -SKGÜNDO

2'. 1 REQUERIMIENTOS DE POTEITCIA Y ENERGÍA .ELECTRIZA "LOCALIZADAS

Y TOTAL PARA EL 'SISTEMA' A 'INTEGRARSE 'DEL 'N'O'RTE

Para realizar la proyección de la demanda y energía, se

lian analizado las condiciones del sistema en el periodo de 6

años (1972-197.7): requerimientos de energía, crecimiento de la

demanda máxima, número de abonados , -factor de carga, e te. ; prp_

yeccion que se realizo en base a datos reales corres/pendientes

a los años 19'69 , 1970-, 1971 y 1972 , al crecimiento demográfi-

co de 'la. .zona y previendo un mej'or aprovechamiento del servi-

cio eléctrico en zo.nas que por varias razones se han visto li_

mxtadas por el uso de energía eléctrica.

La Proyección de la Demanda y Energía se presenta en el

cuadro U0.' 1 .'

SIS

TE

MA

rt

TT

EG

KA

D'O

' D

EL

' N

OU

TE

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 'Y 'ENERGÍA

.

Cuadro #:1

TOTAL DEL

SISTEMA

1*972'

'1973

197'4

1975

1976

(1).(3T

ClTt4-):

-

C5-)

.' 1 .. Numero de habitantes

'(

'2')

' 76. '42:9

104. '330

121.470

158. -560

171.370

2 , Habitantes por abon. homo-

géneo

7.0

'7.3

7/20..

'

6.8

' 6.5

3. 'Numero abon. homogéneos

10.920

14.277

16.880

'

23.370

26.330

4. Consumo por abonado homo-

géneo (kWh/añb)

556

565

626

72-4 .

770

5.' Consumo homogéneo CMWh)

6.078

8.069

1"0.'570

16.930

20.280

6. Consumo industrial (MWh)

1.502

1.971

2. -400

3.33'0'

3.940

7. Consumo alumbrado Pub. (MWh)

1.43.7

1.875

2. .670

3/890

4.570

8. .Energía total vendida (MWh)

9.017

11.915

15.640.

24.150

' 28.. 790

90 Perdidas de energía (%).

24.9

21-. 7'

19.2

18". 0'

17 .-2

10.

Energía generada

(MWh)

.' 1 2.. ".00-8

. 1 5 . 2

1.'0-

.' 19.360

29-. 470

34. .700

.11. Factor de carga

(%').

38.5

38'.3

38.5

40 .-5

40/0

12-. Demanda máxima

(kW)

3.564

4.527"

. 5.740

8.'30'0

9.910

13'. Capacidad instalada (kW)

10.159

10.559

10.750'

13.260

13.26.0

NOTAS:

( 1

)'• Dato.s históxicos

(2) Incluye únicamente a poblaciones servidas (Proyección del censo de población)

1977

1 176.140. .

6. 3

27 .980

844

23 .600

4.610

4. -800 V

33 .010

15.2

38.930

.41 .0

10.930

13 .260 '.

('3')

Se integran al sistema: Otavalo y las parroquias de S.Pablo, Miguel Egas , Espe j o , G . Suárez

Human, S.Rafael, además las poblaciones de Salinas, Tumbabiro, Pablo Arenas

y Cahuasqui .

(4). En el año de 1973 'se integran: Atuntaqui , Ch'altura , Natabuela, A.Marín, San Roque, Iman-

tag, Tocachi, Malchingul y Olmedo

(5) Se estima que a fines de 1974 se integran: San Gabriel , Bolívar , La Paz , Los

(6) Se integran: Tulcán, El. Ángel, La Libertad, Mira, San Isidro, La Concepción,

vo , Julio Andrade , Huaca , F. Salvador , S .Vicente de Pus ir , Urbina y Tu fino .

(7) Se considera que el año 1976, Cota cachi entrará a formar parte del Sistema .

Se integran: S.Francisco, Monte Olivo, Chu'ga', Mariano Acosta.

Andes

Juan Montal

•

SISTEMA INTEGRADO DE

L NORTE

. -

. .

PROYECCIÓN DE

LA DEMANDA Y ENERGÍA

IBARRA - CAYAMBE -

'

1972- .

(1) (3)

1 .i

2. 3.'

4.,5. 6.7.8.9.

10.

11.

12.

13.

Numero de habitantes (2)

61

Habitante por abonado homo-

géneo

N° abonados homogéneos

Consumo por abonado homogé-

neo (k'Wh/á.ño)

Consumo homogéneo (.MWh)

Consumo industrial (MWh)'

Consumo alumbrado público (MWh)

Energía total vendida (MWh)

Perdida de .energía (%).

Energía generada

(MWh)'

Factor de carga

Demanda máxima (IcW)

Capacidad instalada (kW)

8 4

. 425.

7.3

.42:3

'

570

. 801

725

1.227

6 8 2 9

.753

23..0

.774 .

36.5

. 744

. 337

1973. '

' ("4)

42.518

7.'7

9.418

61 T

5.755

.91 3

1.435

8.103

. 20:. o

10.128

37.0

3 . 1 24

9. 337

Anexo # 1 •

TABACUNDO

1974 .

75

'•9 6 1 1 9

11

•_3

C/)' 9

(5)

.00.0

7.6

. 868

698

.888

. 15'0

. 492

. 530'

18.0

.622

37 ,-(\

.'586

. 232

1975

77 .'024

'7 .-

-510 ..27a

'804

.8, 25.7

1. 449

1. 551

11.257 -

: 17.-0

13.563

'

38.-0

4. '07 4

9. 232

1976

82

11

10 1 113

16 4 9

C6)

.203.

7 .4

.109

903

.031

-

.826,

. 675

."532

•16.0

.110

37vO

.'970 •'

. 23.2'

1977

1

85.

11.

' 1 ..

. 12..,

2..

1.-

16.

. 1

18. 35.9.

321

7 .3

687

•028

•01.4

.300

'742.'

056

5.0 .

889

8.0

674

23-2

NOTAS:

(1) Datos históricos

(2). Incluye únicamente a poblaciones servidas: Ibarra, Cayambe, Tabacundo, Urcuquí, Ambuquí

Pimampiro, Caranqui, San Antonio, La Esperanza (Proyección del Censo de Población)

(3) Se integran las poblaciones de Tupigachi, La Esperanza, San Blas

('4'). Se anexan las poblaciones de Olmedo

r Tocachi., Malchinguí, Angochagua, Salinas y Tumbabi-

ro, Plablo Arenas y Cahuasquí.

(51) Se anexa San Vicente de Pusir

(6) Se anexan Chuga, Monte Olivo, M. Acosta', San Francisco

(7) Cabe anotar que las centrales de Pimampiro, Urcuquí y Ambuquí saldrán de servicio en los

años 1973' y 1974 por encontrarse en mal estado de funcionamiento.

SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y ENERGÍA

•

. 1.. Número de habitantes (2)

21.

2 . Habitantes por abonado ho

mogeneo

63. N° abonados homogéneos

3 .

4.. Consumo por abonado homo-

géneo (kWh/áño)

5 . Consumo homogéneo (.MWh)

2 .

6 , Consumo Industrial (MWh)

7. . Consumo alumbrado púb. (MWh)

8. Energía to.tal vendida

(MW'h) 3.

9. Perdidas de energía (%).

210- Energía generada

(MWh)

4.

.11... Factor de Carga (%).

31 2". Demanda máxima (kW)

1.13.. Capacidad Instalada (kW)

1.

NOTAS:

(1) Dato.s históricos

(2) Incluye únicamente poblaciones

1.972 '

(I)

320

,64

209

739

373

350

702

425

2/4

.412. .

8,2

3 20- (4)

320- .

TULCÁN

1973

(1)

22.056

6,46

3. "41.5

879

3 . 0 0.0

376

701

4. -077

23., 2

5 ,310

45', 9

1. 320.(4)

1.320

servidas : Tulcán

(3) Se considera que en 1975, Tulcán se

(4) El sistema está corchado hasta

integra al

1974

-

22.817

2

5 ,70

4.003

905

3. 623

4 1 4: ,

736

4.77-3 22.

6.119

46,0

'1.518

2.095

(Proyección

1975

(3)

3.591

2

5,6

4. 213

932

3 .927

-

45.5

77-3

5 .155

20.

.6.444-

47,0

1.565

2.095

•

del Censo

Anexo # 2

1976

4. 390 ,

5 ,5

4 .-43.5

960

4'. 258

500

91 2

5.67018

6.915

47 /O

1.680

2.095

1977 .

2S. 21 7

5,4

4. 670

989

4.619

550

958

6.127,

157 . 20-8

47 ,0

1.751

2.095

de Población)

Sistema Interconectado.

el año 1973.

00 I


PROYECCIÓN

. 1..

2. 3.4,

5 .6.

7.-

8.9.10.

11.

1 2.

13-.

Número de habitantes (2).

. 1

Habitantes por abonado

homogéneo

Número abon. homogéneos

Consumo p'or abon. homogé-

neo

(kWh/añb)

Consumo homogéneo (MWh)

Consumo Industrial (MWh) (3)(6)

Consumo alumb .público (6')


Perdida de Energía (%).

Energía generada (MWH)

Factor de carga (%).

Demanda máxima (k'W)


1972 .

(1)

4.994

6.0

2. 499

511

1 . 2 77

'777

.2 1 0-

2 . 264

30

3.234

,45 .0

820 (4)

822

.

DE LA DEMANDA Y ENE.RGIA

OTAVALO

1973

1 5 . 0 2 4

5.8

2. 590

587

1.520-

864

'21' 5-

2. 59925

3 .'46.5

45 .0

879

822

.

1974

15-. 053 '

' 5.6

2. '688

646

1. 736

933

430 (5)

3. 099 20

3.874

42.'0

1.052

822

1975

15'. 084

5.3

2. '.8 4 6

698

1.987

i

1,007

440

3 .434

18

4.186

43 .0

1.110

822

Anexo # 3

1976

1 S'. 1 T.S:

5.0

'3.023 '

742

.2. 25.8

1.087

450

3.79516

4. .518

44.0

1. 171

822

-

1977 -

. 15.2.1

1

-

4. .7

-3.236

' 791

2.560

1 M

•1.173

u>460.

'4. .192

15

4.932

45 .0

1 . 2 5.0

822

NOTAS:


(2). Incluye únicamente a las poblaciones servidas:

Otavalo, M. Egas, Human, San Rafael,

Espejo, González Suárez, San Pablo (Proyección del Censo de Población.

(3) Incluye el servicio de agua potable con una carga instalada de 75 kW y un factor de

carga esti:mado del 70%

(4') Se integra al sistema en el año 1972 -

(5) Se considera un mejoramiento total del servicio de alumbrado público.

(6) Son valores proyectados en base a datos históxicos.

SIS

TE

MA

IN

TE

GR

AD

O

DE

L

NO

RT

E


Anexo # 4

ATUNTAQUI

1972

1973

1974

1975

1 ..

2.

3 .

4..

5 .6 .7.8.9.

10 .

.1 -1 1

1-.

2'-..

3..

Numero de habitantes (2).

. 1

Habitantes por abonado ho.-

mogeneo

Número de abon0 homogéneos

Consumo por abonado homo ge

neo (k"Wh/á.ñb)


Consumo industrial (MWh)

Consumo Alumb 0 Público (MWh)


Perdida de energía (%').

Energía generada (MWh)

Factor de carga (%').

Demanda máxima (KW)


CD

6:Q 1 3:6

; 16.

.

7.7

'2.095

. 2.

29-2

,612.

168

144

'924

1 .

34..0(.3)

21.40.0

1.

( 7 7 2 3

!4)

92 .-4

69

50

794

194

2 2 5. 639.5

35

405

400

5

25

1.3

.0 17 .2 24

400

(4)

. 17.476

7.0

20 46.9

4 T 3'.

1.031

•224

(5)

27-0,

1.625

20 .0

2.031

34. .8666

. 400

.18.2 6

0-0

05

2. .800

41.'3

7-5

30

257

(5)

31.9.

: 18.

2. '3 35

74

61 .0

9'1 = 3

774

400

1976

1977

. 18..

928

6.0

3.155

537

1. 694

295

379-

2. .368

. 1 6' . 0

2. 819

36 .3

887

400

19.. 685

53 .50579

601

2. 1 3 3

2 ,8

. 15

3. 337

1.0

5-1

39'

8575 .0 81 .•3

35

400

NO.TAS :

(I). Datos his tóxicos

(2')

(3)

(4).

Incluye únicamente . la

poblaciones servidas.

Se considera que -a partir de

distribución

Agosto de 197

Se ha previsto que en los años 1973- y 1974

3entran en

se sentirá

servicio

las

el efecto del

nuevas

des co r

redes de

che del

sistema a integrarse al Sistema Regional .

-(5)

En base a lo previsto en las

nuevas redes

de

alumbrado

público

«

I (JO o

SISTEMA INTEGRADO

DEL NORTE


Anexo

# 5

SAN .GABRIEL

(B'olívar , La Paz r

. 1 /.

2. 3.4.

5.6. 7.-

8.9.

10.

11.

1 2.

1 3:.

Numero de habitantes

(2')'.

Habitante por abonado ho-

mogéneo

Numero de abon. homogéneos

Consumo por abonado homo ge

neo (k'Wh/á.ñb)

Consumo homogéneo. (MWh)


Consumo Alumb . Publ. (MWh)


Perdida de energía (%),

Energía generada (MWh)

Factor de carga •(%').

Demanda máxima (kW)


1972-

-(1)

10.922.

6. -2

1. 768

39"3

69566

197

958

33.8

1.447

47. -2

350

'360

1973

(1)

11.014 .

6.1

1. 792

- 42'0

'75881

30'8

1.142

• 28.0

1.586

50 .'3

360

360

C. Colon)

1974 .

(3)'

11. 443 '

6'. 3

1. 823 '

504.

.919 98

376

1.'393

24.0

1". 833

48.0

436

360

197S

11.489

5.9

1.9-42.

539

1.047 '

111

428

1.586

19.0

1.958

48.0

466

36'0

1976

11. 637

•

' 5.6

2. '-06.9

576

1. 192

•126

488

1.806.

17.0 .

. 2 .'.176

49.0

507

360

.

1977

••

11.736

5.5

2 '.'.13-4

616

1.315

139

537"

1.991

15.0

2. -34

249.0 .

546

360

NOTAS:

(1") Dato.s históricos

(2) Incluye a poblaciones servidas: Bolívar, La Paz

yeccion del Censo de Población)

(3) Se 'ha previsto que en el año 1974

al Sistema Regional. Se anexa Los

se sentirá

Andes.

Cristóbal Colon, San Gabriel (pro-

el descorche del sistema 'al integrarse



EL ÁNGEL, LA LIBERTAD, MIRA, SAN ISXDRO

Anexo- f 6

: i.i 2.-

.3.

4..

5.'

6.

7 .-

8.9.

10:

11.

12..

1 3.

Numero de habitantes (2')

Habitantes por abonados

homogéneos

N°de abonados homogéneos

Consumo por abonado homo-

géneo (kWh/a.ñb)


Consumo Industrial (MWh)

Consumo alumbrado públ. (MWh)

Energía vendida

(MWh)

Pérdida de energía (%

).Energía generada (MWh)

Factor de carga (%).

Demanda máxima (kW)


1972- .

(1)

9. 29-8

9.8

949

24'4

23243

2S9

5"34 24

70331

259

41 o:

1973

9. 388

9. 2

1.020.

260

265

' 46

28-0

59122

75832

270

410'.

1974 .

(3) (4)

10 .550

' 8.7

1.213

•276

33550

302

687

20.

85933

297 -

410

1975

i

10 .'.664

8.2

1. 300

292

380

.54

32'6

76018

92734

" 311

.4 1 0'.

1976

10 .781

7.7'

1.40.0

310

43458

352

844. 16

1.005 35

327

•410.

'

1977-

•

10. 899

7 .2

1.513

329

49863

380

94115'

1. 107 36

351

410.

I LO to I

NOTAS:


(2). Incluye únicamente a las

(Proyección delCenso de

Se considera gue en 1974,

Se anexan La Concepción y

poblaciones servidas: El Ángel, La Libertad, Mira, San Isidro

Población)

se integran al Sistema Integrado del Norte

Juan Montalvo.


PROYECCIÓN DE

LA DEMANDA Y ENE.RGIA

Anexo # 7 •

COTACACH.I

QUIROGA

. 1

.-2. 3. 4.

1 5 .

6.

7.-

8. 9.

10.

11.

12.

13..

Número de habitantes

Habitante por abon. homogéneo

Número de abonados homogéneos

Consumo por abonado homogé-

neo (kWh/añb)

Consumo homogéneo (MWH)


Alumbrado Público (MWh)

Energía" total vendida (MWh)

Perdida de energía (%").

Energía generada (MWh )

Factor de carga

(%).

Demanda máxima

(k'W)


*v

1972

-(i)

5.719

5 .5

1.040

29.7

3"09 26

200

'53538

86234

290

400

1973

'.

5 .7

3' 9'

5.4

1.063

.318

3 3' 8'

32

280

65038

1,04836

332

.400

1974 :

5 .759

5.3'

1.087

334

363

35'

288

686 37

'•

1.08836

345

400

,

1975

5.775

5.2.

1.111

351

39038

29'7

72536

1. 13236

359

400

1976

(3)

5 .795

5.1

1.136

368

41844

31' 6.

778

32'

.1.16136

368

40.0

1977- •

5,812

5.0

1.162

386

44848

336.

832

22

-1 . 0 6.7 '

36

320-

.400

NOTAS:

(1) Dato.s hi.s toxi eos

(2')- Incluye únicamente poblaciones servidas : Cotacachi y Quirpga (Proyección del Censo de

Población

(3) Se .considera que el sistema eléctrico de Cotacachi entrará' a formar parte, del sistema

ihterconectado en el año de 1976, año en el cual se realizará un mej oramiento de todas

las instalaciones.

-34-

,2. 2.. y Recursos de Generación 'actuales' y 'futuros para el

Sistema Interconec'tado del Norte

A. Recursos Actuales

El área de influencia de .este sistema está constituida por

las provincias de Carchi, Imbabura y norte de Pichincha (Ca_

yambe) como se indica en el Gráfico N°.' 1.

En la actualidad se 'encuentran Ínterconectadas las ciuda -

des de Ibarra, Atuntagui, O t avalo , Cay árabe y Taba cundo con

la cen.tral hidroeléctrica "de El Ambi, por medio de una lí-

nea de transmisión Ibarra-Tulcán a 34-5 kV, la misma que in_

terconectará las ciudades de El Ángel, San Gabriel y Tulean

al sistema eléctrico de Ibarra. Esta línea entrará en ser-

. vicio en Septiembre de 1974.

La zona de Ibarra está bien servida gracias a la central hi_

droeléctrica El Ambi, existiendo un superávit de potencia

de alrededor de 4.00-0 kW.

En el área de Tulcán existe un déficit .de .potencia y de e-

nergía en las ciudades de San Gabriel y Tulcán y, práctica-

mente está copada 'la capacidad instalada en la ciudad de El

Ángel.

Las centrales hidroeléctricas existentes en' la zona/ son

centrales de pasada r .a excepción de la central El Ambi que

dispone de regulación diaria.

En los períodos de estiaje, la capacidad disponible dismi-

nuye considerablemente, ocasionando déficit de potencia y

de- e-nergía en el área de Tulcán. El período de estiaje se

produce en los meses de Julio, Agosto y Septiembre.

La capacidad instalada en el área de influencia del Siste-

ma ínterconectado del Norte es la siguiente:

-.35-

En la zona que corresponde 'al Sistema Interconectado del Nor_

te, existen en la .actualidad las siguientes plantas eléctri-

cas :- - Potenc. Año de

i 'Tipo " Trist'al.'- ' Instale.Nombre

La Playa

Huaca

San 'Gabriel'

Bolívar

El Ángel

El Aiobi

Hoja Blanca

Pimampiro

Atuntaqui

La Playa deEl Ambi

Diesel

Diesel

Diesel

Diesel

Ubicación

Tulcán

Huaca

San Gabriel

Bolívar

El' Ángel

Ibarra

Ibarra

Ibarra

Otavalo

Ot avalo'

Atuntagui

Cotacachi

Ibarra

ürcuquí

Ambuquí

Pimampiro

'Propieta:

E. E. Tulcán

Municipio

E.E.Montúf

E.E.Montúf.

Municipio

E. E. Ibarra

E. E. Ibarra

E .E. Ibarra

Municipio

Municipio

Municipio

Municipio

E. E. Ibarra

Pasada

Pasada

Pasada

Pasada

Pasada

1 .320

100

'300

60

'410

Regulación 8.000

Pasada

Pasada

Pasada

Pasada

Pasada

Pasada

TOTAL

600

30'

400

420-

400

400

632

.' 10'

5

60

13'. 147

1960 .

1955

1955

1957 -

1955-69

1968

1939

1954

1950

1960

1961

1957

Como se puede observar, existen,' .16 plantas, siendo la mayor par_

te de .ellas , pequeñas ,. cuya producción de energía es muy baja

comparada con la producción nacional, siendo las más importan-

tes La Playa y El Ambi.

En forma general, podemos decir .que ;las centrales .que 'tienen me_

nos de." 1 MW son centrales pequeñas, .que no tienen' un programa

de mantenimiento adecuado y , salvo ciertos casos, se hallan en

mal estado y sus eficiencias son ba jas deb'ido a sus largos pe-

riodos de operación.

-36-

Podemos 'afirmar entonces, .que las plantas que fueron instal_a_

das antes de 1940, son plantas viejas y que las Empresas que

tienen esas cen.tr.ales esperan el momento de 'la interconexión

para sacarles de servicio, sea con 'la intención de abandonar^

las *o sea para reconstruirlas.

En el Sistema Integrado del No.rte las dos únicas plantas de

importancia que "tienen un valor mayor que 1 MW son: El Ambi

y La Playa.

La potencia total instalada es de. 1 3 .'147 -kW7 de 'los cuales

1 2'.'440 kW son hidroeléctricos y 707. :kW son termoeléctricos .

La capacidad firme de las centrales hidroeléctricas se redu_

ce bastante en el período de 'estiaje, .llegando a 4.717 kW

en el mes de Septiembre.

(!') Las centrales hidráulicas sin regulación pueden generar

en el mes de. Septiembre 2. '.'31'7- kW y 'la central hidroeléctrica

El Ambi, funcionando como una central de pasada, podría en-

tregar al sistema, 2.'400 -kW firmes.

Aprovechando el reservorio de regulación diaria de la cen -

tral hidroeléctrica .El Ambi como central de pasada, podría

entregar al sistema 2.40.0 'kW firmes.

Aprovechando el reservorio de regulación diaria de la cen -

tral hidroeléctrica El Ambi; la potencia mínima disponible

en el mes de Septiembre es de:

Centrales sin regulación 2.317 kW

Central.El Ambi 8.-O O O .kW

T O T A L 10 .317. :kW

La capacidad de generación anual de las centrales existentes

en el Sistema, es la' siguiente:

(1) Fuente: Estudio de alternativas de equipamiento -SistemaTulcán-Ibarra- Enero 1972.

-37-

Centrales sin regulación

Central El Ambi

T .0 T A L

24..9 35 MWh

46.'7 4 9' MWh

.71/684 MWh

En el Cuadro N ° 2 '.se muestra el estudio de energía de las

centrales existentes en el' sistem'a.

Haciendo un balance entre 'la capacidad de 'generación media _a_

nual de las centrales, existentes y los requeriinien'to.s. del me_r

cado, se obtienen los déficits de pote'ncia y energía que de-

ben provenir de otras centrales de "generación para alimentar

al sistema.

Los resultados obtenidos se detallan en el cuadro N °. 3, sien_

do en resumen los siguientes;

' 'REQUERIMIENTOS' 'DE -POTENCIA

Ano

19:71' :

1 9-7 5

1980

1985

Nota:

PotenciaInstaXada

. 1 2'.. .40-0. .

. .12. -400 .

.' 1 2.. 400-

.' 1 2. 400 .

Los. valores

( "k W )

Pote.nciaMedia anual

::n:.:i6o11. 160

11. 160

11. 160 -

entre paréntesis

Demanda Balance de' máxim'a ' potencia

5 .000. .6.160

. 8 .000 .2 . 760 -

23 .'800 (12 .'-640).

33 .'000 (,2'1..'84Ó.)

son negativos .

REQUERIMIENTOS 'DE' ENERGÍA

Año

19,71::

1 9'.7 5

19-80 -

19.85

Capacidadde 'gener.

.71- ,-6 8

71,68 -

.71' ,.6 8

.71 ,'-68

(GWH)

Demanda deenergía

.' 18'-/39 .

36,34

." .VT6.', 67

.' 1 6-2 , 0 0

Balance deenergía'

53,29

35,40

(44,99)

(90 ,32)'

En resumen f los requerimientos 'de potencia y de .energía del

Sistema Integrado del que debe ser alimentado desde otros

centros de generación, diferentes a las centrales existentes

son los siguientes:

DÉFICIT DE 'POTENCIA Y 'ENERGÍA

Año

1976

1980

1985

Déficit : •de" potencia

CKW).5 .140. '.

.12. '.640. .

.'21. .8 40 .

Déficit .de emergía

CMWh.)

4/210 '

45 .000

90.320

En el Cuadro N ° 4 .se pres'enta el Balance de Potencia y Ener-

gía para el rúes de Agosto, que 'corresponde a la esta.cion se-

ca.

Los resultados son los siguientes:

DÉFICITS DE 'POTE'NCIA Y ENERGÍA

Año

1-976

1980

1985

Déficit--.de pote'n'cia

CKW)

5.970- '.

13.470

22. .670

Déficitde energía

(MWh.)

3. 140 -

6.5,40 -

• 10 .320

B. Recursos de 'Generación Futuros

La zona del. 'Sistema Interconectado del Norte, es' básicamente

de tipo hidroeléctrico, los grupos termoeléctricos represen-

tan solamente el 5% .de la potencia total instalada,

La razón fundamental para la no instalación de_ grupos termo-

eléctricos h.a. sido el alto costo de explotación, debido al

alto costo del combustible al transportarlo desde la Costa h_a

cia la Sierra.

-39-

Al analizar la conveniencia o no conveniencia de plantas • -

termoeléctricas para el .futuro en el Sistema Interconeotado,

tenemos que hacer las siguientes* consideraciones':

La vida de los motores diesel es muy corta con relación alas

plantas hidroeléctricas, por ejemplo, un motor tendrá una vi

da de' 8 a 10' 'años si tiene una velocidad de 720- 'RPM y un fun

cionamiento de 5.000 -horas al año.

Los grupos diesel/ sobre todo los de menos de 500 '.kW, cuestan

mucho en su explotación y se tiene que venderlos o transpor -

tarlos cuando su energía llega a ser más cara que la energía

que la Empresa puede comprar al Sistema Interconec'tado.

Otro aspecto diferente' es el tipo de explotación. Por un la-

do , la producción no sufre variaciones climáticas estacionales

pero depende de los impuestos sobre el combustible y de la' se

guridad del suministro.

Por otro lado, una planta a vapor por ejemplo, se construye

para funcionar un máximo de '9-1/2' .mes'es por año sin parada dia

riamente. o semanal, el resto del tiempo se lo dedica a mante-

nimiento. La potencia máxima disponible en el sistema, dismi-

nuye en el mismo valor :durante este tiempo.

En vista de que esta zona tiene recursos hidráulicos suficien

tes y ante los inconvenientes .'que presentan los grupos termo-

eléctricos para Sistemas ínterconectados, el Instituto Ecuato

riano de Electrificación ha rea'lizado el estudio de electrifi

o ación para esta zona, con dos proyectos hidroeléctricos: El

Proyecto Montüfar y el Proyecto San Miguel de Car; cuyos ante

cedentes son los siguientes:

a) Proyecto Montüfar

Antecedentes.- El proyecto Montufar fue concebido inicial

mente por INE-KHI, como un proye cto de rie-

go. Su construcción se inicio en 1964 '-aproximadamente con

fondos locales..

•40-

En 1968 INERHI sugirió a INECEL que utilizara parte de sus

aguas disponibles, para un .proyecto de eTectrificacion em-

pleando la aducción construida.

INECEL realizo un estudio preliminar de este aprovecharaien_

to, encontrando que era económicamente comparable, .'con otros

recursos hidroeléctricos del País, y por tanto, posible de

llevarlo adelante. Sin embargo , el. Proyecto Montú-f ar pre -

sentaba algunos inconvenientes, por lo que 'INECEL conside-

ro más prudente dar preferencia a otros aprovechamientos

con que cuenta el País, como Toachi y Paute .que no presen-

taban tales limitaciones; en espec'i-al se anotaba:

1 .' La aducción construida y revestida no ofrec.ía la seguri_

dad requerida para un proyecto hidroeléctrico.

2. Existía insuficiente información hidrológica como para

justificar una apreciable inversión.

3 . Tampoco se contaba con datos confiables sobre los requ_e_

rimientos reales de agua para riego y, por tanto, tampo_

co se podía llegar a valores confiables sobre los sal -

dos disponibles para electrificación.

4. El País cuenta con muchos recursos aprovechables para _e_

lectrificacion, sin las limitaciones antes .mencionadas

y de una magnitud bastante mayor.

Situación actual de'l proyecto de Montúfar.-

1 .'. Han variado algunos de los -factores negativos que tenía

el proyecto, habiéndose aclarado algunos interrogantes;

en efecto:

- En la actualidad han aumentado las estadísticas hidr_o_

lógicas; INECEL ha incrementado el. número de estacio-

nes' y ha efectuado una campaña intensa de aforos;

- INERHI ha definido mejor los requerimientos de agua p_a

ra riego.

-4-.T--

2.- INTECSA se encuentra es'tudiando diversos esquem'as de

desarrollo para determinar -el' más conveniente. En es'te

análi'sis se- incluyen esquemas utilizando el túnel cons_

truido por INERHI y esquemas con una aducción completjj^

mente independiente a la de riego, que eliminaría toda

interferencia entre 'los dos proyectos'.

3. El costo estimado en forma preliminar para una instal_a_

cion de 50 MW es del" orden de •£/.'.. 500''000 „ 000 ,.oo

Conclusiones.-.

1.' El Proyecto Kontúfar; en base a estimaciones preliminj^

res realizadas por INECEL es comparable económicamente

con otros aprovechamientos hidroeléctricos .que dispone

el País.

2." El Gobierno tiene interés en llevar adelante este pro-

yecto, e INECEL ha incluido al Pr.oyecto Montú-far en el

Plan Nacional de Electrificación, debiendo entrar en _c_

peración en 1978.

Proyecto San Miguel de Car

Antecedentes.- En el año 1966 cuando E.P.D.C. realizo. el

estudio de factibilidad del proyecto San

Miguel de Car, prácticamente no existían registros de cau_

dales y los caudales obtenidos eran resultados de compara^

cion de cuencas hidrográficas a base de correlaciones, en-

tre los caudales de cada estación y de las precipitaciones

dentro del área de captación. Además se utilizaron los re_

gistros. de generación de la central La Playa para calcular

en forma inversa el caudal registrado en la central La Pla_

ya.

De acuerdo con los requerimientos,del mercado y las nuevas

-42-:

_.. . . . _________ de la zona de 'influencia del proyecto San

Miguel de Car , INECBL ha realizado una .revisión del pro -

yecto, que tiene como base- una actualización del estudio

hidrológico de los ríos Grande , Chico y Bobo .

En el estudio de alternativas .de equipamiento para el pr_o_

yecto San Miguel de Car realizado por el Departamento de

Planificación de INECEL r se analizan cuatro alternativas

de desarrollo para producir 1.-500, 2.000, 3.000 y 4. -000 kW

llegándose a -la conclusión de que el mejor aprovechamiento

para el Sistema Tulcán-Ibarra sería la construcción del pro_

yecto para 3.000 kW. En todo caso, al construirse el pro -

yecto San Miguel, de Car , serviría únicamente para satisfa-

cer los requerimientos de mercado durante seis meses; nece_

sitándose inmediatamente de la construcción de la línea

Quito-Ibarra o la entrada en servicio del proyecto Montú -

far. En la actualidad, la construcción de dicho proyecto ha

sido diferida y la línea Ibarxa-Tulcán está por entrar en

operación.

Plantas termoeléctricas . - Como la Empresa Eléctrica Tul -

can tiene en la actualidad un

f altante de pico de 200 kW aproximadamente y en vista de

que los grandes proyectos como Montüfar, Pisayambo o Toa -

chi , cuya energía parece no llegará a la zona Norte, sino

después de 1980 y la circunstancia poco confi.able de la e-

nergía de la central El Ambi, no se puede por menos f con -

cluir que es 'necesario buscar la fuente de energía estable

y de emergencia para la zona.

Por todos estos motivos se ha resuelto instalar un grupo

diesel de 775 kW, para así poder satisfacer lo's requerirruen_

tos de energía en la Empresa Eléctrica .Tulcán, especialmen_

te en las horas de máxima demanda.

ESTUDIO DE ENERGÍA PARA CENTRALES EXISTENTES

SISTE'MA

NORTE

Cuadro.# 2

MES

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

TOTAL

SIN

REG.ULACION

Potencia me-

dia mensual

(kW)

2..

3 .

3.-

3.3.3. 2.:

2.

2..

3.

3 „

3.

3.

,788

43.8

411

383

27-6

612

780

328

,317

443

574

579

160 (3)

CON

.. REGULACIÓN

T O T

A L

Energía me-

Pote.ncia Energía rtedia Potencia

Energía media

di a mensual

máxima

mensual

disponible

mensual

(MWh)

(KW)

(MWh)'

(kW)

(MWh)

1. 2.2.20

2.2.1.1.

lo

2.

2.:

2..

24.

•868

•080

286

.19-9

195

348

863

560

507.

•307

:32'4

398

935

8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

.000.

.000

.000

.000

.•000

.000

.000

.000

.000

.00.0

.00.0 .

.000.

..000 (3)

3 .3 .

4.'

5 .

5 .

'4., 2 ..1.1. 3.

5 o

5.

46.

327

•839

713

200.

.360

.43.8

320-

.617

-833"

511

200

341

749

10.

11.

11.

11.

11.

11.

10 .

10 .

10 .

11.

11.

11.

11.

788

438

411

383

276

612 01)

780

328

-317 (2)

443

'574

579

160

(3')

5 5 6 7•

7 6•

4 3 3 5 7 7

71

Q195

.919

.999

.399

.'-555

.786

.'18-3

-

.'177

.'390 '

.818

.'-524

..739

.'684

'

NOTAS: Valores tomados del Estudio de Alternativas de Equipamiento del Sistema

Tulcán-Ibarra.- Eneró 1971

Potencia instalada:. 12/440 'kW

(1) Potencia máxima 11.612 -kW en el

mes' de Junio

(2') Potencia mínima 10 .'317

;kW en el mes de Sep'tiembre

(3)' Potencia media anual

BALANCE ANUAL DE ENERGÍA

SISTEMA NORTE

Cuadro # 3

Req

ue r

imie

n to

sA

ÑO

Dem

anda

1971

19

72

19 7

S1

97

41

97

519

761

97

7 '

19

78

19

79

-1

98

01981

19

82

19

83

19

84

.

1985

(1)

Su

perá

vit

MW 5 5 7 8 9

16

18

20

22

23

25.

27

29'.

31

33

Máx

ima

del

m

erca

do

En

erg

ía

gen

er.

GWH

.0 .3 .-4

.0 . 0 .3 .4 .

.5 .-1

.'8 .5 .-3

. 1 . 1 .0

o

dé

fic

it.

18 19 28

31

36

75

87

99

10

7116

125-

13

414

3.154

16

2

.39

.94

..7

6.9

103

4.8

9

(1)

.61

. 19

.-10

. 67

'

.10

. 10

.80

".0

0.-

00

Lo

s v

alo

res

Dis

ponib

ilid

ades

Pote

ncia

MW

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

11.

en

tre

16

16

16

16 16

16

16 16 16

•16 16 16 16 16 16

Bal

ance

(1

)E

nerg

ía

Po

ten

cia

GWH

71

.68

71

. 6

87

1.6

87

1.6

87

1.6

8-

71

.68

71

.68

71

.68

71

. 6

87

1. 6

87

1.6

87

1.6

87

1.6

87

1.6

87

1,6

8

pa

ré

nte

sis

so

n

MW

6 5 3 32

.C

5(7 (9 Cío

(12

114

(16

(17

(19

(21

.16

.86

.76

.16

16 -1

'4)

-2'4

).-

34

).-

94)'

. 64

).-

34

).1

4)

.94

).9

4)

. 84

)

En

erg

ía

GWH

53 .

51.

. 4

2.

39

.35 ;

(4-

(15.

(27

..(3

5.

(44

.(5

3 .

(62

.(7

2,'.

(82

.,(9

00

29

74

•92

77

34

• 2'1

.)

i9

3)

S51)

4'2

).9

5),

42.)

42

)1

2).

.32

).3

2)

neg

ati

vo

s

NOTA: Valores 'tomados del '"Estudio de Alternativas de Equipamiento del Sistema Tulcán-

Ibarra1; Enero-1972

-

(1) Inicia el funcionamiento la Fábrica de Cemento. Intag con 8.000 kW

Se integra al Sistema el Ingenio Tababuela.

BALANCE DE ENERGÍA PARA EL MES DE AGOSTO

ESTACIÓN SECA'

SISTEMA

NORTE

Cuadro # 4

Requerimientos de mercado

AÑO

1971-

1972

1973

'

1974-

1975

19?6-

1977

•

1978

1979-

1980

.

1981-

1982

1983

1984

.

1985

'(1) Superávit

Disponibilidades

Demanda máxima Energía gener.

Potencia

MW

500

5.3

7,4

8.0

9.0

16.3

13.4

. 20':. 5

22.

-1 .

23,8

25.5

27.3

'29.1

31.1

33.0

o déficit. Los

GWH

1.53

1.66

2.40

'

2.66

3.03 '

6.32

7. "30

8.27

8.93

'9.72

10 .'42.

11.18

11.98 •

12.83

13.50

valores entre

MW

10.33

10.33

10.33

10.33'

10.33'

10.33 '

10.33

10.33

10.33

10.33'

10.33"

10.33 .

10.33'

10.33 '

10.33

paréntesis son

Energía

' GWH

*

3.18-

3.18

3.18 •

3.18

3.18

3.18 -

3.18

3.18

•

3.18

3/18

3.18

3.18

3.18

3.18

•

3.18

negativos .•

•

Balance (1)

Potencia

MW

5.33

5.03

2.93

2.33

1.33

C5-.97)

C8'.0'7)

(10.17)-

(11.77)

(13.47)-

(15.17)

(16.97)

(18.77):

(20

.-77-)

"(22'. 67)

Energía

GWH

.

1.65

1.52

.0*78

-0.52

0.15

(3.-l'4)

(4VÍ2)

(5 -.09)

(5.75)

(5.5'4).

(7.24).

(8'.00):

(8; 80)

(9o 20}-

(10.32).

Ln I

NO.TA.:

Valores tomados del

!' Estudio de Alternativas -de Equipamiento del Sistema Tu lean-

Ibarra" - Enero 1972-.".

-46-

2.2.2 Líneas y Re'des .de ''distr'i'bu.ci-oñ. 'Actuales y 'Previstas p'ara

el Sistema 'ínter con echado'

Líneas de Transmisión y 'Redes .'de distribución actuales

Se anexan tr.es cuadros: No.s . 5, 6 y 7

Líneas de Transmisión y Redes de distribución -futuras

TRANSMISIÓN

Líne-as de 34.5 kV

Ibarra - Tulcán 90 km.

Líneas de 13.2 kV

Hoja Blañea-Salinas-Tumbabiro-Pablo Arenas-Cahuasquí 34' km

La Esperanza-Angochagua . 8 km

Juncal-Ambuqux-Pimampiro 14 km

Pxmampiro-Chugá-Monte Olivo-M. Acosta-S.an Francisco ' ' 30 km

La Esperanza-Tocac.hx-Malchingux 11 km

San Gabriel-La Paz-Bolívar- LosAndes • . 22' 'km

El Ángel-San Isidro-Mira- JuanMontalvo-La Concepción 28' km

San Gabriel-Colon-F.Salvador-Huaca-J. Andrade 20 km.

Juncal-San V. de Pusxr 4 km

Tulcán-ürbina . 4 km

Cayambe-OImedo 15 km

DISTRIBUCIÓN

Redes para 12-, 00.0. .abonados

LINEAS DE TRANSMISIÓN EXISTENTES EN

Entidad

E. E. Tulcán

E. E. Montúfar

,

Municipio de

Espejo

E.Eo Ibarra

Municipio

A. Ante

Munbipio

Cotacachi

Municipio

Otavalo

EL

SISTEMA

INTEGRADO DEL

NORTE

Ubicación

Tensión Capacidad Longitud Conduct.

de - a

KV

Amp.

'Km

N°

La Playa-

Tulcán

6.3

200

La Planta-

Bolívar

6.3

6.8

Bolívar-

La Pas

:

6.3

6.8

Planta -

El Ángel

6.0

90

Planta -

Mira

6.0

85San Isidro-

Inguesa

6.0

90

Puchues -

Carlizama

6.0

90

• Ambi a

Ibarra

34.5

290

Ibarra-Otavalo

34.5

181

Otavalo-Cayambe

34'. 5

73-

Cayambe a

La Esperanza

13. '8

29

Planta a

Atuntagui

4.8 •

60Plana a

Cotacachi

4.8

60

Planta

Otavalo

4.8

3/5

95 mm2

4.16

' 8

3.B

8

3 '

'8

25

8

8

8

10

8

6

2/o.

22

350mcm

23 ' 2/o'

9

110 mcm

5

3

3.5

8

5 . 7

I/o' y 2

Cuadro

Material Estructura Material Tipo de

conduct.

estruct. sujeción

ACSR

Cobre

Galvaniz . '

cobre

Cobre

Cobre

Aluminio

Cobre

Cobre

ACSR

ACSR

ACSR

ACSR

Cobre

Cobre

Cobre

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Hierro

Cruceta

Madera

riel

Cruceta

madera

Cruceta

Gancho

Madera

curvo

Gancho

Madera

curvo

Gancho

Madera

curvo

Gancho

Madera

curvo

Hormigón Cruceta

Hormigón Cruceta

hormigón Cruceta

Hormigón Cruceta

Hormigón Cruceta

Hormigón Cruceta

Madera

Cruceta

# 5

Estado

general

Bueno

Regular

Regular

Regular

Regular

Regular

Regular

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Be guiar

Bueno

Regular

BgttPr1"-""

: ~

REDES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES

EN EL SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE

^

Cuadro # 6

:

DISTRIBUCIÓN PRIMARIA

Entidad Ubicación

Forma y Tensión

Tipo

kV

E. E. Tulcán

Tulcán

Radial Aéreo

E. E. Mon tufar

S.Gabriel

Bolívar

" "

La Paz

"

"

M.Olivo

"

"MUnicipiO

„., ,

-,

n

irEspe30

El Ángel

"

"El Ángel

"Municipio

A. Ante

Atuntaqui

"

"Chaltura

" '

Nat abuela

"San Roque

"

"A.Marín

"

"

E . E . Ibarra

Ibarra

"

".Ibarra

Lazo y radial

aéreo

Caranqui Radial Aereo

S. Antonio

"

"Cayambe

"

"Tabacundo

" .

"La Esperanza "

"Pimampiro

"

"

Municipio

Cotacachi

"

"Cotacachi

Municipio

Otavalo

"

"O t aval o

6.3 '

6.0

"

£ n

•o . U

6.0

6.0

6.0

6.0

4Q. O

4.8

4.8

4.8

4.8

13.8

6.3

13.8

13.8

13.8

13.8

•13.8 6.3

4'08 '

4D. 0

Longitud Material Estructu-

km

Conduct.

ras

13

Cobre

17

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

46

Cobre- Alum.

46

Cobre-Alum.

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

10 . 47

Cobre

17.35

Cobre

Postes

Postes

Postes

Postes

Postes

Poste

Poste

Poste

Poste

Poste

Poste

Poste

Poste

Poste

4. 65

Aluminio Poste

. 1 2'. 40

'

Aluminio Poste

6..91

Alum. Cobre Poste

2.11

Aluminio Poste.

6 . 15

Aluminio

Poste

4 . 15

Cobre

Poste

2.46.

Cobre

Cobre

Poste

Poste

Material Tipo de

Estruct. sujeción

Hormigón

Hierro

Madera

Pambil

Madera

Madera

Madera

Madera

Madera

Madera

Madera

Madera

Hormigón

Hormigón

y madera

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Cruceta

Cruceta

Rack

Cruceta

Rack

Gancho

curvo

G . curvo

G. curvo

G . Curvo

G . Curvo

G. Curvo

G. Curvo

Cruceta

Cruceta

Aisladores Estado

General

PIN

PIN

Polea

Polea

Polea

Suspensión

Suspensión

Campana

Campana

Campana

Campana

Campana

Par y susp

Par, Pin y

suspensión

Cruceta

Par, Pin y

Cruceta. Pin y susp

Cruceta

Par, Pin y

Cruceta

Pin y susp

Cruceta

"Perno curvo PIN

Cruceta

G „ curvo

G. Curvo

y

Par

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

¿ co iRegular

Regular

Regular

Regular

Regular

.Bueno

Regular

sus . Bueno

. Bueno

susp. Bueno

. Bueno

Bueno

Malo

Bueno

RE

DE

S

DE

D

IST

RIB

UC

IÓN

E

XIS

TE

NT

ES

E

N

EL SISTEMA INTEGRADO DEL NORTE

REDES: SE

CUND

ARIA

S

Entidad

Ubicación

Forma y

Tensión Longitud

Tipo

E. E. Tulcán

E.E.Montüfar

Municipio de

Espejo

Municipio

A0 Ante

E. E. Ibarra

Tulcán

S . Gabriel

Bolívar

C. Colon

El Ángel

Atuntaqui

Chaltura

Natabuela

S o Roque

A.Marín

Ibarra

Car anquí

Mallada Aerea

"Radial

n

Radial

Radial

11 u 11 "

u

Aerea

"

Aereo

u u u u

Mall.Subterr.

Radial

n

La Esperanza' "

San Antonio

" y

Cayambe

TabacundoRadial

n

La Esperanza. "

Municipio

Cotacachi

Municipio

Otavalo

Cotacachi

Otavalo

u u

Aereo

" u

anillo

Aereo

11 n n n

kV

km .

220/127'

22

220/110

220/110

220/110

220/110 '

54

-

220/110

'220/110

220/110

220/110

220/110 '

.210/121

1,45

210/1121 35.3

2Í8/112'

6,3

240/120 ' 5,5

24(/2'1(XL20 8rl

240/120.

15.2

240/1'20

2.8

240/120

1.4

220/110 '

220/110

Material del Aisla-

conductor

miento

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

Cobre

P.V.C.

Caucho PVC

Material Tipo de

Postes

sujeción

Hormigón Racks

Mad-hierro

Seda caucho Madera

Polietileno

Caucho

Parcial

Caucho

P.V.C.'

Ninguno

Aluminio "

Aluminio

Aluminio

Cobre

11 u M

Aluminio "

Aluminio

Cobre

Cobre

" II 11

Madera

Mad-hierro

Madera

Madera

GMadera

GMadera

GMadera

G

Hor . -Mad . R

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Hormigón

Riel-Madera

Horm-Madera

u u u

Rack y

G . curvo

Gancho"

curvo

. curvo

. curvo

* curvo

.curvo

ack y

. curvo

Racks

Racks

Racks

Racks

Racks

Racks

Racks

Gancho

curvo

Racks

Cuadro # 7 -

Proteccio

nes

Fusible

limitador

Fusible

Fusible

Fusible

Fusible

Fusible

Fusible

Fusible

Fusible

Fusible

Fusible

_limitador

u u u II 11 II II 11

y "

Estado

general

Bueno

Regular

Regular

Regular

Regular

Regular

i

Regular-

Regular

Regular

-Regular

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Bueno

Gcu

rvo

-50-

2.3. INVERSIONES. -;RE.Q.UE'.RI:DAS PARA :E'L P.RQGRAMA DE OBRAS

T 'SU FIJSTA'NCIAMrEN'T'O

Seg.ún el Plan Nacional de Electrificación de Septiem -

bre de 1972,. el co.sto es'tiiuado de "las obras se resume en lo

siguiente :

(Miles de Sucres)

Obras

Transformación

Transmisión

D i s t r.ibu c i 6 n

T O T A L

'Divisas M.Local . Total

; 2. .300 '

.21 .'775

. 5 .760

555

. 16.410

' ;' '8 .640 '

- 2'..855

38.185

. 1 4 / 4 0 0

29'» 835 2 5.'. "605 55.440.

La inversión en el período 19.73-1977 'ser.á de S/.. . . .

.41 '070.00,0 / pues ha'.sta Diciembre de 1972 se invertirán S/.'.,

14'370.000,. que corresponden a obras en construcción»

El costo, estimado del Programa de Obras está desglosado

en la siguiente forma:

de Sucres' )

Obras •

1 .. TRANSFORMACIÓN .

l.'.-l -.De 34/5./1.3,8 -:kV

Juncal 500 'JeVA

El. Ángel 500 kVA

San Gabriel.'.1 250 kVA

Tulcán 2500 kVA

1 . 2 De 1 3 .8/6'.. 3 ''kV

(Subes tac. de acoplamiento)

El Ángel 500 .kVA

San Gabriel 3.75 kVA

Bolívar 75 kVA

(Miles

Di vis'as ' 'M. Lo'cal Tota'l

.20'0

20.0

500

1 . 0 0.0- .

50 '.

50

: 12.525.0 .

. 250 '.

. 250

625

1.250

.210"

16-0

30

40

30'

10

250

190

40

SUBTOTAL 2..300 555 2.-855

-51-

Obras.

2. TRANSMISIÓN

2..1- -Línea- de -34.'5. :kV

Ibarra-Tulcán

2.2 .Líneas de 13'.'8'kV

CMiles de Sucres)

Divisas " M.L'oc'al

90 .km 11.535

El Ángel-San Isidro-Mira-Juan Montalvo-La Con-cepción 28- km. ' 840

San Gabriel-C.Colon-F.Salvador-Huacá-JulioAndrade ' 20- '.km 6.00

Juncal-San V.Pusir 4 .km .'.1.2.0

T-ulcán-Urbina 4 km . 120

Cayambe-Olmedo .' .15' km 450

SUBTOTAL .21 . 775

7.'690

840

600

. 120

. 12-0.

45-0

16.410".

Total

19.225

Ho'j a B lañe a- Salinas -Tumb ab ir o -Pablo 'Arenas-Cahuasguí .. 34' 'km

La Esperanza-Angochagua 8 -km

Junca'l-Ambuquí —Pimampiro . 1 4 km

Pimampiro-Ciau.gá-MonteOlivo-M. Acosta-SanFrancisco . 30' km

La Esperanza-Tocachi-Malchinguí ." .1 1 'km

San Gabriel- La Paz-'Bolívar-Los Andes

1. 020

240

-420

900

330 '

660

1,020 2.040

240 480

42.0 ' 840

900 .' 1 .'800

33'0 ' 660

660 1.320

1. 680

1.200

240.

. 240

900

38.185

3. DISTRIBUCIÓN

Redes para' 12'..-O0.0 abon_ados 5.760

SUBTOTAL ' 5. '760

T O T A L 2 9:. 835

8.640

' 8 .640

2 5 . 6 0 5

14..40.0

14 .400

55 .440

-52-

C a 1 eñdario de • Inve'ris'i'on'es

Las inversiones en el' periodo 1-973-1977 'para que 'se

lleven a cabo las obras programadas, se presentan en el. .cua-

dro N ° 8 , siendo en resumen las siguientes:

(Miles, de sucres)

'Año

19-7319V741 9.7 519761 9-7 7

.1 5.8906.48.08 ..'710'

. 5-.8903.'OQO

Subtotal . . ."41 .'.070.

Inversión en 19:72 .' 14.370

TOTAL 55.440.

El. c roño grama de ej'ecución de obras se muestra en el cuadro

8.

Finaneiamiento

Para las obras en construcción, se dispone 'de un pres_

tamo del Gobierno Británico por, L/.'. 30'Q.OOO . (§/.." .1 18'. 860 . OO.ÓV .

De esta, cantidad se está utilizando una parte para .cubrir los

gastos en divisas de la línea' Ib arr a- Tu lean a 34 ..5 kV (90 ¡cm)

y de las subestaciones de .Tulean, San Gabriel y Aiabuquí . En

el año.' 19'-72 se_ gastarán S/.' 10 M3 4-000,'y en 1973 "el saldo de

S/. 2 M 8.1 .'-150.

La-financiación prevista para el programa de obras se

indica en detalle en el cuadro N° .9, siendo en resumen la si_

guiente:

-53.-

CMiles de Sucres)

Inversión Inversión Total•19'T2- ' : -r973-:19'77 • '

á) Préstamos Extexnos •- Gobierno Británico IO.-134 '

b) Aportes de Capital:- .INECEL 4'. 236- .Gobierno, aporte especial. ; —

c) TOTAL .' 1'4.,370 .

2 ..181

2 .".7 50.35;.;03.9'

39.970.

'12 ..315

'6. 98635.039

54.340

'S

'SISTEMA

NORTE.

CALENDARIO

DE

INVERSIONES

(Miles de Sucres)

Cuadro # 8-1

OBRAS

1972- .

1973'-

'

1974

-

1975

1976

1977-

TRANSFO.HMACI.ON

De 34..5/13. 2 'kV

Provisión de equipo (A)

Juncal

500 .kVA

El Ángel

500- 'kVA

San Gabriel 1.250 -KVA

Tulcán

2.-500 'kVA

(A)

1.310'-

De." 13'. 2/6.. 3 kV

Estudios, licita.ción y provi-

sión de equipo (E)

El Ángel.

500 'kVA

San Gabriel 375 kVA

(B)

Bolívar

• 75 kVA

Sub total

TRANSMISIÓN

Línea de 69 kV

Otavalo-Fca. de Cemento

42. -km,

Linea de 34.5 kV

Ibarra-Tulcán (1)

90 .km.

1. 310

8002550

'65

1 2:5'

430

. 25 20 5

1.545

'i •ui

760

4..540

2'. 260

12.-820.

5 .305

Nota (1) Invertido en 1971- S/0'. I'IOO.OOO.

Información obtenida del Plan Nacional de Electrificación

Septiembre 1972.

CALENDARIO

(Miles

OBRAS

' 1972

-Línea de 13.8 -

kV

Estudios , licitación y provisión de

materiales (C)

Hoja Blanca, Sa'lina-Tumbabiro-Pablo

Arenas-Cahuascpií

34 km

La Esperanzá-Angochagua

8 -km,-.

-Juncal-Ambuquí-Pimampiro

14 'km.

Cayambe-Olmedo

15 'km'

La Esperanzá~Tocachi-Malch-in_

guí

/

•

11 km.

San Gabriel-La Paz-Bolívar-

Los Andes

22 km

-

Estudios , licitación y provi_

sion de materiales

(D1)

El Ángel- San Isidro -Mira- J .

Montalvo-La Concepción

28' -km

-San Gabriel-C=Colón-F. Salva-

(b)

dor-Huaca- Julio Andrade

20- 'km

Juncal-San V. de Pusir

4 .km

Tulcán-Urbina

4 -km

Pimampiro-Chugá-M. 01ivo-MD

Acosta-S. Francisco

30 -km

Subtotal

12/S20. .

3. DISTRIBUCIÓN

Redes para 12. -000

abonados

240.'.

Subtotal

240;

TO.TAL

14. 370

- -

•;«]

DE INVERSIONES

'

Cuadro" ft -8-2.

\de Sucres)

1973

1974.

1975

1976

1977- '

•

3 .'744

-

-

-

-

' 816

-

-192 '

-

-

-

-336:

36'0

'

. 264

' -

-

528. •

-

-

-

-

r.40.0. '

1.616

- -

™ ÍJJ i

672-

'

-

48.0

-

-9696

1. 170 -

630'

'

11.945.

3 .'720. .

5.71-0

2.890

2. '400

2. '.760 '

3.000 '

3. "0

00-

3 .'000 '

2. 40.0 .

2.760 '

3 ,'000

3 .000 '.

3 .'000.

'

'15 .'890

'

" " 6. '4 80'

8. '-7 10

. 5. 890

3 .'00-0

'.

No.

ta.:

Info

rma

ció

n

ob

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Pla

n

Na

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na

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n-S

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re

.197

2-,

FIN

AN

CIA

CIÓ

N

DE

L

PR

OG

RA

MA

D

E

OB

RA

S

(Miles de Sucres)

Cuadro # 9

1973

1974

1975

1976

1 .'. FUENTES. D

E FONDOS

. .

..

..

..

a) Prestamos externos

- Gbno. Británico

10.134

2.181

-

-

'

-

12.-315

b) Aporte.s de capital

- 'INECEL

4.-23.6

2.750

-

-

-

- \6

- Gbno. aporte espec.

-

10-959

6.48.0

8.710

5.890

3.000-

35.03.9

TOTAL DE FONDOS

14..370-

15.890

6.48.0

8.710

50890

3.00-0

-

54.-340

2 .. USOS-' DE FONDOS

Gastos construcción

14.370

15.890

6.480'

8.710

.5.890

3.00.0..

54..340

TOTAL

140.370

15.890

6.480 .

8.710

5.890

3.00.0

54.340

NOTA: Información obtenida del Plan Nacional de Electrificación- Septiembre 1972

-57-

CAPITULO TERCERO •

3.1.1 PROGRAMA DE OPERACIÓN' 'EN' GENE'RACION

.Una empresa .que suministra, energía eléctrica, a más de

of réc.er buen servicio y g-ár'antizar continuidad, debe tener

como obligación primaria, bajo cualquier, condición, la de rea.

liza'r la máxima .economía, porque de esta manera aumenta. al

máximo las utilidades de inversión heclia.

• La economía de generación depende de una .serie de fac-

tores que se clasifican en dos categorías principales: de iii

versión y de mantenimiento .y de operación.

En un sistema ya existente en el cual ya se han hecho

las inversiones y en el cual se realice un mantenimiento efi_

ciente, la economía depende solo de los criterios de opera -

cion, o sea:

- Cuántas y cuáles plantas se usan para satisfacer la deman-

da.

- Como se di tribuye 'la carga entre ellas .

Al hablar de .que el costo de producción sea mínimo, nos

estamos refiriendo exclusivamente a aquellos gastos .que son

variables con la producción.

Al no tomar en cuenta los gasto.s fijos, el. costo del

kWh producido en centrales hidráulicas resulta ser práctica-

mente nulo, mientras que el producido en las centrales térmi-

cas tiene un valor-muy apreciable.

Los costos de generación de plantas hidroeléctricas de-

pende mucho de la edad de la planta^ estando éstos entre lími_

tes muy amplios, casi independientes de la potencia_ generada.

En consecuencia, el costo incremental real de la energía hi -

droeléctrica, es entonces, con muy buena aproximación,. cero.

En un sistema Ínterconectado, todos los incrementos de

I¡carga deben ser absorbidos por las plant.as hidroeléctricas

hasta su máxima capacidad antes 'de "empezar a aumentar la car_

ga de las plantas térmicas.

Esta conclusión seria correcta si se dispusiera de una

cantidad de agua ilimitada. Como este no es el caso; el mej or

aprovechamiento de los recursos hidráulicos se obtiene:

- Para plantas sin presa de regulación: operándolas a la. má-

xima potencia posible, porque el agua que no se' utiliza se

pierde. Esto corresponde a considerar el" costo incremental

real o sea,. cero .

- Para plantas con pres.a de 'regulación operándolas de manera

que :

a) Se use toda el agua disponible;

bj Se desplace la cantidad equivalente de energía térmica

de costo más alto que sea posible.

'Esto equivale a atribuir a la energía generada por u-

na planta hidroeléctrica, un costo incremental igual al más

alto de la energía termoeléctrica .que puede sustituirse por

ella.

Lógicamente, el costo de la energía hidroeléctrica 'de_

be ser calculado de manera .que se 'tomen en cuenta también

las pérdidas de transmisión.

La repartición de carga entre las unidades' de un sis-

tema interconectado, no puede hacerse en base 'al costo in-

cremental ficticio que se .enuncio anteriormente, ya que esto

no tomaría en cuenta la diferen.te eficiencia de las turbinas

y resultarla un desperdicio de agua.

La utilización más racional de las reservas hidráuli-

cas se obtiene usando las curvas de consumo incremental de

agua de cada unidad. Además, se deb'e'n tomar en cuenta otros

-59-

factores tales como: capacidad de los reservorios 7 manteni-

miento r fallas que obligan a operar en* manera diferente a la

más provechosa, etc.

En el caso de que dos o más plantas son Ínterconectadas

por lineas de transmisión de gran longitud o muy sobrecarga-

.das , para el despacho' económico de carga no se .puede prescin_

dir de considerar las perdidas de transmisión, así por ejem-

plo , .puede darse el caso de .que una planta cuyo costo de ge-

neración sea más bajo, entregue energía eléctrica al lugar de

consumo a un costo más alto debido a las perdidas de transmi_

sión .

Al tomar en cuenta este importante factor se deberá con

siderar el costo- de la potencia entregada al consumidor, en

lugar del costo de generación. Entonces, el balance .económi-

co se obtendrá .cuando sean iguales los costo.s increméntales

de la energía entregada al centro equivalente de carga desde

cualquier planta; en lugar de obtenerse cuando son iguales los

costos increméntales de la energía en las barras de generación,

En base a los criterios enunciados en el estudio ante-

rior, vamos a proceder a realizar un programa de operación en

generación, que nos de resultados económicos satisfactorios,

tanto, p-ara el Sistema Interconectado del Norte en general, c_o_

mo tambi.én para cada una de las Empresas que la conforman.

El Sistema Integrado del Norte está conformado por las

siguientes, centrales cuyas características son: [Ver cuadro

# 10)

Centrales : Hoja Blanca, A t un t aquí , Mon tufar, El Ángel y Cotac_a_

chi-, que son las más pequeñas y con varios años de servicio;

se encuentran actualmente en regulares condiciones de funcion_a_

miento, y con un rendimiento bastante bajo, de 'tal manera que,

si se las tquiere hacer trabajar en forma pemanente, se tendría

que realizar una serie de gastos de mantenimiento r que no se

-60-

j ustif i.carían si estas centrales entrasen a formar parte del

sistema interconectadof ya que sus potencias son muy bajas y

las perdidas en las lineas serian elevadas; quedando única -

mente como plantas de emergencia para el servicio de las res

pectivas zo'.nas.

En' consecuencia, las únicas plantas que deberán ser to

madas. en cuenta en este es'tudio económico serán: El Ambi

(8.000 kVZ) , La Playa Cl-320 .kW) , Otavalo 'CBOO kW,] , Térmica X_

barra (6'32 .kW) y Térmica de Tulcán C77-5 kW) -

El caudal de abastecimiento de la Central El Ambi, ene

poca de estiaje es insuficiente, de tal manera que en 'las ho-

ras de pico solamente puede generar dos ho'ras con su máxima

potencia.

Las plantas hidroeléctricas de .Tulcán y Ota.valo por ser

plantas de pasada con un costo increiuental cero, pueden utili_

zar toda el agua disponible para generar su máxima potencia

en la parte 'baja de 'la curva de carga del sistema.

Estas dos plantas al trabajar Ínterconectadas con El

Ambir trabajarán solamente en la base de la curva de 'carga del

Sistema, dejando a El Ambi en la parte superior de la curva,,

De esta manera se logrará almacenar mayor cantidad de agua en

el reservorio de regulación diaria de 'la Central El Ambi, pa-

ra que pueda ser utilizada en las horas de máxima demanda, des

plazando de es'te modo, de las ho'ras de pico, a la energía tér_

mica de mayor costo increme'ntal.

Las plantas diesel de Ibarra y de Tulcán quedarían como

plantas de emergencia ante las posibles fallas de las centra-

les hidroeléctricas.

Bajo estas consideraciones, la repartición de carga pa-

ra cada curva típica anual del Sistema hasta el año 1976 se

•61-

presenta. en los gráficos No's . 2,'. 3 / 4 y 5

3.1.2- DISPONIBILIDADES HIDRÁULICAS

A. Registros de 'Caudales' y "Precipitaciones

El. Servicio Nacional de Hidrología y Meteorología lia ins

talado la estación D.J. RÍO Cariyacu, sobre el río Ambi.

Esta estación se encuentra ubicada a pocos cientos de me

tros aguas arriba de 'las obras de toma de la central El

Ambi.. En esta estación se han registrado los caudales me_

dios diarios desde Agosto de 1963 y se dispone de regis-

tros continuos durante 39' meses.

En el cuadro # 11 parte A, se presentan los registros de

los gastos medios diarios para los años 1963 / 1964, 1965

y 1966.

El área del proyecto El Ambi está ubicada en el callejón

Interandino, entre 'las Cordilleras de Los Andes. Esta a-

rea tiene muy poca precipitación en el período comprendí^

do desde 'Junio a Sep'tiembre, siendo el promedio de 20 a

30 mm. men-suales. En los meses restantes, existe, un consi_

derable 'aumento de la precipitación, con un promedio de

100 a 200 mm, mensuales; y a veces alcanzan hasta 300. mm.

Los registros mensuales de precipitaciones observados en

Otavalo e Ibarra para los períodos 1950-1958 y 1959-1963

respectivamente, nos dan una precipitación anual de 700 a

800 .mm. en el área de .estudio.

B 0 Determinación de 'los Pe'riodos Hi'drol_ogicos

Tomando un promedio para cada mes de los valores prome -

dios mensuales de los gastos medios diarios, se 'obtuvie-

ron los valores' de la parte B del cuadro # 11 que sirvi_e_

ron para dibujar el gráfico # 6 y determinar los períodos

-62-

hidrolpgicos del rio Ambi a través' del año.

Estos períodos hidrológicos son los siguientes:

Primer estiaje: corresponde a los meses de Enero, Febre-

ro y Marzo .

Medio: corresponde a los meses de Abril, Mayo y

Junio .

Segundo estiaj e : corresponde a los meses' de Julio,. Agosto,

Septiembre y Octubre.

Creciente: corresponde a los meses de Noviembre y Di^

. ciembre.

En base .a los datos estadísticos de operación de las cen-

trales de El Ángel, San Gabriel y La Playa se pudo concluir

gue los ríos que alimentan a dicíias 'centrales' tienen el

mismo régimen hidrológico que el río Ambi. De esta manera,

se logro uniformizar los períodos para todo el sistema del

K o r.t e . '

El análisis del gráfico #' 6 demuestra que la mínima ^

dad mensual de producción de "energía hidráulica del siste-

ma, corresponde a los meses de Agosto y Septiembre . Por lo

tanto, el período más crítico para todo el sistema es' el se_

gundo es'tiaj e .

Datos adicionales' sobre caudales , alturas de caída y capa-

cidad de generación de cada una de dichas centrales , se

muestra en el cuadro #. .12".

3/1. .3 'FLUJO DE 'ENERGÍA

A. Generalidades' •

Los sistemas ínter conectad os baj o el" punto de. vista de su

organización interior y de la repartición entre las compa-

ñías participantes de las obligaciones y de los beneficios

gue .deriven de la interconexión, se pueden dividir en dos

grandes categorías:

-63-

a) Interconexiones de tipo no integrado o de áreas múltiples.

En sistemas de este tipo, cada compañía opera independien-

temente de las demás, tomando a su cargo la distribución y

venta de 'la energía en una zona bien definida puesta bajo

su jurisdicción, e intercambiando energía con las demás en

cantidades horarias constantes por determinados períodos se_

gún un programa establecido de antemano, tomando en cuenta

criterios económicos en los cuales son fundamentales las si_guientes condiciones:

- Las plantas de cada área suministrarán totalmente -las v_a_

riaciones de demanda en la misma.

- En'cada período, las áreas donde el costo de generación

es más bajo (durante este intervalo) venderán energía in.

tercambiandola a potencia constante con las áreas dondela generación es más cara.

Este criterio llamado "intercambio económico", aunque no

proporciona la máxima economía global, si permite realizar

ahorros notables disfrutando de las diferentes horas de d_e_

manda y de las características operativas de cada área.

b] Interconexiones de tipo integrado o de una sola área.

En sistemas de este tipo, todas las compañías -que inte_£

vienen en la interconexión, operan como si entre todas

constituyeran una sola organización.

La demanda total se distribuye entre todas las plantas se-

gún los criterios de despacho económico, más adecuado; los

programas de mantenimiento, la asignación de las reservas

y los programas de expansión, se planean .con el fin de ob_

tener las mayores ventaj as económicas para el conj unto.

Los ahorros y_ ganancias .que se deriven de esta manera de

operar y que estriban en el. mej or aprovechamiento de los

-64-

recursos naturales, menor costo de generación y distribución,

menor inversión en reservas, en plantas, instalaciones, lí-

neas de transmisión, etc. se reparten entre las compañías par

ticipantes, según un programa convenido anticipadamente, to -

mando en cuenta, en diferente medida y según fórmulas predeter-

minadas , varios factores (como inversión inicial, costos de o

per ación, máxima carga anual, etc'.) que expresen la contribu-

ción y el gravamen de cada compañía a la operación del conjun

to.

Este tipo de interconexión es obviamente el que permite obte-

ner las mayores ganancias globales, en cuanto que la reparti-

ción de la demanda y de las obligaciones se lia ce tomando en

consideración el máximo beneficio para el conjunto sin .que los

intereses de alguna de las compañías participantes prevalez-

can sobre las demás.

Las compañías no tienen obligaciones contractuales fijas en

cuanto a la potencia intercambiada, sino que el intercambio va

ría de instante a instante, según los criterios de "despacho

programados.

El intercambio económico tiene lugar cuando una planta de una

compañía varía su generación en respuesta a los cambios soste

nidos de demanda causada por los usuarios de otra compañía.

La desventaja de este tipo de. operación es que se necesita or

ganizar una oficina centralizada de coordinación para la ope-

ración, el despacho y la planeación de todas las compañías, a

sí como para la evaluación de los beneficios de cada una.

Esta al aumentar el número de participantes se vuelve compli-

cado su manej o, requiriendo una organización demasiado exten-

sa y completa.

-65-

B.. Flujo de Energía en, el Sistema del Norte

El. Sistema Integrado del Norte se lo puede ubicar dentro

del segundo tipo de interconexión.

Según los. criterios de operación más económica, las plan

tas de Otavalo.y .Tulcan deberán trabaj ar en' la parte ba-

ja de la curva, mientras -que el Ambi deberá cubrir -la

parte, superior de la curva.

En consecuencia, el flujo de energía será en el sentido de

Tulcán hacia Ibarra, alimentando a todos los pueblos que

están comprendidos en este trayecto; de Otavalo hacia Iba-

rra y Cayambe . El. Ambi generará para cubrir solamente el

faltante de energía de Ibarra.

Este sentido del flujo de energía se mantendrá únicamente

hasta el valor máximo de generación de las plantas de Tu L

can y Otavalo; a partir de este 'instante y cuando las de-

mandas de estas ciudades sean mayores a la capacidad de

generación, cada planta, generará para su respectiva locali

dad yf para cubrir su máxima demanda, recibirán el flujo •

de energía proveniente de El Ambi.

3. 2 .COSTOS DE OPERACIÓN 'POR ETAPAS FUNCIONALES INCLUYENDO LA

RENTABILIDAD

3 . 2'. 1 '. Inversiones en 'Operación

En el cuadro #.' 14' -se han determinado las inversiones

para las diferentes etapas del sistema considerando las am-

pliaciones e incrementos en transformación, subtransmisión,

transmisión, .redes de distribución, alumbrado publico, ins-

talaciones generales; valores que fueron estimados, en base a

los programas de equipamiento, costos reales,1 liquidaciones

de obras, presupuestos estimados por las respectivas empresas,

-66-

avalüos realizados por INE'CEL en los diferentes Municipios y,

finalmente, con la ayuda de índices normalizados para aquellas

obras nuevas que no disponen' del presupues'to correspondiente.

Para el año 1973 'se ha considerado una revalorizacion

de los equipos, bienes e 'instalaciones debido a la devalua -

ción monetaria; dicha' ravalorizáción se calculo de acuerdo

con los Índices proporcionados por la División de Planifica-

ción de INECEL, en lo que 'se refiere a divisas y moneda lo -

cal para cada una de las etapas del sistema'. (Ver cuadro #. 13.)

3.2,2 -Cuotas Anuales de Depreciación

En el cuadro #.' 15 se mues'tr-an las cuotas anuales de de_

preciacion para las diferentes etapas del sistema en el perio_

do considerado; estas cuotas fueron calculadas en base a índi_

ees recomendados como normales y adoptados por XNECEL.

3.'2. 3 Gastos Directos de 'Operación y Manten'imierito

En el cuadro #.' 16 se indican los gas.tos de operación y

mantenimiento, los cuales fueron' proyectados en base a datos

reales proporcionados por las diferentes Empresas y Municipios

para años anteriores, considerando, ademas , para, años posterio_

res un incremento o disminución razonable para cubrir los gas_

tos de personal y materiales de acuerdo con el programa de o-

peración.

3.2.4 . Base Tarifaria

En base a los datos anteriores referentes a Inversio -

nes brutas en operación y con el calculo del fondo acumulado

de depreciación (Cuadro #' 17-)'-, se determinaron las inversiones

netas para cada año y para cada etapa, que 'sumadas al capital

de trabajo '(25% .de los gasto.s de operación y mantenimiento) ,

nos proporcionan la base tarifaria en cada -uno de los años

-67-

considerados. Sobre estos valores se han calculado porcenta

jes de rentabilidad del 2% ,. 4% .y 6% .. Cuadros Nos . 18 , 19 y

20..

3.2.5 Costos de Operación p'or etapas' funcionales

Sumando los Gastos de Operación y Mantenimiento más las

cuotas anuales de dep'reciacion para cada año y para cada eta-

pa funcional, se obtienen los costos de 'operación, los cuales

añadidos la respectiva rentabilidad se muestran en el cuadro

# 21..

3. 3 COSTO PROMEDIO DEL KWH FARA' LAS DIFERENTES ETAPAS

FUNCIONALES Y NIVELES' DE 'TENSIÓN

El. costo promedio del 'kWh para cada año y para cada eta_

pa del sistema se lo obtiene dividiendo el. costo total de ope_

ración para el número de kWh vendidos.

El valor del costo promedio del kWh se' muestra en el

cuadro # 22.

3. 4 .DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS "POR DEMANDA 'Y ENERGÍA PARA

LAS DIFERENTES ETAPAS FUNCIONALES Y NIVELES' DE TENSIÓN •

Los cargos por demanda fueron calculados dividiendo los

cargos fijos . (cuotas de depreciación) para el valor total de

demanda máxima.

Los cargos por energía fueron obtenidos dividiendo los

cargos variables (gastos de Operación y Mantenimiento) para

el valor de energía vendida.

El por cent a j e de rentabilidad correspondiente a los cas:

gos por demanda y a los cargos por energía se los repartió de

acuerdo al porcentaje de los cargos fijos y cargos variables

en relación a la Base 'Tarifaria. Estos valores se presentan en

el cuadro # 23.

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PROMEDIO DE LOS GASTOS MEDIOS DIARIOS

SOBRE EL RIO AMBI

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Cuadro #. .1 t

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1.73-

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CAUDALES, POTENCIA Y CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE

LAS

Cuadro #. 1

PRINCIPALES CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

EXISTENTES

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5. CAPACIDAD INSTALADA (kW)

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SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE

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V. SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN

1. Ibarra (34. 5/13 .8 kV-8.0001. kVA)

2. Otavalo (34.5/13.8 kV-2.000 kVA)

3. Otavalo (34.5/5'kV-1.000 kVA)

4. Cayambe 134.5/13.8 kV-500 kVA)

5. El Ángel (34.5/13.'8 kV-500 kVA) (2)

6. El Ángel (13.8/6'.3 kV-500 kVA)

7.-San Gabriel (13.8/6.3 kV- 75 kVA) (2)

TOTAL SUBESTACIONES REDUCCIÓN

VI. DISTRIBUCIÓN

1.

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3)

2.

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1,25.

1,39

529

Revalorizado

Estimado en base a índices

Revalorizado

2.350

60%

3.849.

1.770

1.102

413

1.064

40%

2.566

1.180

735

275

710

6.415

2.350

1.837

688

1.774-

2.104

1,2

5

1,3

9

2.2

13

1.6

40

1,2

5

1,3

9

1,3

77

1.0

22

Revalorizado

1,25

1,39"

1.330

987

Revalorizado

2.879'

2.283

400

1.123-

250

250

625

6.415

3.853

2.399

688

2.317

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NOTAS:

.(1) De la- información obtenida en el Balance, fue necesario revalorizar una parte de la transmisión El Ambi-Ibarra,

pues sus inversiones fueron realizadas antes de la desvaloriaación monetaria.

. (2) Valores tomados del Plan Nacional de Electrificación de Septiembre de

1972-D

(3) De acuerdo a la información obtenida en el Balance, fue necesario revalorizar la parte de Redes de Distri-

bución cuyas inversiones se realizaron antes de la devaluación monetaria0

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1973

1974

1975

1976

1977- -

I. GENE'-RACION

1. Generación Hidráulica

1. 1 . 1 .

1 .

1 .

1 . 1 . 1 .

1 2 3 4 -5 6 •7 .8

El Ambi (8. 000 JcW)

La Playa (1. 320. kW)

Hoja Blanca (600 kW

Otavalo (822 kW)

Atuntaqui (400 kW)

Montú.far

(300 kW)

El Ángel (410 kW)

Cotacachi (400 kW}

ti') (2)

) (2)

(3)

(3)

(3)

C4)

(3)

TOTAL GENERAC, HIDRÁULICA

2.

20

2..1 2

Generación Térmica

Tulcán (7'7-S kW.)

.Ibarra (632 kW)

(S)

(2)

TOTAL GENERACIÓN TÉRMICA

TOTAL GENERACIÓN

II. SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN

52.475

1.569

1.569

54.044

1 ..

El

Am

bi

(4.1

6/3

.4.5

k

V -

1

0.0

00

k

VA

)(6

) 2

..6

43

2. Otavalo (O', 4/5 kV-550 .kVÁ) (3)

9*8

3. Atuntaqui (0,4/5- 500 'kVA) (3)

92

4. Atuntaqui (0/4/13.8 kV-500 kVÁ)(7)<

250

5. El Ángel (0,4/6.0 kV-250 .kVA) (7')

6. El Ángel (O' ,4/6'

f O ' kV-240 kVA)(7)-

7. Cotacachi (0,4/4.8 kV-500 'kVA) (3')'

8. Montúfar (0,4/6'. 3 kV-400 kVA) (3')

TOTAL SUBESTAC. DE ELEVACIÓN '

3.083

53 2 8 5 3

72 2 2

74 3 4

.440.

-..051

.244

.033

.29-3

- -

. 061

. 159

. 159

.22'0.

.599

133

'126

250

- - -SO

.188

53.

21,2.8.5.

3 .4.

97.

3.2.

6.

103. 3.

4.

440

359

051

244

03.3

293

100-

- 520-

875

159

034

554

599

133

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25'0

.125.

120

-80

43-3

53o

21. 2.8 .

5.3.

" 4. 5.

102. 3 .

2,

6.

108. 3.

40.

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.424

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875

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125.

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21.2.8.5.3.4.5.

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133

126

250

125

120

12880

561

Ul I


INVERSIONES EN

OPERACIÓN

(Miles de Sucres)

III.

IV.

1.

1. 1. 1. 2 .-

2..

2.2 .

2..

2.

2..

2.

2. 2.2.2.2.

2..

2.2.2.

•

ESTACIÓN SECCIOWAMIENTO EN

IBARRA

(8)

LINEAS DE TRANSMISIÓN

1973

1. 040

1974

1,416

Cuadro # 14 .

Hoja 2/7.

1975

1. 416

*

1976

1. 416

1977-

1.416

Líneas de 34. 5 kV

1 2 .

3

El Ambi-Ibarra

5Ib arra-Ot avalo -Cay ambe

Ib arr a- Tu lean

.3 4290

km (1) 1.458

km (8) 3.765

km (9)

1.561

4.969

-

1.561

4.969

19. 22.5.

1.561

4.969

19. 22-5

1.561

4.969

19.225

Líneas de 13.8 kV

(10)

1 2 . 3

Hoja Blanca-Salinas-Tumbabiro-

Pablo Arenas-Cahuasquí

La Esperanza-Ango chagua

Juncal-Ambuquí-Pimampiro

34 814

km

-km

480

km

2.040

480

840

2.040

480

840

2. 040

480

840.

2 .040

480

840-

.4 .Pimampiro-Chugá-Monte Olivo-

5 ,6 7 8 9 .101112

.13

1415 16

M.Acosta-San Francisco

30

km

La Esperanza-Tocachi-Malchinguí 11 km

San Gabriel~La az-Bolívar-

Los Andes

El Ángel-San Isidro -Juan

Montalvo-La Concepción

C. Colón- F. Salvador , Huaca-

Julio Andrade

Juncal- San V. de Pusir

Tulcán-Urbina .

Cayambe-Olmedo

-Ibarra-Cotacachi

Cayambe-Tabacundo-La Espe

ranza

22-

28

20 4 41518

12

km

km km

•km

kmkm

km(2)

1.176

km ( 8 )

626

- 660

1.320"

- - - - 900

1.176

626

Tu lean (Interconexión) (11)

Atuntaqui

Ibarra-Caranqui-La Esperan

za-San Antonio

3

16

km (8)

138

km

832

138

96U

- 660

1. 320

1. 680

1. 20-0

240

'240

900

1.176

626

1. 200

138

•

960

1.800

660

1.320.

1.680

1.200

'240

240

900

1. 176

626

1.200

138

960

1. 800

660

1.320

1. 680

1. 20-0

240

240

900

1.176

626

1.20.0

138

960

SIS

TE

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TE

GR

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O

DE

L

NO

RT

E

INVERSIONES EN

OPERACIÓN

(Miles

de Sucres)

1973

3.

3.1

3.2

3 .3

3.4

3.5

V.

1. 2. 3 .4. 5.6. 7.-

1974 .

1975

Cuadro # 14 .

Hoja -3/7". •

1976

1977

•

•

Líneas menores de 13.8 kV

Ho j a Blanca- Ibarra '(2)

Otavalo .(5

kV- 9 km) (3)

Cotacachi (4.8 kV

El Ángel (6.0 '-

46

Tulcán

(6. 0 kV

TOTAL TRANSMISIÓN

' ) (3)

km) (11)

' )

(3)

80

19

42.3 - - -

917

-

16.

25.

558

•- - -

253

1.

41.

25

558-260

188

486

1.

43.

25

55833

260

188

319

1.

43..

25

55833

2-60

188

319

SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN

Ibarra

(34. 5/13

Otavalo

(54.5/1.3

Otavalo

(34. 5/5

Cayambe (34. 5/1.3 . 8

El Ángel (34.-5A3.8

El Ángel' (1308/6..3

S.Gabriel (13 .8/6'.. 3

. 8 kV-8000 kVÁ) ('6)

2.

. 8 kV-2000 kVÁ) (8) 2.

kV-1000 kVÁ) (-12)

kV- 20'.00 -kVÁ) (8)

1.kv-

500

kvÁ)

(12);;

kV-500. kVÁ) (12).

kV-375 kVÁ) (12)

TOTAL SUBESTAC. REDUCCIÓN

50

VI.

1. 2. 3.4. 5.6. 7.

DISTRIBUCIÓN

Ibarra

(13)

Cayambe

(14)

Tabacundo

(8)

Otavalo

(15)

Atuntaqui

(15)

Cotacachi

(14)

El Ángel

(15)

San Gabriel f 14)

17. 2. 4. 4.

115

283

400

123

- - .- 921

563

794

688

662

08.4 - - -

2.:

2. 1. 60

18.2.

4.4.

1.

819

283

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190

875

617

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367

2.2. 1. 7.

21. 3 .

5.

5,

2. 1.

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40,0

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250

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542.

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'825.

442

811

723

600


INVERSIÓN EN. OPERACIÓN

(Miles de Sucres)

9. Tulcán

10. Redes

TOTAL

(14).

para 14.00.0. abonados

DISTRIBUCIÓN

VII. MEDIDORES Y ACOMETIDAS (16)

VIII. ALUMBRADO PUBLICO

(17)-

IX.

INSTALACIONES EN GENERAL (18)

X.

BIENE.S INTANGIBLES

GRAN

TOTAL INVERSIONES

1973

1974

-

_ _

2.810

7.560

32. 601

40.525

4.997

5.908

3.426

4.051

4. .283

5 . 064

480

510

.

118.792

159.010

19 7S

2. .5 3 7 -

10. 800

52. .488

8.180

5.609.

7 .011

510

232. 062

Cuadro # 14

Hoja 4/7'.

'

1976

2. .671

13.800

60 . 322

9.215

. 6.391

7 ."897

510

249 . 984

1977- •

2 . 812

16.80.0.

66.691

9.793

i6.715

S i

8. 394

510

257 .752

NOTAS:

(1) Inversiones que constan en el Balance de la E.E. Ibarra y que fueron re valor izad as

desde 19740

(2) Inversiones que constan en el Balance de la E.E. Tulcán y que fueron revalorisádos

a partir de 1974.

(3) En base al inventario realizado por INE'CEL y revalorizado a partir del año 1974.

(4) Estimado en base a un índice de S/lO.OOO/k'W

(5) Estimado en base a un índice de S/.5.000/k.W

(6') Del rubro de Equipo de Subestaciones que consta, en el Balance y cuyo valor ya se

re va lo rizo., desde 1974, se dividió para la subesta.cion de elevación de 10.000 kVA

y para la subestación de reducción de 8.00.0 kVA en forma proporcional a su capaci-

dad instalada.

(7) En base a un índice de §/500/kVA.


INVERSIÓN EN OPERACIÓN

Cuadro # 14

Hoj a

-5/7'.

8. En base a la liquidación efectuada por INECEL cuyas inversiones se encuentran revalo-

rizadas .

9. En. base a los valores tomados del Contrato de la construcción de la línea Ibarra-

Tulcán, incluye el valor de las subestaciones Juncal, San Gabriel, Tulcan de 34.5/13.8 kV)

10. En base al programa de operaciones efectuado por la División de Planificación.

11. Valo'r estimado

12.- Estimado en base a un índice de S/.' 500/kVA

13". Las inversiones de 1973 y que constan en el balance de la Empresa fueron revalorisadas

a partir.del año 1974 y para "los años posteriores las inversiones fueron estimadas en

base al presupuesto de la Empresa y según el número de abonados.

14. Las inversiones para 1971 fueron tomadas del avalúo y a partir de 1974 fueron revalo-

rizadas; para los años siguientes se incremento en forma proporcional al crecimiento del

número de abonados.

15. Estimado en base a un índice de S/.'.1800. .abonados

16. Las inversiones para el año 1973 fueron estimadas en base a un índice de S/ '.250/ábon'ado;

a partir del año 1974 se estimó un índice de S/3'50/abonado, considerando la revalorizá-

cion.

17. Estimado en base a un índice de S/2'.4/ábonado

18. Estimado en base a un índice de S/3'OO/abonado


INVERSIONES EN OPERACIÓN

(Miles

de Sucres)

1973

;Xí /GENERACIÓN

,1.>.1 'Generación Hidráulica

Í-v'2 Generación Térmica

TOTAL GENERACIÓN

II SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN (34.5 kv)

2.1 El Ambi (4.16/3.4.5 kV-10.000 kVA)

2 ..2 -Estación Seccionamiento (.34.5 kV)

TOTAL SÜBESTAC. DE ELEVACIÓN

III. LINEAS TRANSMISIÓN (34

Q 5 kV)

3.. 1 '-El Ámbi-Ibarra (5.3

km)

3.2 Ibarra-Tulcán (20 -

jcm)

3 <, 3 Ibarra-Ota.valo-Cayambe (4'2

km)

TOTAL LINEAS DE TRANSMISIÓN

TOTAL INVERSIONES (NIVEL 34. .5 kV)

52 1

5-4

54 2 1 3 1 3 5

62

.475

.569 .

..04.4

.

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1974

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0015

.561

.969

.530

.765

NIVEL

1975

102. 6

103 3 1 5 1194

25

134

.944.

.03.4

-. 5-5 4

.599

.416

.015

.561

. 22.5

.969

.755

.324

Cuadro # 14

Ho.j a

34.5 -kV

1976

102 6

108 3 1 5 1194

25

139

.944 .

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0561

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19.77

6

108 3 1 5 1194

25

139

.03.4

.978

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.416 ,

.015

.561

.225.

.969

.755

.74-8


I. NIVEL 34. -5 kV

II. LINEAS DE TRANSMISIÓN (13.8

III. SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN

(34..5/13 .8 kV)

3.1 Ibarra (8.000 .kVA)

3.2 Otavalo (2.00.0 kVÁ)

3.3 Cayambe (2.000 kVÁ)

3.4 -El Ángel (500 kVA)

INVERSIONES EN OPERACIÓN

(Miles' de Sucres)

NIVEL 13.8" kV

1973

1974

-

1975

62. -950

85 .765

"134.324 .

kV)

3.252

9.140.

13.700

2.115

2'.. 879

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2 .883

2. 283 "

2 . 283

1.123

1.123 '

1.123

250

Cuadro # 14 .

Hoja 7/7.

•

1976

1977- i

139 .748

139.748

15 .500

15 .600

2 ". 879

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1.123^

250

25-0

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TOTAL SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN

6.121

6. 285

6.535

6.535

6.535

TOTAL INVERSIONES EN OPERACIÓN

(13.8 kV)

72. 323

101.190

154..559

161.783

161.783

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86 68 12 34 - -6

206

559 89 21

145

135 - - 41

- 227

1.2

1?

1975

117 - 38 6

1.2

45 86 68 •12 34' 8 8

-6

22

2

637 93 26

154

.15

1 - 70 44 763

24

1.5

75

1976

- 1 17

•1 38

•6

1.3

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-

34 8 8 6

22

2

681

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76

46 8041

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1.8

16

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4.5

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) 3.0

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3.3

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(42

. k

m)

1973.

'

1.0

52

:

105

1.15

7

•

79 31'

110 44

•

113

1974

1.4

42

::14

4.

1.5

86

10' 8 42

-

150 47.

•

149

19

75

1.95

14

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2.35

3-

108. 42

-

150 47

-57

7- •

149

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76

2.0

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. •

402

2.4

61

108

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149.

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2.4

61

108 42

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150

• ^

47.

577

'14

9


TOTAL COOTAS ANUALES DE

DEPRECIACIÓN

157

1.-424

196

1,932

773

3.276

773

3.384

773

30384


CUOTAS ANUALE'S DE DEPRECIACIÓN

de Sucres)

Cuadro f -15

Hoja 6/6.

(NIVEL 13 .8 kV)

% . de

depreciación

19.7 3

1974

1975

1976

1977

I.

NIVEL 34.-5 kV.

II. LINEAS TRANSMISIÓN (13.8 kV) 3.0

III. SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN

(•34.5/1.3.'8 -kV)

3.0

3.1

Ibarra (8,00-0 kVA)

3.2

Otavalo (2.000 kVA)

3.3

Cayambe (2 .-000. kVA}

3.4 . El 'Ángel -(5'00 kVA)

TOTAL SUBESTACIONES DE

REDUCCIÓN

1.-42.4

102

636834

165

1.932

274

866834

188

276

410 866834 8

196

3.384

464

8668

34'

196

3.394

464

866834

196

l 03

TOTAL CUOTAS ANUALES DE DEPRECIACIÓN

1. 691

2 .394 .

3 .882

4.-044 .

4.-054


GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

.r. i. 1.1

1/2

1.3

1.4

1.5

1.6

1. 7

1.8

2. 2'..a

2. ".2

II.

III

IV.

V.

VI.

VII

GENE~.RACI.ON

Generación Hidráulica

El. Ambi

C &. 00.0.

-kW) (1)

•La Playa

(1.320. .kW) (2)

Hoja Blanca (.600 'kW.)

(3)'

•Otavalo

(822. kW.)

'(2)

Atuntaqui

(4'0.0 kW)

(4)

Montúfar

(300 .kW)

(4'J

El Ángel

(410 kW)

(4)

Cotaiachi

(400 kW)

(4)

TOTAL GENERACIÓN HIDRÁULICA

Generación Térmica

Tul can

C-7'7-5 kW)

(3')

Ibarra

(632 -kW)

(5)

TOTAL GENERACIÓN TÉRMICA

TOTAL GENERACIÓN

SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN (5)

. "ESTACIÓN SECCIONAMIENT IBARRA

LINEAS DE TRANSMISIÓN

.(5)

SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN (5)

DISTRIBUCIÓN-MEDIDORES Y

ACOMETIDAS-A. PUBLICO

('6)

. COMERCIALIZACIÓN

(7)

(Miles de

1973

637

-36

12442.

- - - 839

_

38

38

877

161

25

155

260

1.713

1.142

Su'cres)

1-974 ;

1.039

-24

.162

-44:

40 '.

- -

-

1.309

_

68

68

1.377 '

169 25

373

275

2 . 0 2.6

1. 350

1975

1.101

32526

170

47

•42.

50

-

1. 761

5071

121

1.882

187

••

25

632

307

2.804.

'

1.870

1976

1.'167

34428

178- 49 4452

53

1.865 5274

126

2.04.1

20-5 25

718

317

3.160

2.106

Cuadro # 16

Hoja 1/4'. .

1977- :

1.237

36530

196 524754

56 .

1.977

5477

131

2.158

214

25

745

327

3 .358

2 .238

00 co

"•«u*:



(Miles

cíe Sucres)

Cuadro # 16

Ho.ja- 2/4'. .

19.73

1974 :

1975

1976

1977-

VIII. ADMINISTRACIÓN

GRAN TOTAL GASTOS DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO

CAPITAL DE TRABAJO

(9)

1.083

5.416

1.354

1. 39'9

6.994

1.748

1.927

2.143

2.-2

6G

9. 634

10.71-5

11.33!

2 .408

' 2.679

2.833

NOTAS:

(1) Hasta el año 1973 se tomaron los datos del Balance, para el año 1974 :se tomaron en

base a la Proforma Presupuestaria de la Empresa. Para los años siguientes se pr

oye_

c_to en base a las condiciones de operación estimadas.

(2) Valores estimados en base a datos anteriores tomados del balance.

(3) Se considera que funcionarán como centrales de emergencia.

(4) Como las centrales El Ambi y La Playa suplirán toda la potencia requerida por el

Sistema en la "mayor parte del tiempo, se considera el 50% .de lo

s_ gastos, pues habrá

reducción de los gastos de personal y mantenimiento.

(5) Los gastos correspondientes a los equipos que se van a instalar fueron estimados en

base a índices.

(6) Estimado en base a un índice de 120 £/.'/abonado/año .

(7)- Se ha considerado un índice de S/.'. 180/abonado/ano .

(8) Corresponde al 25% .de

I a VII.

(9) Calculado en base a 3 veces el promedio mensual de l.los gastos directos de operación

y mantenimiento.

r oo



•¿¿; i-H

i.:2

ii.

2..1

2.2

III

3.1

3.2

3. 3

GENE.RACI.ON

Generación Hi-dráulica

-Generación Térmica

TOTAL GE.NERACION

SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN

El Ambi (4. "16/3.4. 5 kV)

Estación seccionamiento

TOTAL SUBESTAC. DE ELEVACIÓN

. LINEAS DE TRANSMISIÓN (34 . 5 fc\l Ambi-Ibarra

.Ibarra-Tulcán

Ibarra- Ota.valo-Cayambe

(Miles de

Sucres)

( "NIVEL

1973

'

1974

- 1975

839

1.309 1.761

38

'68

121

877

' 1.377-

:

1.882 '

140

140.

140.

12

- 12

12

152

152

152

09

10

11

137

-65

67

69

34. :5 kV)

1976

1.885

126

2.011

140 12

152 12 :

139 71-

Cuadro $ 16

Hoja 3/4 .

1977-

•

1.997

131

2.128

140

•- j

12

ve ci

i152

'

13

14173 '

TOTAL LINE'AS DE TRANSMISIÓN

TO.TAL GASTO'S .DIRECTOS DE OPERACIÓN

Y 'MANTENIMIENTO

CAPITAL

DE

TRABAJO

' 74

1.103.

276

77

1.606

401

217

2.251

. 563

22-2.

2.385

596

227

2.507

627



Cuadro # 16

I.

II

NIVEL

34..5

kV

. LINEAS TRANSMISIÓN

III

3n

3.3.3.3.

1 2 3 4 5

(13.8 kV)

'(Miles de

1973. '

1.103.

60

'

Sucres )

1974 :

1. 606

213

Hoja 4/4'.

(NIVEL 13 . 8 kV)

1975

2. -2 51

328

1976

1977-

'-

2 0:385

2 .'507

'

40.5

42.4

. "SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN

(34. .5/1.3. 8 kV)

Ibarra

.Ota.valo

Cayambe '.

.Ambuquí

El Ángel

(8.000 kVÁ)

•(2.000 Je VA)

•(2'. 000

-Je VA)

(500

Je VA)

(5'00. kVÁ)

TOTAL SUBESTACIONES

DE REDUCCIÓN

160 4040

24-0

1624242

246

164

•4444

12

264

166

16-8

46-

- 48.

•46

48.

13

14 •

271

278

•

TOTAL GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN

Y MANTENIMIENTO

1.403

2.065

2.843

3.061

3.209

SISTEMA INTERCONECT&DO DEL NORTE

FONDO ACUMULADO

DE DEPRECIACIÓN

(Miles de Sucres)

I.

1.

1.'

1. 1. 1. 1. 1.1. 1. 2.

2..

2.

II

1. 2..

3.4.5 .6.7. 8.

GENB.RACIQN

Generación Hi.dr áulica

1 El Ambi

(8.-00.0. -kW.)

2 La Playa

(1.320- kW)

3 Hoja Blanca (600 .kW)

4 Otavalo

(.822:': kW)

5 Atuntaqui

--(400 .kW)

6 Montüfar

(300 kW)

7 'El Ángel

(410 kW)

8 Co tac achí.

(400 kW)

TOTAL GENE'RACION HIDRÁULICA

Generación Term'ica

1 Tulcán

(7 7-5- kW)

2 Ibarra

(632 kW)

TOTAL GENE.RACION TÉRMICA

TOTAL GENERACIÓN

. SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN

El Ainbi (4.16/3.4.5 kV-10..000 kVA)

Otavalo (0.'4/5. kV-550 kVA)

Atuntaqui (0,4/5 kV-500 kVA)

Atuntaqui (0,4/1.3.8 kV-500 kVA)

El Ángel (0,4/6.0 kV-250 kVA)

El Ángel (0,4/6'. kV-240- -kVA)

Cotacachi (0,4/4.. 8 kV-500 kVA)

San Gabriel (O

1, 4/6., 3 kV-400 'kVÁ)

TOTAL SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN

1973

1.872-

--

1'. 208.

4.017

2.101

- - -

9 .198

- 756

756

9.954

-

17283

54

'- - - - -

309

1974 •

3 ,514

-1.619

"5 .412

2 .202

720

- -

13 .467

-1.099

1.09.9

14.566

2808858 6- - ~ 14

446

1975

4.583

5 .666

1.660 .

5.577.

2.303

786

782

. 21.357

-1.243

1.243

22.600

38892

62125115- 16

636

Cuadro # 17

Ho.ja 1/6'

1976

5 6 1 5 2 1

' 24 1 1

26

. 652

.093

.701

.742

.40.4.

852

854

.04.7

..345,

516

.387

.903

.248 •

496966618

54 .

18 8818

854

1977

6 6 1 5 2 1

26 1 2

28

.721

.520

.742-

.907

.-505

918

926

. 155

.394

774

.531

.305.

.699 604

.1007024572192

20.

988


FOND'O

ACUMULADO

DE

DEPRECIACIÓN '

(Miles de Sucres)

1973

1974 :

19-75

Cuadro $ 17

•Ho'.ja- 2/6".

1976

1977- •

III. ESTACIÓN DE SECC.IOWAMIENTO

IV

1.

1.1.1.

2.

2. 2..

2.2.

2. 2.

'2 . 2.

2.'

2.2.

2 .2.

2.-

2.

EN .IBARRA

. LINEAS DE TRANSMISIÓN

Líneas de 34.5 kV

1 El Ambi-Ibarra

2 Ibarra-Otavalo-Cayambe

3 Ib arr a- Tu lean

Líneas de 13

.'8 kV

1 Hoja Blanca-Salinas-Tumbabiro-

Pablo Arenas-Cahuasquí

2 -La Esperanza-Angochahua

3 Juncal-Ambuguí-Pimampiro

4 Pimampiro-Chuga-Monte Olivo-

M. Acosta-S'an Francisco

C5-.

4290

34 814

30

5 La Esperanza-Tocac'hi-Malchirguí 11

6 San Gabriel- La Paz-Bolívar-

Los Andes

7 'El Ángel-San Isidro- J .Montalvo

La Concepción

8 F . Salvador-Huaca-J . Andrade

9 Juncal- San V. de Pus ir

10 Tulcán-ürbina

11 Cayambe-Olmedo

12 .Ibarra-Cota.cachi'

- 28

20' '4 41218

62 :

3 km 146.

km

226"

km

kmkmkm

kmkm

-

km

'km

•km

-km

km

km

139

13 Cayambe-Tabacundo-La Esperanza I2km

38

14 Tul can (Interconexión)

15 Atuntaqui

3-

km

104

146

240

2 8' 7

•375

524

577-

•

61

14

28'

25'

_

20.

40.

- _ - -27

174-

20'9

57

7636

4

8

188

334

:673

1.154 .

122-

.42.

50

-

- 40

'

80

50 .

36 7

•7

-54

24495 72-

12 .

230

381

822

1.731

183

*5675

5460

120 '

100 72

14 '

1481

279

114

10816

2.16 Ibarra-Caranqui-La Esperanza-

San Antonio

16 km

54

87

116

145

174


:

-

3 ,

3.3. 3 ;

3.3.

-

V, 1. 2.3.

4..

5.6.1 .

VI

1. 2.3 .4 .

5 .

FOND'O ACUMULADO DE

(Miles de S

1973

'

LINEAS MENORES DE 13.8 kV

1 Ho.ja Blanca-Ibarra

.

(6 kV' )

'7 -

2 .Otavalo

(5\kV - 9 km)

332

3 Cotacachi

(4.8 kV ' )

4 'El Ángel

(6.0 '.kV

- 46 km)

5 Tul can

(6.0 kV

' )

TOTAL TRANSMISIÓN

942

SUBESTACIONES DE REDUCCIÓN

Ibarra (34.5/13.8 kV-8.000. kVA)

136

Otavalo (34. .5/13. 8 kV~2..000 kVA)

68

Otavalo (34.5/5'. kV-1.000 kVA)

12

, Cayambe. (34. 5/1,3.8 kV-2.'000. kVA)

68El Ángel (.34.5/13.8 kV-500 kVA)

El Ángel (13. 8/6.. 3 kV-500 kVA)

San Gabriel (13. 8/6'.. 3 'kV-375 kVA)

TOTAL SUBESTAC. DE REDUCCIÓN

284

. DISTRIBUCIÓN

Ibarra

1.124 .

Cayambe

. 481

Tabacundo

42.

. Otavalo

1.534

Atuntagui

DEPRECIACIÓN

ucres ) 1974 . 8

349. - - -

1.308

222

.136'

24

102.

•- - -

484

1.651

565 63

1.674

123.

1975

9366-

532' .

69

3 .010

'308

20-4

.36

136- -6

690

2 .'.210

654

-84

1.819

258

1976

'

10

38312

570

75-

4..26'.7

394

272

48

170 8 812

912

2. .847

747

110

1,973

40.9.

Cuadro § 17 •

Hoja 3/6.

1977- .

11

40013

608. 71

5 .557 -

i

480 '

*>340. 60

204.

.161618

1.134

3.528

847.

•136

2. .143

579-

SISTEMA INTEGRADO DEL NO.RTE

FONDO

6. Cota.cachi.

7 .- El. Ángel

8 . San Gabriel

9 . Tulcán

10. Redes para 14D000- -abonados

TOTAL DISTRIBUCIÓN '

VII

Q MEDIDORES Y ACOMETIDAS

VIII p ALUMBRADO PUBLICO-

IX.

INSTALACIONES EN GENERAL

X, . BIENES INTANGIBLES

ACUMULADO DE DEPRECIACIÓN

[Miles de Sucres)

1973 '

1974 .

84

- 311

3.265

4.387

271

496

199

32'4

1.002

1.216

90

' 13-8

19.75 .

705 374

705

635

7 .-444

762

49.5

1, 469

189

1976 •

620.

775

418

781

1.049-

9 .729.

1. 130

775

1.819

' 24'0.

Cuadro # -17 -

Ho.ja 4/6.

1977-

• '

673

852

46.4

:841

1.553

11.616

1.545.

1.094,

2. -214

. 29-1

TOTAL FONDO ACUMULADO DE

DEPRECIACIÓN

16.378

23 .469

37 .441

46;.162

53 .368


FONDO ACUMULADO DE

DEPRECIACIÓN

(Miles de Sucres)

V -1.J2

»

II .

2'.'l

2. 2

TI'I

V.-l

3", 2

3.3

GENERACIÓN

Generación Hidráulica

Generación Terml-ca

TOTAL GENERACIÓN

SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN (34.5 kV)

El Ambi (4.16/34.5 kV-10.00.0 kVA)

•Estación Seccionaiuiento (34.5 kV.)

TOTAL SUBESTAC. DE ELEVACIÓN

, LINEAS DE TRANSMISIÓN (34.5 kV)

El Ambi-Ibarra (5'. 3 km) .

Ib arr a- Tul can

(90 km)

Ibarra-Otavalo-Cay ambe (42 km.)

1973

9. 198

756

9. 954

17262

234

146

226

1974 .

13.467 •

1. 099

14.566

280

104

384

240

375

Cuadro # 17

Hoja 5/6'

(NIVEL 3405 kV)

1975

21. 357

1.243,

22.. 600

388

146.

534

287

• 577-

524

1976

240 345

1.90'3

26-. 248

49.6

188

684

334

1.154 .

673

1977 ••

26.394 .

2.305

28.699

604

¿23.0

<

834

381

1.731

822


372

615

T "3 '

JL . J

<2,161

2 .934

TOTAL FONDO .ACUMULADO DE

DEPRECIACIÓN

10

.5

60

15

.5

65

24

.52

22

9.0

93

32

.46

-7


I. II.

III

3.1

3 .2

3.3

3.5

NIVEL 34.5

kv.

LINEAS TRANSMISIÓN

. SUBESTACIONES DE

(34.5/13.8 kV)

Ibarra

Otavalo

Cay ambe

El Ángel

FONDO

(13.8 kV)

REDUCCIÓN

(8. 000 kVA)

(2.000 kVÁ)

'(2.000 kVÁ)

(500 kVA)

ACUMULADO

(Miles de

1973

10 .560

231

136 6868

DE

DEPRECIACIÓN

Sucres )

1974 .

15 .565

336

222

136

102

(NIVEL 13". 8

1975

24. 522 .

646

308

204

136 8

kV)

1976

29. 093

Io056

'394

272

17016

Cuadro # 17

Hoja 6/6.

1977

32.467

1,520

480

'340

20424

i VD 1

TOTAL FONDO ACUMULADO DE

DEPRECIACIÓN

272

11.063

460

16.361

656

25 .824

852

31.001

1.048

35.035


BASE

(Miles

TARIFARIA

de

1973

I.

1.2..

3 .4.5.

II.

1. 2.

3.4.5.

III

1. 2. 3.40

5.

IV 0

I."

2 .

3 ,4.50

GENERACIÓN

Inversiones Brutas

Fondo Acumulado de Depreciación

Inversiones Netas (1-2)

Capital de Trabaj o

Base Tarifaria

(.3 + 4.).

TRANSMISIÓN

Inversiones Brutas

Fondo Acumulado de depreciación

Inversiones Netas (1-2)

Capital de Trabajo

Base Tarifaria (3 + 4).

. DISTRIBUCIÓN

Inversiones brutas

Fondo acumulado de depreciación

Inversiones netas (1-2)

Capital de Trabajo

Base Tarifaria (3 + 4.)

EQUIPO GENERAL E INTANGIBLES

Inversiones Brutas



Capital de Trabajo

Base Tarifaria

54.9.

44.

44.

18.1.

17.

17.

41.

3 .7

37 ..

37,' 4.1.3 .

4.

044

'954

090

2.19309

961

597

364

150

514

024

.35289

428

717

763

092

671

556

227

Sucres )

1974 .

741459

59

28 226

26

50 545 45. 5 1 4 4

0220

.566

.654 .

344

.998

. 732

.342

.390

210

.600

.484

.207

.277- '

506

0783

.574 .

.354

. 220

687

•D907

1975

103 2280

81

54 450

50

66 857

58 7 1 5 6

.554

.600

.954

47.0

.424 .

.710

,

.•4'82 '

.228

288

•;516

.277

*.701

.576

701

.277

.521

.658 •

.863

949.

.812

-Cuadro § 18

Hoja 1/3'.

1976

108 2682

83

56 650

50

75 1164

65 8 2 6 1 7

.978

.248

..730

510

.240

.671

. 22-1

.450

'316

.766

.928

.634

..294

790

.084

.407

.059

.348

.062

.410

1977- -

108 2880

80 56 748

49 83 1468

69

8 2 6 1 7

.978

.699

«27.9

539

.818

,i

.671

«.909

1

.762 ,

328

,090

.199

,255

,944

839

0783

.904

.505

.399

.126

D-52

5


BASE TARIFARIA

(Miles de

Sucres)

Cuadro # 18

Hoja 2/3.

1973

1974 :

1975 .

1976

1977

• .

GRAN TOTAL

1.2.3.4. 5.

Inversiones Brutas

Fondo acumulado' de depreciación


Capita.1 de Trabaj o

Base Tarifaria ;

118 16

102 1

103

.792

.378

.414

.354

.768

(NIVEL 34.5

I.

1.2.3.4.5.

II.

1. 2.3.

4.-

5.

III

1.2. 3.4. 5 .

GENERACIÓN

Inversiones Brutas


Inversiones netas (1-2 )

Capital de trabajo

Base Tarifaria (3+"4)

TRANSMISIÓN (34.5 kV

Inversiones Brutas



Capital de trabajo

Base Tarifaria (3+4)

. TOTAL

(340.5 kV)

Inversiones Brutas

Fondo acumulado 'de

depreciación


Capital de Trabajo

Base Tarif ari'á (3'+4)

54 944

44 8 8 8

6210 52

52

. 044

'

. 954 .

-

.".090

219

.309

.906.

606

.300

'.

57

-.357

.950

.560

.390

276

.666

159.

23 .

135. 1.

137.

kV y

74.

14..

59.

59.

11.

10.

10

.'

85 .

15.

70.

70 .

010

469

541

748

289

13.8

22.0

566

654

.344

998

545.

999

546

-57

'603.

765

565

200

401.

601.

23237

194 2

197

kv)

103 22.

80

81

30 1

' '2fi

28'-

13424

109

110

..062

.441

.621

.-408

•-•029.

.554

.600

.'954 .

470

.424 .

.770.

.922

'.-848 93

.941

0:324

..522

.802.

563

.365

249. 46

203 2

206.

108 26 82

' 83

30 2

•27

28

139 29

110

111

984

.162 .

.822

.679

.501

•

.978

.248,

. 730

. 503

.233

.770

..845.

.-925

93

'.01.8

. 748

.093

.655

596

.251

257

53

20:4 2

207

1082880

' 80 30 327

27

139 32

107

107

.752 .

.368

.384 .

.833

.217

-

.978\9

. 2 79

532

.811

.770

'.768

;oo2 95

.097

.748

.467

:

0281

627

.908

SISTEMA INTEGRADO PEÍ; NORTE

BASE

TARIFARIA

(Miles de Sucres)

Cuadro # .18

Hoja 3/3',

I 1 ~2 3 4 5 1 2 3 4

V<l. TRANSMISIÓN (13 . 8

\í Inversiones Br.utas

. •Fo.ndó, acumu'lado d'e

> Inversiones netas-

. Capital -d

e Trabajo

, B'ase Tarifaria

TOTAL (13.8 kV)

. Inversiones Brutas

. Fondo acumulado de

.- Inversiones netas

. _Capital de Trabajo

*V.)

depreciación

(-Í- 2).'

"-

••

depreciación

d-'2)

<5 . Base Tarifaria

(3'-f4:)'

1973

- .9,. 37 3 '

... -r -\,5',o:3y

-f '

sv; s

Yo-

•"':

;. , :"

->75

• 8.

a'9:45'

72. -323

11.06.3

61.26,0

351

61.611

1974

-

1,5

• M'4

14

101 1684

85

. 4.2.5

796

'. 6

29

. •

115

-.-7-44

.190

.361

.829

516

.345'

1975

20

/ A

'. 18 19

154

- 25

128

129

. 2 35

.-3,02-

:.\9'-3'3

'148

.081

.559

.824

.735

711

.•446.

1976-

22

- '.1

2Ú

2'0

16131

130

131

.'.0 35

.9;0.8

.; 1 2.7'-

• •

1,69

. 296

.783

.00-1

.782

765

.547

'

1977- -

22 2

.19

19

161 35

126

127

;.03.5

.568

.46-7

-175

.642

.783

.03.5

.748'

802

.550

I H O O I


BASE

TARIFARIA Y

RENTABILIDAD

(Miles de Sucres)

1973

I. 1.1

1.2

1.3

1.4

II.

2.1

2.2

2 .-3

2.4

III

3.1

3.2

3.3

3.4

IV.

4.1

4.2

4.3

4.4

V.5.1

5. 2

5.3

5 .4

GENERACIÓN

Base tarifaria

.Rentabilidad 2% ,

Rentabilidad

4% ;

•Rentabilidad 6% .

TRANSMISIÓN

Base Tarifaria

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad

4%.

.Rentabilidad 6% .

. DISTRIBUCIÓN

Base Tarifaria

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad 4% .

Rentabilidad 6% .


Base Tarifaria

Rentabilidad

2% .

Rentabilidad 4% .

Rentabilidad 6%

GRAN TOTAL

Base Tarifaria

.Rentabilidad 2%. .

Rentabilidad 4% .

.Rentabilidad 6%

44 1 2

17 1

37 1 2 4

10 2 4 6

.-309

886

.772

Q.658

.514

350

'700

.05-1

. 717

754

.509

.263

. 22.7

85

169

254 :

3.768

.075

.-151

.226

1974 :

59.1.2.3.

26.

1.1.

45.

1.2 .

4 .

137. 2.

5.8.

998

200

40.0-

'600

600

532

06.4

-596

783

916

831

747

90798

196

294

289

746

492

237

1975

81 1 3 4

50 1 2 3

58 1 2 3 6

197 3 711

.42-4 '

.628

.'25.7

.:885

.516

.010

.021

.031

.277

-.165

.-331

.49-7

.812

136

272

409

.'029

,941

.-881

. 822

Cuadro $

Hoja 1/-2

1976. •

83 1 3 4

50 1 2 3

65 1 2 3 7

206. 4 812

.240

.665

.330 '

.994 :

.766

.015

.'031

o046.

.084 .

.302.

•,603

0905

.410

148

29.6

445

.501

.130

. 260

0390

19

1977-

801 3 4

49 1 2

69 1 2 4 7

20-7 4 812

.818

.616

.233

.849

.09-0

'982

.964

.945

-

.783

.396

.791

.187

.525.

150

301

451

.217

..144

.-289

.433

O H


BASE TARIFARIA Y RENTABILIDAD

(Miles de Sucres)

Cuadro $ 19

Hoja 2/2.

(NIVEL 34-5 /'.13.8 kV)

1973

1974 .

1975

1976.

1977

-

I, GENERACIÓN

II.

III

IV.

V.

Base Tarifaria

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad 4%.

.Rentabilidad 6% .

TRANSMISIÓN (34.5 kV)

Base Tarifaria

Rentabilidad 2%- .

Rentabilidad 4% .

Rentabilidad 6% .

. TOTAL (34.

.5 kV)

Base Tarifaria

Rentabilidad 2%.

Rentabilidad 4%. .

Rentabilidad 6% .

TRANSMISIÓN (13.8 kV)

Rentabilidad 2%

Rentabilidad 4% ,

.Rentabilidad 6%

TOTAL

(13.8 kV)

Base Tarifaria

Rentabilidad 2%

Rentabilidad 4% .

Rentabilidad 6% .

44. 1. 2 .

i

8 .

52 .1. 2 .

3 .

8.

61. 1'.2.3 .

309-

886

772

659

357

-167

334

501

666

053

107

•160

945

179

358

537

'611

232

46.4

697

591 2 3

10 70 1 2 4

14

851 3 5

.998

. 200

.-400

.600

;603

212

42.4

-•636

..601

.412

.824

..236

.744

29-5

•590

'885

.345

.707

0414

.121

81 1 3 4

28 1 1

110 2 4 6

19

1

129 2 5 7

.424-

. 628

. 257

.885

.941579

. 158

.736

.365

.207

o-415

.622

.081382

763

.145

0.446

.589

.178

.767

83 1 3 4

28 1 1

111 2 4 6

20

1

131 2 5 7

.233

.665

.329

.994

.018560

.121

.681

.251

.225

.450

.675

,.29-6

406

812

. 218

.547

.631

.262

•.893

801 3 4

27. 1 1

107 2 4 6

19

1

127 2 5 7

.811

.616

.232

..849

.097

. 54

2.-

•.084

.626

.908

..158

.316

.'474

,642393

786

.178

.550

'.551

.102

.653

O W I

SISTEMA INTEGRADO DEL

PROMEDIO DE LA

NORTE

BASE TARIFARIA' Y RENTABILIDAD

(Miles de Sucres)

1974 .

I. 1. 1. 1.1.

II2.

1 2 3 4 12-2

2 .2.3 4

III

3.

3 .

3.3.

IV4.

,4o

4.

4.-

V.

1 2 3 4 . 1 2 3 4

GENERACIÓN

Base Tarifaria

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad 4%' .

Rentabilidad 6% .

TRANSMISIÓN

Base Tarifaria

Rentabilidad 2% .

'Rentabilidad 4% .

Rentabilidad 6% .

. DISTRIBUCIÓN

Base Tarifaria

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad 4% .

.Rentabilidad 6% .


Base Tarifaria

Rentabilidad 2%. .

Rentabilidad 4% .

•.Rentabilidad 6% .

TOTAL

Base Tarifaria

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad 4%.

.Rentabilidad 6% .

5 1 2 3

2.2 1

41 1 2 4

120. 2 4 7

2.153

.043.

.086

.129

.057

441

882

,323. '

.750

835

.'670-

..505

.567 •

91

182

274

.'.5 2 8

.410

0821

.231 .

1975

70 1 2 4

38 1 2

52 1 2 3 5

167 3 610

.711

.414

..828

.242

.558

771

.542

.313

.030

. 0 4.0.

.081

0'122.

0859

117

•234

.351

.-159

.343

.686

,'02.9.

mBmm%

Cuadro # 20.

Ho j a

1976

82 1 3 4

50 1 2 3

61 1 2 3 7

20-1 4 812

..332

. 646

,29.3

.-939

.641

.012' -

..0 26

.03.8

.680

.23-3 '

.467

-.701

.111

142 '

2'84

.

42-7

.765

.035

.070

.106

1/2

1977

-

82 1 3 4

49 1 2

67 1 2 4 7

' 206 4 8

12

.029

.640

.281

.921

.928

998

.997

.995

-

0'433 '

.349

.697

.046

.467

149

298

448

.859

.137

'

.274 -

.411

H O -OJ-

¡.


PROMEDIO DE LA BASE TARIFARIA Y

(Miles de

1974

I. GENERACIÓN

Base Tarifaria

Rentabilidad

2% .

Rentabilidad 4% .

Rentabilidad 6% .

II. TRANSMISIÓN

(34 ..5

kV)

Base Tarifaria

Rentabilidad

2% ,

Rentabilidad 4%. .

Rentabilidad 6% .

III. TOTAL (34.5 kV)

. Base Tarifaria

Rentabilidad

2%- ,

Rentabilidad 4% .

Rentabilidad 6% .

IV. TRANSMISIÓN (13.8 -kV)

Base Tarifaria

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad 4%.

Rentabilidad 6% .

TOTAL Q-3. 8 kV)

Base Tarifaria

Rentabilidad 2%.

Rentabilidad 4%. .

Rentabilidad 6% .

52 1 2 3 9

61 1 2 3

11

73 1 2 4

..153

.043

.086

.129.

. 480

189

379

568

.633

,23.2

..465

.698

.844

. 23.7

47.4

711

.478

.46,9

.939

.40.9

'

Sucres)

1975

70.1.2.4.

19.

1.

90.' 1. 3 .

5 .

16.

1.

107. 2 .4.6.

711

414

828

242

.

772

395

791

186

483

809

619

429

912

343

"676

015

395

148

29.6

44:4

RENTABILIDAD

(NIVEL 34.5 y 1

1976

82.1.3.4.

28.

1.1.

110.2 .4.6.

19.

1.

130'.2 .

5 .7 .

328

646

29.3

.939

479

569

139

708

808

216

432

-648

688

394

.787

181

496

610

22.0

830

\ * 82 1 3 4

27 1 1

109 2 4 6

19 1

129 2 5 7

Cuadro # 20-

Hoja 2/2.

3. '8 kV) Período

74-77

.022

. 640

.280

.921

.557

551

.102

.'653

.579

.191

7.448.

. 383

14..899

.574 .

22.349

.969

399

799

.198

.548

.591

8.818

.182 .

17. .637

.-773

26 .456

H O


COSTOS DE OPERACIÓN

POR ETAPAS FUNCIONALES

INCLUYENDO LA RENTABILIDAD

1-974

I.

l.

1. 1. 1.

le 1. 1. 1. II 2. 2. 2.2.2. 2.2. 2,

1975

1976

1977-

'.

Cuadro

\\1

Hoja 1/4. .

Período'

74~.77<

•

GENERACIÓN

1 2 3 4 5 6 7 8 . 1

Gasto.s directos de Operación y

mantenimiento

•Cuotas anuales de depreciación

SUETOTAL COSTOS DEL SERVICIO

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad 4%.

.Rentabilidad 6% .

Costo.s del servicio y rentabilidad 2% .

Costo.s del servicio y rentabilidad 4% .

Costos del servicio y rentabilidad 6% .

TRANSMISIÓN

Gastos directos de operac. y manten.

1 1 2 1 2 3 4 5 6

2Cuotas. anuales de depreciación

3 4 5 6 7 8

III

3.

"3.

3.3.3.

1 2. 3 4 5

SubTOTAL COSTOS DEL SERVICIO

Rentabilidad 2%. .

-Rentabilidad 4% .

Rentabilidad 6% .

Costos del servicio y rentabilidad 2% .

Costos del servicio y rentabilidad 4%

Costo.s del servicio y rentabilidad 6%

. DISTRIBUCIÓN

-

Gastos directos de Oper . y manten .

Cuotas anuales de depreciación

SUBTOTAL COSTOS DEL SERVICIO

Rentabilidad 2%

Rentabilidad 4% .

' Rentabilidad 6%

1 1 2 2 3 2 1 3 1 2

.377

.586

.963

. 043

.'0'86

."129

.006.

.049

.092

842

860

..702 .

441

882

.323

„ 143

.584

.'025.

.026'

. 685

.711

835

.670

.505.

1.2.

4".

1.2.4.5.7.8.

1.1. 2.

1.2 .3 .4.5 .

2 .2. 5.

1. 2 .

3 .

882

•353

235

414

828

245

649.

063

480

•

151

639

790

771

542

313

561

332

103

804

223

02.7

040

081

122

2. 2 .4. 1.3 .4. 6D

1 .

9.

1. 1.2.

1.2 .3 .3,4.6.

3.2.5. 1.2 .

3 .

041

46-1

502

.

646

293

.939

148

795

44.1

265

698

963

012

026

038

975

.989

001

160

550

710

233

467

701

2 2 4 1 3 4 6 7 9 1 1 3 1 2 4 5 6 3 2 6 1 2 4

.158

.461

.619

.640 .

.281

.921

0259

.900

.540 .

= 311

.698

.009

998

.997

.995

. 007 '

.006.

.004 .

.358

..795

.153

.349-

.697

.046

7.458

8.861

16.319

5.743

11.488

17.234

-

22 .062

27 .-807

' "33 .553

4.569

5 . 895

10.464 .

3.222

6.447

9. 769

13.686

16.911

20 .133

11.348.

9.253

20.601

4.457 '

8.915

13.374

I H O

SISTEMA INTEGRADO DELNORTE

1


POR ETAPAS

INCLUYENDO

FUNCIONALES

LA RENTABILIDAD

1974 :

3. 3.

3.

IV

4.

4 ».

. 4.

4.4. 4..

4..

4..

V.

. 50

5.

5.

5 „

5. 5 .5.5.

6 Costo.s del servicio y rentabilidad 2%

7 Costo:s del servicio y rentabilidad 4%

8 Costos del servicio y rentabilidad 6%

. EQUIPO GENERAL E INTANGIBLES

1 Gasto.s directos de Operac . y Manten.

2 -Cuotas anuales de depreciación


3 Rentabilidad 2%.

.4

Rentabilidad 4%' .

5 Rentabilidad 6% .

6 Costos del servicio y rentabilidad 2%.

7 •Costos del servicio y rentabilidad 4%'

8 Costos del servicio y rentabilidad

6%

TOTAL

1 Gastos directo.s de Operac . y Manten.

2 Cuotas anuales de depreciación


3 Rentabilidad 2%.

.4 Rentabilidad 4% .

5 Rentabilidad 6% .

6 Costo.s del servicio y rentabilidad 2%

7 -Costo.s del servicio y rentabilidad 4%

8 -Costos del servicio y rentabilidad 6%

. 4.

. 5.

. 6. 2.

3.

3 .

. 3 .'

3.

6 .

4.

11.

2..

4.:

7 .

13.

16.

18.

546

381

216

749

304

053

'

91

182

274

144

235

327-

994

435

429

410

821

231

839

250

660

1975

6.7.8.

3 .

4. 4.4.4.

9.6.

16. 3.6.

10.

19.

22 ;.

26.

067

'108

149

797

•40-1

198

117

234

'351

315

43.2

549'

634

616

250

343

686

02-9

593

936

279

1976

6.8 .

9.

4,

4. 4.4.5.

10. 7.

17o 4. 8.

12.

21.

25.

29.

N

943\7

411

249

446

695

142

-284

.427

837

979

122

715

•155

870

035

070

• 106

905

940.

976

Cuadro # 21

Hoja

1977- •

2/4.

Período

iy /4- 77

•7.

8.

' 10.

4.'

4.

5.5.5.

11. 7.

18.

4. a-.

12.

22,

27-0

31.

•502

.850

199

504 :

471

975

149

298

448

124

.273

423

331

425.

756

137

274

411

89". 3

03.0

167

-

2529 33

15 1 1-6 1

17 1718

382564

13274178

92,

106

.03.8

.516

D975

.29.9

,622

.921

499

998

i.500

H

.420

g.919 '

'.42-1

.674 .

.631

.305.

.'925

.•851

.777-

•.230

156

0082


COSTOS DE OPERACIÓN INCLUYENDO LA RENTABILIDAD

A NIVEL 3 4. :5 k.V"

(Miles

de

1974

1.2..

3.40

5.

6.

7.

8 .

9.

10.

10..

10.

10 .

10.


. Gastos directos cíe Oper. y Manten.

SUBTOTAT, COSTOS DEL SERVICIO

Rentabilidad 2%

Rentabilidad 4%

Rentabilidad 6%

Total costos del servicio y

rentabilidad 2% .

Total costo.s del servicio y

rentabilidad 4% .

Total costos/ del servicio y

rentabilidad' -6% .

Energía Vendida

Costos promedio del kWh cubriendo

.1 Costos del servicio (s'in intereses

de prestamos)

2 -Costos

del servicio y rentabilidad 2%.

3 Costos del servicio y rentabilidad 4%

4 .Costos del servicio y rentabilidad 6%

1. 1. 3 .

1. 2.:

3 „

4. 6.

7.

15 .

0,

- 0

io, o,

932

606

53.8

232

-.465

698

770

003

23.6

640

226

305

383

462

Cuadro i 21

Hoja. 3/4.

Sucres )

1975

3.2.

5.

1".

3 .5.

7. 9.

10 .

24.

0,0, o, o,

276

251

527

-

809.

619

429.

336

146

956

150

229

304

379

454

:

1976

3 2 5 2 4 6 7.10

12

28 0 0 0 0

.384

.385

.769

.216

.432

,648

.985

.'201

.417

-

.790

, 200

,277

,354 .

,43.1

1977

3 2 5 2 4 6 8

10 12

33 0 0 0 0

. 384

•

.507

.891

.191

.383

0574 .

.082

'.274

.465

.010

,178

,245

,311

,378

Período

74-77

20

28

35

43.

101 o, 0, o, o,

.7.25

•

.173 ,

.624

.074

.

.590

.

204

277

350

424

1

r H O 1



INCLUYENDO LA RENTABILIDAD

A NIVEL 13 . 8

3cV

(Miles de

1974

1. 2.

3 .4.5.

6.

7.-

80-

9. 10

10

1010 10


Gastos directos de Operac . y Manten.

SUBTOT&L COSTOS DEL SERVICIO

Rentabilidad 2% .

Rentabilidad 4%.

.Rentabilidad 6% .


rentabilidad 2%


rentabilidad 4% .

Total costos del servicio y

rentabilidad 6% .

Energía vendida

. Costo promedio del kWh cubriendo

.1 Costos del servicio sin interés de

préstamo

. 2 Costos del servicio y rentabilidad

o 3. Costos del servicio y rentabilidad

. 4 Costo.s del servicio y rentabilidad

2 2 4 1 2 4 5 7 8

15 0

2% . 0

4% . 0

6% . 0

. 394

.065

.459

.469

.-939

..40-9

.928

.398

.868

.640

,285

, 379

,473

,567

Cuadro t

Hoja 4/4.

-

Sucres' )

1975

3.2. 6.

2.4. 6 .

8.

' 11.

13'.

24,

0, o/ o, 0,

882

•843

725

.148

29.6

444.

873

021

169

150

278

367

-45.6

545

1976

4 3 7 2 5 7 9

12

14

28 0 0 0 0

.044

.061

.105

...610.

. 22.0

.-830

0715

.325

.935

.790

, 247-

,'337 •

,428

,519

1977-

•

4 3 7 2 5 7 9

12

15

33 0 0 0 0

..054

. 20.9

.263

.591

.182

.•773

. 854

.445

.036

.010

,220

,298

, 377

,455

Período

74-77.

2S. 552

34. .370

43 .189

52.008.

101.590

0, 251

0,338

0,425.

0,512

•

21

S.IS

TEM

A IN

TEG

RAD

O D

EL

NO

RTE

COSTO PROMEDIO -DEL -KWH -PARA

CADA .UNA DE LAS

ETAPAS FU-NCIONALES

1974 :

ENERGÍA VENDIDA (MWh)

I. GENERACIÓN

Costo promedio del kWh 'cubriendo

1.1

1.2

1. 3

1.4

II .

2.-1

2. .2

2.3

2.4

III

3.1

3.2

3.3

3.4

IV.

4.1

4. 2

4.3

4. .4

Costos del sexvicio (sin intereses

prestamos)

Costo.s del servicio y rentabilidad

Costos del -servicio y rentabilidad

Costos del servicio y rentabilidad

TRANSMISIÓN

Costo. Promedio del kWh cubriendo

Costos del servicio ('sin intereses

de prestamos



.Costos del servicio y rentabilidad

. DISTRIBUCIÓN .

Costo promedio del kWh cubriendo

Costos del servicio (sin intereses

de prestamos)





Costo promedio delkWh cubriendo

Costos del servicio (sin intereses

de prestamos

.Costos del servicio y rentabilidad

Costo'S' del servicio y rentabilidad


de

2%. .

4%

6% .

2% .

4%

6% .

2%4%6%

2% .

4% .

6%

15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 • o 0 0 0 0 0 0

.640.

,189

V256

, 323.

,389

, 109

,137

•,165

,193 '

, 237

•,'291

,344

'

,397 •

,.195

V201

',207

, 213

1975-

24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ó

. 150

,175-

,'234

, 29-2

,351

/116

,147

,179-

,211

, 208

/251

,'294

,337 :

,174

,-179'

,184

,188

1976

28 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

.790

,156

,'21-4

.,271

,328

,103

,138

,.173 '

,.208

,198 -

,-241

,'28.4

,327

,163

,168

,173 '

,178

Cuadro f 22 -

Hoja 1/2.

1977 -

33 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 •0 0 0 0 0 0

.010

,'140

',190

,.239

,289

,091

,121

,152 .

,.182

,186

,.227

'-,268

, 309

•

,151

,155

,160

'.

,164

Período

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0,0

45

37

.4


III. DISTRIBUCIÓN

Sin Rentabilidad

Cargos por energía

Cargos por demanda

2%. .Rentabilidad

Cargos por energía

Cargos por demanda

4% Rentabilidad

Cargos por energía

Cargos por demanda

6% .Rentabilidad

Cargos por energía

Cargos por demanda

IV. EQUIPO GENERAL

Sin Rentabilidad

Cargos por energía

Cargos por demanda

2% .Rentabilidad

Cargos por energía

Cargos por demanda

4% .Rentabilidad

Cargos por energía

Cargos por demanda

6% .Rentabilidad

Cargos por energía

Cargos por demanda

DETERMINACIÓN

LAS

S'./kWh '

W- /kW/mes

§/. /kWh.

fy. /kW/mes

$/. /kWh

. /kW/m.es

ty. /kWh

S/./k.W/mes

E INTANGIBLES

$/. /kWh,

3/. /kW/mes

S/./kWh

§/. /k.W/mes

£/. /k.Wh .

£}/. /k.W/mes

§/. /k'Wh

S/./M/mes

DE LOS CARGOS POR 'DEMANDA

DIFERENTES ETAPAS

1974 .

0,129.

24. .5

0 , 129

36.6

0 ,'129.

48. 7

'

0,129

60 . 8

0,176

4,4

0,176

5.7

'

0,176

7.1

0,176

8.4

Y ENERGÍA

PAP,A

Cuadro # 23.

Hoja 2/5'.

FUNCIONALES

197E

0,116

22. 3

0,116

32 .8

0,.116

43.2

0,116

53. 7

0,157

4.0

0,157 •

5.2

0 ,157

'6.4

0,157

7 .6

«

1976

0 ,110

21.4

0,110

31. 8

0 ,110

4 2. .-2

0,110

52 .6

0,148

3.8

0,148

4.9

0, 148

6.1

0,148

7 .3

1977-

0,102

21. 3

0 ,102

31. 6

0, 102

41.9

0,102

52 .2

0 ,136

3.6

0,136

4.7

0 ,136

5 .9

0,136

7.0

Período

74-77

0,M12 .

22, 1

0,112

32. 8

0,112

43.4

H H to0,112

"

54.1

0,151

3. '9

0, 151

5.1

0,151

6.3

0,151

7.5

L—

.. '

' '"'-i$&É

SISTEMA INTEGRADO

DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS

DEL NORTE

POR DEMANDA Y ENERGÍA

PARA

^WH

Cuadro # -

23.

Hoja 3/5'.

LAS DIFERENTES ETAPAS FUNCIONALES

T 0

Sin

Cargos

- Cargos

2%

Cargos

Cargos

4%

Cargos

Cargos

' 6%

Cargos

Cargos

TAL

Rentabilidad

por energía

por demanda

Rentabilidad

por energía

por demanda

."Rentabilidad

por energía

por demanda

Rentabilidad

por energía

por demanda

S/. /k'Wh

4/, /kW/mes

§/./k.Wh

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& /k'Wh

§/. /kW/mes

$/. /kWh

$/. /k.W/ tries

1974

-

0,.447

64. '4 .

0,447

99. 4

'

0,447

134

0,447 '

169. 4

1975-

1976

0,.399

0/372

.66.4 '

60 .2

0 /39'9

0 ,'372

100

94.1

0 , 399

0 , 372

133.6

128.0

0,399

0,372.

167 .'-I

162 ..0

1977 -

0, 343. '

56.6

0, 343

'88,2

0 ,343. '

119.7

Or343: '

151.2

Período

74-:77

0,381

61.2

:

0,381

94/5

- .

i0,381

H127/8

w .1

0,381

161.1

SISTEMA XNTEGRADO DEL NORTE

DETERMINACIÓN .DE LOS

EL NIVEL

ENERGÍA VENDIDA (MWh).

DEMANDA MAXXMA

(k'W)

Gasto.s directos cíe operación y

mantenimiento (Miles S/V)

Cuotas anuales de depreciación (Miles

£/. )

Sin Rentabilidad

Cargos por energía S/. /k.Wh

Cargos por demanda £/. /k'W/mes

2% .Rentabilidad

Cargos por energía S/./kWh

Cargos por demanda §/. /kW/nies

4% .Rentabilidad

Cargos por energía S/./k.Wh

Cargos por demanda S/. /k.W/iu.es

6% .Rentabilidad

Cargos por energía

$/. /k.Wh

Cargos por demanda S/../k.W/mes

CARGOS POR

DE VOLTAJE

-.1974 .

DEMANDA

DE 34/5

1975-

15 .640-

24. 150

5.740

1. 606

1.932

0,102.

28.0

0,102 .

46,1

0,102

63 .'B

0,102

81.7

•

8. 300

2.25.1

3.276

0,093

32,9

0/093

51.1

0,093

69. 2

0 ,09.3

6 7. -4

Y ENERGÍA

kV 1976-

28. 79^0

9.910

2.385 '

3.384

0,083

28.5

0,083

•47.1

'

0 ,083

65 .7

0,083

840. 4

PARA 1977- •

3 3 . 0 1.0

10 .930

2. .507.

-3 .384 .

0,076

25.8

0 ,.076

42 .".5

0,076

59,2

0 , 0 7 &

75.9

Cuadro § 2 3.

Hoja 4/5.

Periodo

74-77-

-

101. 590

34.880

'

8.749

11.976

i

0,08-6

H28.6

f

0 ,

-0 8 6

46.4

0,086

63 .8

0 , 0 8.6

82.0

É,, %;??."•:••••

-

— , .

r*•SISTEMA

DETERMINACIÓN DE LOS

EL NIVEL

ENE.RGIA

VENDIDA

(MWh)

DEMANDA MÁXIMA

(IcW)

Gastos directos de operación y

mantenimiento (Miles . )

Cuotas anuales de depreciación (Miles

£/. )

Sin Rentabilidad

Cargos por energía $/. /]¿Wh

Cargos por demanda £/./kW/mes

2% .Rentabilidad

Cargos por energía $/./]¿Wh

Cargos por demanda S/./M/mes

4% .Rentabilidad

Cargos por

energía $/. /JcWh

Cargos por demanda £/. /k.W/mes

6% .Rentabilidad

Cargos por

energía £/. /ki.Wh

Care

ros

por demanda S/. /kW./mes

..,.?..„•

.. .

INTEGRADO

CARGOS POR

DE VOLTAÍJE

1974 '

15.640.

• '

5.740

2/065

2/394

0,132

3<f.'8

•

0 ,132

56.1

0,132

77/4

0,132

98.8

i ••

•

¡ :.

DEL NORTE

DEM'ANDA Y

DE 13. 8 3cV

197S

24.150

8.300 .

2.843

3.882

0,118

. 39.0

0,118

60. .5

0,118

82.1

0,118

103.7

ENERGÍA

1976-

28 .790

9.910

3.061

4. -044

0,106

34.0

-

0,106

56.0

0,106.

7 7. -9

0,106

99.9

^

PARA

1977

-

35/010

10.930

3 . 2 0'9

4.05.4 .

0,'.097

30.9

0,097

•50.7

'

0,097 '

70"04

0,09-7

•90. '2

" kw*5^

Cuadro #23-

Hoja 5/5!

Período

74-77

101.590

34. .880

11.178

140.374 .

t H H0 ,-110

^34.3

0,110

-

. 55.4

-

0,110

76.5

0,110

9 7. -6

-116-

CAPITULO CUARTO

4. 1 ANÁLISIS DE .LOS PLTEGO'S TARIFARIOS' EXISTENTES EN EL

ÁREA DEL SISTEMA INTEGRADO DEL "NORTE

Antes de entrar a analizar los pliegos tarifarios vi-

gentes en el área integrada, vamos a presentar primero la e_s_

tructuxa de los mismos.

4.1.1 Tarifas vigentes en el Sistema Integrado del Norte

A. Pliego Tarifario de Ib'arra,' Otavalo, Atuntagui, Cayambe

y Tabacundo

Servicio Residen'cial

Tarifa R-l

Rango : 0-30" kWh

Cargos : . ' S . 00 mínimo, con derecho a 10 kWh

£/, . 0,60/k'.Wh .siguientes 20 kWh

Tarifa R-2

Rango: Superior a 30 kWh

Cargos: £/„ '. 25,oo mínimo, con derecho a 30 kWh

§ .0 , 75/k'Wh/ siguientes 70- kWh

. ". O , 65/kWh, siguientes 100 'kWh

. " O ,55/k'Wh, exceso

Servicio Comercial

Tarifa C-l

Rango: 0-40'. kWh

Cargos: S/. , 18,oo mínimo, con dereclio a 20 kWh

S/.', Of'80/k'Wh, siguientes 20 kWh

Tarifa C-2

Rango: Superior a 40 kWh.

Cargos: S/.'. 38 ,00 mínimo , con derecho a 40 kWh

S/. . 0,85/k'.Wh, siguientes 60 kWh

-117-

S/. ' 0,.7-5/k'Hh/ siguientes 100 kWh

S/. ' O/65/k'.Wh.,' exceso

Tarifa C-.3

- Aplicación: Letreros luminosos ornamentales de neón

Cargos: Tarifas comerciales" con un descuento de 40% .,

en todo caso, su valor no será inferior al mí

nimo de 'la Tarifa C-l.

Servicio Industrial

Tarifa 1-A

Aplicación: Abonados que utilizan la energía en trabajos

de artesanía y cuya carga conectada sea de

hasta 15 kW.

Cargos: Tarifas comerciales correspondientes' con una

bonificación máxima de 15%..

Tarifa 1-1

Aplicación: Abonados que toman la energía de los circui_

tos secundarios, o de los circuitos prima -

rios pero a través, de un transformador de

propiedad de la Empresa

Cargos : S/.'. 18 , oo/k'.W de demanda f acturable ,' mínimo

S/.'. 0,55/k'.Wh./ primeros 50 kWh/k.W.

S/.'. 0,50/k.Wh, siguientes 50 kWh/k.W

S/, ' 0,45/kWh,' exceso

Tarif'a 1-2

Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel de a_l

ta tensión.

Cargos: S/.'. 14,.oo/k'W de demanda fa.cturable, mínimo

S/.'. 0,55/k'Wh, primeros 50 kW.h/k.W

S/.' 0,.50/k'Wh, siguientes 50 kWn/kW

S/.'. 0,45/kWh, exceso

-118-

Tarifa 1-3

'Aplicación: Abonados que toman la energía de los circui-

tos primarios en ho'ras que no corresponden a

• las de demanda máxima del sistema.

Cargos : S/. '. 12 oo/kW de demanda f acturabl.e , mínimo

S/.' O , 4 5/k'.W'h , siguientes 50 'kWh/k.W

S/.'. O , 4 0/]¿Wh , siguientes 50 kWh/k'W

S/. ' 0 ,35 /kWh/ exceso

Servicio a En.tidades Oficiales

Tarifas EO'-l y EO-2 .

Aplicación: Oficinas y dependencias fiscales y Municipa-

les cuyas, características son las especifica

das en la definición de servicio a Entidades

Of i.ciales .

Cargos; Tarifas comerciales con una bonificación má-

xima del 15% ..

Servicio de Alumbrado Publico

Tarifa A-P

Cargos: S/. '. 53,00 por cada luminaria de vapor de mer_

curio de 250 W cerrada

S/.'. 21,oo por cada luminaria incandescente

de 100. W abierta

S/. '. 30 ,oo por cada luminaria de vapor de mer_

curio de 125 W cerrada

£/.' 39',oo por cada luminaria de luz 'mixta de

160 W abierta

S/. '. 29 ,00 por cada luminaria de vapor de me_r

curio de 125 W abierta

Servicios Ocasionales

Aplicación: Abonados que toman la energía sin medidor, a

fin de promover negocios en la vía pública.

-119-

Cargos:

Tarifa 0-CM

S/. 5,oo diarios por cada 100 'W o fracción

de carga conectada

Aplicación: Abonados que. toman la energía, con medidor,

a fin de promover negocios en la vía pública.

Cargos: Tarifas comerciales' correspondientes, con un

recargo de 150%..

B. Pliego Tarifario de Tulcan

Servicio F.esidenc'ial

Tarifa R

Rango:

Cargos:

Tarifa R-l

Rango:

Cargos:

0-30 .kWh

S/.'. 7,oo mínimo, con derecho a 20 kWh

S/. . 0,40/kWh, exceso

0-40- kWh

S/. . 10, oo mínimo con derecho a 20- kWh

S/.'. 0,40/k'Wh,'. exceso

Tarifa R-2 .

Rango: Superior a 40. kWh

Cargos: S/.'. 15 ,00 mínimo, con derecho a 30 kWh

S/.'. 0,45/kLWh,. siguientes 170'- kWh

S/. ' 0,40/kWh, exceso

Servicio Comercial

Tarifa C-l

Rango: 0-.40- .kWh

Cargos: S/.'. 14,oo mínimo, con derecho a 20 'kWh

S/, . 0,.50/k'Wh/ exceso

Tarifa C-2

Rango: Superior a 40, kWh

Cargos: S/. '. 24, o o mínimo, con derecho a 40 kWh

S/. ' 0,50/k.Wh, siguientes" 80 kWh

-120-':

S/. '. 0,45/k.Wh, siguientes 80 'kWh

S/. '. O , 4 O'./kJtíh , exceso

Servicio Industrial

Tarifa. I- A

Aplicación: Abonados que utilizan la energía para traba-

j os de artes'aní a.

Cargos ; S/. '. 10 , oo mínimo , con derecho a 20 kWh

S/. . 0,35/k.Wh,. siguientes 1.000 kWh

S/. ' 0/30/k.Wh, exceso

Nota: El bloque de S/. ' 0,35/3¿Wh se factura realmente a

S/. '. 0 ,40 /kWh

Tarifa 1-1

Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel baja

tensión.

Cargos: S/. 2 ,oo/HP de demanda f acturable , mínimo

S/. ' 0,30'/k'.Wh,' primeros 50 kWh/HP

S/. ' 0,25/k'Wh, exceso

Tarifa 1-2

Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel alta

tensión,,

Cargos: S/. ' 1, 00/E3? de demanda f acturable/ mínimo

S/. . 0,35/k'.Wh., primeros 50 kWh/HP .

S/. '. O r'.SO'/kWh,. exceso

Servicio de Alumbrado Público

Tarifa A-P

Cargos: S/. '. O ,'.30'/k'.Wh

Servicios Municipal-Fis cal

Aplicación: Dependencias comprendidas en la definición de

servicios fiscales y municipales .

Cargos : Tarifas comerciales correspondientes , con una

bonificación máxima de 20% ..

-121-

Servicios Temporales

Tarifa S-T

Aplicación: Abonados al servicio temporal

Cargos: Tarifas comerciales correspondientes con un

recargo del' 100%

S.ervicio Sin Medidor

Aplicación: Abonados al servicio temporal siempre que la

Empresa no le's'. ex'i j a el respectivo medidor.

Cargos : S/. '. 3 , o o/di a por cada 100 W o fracción de car_

ga conecta.da

Pliego Tarifario de San Gabriel

Servicio Residencial

Tarifa. R-F (Fr o vis ion al 'sin medidor)

Aplicación: Abonados que no poseen actualmente medidor.

Cargos: S/. ' 10 ,00 por cada foco de -25 W.

Tarifa R-l

Aplicación: Abonados que poseen medidor

Cargos: S/. '. 10,oo mínimo, con derecho a 20 kWh

S/,'. O , 4 O./kWh. / exceso

Servicio Comercial •

Tarifa C-l •

Aplicación: Abonados al servicio comercial

Cartos': S/.'. 12 , oo mínimo , con derecho a 20- kWh

S/.'. 0,45/k'Wh,, exces'o

Servicio Industrial

Tarifa I-A

Aplicación: Abonados que 'toman la energía de los circuitos

secundarios y cuya carga conectada es de hasta

• -122-

• . 20 kW

Cargos: S/. . 30,oo mínimo, con derecho a 60 kWh

S/.'. 0,'35/kWn./ siguientes 40 kWh

S/. '. O , 30/k'.Wh.r siguientes 100 kWh

S/. '. 0,.20'/k'Whr' exceso

Tarifa 1-1

Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel baj a

tensión.i

Cargos ; S/. ' 3 /oo/k'.W. de demanda facturable, mínimo

S/. ' 0,.35/kWh," primeros 20- kWh/kW

S/e'. O, 30/k'.Wíx, siguientes 20 kWh/k'W

S/.'. 0,20/kWb., exceso

Tarifa 1-2

Aplicación: Abonados -que 'toman la energía a nivel alta

tensión.

Cargos : S/. '. 2 , oo/JcW de demanda facturable , mínimo

S/. ' 0,35/kWh./ primeros 20. kWh/k.W

E6 . 0,3Q'/kWh,' siguientes 20. kWh/kW

S/.'. 0,20/kWii, exceso.

Servicio a Entidades Fiscales y Municipales

Tarifa. F-M

Aplicación: Abonados al servicio de Entidades'Fiscales y

Municipales'.

Cargos: Tarifa Comercial, con una bonificación máxi-

ma del 20% ..

Servicio de Alumbrado Publico

Tarifa. A-P

Cargos S/.'. 0,30'/.k.Wh. '

-123'-

Servicios Ocasionales'

Tarifa 0-SM

Aplicación: Abonados al servicio ocasional, siempre .que

la Empresa no les exija el respectivo medi-

dor.

Cargos: S/. ', 5 , oo/dlía por cada 100 W o fracción de car

ga conectada.

Tarifa O-CM

Aplicación: Abonados al servicio ocasional con medidor

de 'energía el'ectrica.

Cargos: Tarifa Comercial 'con un recargo de 100%'...

D- Pliego Tarifario de El Ángel

Servicio Fijo

S/. ". 3,oo por cada foco de 25- W.

£/.'. 4/oo por cada foco de- 50 W.

S/.', 5,oo por cada foco de 60 'W.

S/.'.' 8 ,-oo por cada foco de 100 W.

Servicio con medidor

Residenciaí: S/. '. 6,00 mínimo con derecho a 15 kWh

S/,'. O , 3 O'/k'.Wh. por" el exceso

Comercial: £/. . 8,00 mínimo con derecho a 15 kWh

S/.'. 0,40/k.Wh por el exceso

Industrial: S/.'. 20',00 mínimo con derecho a 15 kWh

S/.'. 0,40./k'.Wh por el exceso

Rural: S/,'. 20 ,00 mínimo con derecho a 20. kWh

S/. ' O r 50/IcWh por el exceso

Ocasionales fiestas¡ defunciones, máximo 6 días)

S/. '. 5,oo por cada foco de 50 V?

S/. '. 8 ,o~o por cada foco de 100 -W. .

S/.'. 12,oo por cada foco dé 100 W a 200 'W.

S/. ' 20,oo por cada radio o tocadiscos

-124-

E. Pliego' Tarifario 'de 'Co'ta.cá'chi'

Res.iden.cial 'S/. '. 7 ,'oo mínimo con derecho a 12 kWh

S/. ' 0740:/.k'.Wh por el exceso

Comercial: S/. '. 8,00 mínimo con derecho' a 12 kWh .

S/. '. O ,50/k.Wh 'por el exceso

Industrial: S/.', 5 , oo mínimo sin consumo

S/.', 0,.30/IcWh. "por los primeros 50 kW'h

S/. ' Or25./k'.Wh por el exceso

S/.'. 5,oo por cada HP o fracción de carga co-

nectada sin der.echo a consumo

Nota: No. existen tarifas para servicio f i j o.

4.1.2 Análisis de lo's pliegos tarifarios

A. Pliegos Tarifarios 'Municipales

Los -servicios eléctricos municipales por mucho tiempo atrás

han venido manteniendo una política tarifaria deficiente. U_

na serie de factores" negativos han contribuido para desorg_a

nizar económicamente a este 'servicio que constituye la base

fundamental para el desarrollo y adelanto de los pueblos.

El principal problema del retraso económico en los servicios

eléctricos municipales han sido las tarifas políticas. Los

gobernantes de .turno con el. afán de granjearse simpatías de

sus partidarios y, con una visión bastante, estrecha, no se

han preocupado de recuperar en forma justa los fondos corre_s_

pendientes, a los ingresos por venta: de energía, .pues, se han

permitido subvenciones discriminatorias dirigidas a .quienes

ti.enen mayor capacidad económica; lo que ha contribuido, co-

mo es lógico, a la ausencia de cuotas anuales para fondos de

depreciación de los equipos.

Esta política tarifaria ha sido la principal causa del mal

servicio y del estancamiento del desarrollo de estos pueblos.

-125-

I ' Se suman a estos inconvenientes 'los pliegos tarifarios i

nadecuados, cuyas bases' económicas son obsoletas debido a

las continuas devaluaciones' monetarias que ha sufrido núes

tro País»

Por todas estas razones' y para enrumbar la economía de los

Municipios por senderos de progreso; el Plan Nacional de E_

lectrifi.cación de INE'CEL/ ha creí'do conveniente, 'incluir a

los Sistemas Erectrices Municipales dentro de cada Sistema

Regional, para así hacerlos partícipes de las grandes ven-

taj as que of r.ece la Economía de Escala para los sistemas

interconectados.

B. Empresa Eléctrica Tulcán S .'A.-Empresa Eléctrica Montüfar S'.A,

La E.E. Tulcán durante, .el año 1973 'registro como ingresos

de explotación, la cantidad de S/.'. 1'502.296; y como gastos

de explotación, la cantidad de S/.' 1' 821.010; lo que de j a

como saldo defi.citario la cantidad de S/.'. 3Í6.714. En igual

forma, la E .E.. Montufar durante 'el mismo año registro los

siguientes resultados: ingresos de explotación S/»'. '. . .

477 . 059; _ gasto.s de explotación S/.' 428.223,' lo que da un s a 1_

do negativo de S/.' 38'.39'8.

De los datos anteriores se puede deducir que las dos Empre_

sas Eléctricas tienen que revisar sus pliegos tarifarios

para poder nivelarse económicamente y obtener una rentabili_

dad adecuada,

C, Empresa Eléctrica Ib'arra

La E.E. Ibarra-Otavalo-Atuntaqui-Cayambe-Tabacundo, que

constituye el primer Sistema Integrado del Norte, no ha pre_

sentado el informe "económico correspondiente a los dos ÚJL^

timos años, razón por la cual no podemos hacer una compar_a_

ci.on de sus ingresos y de "sus egresos para determinar su

estado de pérdidas o ganancias.

-126-

Segün el pliego tarifario para el Sistema Norte, aproba-

do en Junio de 1972, se estimo que con el valor promedio

de S/.. 0,761/kW (valor g.ue considera la rebaja por el ex^

ceso de capacidad instalada) se cubrirían los costos del

servicio incluyendo los' intereses de -préstamos.

4..2 ANÁLISIS DE .LA ESTRUCTURA DE 'CONSUMOS DE LO'S 'ABONADOS

DEL 'ÁREA INTEGRADA

Para poder apreciar en mejor forma como están rep'arti^

dos los consumos de los abonados , presentamos cuadros de dis_

tribucion por frecuencia en el mes representativo para las

dif erente.s Empresas Eléctrica y Sistemas Municipales. (Ver

cuadros Nos. 24, 25, 26-,. 27, 28, 29).

Resumiendo estos cuadros para los difererfes organismos

y para los diferentes tipos de servicio, obtenernos los si -

guientes porcentajes comparativos:

4..2.-1 Empres a Eléctrica rb'ar'ra

Mes representativo: Abril/7'.3

Tipo de Servicio

Residencial

Comercial

Industrial-Artesanal

Industrial

Entidades Oficiales

Alumbrado Publico

Abonados % , Consumo %kWh

9.23.3 82/25. 371. 603 46., 5 5

1.323 11,79 137.--478 17V22

521 4 ,64 55 ,379 6 , 9 4

14 • 0,12 . . 51.006 6 ,39

133 ' 1,18 47.166 5,91

1 - 135'.627 16,99

T O T A L 11.225. 100/30 . 798.25,9 100,oo

-127-

U

4.2.2 Empresa Eléctrica Tu lean

Mes representativo: Abrí 1/7.3

Tipo de servicio

Residencial *

Comercial

. Industrial-Artesanal

Industrial

Entidades Oficiales

Alumbrado Público

T O T A L

'Abonados

3. '003

. 550

38

33

28

1

3.653

82

15

1

0

0

100

g.

,2

,0

,0

,0

1

6

4

1

,01

-

, oo

'ConsumokWh,

124.845

52. .315

3.866

23. 603

5.638

58.386

268.653

46

19

1

8

2

21

100

"5

,47

,47

,44

,79

,10

.73

, oo

4.2,3 Empresa Eléctrica Montúfar

Mes representativo :

Tipo de servicio

Residencial

Comercial

Indus trial-A.xtesanal

Industrial

Entidades Oficiales

Alumbrado Público

Abril/1973

' Abonados

1.408

307 •

37

3

18

1

79-

17

2

0

1

0

% .

,37

,31

,09

,17

,0

,0

1

1

^ kWhConsumo

42. .414 .

21. 477

3.443

2. 230

2.928

12.49.2

49

25

4

2

3

14

5,

,91

,27

,05

,62

,45

,70

T O T A L

4.2.4 Municipio de Otavalo

Mes Representativo: Abrí I/7.3

Tipo de Servicio Abona'dos

Residencial

Comercial

Industrial

Entidades Oficiales

Alumbrado Público

1.774 10O,oo 84.984 100,oo

Consumo

kWh.2, -45.8 •

25-8

94

60

1

85

8

3

2

,61

,-99

,27-

,09

-

99

26

20

10

16

.7

.6

9

7

. 13

.2

.9

6

5

4

3

4

5

2 .

57

15

11

5

9

,•41

,35

,58

,91

,75

T O T A L 2.871 100,.00' 173.818 100 ,-00

4.2.5. Municipio de El 'Ángel

Mes Representativo: Abril/7.3

Tipo de servicio 'Ab'onadoskWh. ".

Residencial

Comercial •

Industrial

Entidades Oficiales

Alumbrado Público

T O T A L :

1.280

129

28

20

1

1. 458

' 87/-

8,

1,

1,

0,

100,

79

85

92

37

10

00

16

4

. 2

19

12

. 54

.666

. 143.

.406.

. 097

.-184 -

.49-6

30,

7,

4,

• 35,

22,

100,

58

60

42

04

36

00

4 ..2 . 6 Municipio de Cotacáchi

Mes Representativo :

Tipo de servicio

Residencial

Comercial

Industrial

Entidades Oficiales

Alumbrado Público

Abril/7.3

Abonados

1.009

75

30

4

1

•3

90,

6,

2,

Consumo % .

17

70

68

-

-

. 22

4

2

20

..118

.039

.06.0

. 214

.000

45,

8,

4,

41,

61

34

25

-

30

T O T A L :

4.2.7 TOTAL DEL SISTEMA

Tipo de servicio

Residencial

Comercial

Industrial-Artesanal

Industrial

Entidades Oficiales

Alumbrado Público

1. 119 100 ,00 48. 43.1 100 ,.00

Abona'dos ConsumokWh

18.391 83,21 677.'440

2.642 11,95 246.125

596 2 ,70- 62 . 688

202 0,91 101.439

263 1,19 85.308

6 - 255.641

47,42

17, 23

4,39'

7,10

5 ,97

17,89

GRAN TOTAL 22..103 100,00 1'428..641 100,00

-129.-

De todos estos servicios, los correspondientes a alumbra

do publico de Otavalo, El Ángel, Cotacachi y a Entidades' Ofici_a

les de .El Ángel, son servicios gratuitos que serán cobrados una

ve2 que estos organismos pasen a conformar el Sistema Integrado

del Norte.

Los abonados del servicio residencial sin medidor, repr_e

sentan una mínima parte respecto al total, este servicio des apa

re cera en igual f o ría a cuando se conforme el Sistema Norte.

De los porcentajes totales se deduce que aproximadamente

la mitad del consumo total corresponde 'al consumo residencial y

el con's~umo restante se reparte entre los demás servicios, co -

r respondiendo le el segundo lugar al consumo comercial' .Cl'7%). y

el tercer lugar al consumo industrial (12%)., considerando únic_a_

mente las industrias servidas por las Empresas Eléctricas y Si_s_

temas Eléctricos Municipales.

4. 3 DETERMINACIÓN DE LOS PRE'CIOS "MEDIOS REFERENCIJVL'ES DE VENTA

DEL K.WH PARA LOS DIFERENTES TIPOS' DE SERVICIO

El cálculo para determinar los precios medios referencia_

les de venta del kWh para los diferentes tipos de servicios, se

lo realizo tanto para las tarifas vigentes como para las tari -

fas propuestas, con fines comparativos.

Los cálculos realizados se presentan en los cuadros Nos.

30 al 35 para las tarifas vigente.s , del N° 36 al 41 para las t_a_

rifas propuestos, y en el cuadro N°' 42 se presentan los valores

promedios de las tarifas vigentes y propuestas.

Los precios medios referenciales de venta del kWh para

los diferentes servicios y para las tarifas propuestas, son los

siguientes:

L

-130-

Servicio Residencial S/.' 0,767/kWh

Servicio Comercial 0,827/k.Wh

Servicio Industrial 9,788/kWh

Servicio Entidades Ofic. 0,728/k.Wh

Servicio A.Publico O , 650/k.Wh

T O T A L O,773/kWh

Costo promedio del kWh 'con el 2%. .de rentabilidad

O , 770/k.Wh

4, 4 DISEÑO Y ESTRUCTURA DE' L'AS DIFERENTES TARIFAS

4..4,1 Clases de Servicios

1. Servicio Residencial

Se denomina así al suministro de energía eléctrica a casas,

edificios , departamentos r etc. destinados exclusivamente p_ara

residencia del abonado.

2.. Servicio Comercial

Se denomina así al suministro de energía eléctrica a casas,

edificios, departamentos, etc. destinados por el abonado o

por sus inquilinos para fines de negocio o actividades pro-

fesionales , educacionales e institucionales y a locales des-

tinados a cualquier actividad por la cual su propietario o

sus arrendatarios perciban,alguna remuneración del público

que a ellos concurre. Se clasificará, por lo tanto, dentro

de este servicio, el suministro de energía a tiendas, alma-

cenes, hoteles, pensiones, salas de cine, escuelas, colegios

y universidades, clínicas y hospitales, consulados, embaj a-

das, iglesias, etc.

En caso de que la casa, edificio, departamento, etc., o par-

te de ellos, sirva a la vez 'como residencia del abonado o de

sus inquilinos y si solo existe un solo medidor de energía,

todo el consumo de energía se lo considerará como .servicio

comercial, pero en estos casos el abonado podrá solicitar

-131-

la instalación de un medidor independiente para el consu-

mo de energía en la parte del edificio instalado como resi_

dencia, siempre que la misma este separada del área desti-

nada a comercio, por medio de paredes o tabiques permanen-

tes , que las instalaciones interiores sean completamente in_

dependientes unas de otras, sin posibilidad de intercone-

xión entre .ambas y que 'el medidor se pueda colocar en un si

tio adecuado y accesible a todas horas para los Inspectores

de la Empresa; pero en general, debe restringirse este tipo

de instalación.

Servicio Industrial

Se denominará así al suministro de energía eléctrica o_ mo-

tores eléctricos que muevan maquinaria destinada a la ela-

boración de algún producto en fábricas, talleres, etc. ; para

calefacción (h'ornos) en cualquier proceso 'de elaboración;

para procesos electrolíticos, o en gener.al para cualquier pr_o_

ceso industrial. Se incluye en este servicio el suministro

de energía eléctrica para usos industriales de los Municipios

Consejos Provinciales y otras Entidades de servicio publicoa

Constituye parte de este servicio industrial, el servicio de

alumbrado de .lo;s locales destinados a la elaboración del prc^

ducto, siempre que la carga total co.nectada de! alumbrado no

sea mayor del 10% .de la demanda en motores, hornos, tanques

electrolíticos, etc. que constituyen la demanda industrial

pura.

Cuando la demanda por alumbrado de fábricas, talleres, etc.

sea mayor del 10% .de la demanda industrial pura, la Empresa

podrá exigir la instalación de un medidor independiente pa-

ra el servicio de alumbrado y aplicará la tarifa general que

corresponda.

El abonado puede solicitar a la Empresa la instalación de un

L

-132-

medidor independiente para el alumbrado, en tal caso, ese

servicio de alumbrado se considerará como servicio comer-

. cial*

No se conside.rará como servicio industrial al suministro

de ener.gía eléctrica para accionamiento de ascensores, en

edificios pülbicos ,• comerciales o* residenciales; dibien do

facturarse esta energía como comercial, res'idencial,- etc.,

según el. caso,

4. Servicio de Alumbrado Público

Se denomina así al suministro de energía eléctrica para _a_

lumbrado de calles, plazas, parques, sitios de recreo', p_i

las luminosas, etc. C£ue son para libre ocupación del públ_i_

co.

50 Servicio a Entidades' Oficia'les

Se denomina así al 'suministro de energía eléctrica para u-

sos' generales de las oficinas y dependencias de los Munici_

píos. Consejos Provinciales y Gobierno Nacional del' Ecua -

dor, cuyo funcionamiento se halla financiado por fondos pro_

venientes de sus respectivos -presupuestos o impuestos espe-

cialmente creados y siempre que presten servicios -gratuitos

o sin fines^ comerciales, al público.

No. se cla'sifi.cará dentro de este servicio, el 'suministro de

energía el'éc-trica a edificios, departamentcs, oficinas u o-

tras propiedades de las instituciones definidas anterior-

mente, cuando se las arrienda o cede a otros.

6 . Servicios Ocasióna'les

Por servicios ocasionales se 'entenderá el suministro de e-

nergía eléctrica para ser utilizada en cualquier finalidad,

durante un período de 30 días o menosQ

_ "1 Q Q __L O O

7.- Disposiciones 'Gen'e'r'ales

La Empresa dete.rmin.ara la clase de servicio solicitado en

base a la información obtenida en el sitio por los Inspec

tores de la Empresa.

En caso de existir alguna duda sobre la ubicación de un a

bonado dentro de cualesquiera de los servicios aquí definí

dos, la Empresa se reserva el derecho' de hacerlo de acuer-

do a su mejor criterio.

8. Carga conectada

Por el término " carga -.conectada" se entenderá la capaci-

dad total de los equipos y aparatos eléctricos, lámparas

y artefactos 'de alumbrado eléctrico, etc., conectados por

el abonado a su instalación, según sus placas de fábrica*

Esta, carga conectada se la expresará en kilovatios (kW)

para todos los servicios.

Se considerará también como carga conectada y se sumará a

la anterior, cada receptáculo . (toma-corriente vacio) . a

razón de 100 'vatios cada uno.

Cuando algún aparato o equipo no tuviere placa de fábri-

ca o indicación de su capacidad, la Empresa podrá determi^

nar a su criterio esta capacidad.

9 / 'Carga Facturable

Por 'barga factarable" o demanda facturable se entiende u-

na parte de la carga conectada o la totalidad de esta car_

ga, para cuya determinación se dan instrucciones en las

tarifas industriales. Esta carga facturabl.e se considera-

rá como demanda máxima hasta cuando se instalen medidores

de demanda máxima.

-134-

10. Reglas Generales

a) El servicio se .suministrará y medirá por medio de un apa-

rato registrador en cada punto de entrega y para cada cori

sumidor. Dos o más puntos de entrega para un solo consumi_

dor serán considerados cada uno como un servicio separado

y se presentarán planillas separadas para cada punto de

entrega,

b) El servicio que se suministre es para el uso exclusivo del

consumidor y no podrá revenderse ni facilitarse en otra

forma a terceros.

c) Dado el caso de que el aparato registrador del consumidor

se detuviere r la cantidad de energía consumida durante, el

periodo mensual, será calculada tomando como base el va-

lor promedio de kWh 'consumidos en los dos meses' anteriores.

d) Las planillas por el servicio suministrado bajo estas ta-

rifas/ deberán pagarse dentro de los quince dias siguien-

tes a la fecha de emisión de la planilla. De no pagarse

dentro de ese período, la Empresa podrá suspender el ser-

vicio .

e) La Empresa determinará el valor del derecho de reconexión

de los servicios desconectados por falta de 'pago, valor

que cubre los gastos .ocasionados en mano de obra, movili-

zación, etc. que se efectúan en la desconexión y recone-

xión correspondientes. . - "

f) Las presentes' tarifas no incluyen ningún impuesto, por lo

tanto, el consumidor pagará todo impuesto creado o por

crearse, sobre el importe de la facturación correspondiente,

g) Para, responder por el" pago del valor del consumo, la de-

volución del contador y otros aparatos y materiales, en el

mismo buen es'tado en que fueron instalados, la Empresa de-

~" i -J —' ""*

terminará y exigirá .que el abonado haga un deposito en re

•1 ación a los indicados valores.

4. 4..2 -Tarifas Propues'tas

Á . - Servicio Res'iden:ci'al

A.l Tarifa R-l

Aplicación: -'Esta, tarifa se aplicará a los abonados al ser_

vicio residencial que consuman de O a 30 kWh

ySe aplicara también a los nuevos abonados que

tengan una capacidad instalada de hasta 300. v_a

tios, mientras no establezcan consumos mensua-

les s up e r i o r e s'. a 30 k Wh .

Cargos: S/.'. .9 ,00 mensuales como mínimo de pago con d_e_

recho' a un consumo de hasta 10 kWh.

S/.' O r 60 'por cada uno de los siguientes. 20. kWh

consumidos durante el mes.

A. 2 Tarifa R-2 ./•"

Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al ser_

vicio residencial cuyos consumos mensuales sean

superiores, a 30 'kWhQ

Se aplicara, también a los nuevos abonados al ser_

vicio residencial que tengan una carga conect_a

da superior a 300. vatios, siempre que sus 'con_

sumos mensuales sean superiores a 30' kWh.

Cargos: S/.'. 25., oo mensuales' como mínimo de pago con de_

- recho' a un consumo de hasta. 30 kWh.

S/o'. 0,75 por cada uno de los siguientes 70 kWh


S/.'. 0,65 por .cada uno de los siguientes 100 kWh

consumidos 'durante el mes .

S/. O,.55 por cada kWh .de exceso en el consumo du_

rante .el mes.

-136-

Nota: Un abonado de la tarifa R-l pasará a la' tarifa R-2 cuan_

- do -por 3 meses consecutivos su consumo mensual sea ma-

yor de 30" kWh. Un abonado de la tarifa R-2 pasará a la t_a_

rifa R-l cuando por 3 meses consecutivos su consumo men_

sual sea menor de 30' JcWh.'

B. Servicio Comercial

B.l Tarifa C-l

Aplicación:

Cargos:

B'. 2 Tarifa C-2

Aplicación:

Cargos

Esta tarifa se 'aplicará a los abonados al ser

vicio comercial, cuyos consumos mensuales es-

tén' entre O y 4O kWh.' Se aplicará también a

•los nuevos abonados al servicio comercial que

tengan, una capacidad instalada de 'ha.sta 400

vatios, mientras no establezcan consumos men_

su al es superiores a 40. kWh.

S/.'. 18,00 mensuales como mínimo de pago con

derecho a un consumo de hasta 20' IcWh,

S/.' 0,80 'por cada uno de los siguientes 20- kWh


Esta tarifa se aplicará a los -abonados al ser_

vicio comercial, cuyos consumos mensuales sean

superiores a 40. kWh. Se aplicará también a los

nuevos abonados al servicio comercial que ten-

gan una carga instalada superior a 400 vatios,

siempre que sus consumos mensuales sean supe-

riores a 40 kWh.

S/.' 38, o o mensuales como mínimo de pago con de_

recho a un consumo de hasta 40' kWh.

S/.' O ,85 por. cada uno de los siguientes 60 kWh


S/.'. O ,.75 por cada uno de los siguientes 100 'kWh

consumidos durante el mes °

S/.'. Q ,.65 por cada kWh de exceso en el consumodurante el. mes .

-137-

N-ota: Un abonado de la tarifa C-l pasará a la tarifa C-2

cuando por 3 'meses consecutivos su consumo mensual

sea mayor de 40 3tWh, Un abonado de la tarifa C-2 pa

sará a la tarifa C-l cuando por 3 meses consecutivos

su consumo mensual sea menor de 40 kWh.

B.3 Tarifa C-3

Aplicación: Esta tarifa se aplicará a letreros luminosos

. ornamentales de neón, que están conectados a

través de un medidor que registre solamente

el consumo.

Cargos: Se aplicarán las tarifas comerciales con un

descuento del' 40%;. en todo caso, su valor no

será menor que el mínimo de la tarifa C-l.

C. Servicio Industrial

C.l Tarifa I-A


vicio industrial que utilizan la energía elé_c_

trica en trabajos de artesanía y cuya, carga

conectada sea de 'hasta 15 kW-

Cargos: Se aplicarán las tarifas comerciales correspon_

dientes, con una bonificación máxima del 15% .

sobre el valor de la planilla.

La aplicación de .esta bonificación queda a cri_

terio de la Empresa.

C.2 Tarifa 1-1

Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al s e_r_

vicio industrial .que tomen la energía de los

circuitos secundarios de la Empresa. Se aplica_

rá también a los abonados que tomen la energía

de los circuitos primarios pero a través de un

transformador de propiedad de la Empresa.

Cargos : S/.' 18,oo por cada kW de dem.anda f act"arable r

como mínimo, sin derecho a consumo.

S/.'. 0,55 por cada uno de los pimeros 50 .kWh.

de consumo mensual por cada kW de demanda fac

turable.

S/.'. 0,50 -por cada uno de los siguientes 50 kWh.

de consumo mensual por cada kW de "demanda f ac-

turable.

S/.' O,-45 por cada kWh de exceso en el' consumo

durante el mes.

C.3 'Tarifa 1-2 .

Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al ser-

vicio industrial que tomen la energía directa-

mente 'de los, circuitos primarios de la Empre-

sa, mediante la instalación de transformadores

de propiedad del abonado.

Cargos: S/.' 14,oo por cada kW de demanda fac turable,

como mínimo de pago mensual, sin derecho a co_n

s um o.

S/.' Or55 por cada uno de los primeros 50 kWh de

consumo mensual por cada kW de demanda factura-

ble.

S/.' O ,'.50 por cada uno de los siguientes 50 kWh de

consumo mensual por cada kW de demanda factura-

ble.

S/." O,.45 por cada kWh 'de exceso en el consumo

durante el mes.

C.4 Tarifa 1-3 '

Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al servi^

ció industrial que tomen la energía directamen-

te de los circuitos primarios de la Empresa en

horas que no corresponden a las de máxima deman-

da del Sistema.

-139-

C argos : S/.. 12,.o o por cada kW de demanda f acturable,

como mínimo de pago mensual, sin derecho a

consumo.

S/.. O,.45 por cada uno de los -primeros 50 kWh

de consumo mensual por cada kW de demanda fac

turable,

S/. 0/40 por cada uno de los siguientes 50 kWh

de consumo mensual por cada kW de demanda fac-

turable.

S/.' O ,'35 por cada kWh- 'de exceso en el consumo

durante el mes.

D. Demanda Factura'ble

Por "demanda facturable" se entiende la demanda máxima re-

gistrada en el respectivo medidor de demanda, ocurrido du

rante. los últimos doce meses', incluido el de 'factueación.

Cuando :la instalación del abonado no tenga medidor de de-

manda máxima, la demanda factuxable se computará de la si_

guiente manera:

El 100%. .de los primeros 20' kW de carga instalada

El 80% .de los siguientes 30 kW de carga instalada

El- 70% .de los siguientes 50 kW de carga instalada

El 60% .del exceso.

Cualquier fracción que resultare del registro de los medi-

dores de demanda máxima o del cálculo indicado, se asimi^

lará al entero próximo superior.

E. Cláusula del Factor de 'Potencia

En el caso de que el factor de potencia de un abonado in-

dustrial sea menor de 0,80, la facturación mensual será

recargada en la relación por cuociente 'entre 0,8 y el' fa_c_

tor de pote.ncia obtenido.

-140-

F, Horas de Pico

Para la aplicación de la tarifa 1—3 se considerarán como

horas de pico del sistema, las .que la Empresa detexmine.

G. Servicio a Entidades Oficiales

Tarifas EO-1 y EO-2 •

Aplicación: Estas tarifas se ''aplicarán a todas las ofici-

nas y dependencias fiscales y municipales, cu_

yas características sean las especificadas en

la definición de servicio a entidades oficiales

Cargos: Se aplicarán las tarifas comerciales correspon.

dientes, con una bonificación máxima del 15% .sc_

bre el valor de la planill^ si 'la' Empresa lo

creyere conveniente.

H. Servicio de Alumbrado 'Publico

Tarifa A-P

Aplicación: Esta tarifa se aplicará a todo el servico de _a

lumbrado publico.

Cargos:

Notas;

S/.', 53,oo mensuales por cada luminaria de vapor

de mercurio de .250 vatios cerrada

S/.'. 21,00 mensuales por cada luminaria incan-

descente de 100. .vatios abierta..

S/.'. 30,oo mensuales por cada luminaria de va-

por de mercurio de .125. vatios cerrada.

S/. 39,oo mensuales por cada luminaria de luz

mixta de 160 vatios abierta.

S/.'. 29,oo mensuales por cada luminaria de va-

por de mercurio de 125 vatios abierta.

(1) La Emxesa se reserva, el 'derecho de '.calcu-

lar la tarifa correspondiente para aquellos

casos en los cuales se utiliza un tipo de

-141-

luminaria diferente a los contemplados en

este pliego tarifario; estas nuevas tarifas

se entenderán incorporadas al mismo, toda

vez 'que hayan merecido la aprobación del or

ganismo regulador, sea este 'INECEL o

quien h.aga sus veces .

C2) En estos precios está incluido el' manteni-

miento del servicio. Toda ampliación en lo

que se refiere a alumbrado público, será

financiada por la respectivo municipalidad.

I. S ervicios Ocasionales

I. 1 Tarifa. 0-SM

Aplicación: Esta tarifa se aplicará a los abonados al ser-

vicio ocasional que tomen energía sin medidor

a efectos -de promover negocios en la vía pú-

blica o en lugares particulares.

Cargos: S/.'. 5 , o o diarios por cada 100 vatios o frac-

ción de carga conectada0

1.2 Taxifa O-CM


vicio ocasional que tomen energía con medidor,

a efectos de promover negocios en la vía públi_

ca o en lugares particulares.

Cargos: • Se aplicarán las tarifas comerciales correspo_n_

dientes,' con un recargo del 50% .sobre el valor

de la1 planilla..

J. Cláusulas de Ajuste

J. 1 Ajuste .de Materiales

Los ajuste.s de materiales y varios de mantenimiento se a-

j ustaran anualmente.

-142.-.

j. 2 Aju-ste. de Capital,

Los costos de' capital serán ajustados^ án^uat-mente . Los deJ r i ,_.--* j#<< - —

más ajustes g;ue sean necesarios se los realzarán de a-

cuerdo a lo que dispone-el" -Reglamento para fijación de

Tarifas Vigente.

J -3 Ajuste de Salarios • .

El costo, de salarios del personal, será ajustado a los

30 'días de producida una variacio;n d'e este .rubro.

J.4 Ajuste por Mejoramiento Técnico

Las variaciones de costos debidas a mej o:ramiento técni-

co serán ajustadas anualmente y se * acreditarán en par-

tes iguales a la Empresa y a sus consumidores.

Notas:-Todos los ajustes indicados se los hará en base a

la reglamentación vigente.'

- Las incidencias de los diferentes rubros en el

costo promedio del kWh 'serán la's g;ue se tomen en

cuenta en los respectivos aj.ustes .

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Parciales

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143

165

199

187

223

214

225

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242

239

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217

241

220

201

212

166

174

152

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121

119

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Acumulados

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1731

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2209

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2654

2871

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3911

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RA

(I

BA

RK

A-A

TUN

TAaU

I-C

AY

AM

BE-

TAB

AC

UN

DO

) H

OJA

2/

6C

AL

CU

LO

D

E

I H

G. R

"E

S O

S

G O

H

LA

S

T. A

g

I F

A. S

V

IG

EN

TE

S A

BR

IL/7

3

BLOQUE

PLANILLAS

KWH

FORMULA

Kwh ,

Acumuladas

Acumulados

0-40

41-100

101-200

201 y Supn

2,3 T A R I F A

Aplicación:

Cargos

:

1 0-20

21-40

0-40

41-100

101-200

TOTAL

71344

540

706 c-3

1792

20547

¿¡,8441

120575

(706-71)40

4- 1792

(706-344)1QO+2054?

( 706-540-200+48441

27192

26747

81641

120575

Letreros

KWH

en el

Bloque

27192

29555

24894

38934

120575

INGRESOS

S/

706 x 38 26828

29555 xO,85 25122

24894 xO,75 18671

38934 xO,65 25307

PRECIO MEDIO

de Venta

S//Kwh.

95928

0,796

luminosos ornamentales de neón

Tarifas comerciales con

(6 7

(0 1 2

TOTAL SERVICIO COMERC

o-i

)-0 35

G-2 ) 0

42 184

219

219

IAL

ca

( 7-6) 20

i- 0

(2-0) 40

H- 0

(2-1)100 + 42

so, su 20 35 80 142

184

valor no será

20 15 35 80 62 42 184

un descuento de 4Q&,

en todo

inferior al mínimo de la Tarifa G-l

7 x 18

126

15 x 0,8

12-4C$>

2 x 38

7662 x 0,85

5342 x 0,75

32

-4C$

-4c$

i co Ul

83

2,371 '

161 97

0,527

299

179

0?817

112769

0,820

3,- SERVICIO INDUSTRIAL

3.1 T A R I F A

I-A

Ap

licació

n:

Abo

nado

s q

ue

uti

lisan

la

en

erg

ía

en t

rab

ajo

s d

e art

esa

nía

y

cu

ya

carg

a

co

necta

da

sea,

hast

ade

15

K

w.

Cargos:

Tarifas comerciales correspondientes con una bonificación.máxima de

3.1*1.- I-Al

0-20

66

470

(138-66) 20 + 470

1910

1910 138 x 18

2484

21 y Sup,

138

4111

4111

2201 2201 x 08 1761

4111

4245

4111

-15J&

3608

0,878

SISTEMA INTEGRADO DEL- N

OS T

ECUADRO'Mo,30

EMPR

ESA

EL

ÉC

TR

ICA

E3

AR

RA

CA

LC

UL

O

D1C

I

£J G

R E

S

BLO

QU

E

3.1

.2.-

I-

0-40

41-1

00

101-

200

201 y

Su

p.

PLA

NIL

LA

SA

cum

ulad

as

' í\~

l¿.

66 261

327

383

KWH

Acu

mul

ados

1218

1*14

5923

477

5126

8

B1 0

R

M U

(383

-66)

4o

+(3

83-2

61)1

00+

(383

-327

)200

+

L A 1218

1445

923

4?7

( IB

AR

RA

-AT

ÜH

TA

IJU

I-aA

YA

fíB

E-T

AB

AG

UÍí

DO

) H

OJA

3/6

Q

S

CO

N

LA

S

TA

RI

FA

S

VI

GE

KT

ES

A

BR

IL/7

3

13898

26659

3467

751

268

KWH

en

elB

loq

ue

1389

812

761

8018

1659

151

2.68

5126

8

ING

RE

SOS

383

x 38

1276

1* 0

P85-

80l8

x 0

,7S

I659

1x 0

,65

S/

1455

410

847

6014

1078

442

199

-13J

6 35

869

PREC

IO

MED

IOde

Ven

taS/

/Kw

h.

0,70

03,2 T A 1 I F A 1-1

Aplicación: Abonados que toman la energía de los circuitos secundarios o de los

circuitos, primarios pero a tra.vé's de un transformador de propiedad

de la lümpresac

Cargos

;S/ 18,00/Kw.

de demanda facturadle, mínimo

S/ O

s55/Kwh. primeross 50 Kwh/Kw»

S/ 0,50/Kwh. siguientes 50 Kwh/OCw.

S/ O

p45/Kvfh. exceso

H CD en i

Planillas

9

DEMANDA

EcLcturable

224

_™k

ler.Bloque

3832

3832

KWHc

KWH,

2do .Bloque

exceso

totales

3832

224 x 18

4032

3832 x o

?55 2108

6140

1,

602

3*

3--

T

A R

IF

A 1-2

Aplicación: Abonados que toman la energía a nivel de tensión

Cargos'

;

S/ l4?oo/Kw, de demanda facturadle,

mínimo

S/ 0,55/Kwh. primeros 50/Kwh/Kw

S/. 0,50/Kwh. siguientes 50/Kwh/Kw

S/. 0,45/Kvrh exceso

S 1

5 T

EM

A

IN

TE

GR

AD

O

DE

L

jjf__

0 R

T E

EMPR

ESA

EL

ÉCTR

ICA

IB

ARR

A

(iBA

llRA

-ATU

NTA

QU

I-G

AY

AM

BE-T

/VBA

GÜ

WH

O)

CA

LC

UL

O

DE

I

>1 ¿

BE

S

O S

C

OK

L

A S

. T

A B

I

F A

S

V I

G

E A

' T

E

CUADRO

W_o._JC

HOJA 4/6

ABRIL/73

BLOQUE

PLANILLAS

Kwh .

Acumuladas

#

DEMANDA

Plan illas Facturable

5

228

KWH

'Acumulados

KWH,

ler .Bloque

10,098

F 0 E M U L

KWH.

2do. Bloque

897

A

KWH

exceso

28129

KWH

INGRESOS

S/

en el

Bloque

KWH.

totales

47.17

228 x 14 3192

PRECIO Í©DIO

de Venta"

S//Kwh.

897 x 0,50

28129 x

0,4-5 12658

106.385

TOTAL SERVICIO INDUSTRIAL

¿K~ SERVICIO A ENTIDADES OFICIALES

TARIFAS: E0~l y EQ-2

Aplicación: Oficinas' y Dependencias fiscales y Municipales? cuyas características, son las

especificadas en la definición de servicio a entidades oficiales.

Cargos

t

S/ Tarifas comerciales con una "bonificación máxima

del

( No se aplica esta bonificación.)

¿J-.l,- TARIFA EO-l

(59-39) 20 + 2 38

25878

71-95

0,59

0,672 H co

0-2

021

y S

up.

¿I-.2

TA

RIF

A

0-¿J

-0¿1

-1-1

0010

1-20

020

1 y

Su

p.

39 59 13-0

-2

9 ?.6 46 7*

2¿J4

1735 38

1260

4207

45^4

-31

64

1735

644

1091

1735

59 x 18

1091 x 0

P8

2638

(7¿I-2.6)100 +1260 6060

(74-46)200 +4207 9807

45431

TOTAL SERVICIO A ENTIDADES OFICIALES

2638

377

35624

45431

47166

74 x 38

3422 x 0,85

377 x 0,75

35624 x 0,65

1062 873

2812

2909

2810

231S6

1935

31687 0,697

33622 0,713

k.S

I

S T

líí

M A

EM

PRE

SA E

LÉ

CT

RIC

A

CA

LC

UL

O

DE

I

Tí

BLO

QU

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LA

NIL

LA

S

KW

H

F 0

R

N

U

Kw

h,

Acu

mu

lad

as

Acu

mu

lad

os

5.-

S

ER

VIC

IO

ALU

MB

RA

DO

PU

BL

ICO

6»

- S

ER

VIC

IO R

ES

IDE

NC

IAL

TA

RI

FA

F-1

125

1370

TOTA

L SE

RV

ICIO

RES

IDEN

CIA

L FI

JO

7.~

SER

VIC

IO R

ESID

ENCI

AL

EMPL

EADO

S

I N

T

E G

R A

D 0

D

EL

N

OR

TE

IBA

RR

A

( IB

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RA

-AT

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QÜ

I-C

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B3-

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T

AR

IF

AS

V

I G

L

A

KW

H

ING

RE

SOS

en

elB

loqu

e

1356

27

1370

1370

s/.

4408

7

1032

1032

. A

pli

caci

ón

: A

bona

dos

resi

den

cial

es

qu

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abaj

an

en l

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esa

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ctr

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Car

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co

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cuen

to

del

75%

,

7.1

T A

R I

F

A S

S-1

0-10

0

0 (1

2-0)

10 +

011

y S

up,

12

266

.7-2

T

AR

IF

A

SS

-2

0-30

3

67-

(43-

3) 3

0 +

6731

-100

25

16

00

(43-

25)1

00+1

600

101-

200

35

3085

(4

3-35

)200

*308

5201y

S

up

. 43

6943

120

120

12 x

926

6 14

6 14

6 x

0P6

266

266

1267

12

67

43 x

25

3400

21

33

2133

x

0,7

546

85

1285

12

85

x 0

,65

6943

22

58

2253

x. 0

,55

6943

6943

108 88-

-75%

1075

1600 835

1242

-75%

CU

AD

RO

N

o,

30

HO

JA

5/6

EN

TE

S

AB

RIL

/73

PR

EC

IO

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DIO

de

Ven

taS//

KWÍI. 0,

325

0,75

3o,

?53

, co

196 49

0,18

4

4752

1188

0,

171

1 ffl

SI

ST

EM

A

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RA

DO

D

TD

L N

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TE

EMPR

ESA

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IF

AS

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I

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T

E

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IL/7

3

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RO

No

, 30

" H

OJA

6/

6

TOTA

L S

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VIC

IO

RE

SID

EN

CIA

L

EMPL

EAD

OS

KM

en

el

Blo

qu

e

?209

ING

RE

SOS 1237

ERSGIQ MEDIO

de Venta

0,172

i H CO

SI

ST

EM

A

IN

TE

GR

AD

O

DE

L

NO

RT

ECU

AD

RO

.Mo.

_31

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L

G U

BLO

QU

E PL

AN

ILL

AS

KW

H

Kw

h,

Acu

mula

das

A

cum

ulad

os

1.-

SE

RV

ICIO

RE

SID

EN

CIA

L1.1

.- T

AR

IF

A

R

Ran

go

0-3

0 K

wh.

Car

gos :

0-20

51

78

921

y S

up,

55

879

1.2

.- T

AR

IF

A R

~l

Ran

go 0-4

0 K

wh

.C

argos :

0-20

67

2 10

325

21 y

Sup

. 11

60

2288

3

1.3

T

AR

IF

A R

-2

Ran

go S

uperi

or

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OC

argos

i

0-30

3

7831

-200

17

53

8793

020

1 y

Sup

. 17

88

1010

83

TOTA

L SE

RV

ICIO

R

ESI

DE

NC

IAL

EMPR

ESA

E

LÉ

CT

RIC

A

LO

D

E

IN

GR

ES

OS

C

OK

L

F 0

R

M U

L?A

K

WH

en

elB

loque

TULG

AN

H

OJA

1/¿

I-

AS

T

AR

IF

AS

V

IG

EN

TE

S

AB

RIL

/73

ING

RES

OS

S/

PRE

CIO

MED

IOde

Ven

taS/

/Kw

h.

S/ 7

? oo

mín

imo

con

der

echo

a

20 K

wh.

.S/

. 0,

¿K)/

Kw

h.

exce

so

( 55

-51)

20

+ 7

89

869

869

879

10 879

10,0

0 m

ínim

o co

nS/

- 0

,^0/

Kw

h, e

xces

o

( 116

0-67

2.) 2

0+10

325

^008

5 20

085

2288

3 27

9822

883

55 ^

7

385

10

xO,¿

K)

¿J-38

9 0,

4^3

i H Ode

rech

o a

20 K

wh.

i

1160

x

10

1160

027

98 x

Os4

0 11

1912

719

0,55

6

S/ 1

5,c

o m

ínim

o co

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rech

o a

30 K

wh.

S/ 0

,^5/

Kw

h. ,

siguie

nte

s 17

0 K

wh,

S/.

O^Ó

/Kw

h.

exce

so

(l?8

8-3

) 30

+ 7

8 53

628

5362

8(1

788-

1753

)200

+87

930

9^9

30

^130

210

1083

61

5310

1083

12W

1-5

1788

x

15

26

820

. ¿(

-1S0

2 x

0,^

5 18

586

61

x

0

,40

2

-61

¿1-7

867

09^7

¿í.

6097

5

09¿¡

-88

SISTEMA

INTEGHADO

DEL NORTE

CUAD

RO

l\o,

31EMPRESA ELÉCTRICA TULCAN

HOJA 2/4

CALCULO DE INGRESOS CON LAS

T' A R I F A S VIGENTES ABRIL/73

BLOQUE

PLAN ILLAS

KWH

FORMULA

Kwh,

Acumuladas

Acumulados

2,- SERVICIO COMERCIAL

2.1 TARIFA G-l

Rango 0-40 Kwh.

Cargos

:

0-20

133

1954

21 y ASup, 245

5620

2.2,- T

ARIFA C-2

Rango Superior a 40 Kwh0

Cargos

;

0-40

9

282

41-120

197

14122

121-200

246

21309

2.01 y Sup,

305

46695

TOTAL SERVICIO

COMERCIAL

3.- SERVICIO INDUSTRIAL

3.1-- T A R I F A I-A

Aplicación :

Cargos;

0-20

15

213

21-1000

37

2770

1001 y Sup.

38

3866

( 245-133)20 +

195*4

(305-9) 40+282

(3 05-197 ) 120+14122

(305-246)200+21309

KWH

INGRESOS

S/

PRECIO MEDIO

en el

' de Venta

Bloque

S//Kwh,

S/ 14 mínimo con derecho a 20 Kwh.

§¿ 0,50/Kwh.

, exceso

4194

4194

245 x 14

3430

5620

1426

1426 x 0,50

713

5620

4143

0,737

-S/ 24 mínimo con derecho a 40 Kwh.

S/ 0,50/Kwh, siguientes 80 Kwh.

S/ 0,45/Kwh. siguientes 80 Kwh,

S/ 0

P40/Kwh. exceso»

12122

12122

305 x 24

7320

27082 1496o

14960 x 0,50

7480

33109

6027

6027 x 0,45

2712

46695 13586

13586 x 0,40

5434

46695

22946

0,491

52315

27089

0,518

i H H 1

Abonados

que utilizan la, energía para trabajos de artesanía

S/ 10 mínimo con derecho

S/ O

p40/Kwh. siguientes

S/0,30/Kwhe> exceso.

( 38-15) 20 + 213

( 38-37)1000+2770

a 20

Kwh

»1000 Kwh.

673

673

38 x 10

380

3770

3097

3097

x 0,35

1239

*

3866

96

96 x 0,30

293866

•

1648

0,426

¿ss

ttl

S I

S T

E

M A

I

N T

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G R

AP

O

D I

Ü L

_N

O

K T

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A

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NCU

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N

o.

31~~

HO

JA 3/4

CA

LC

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S

C

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L

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T

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S

AB

RIL

/73

BLO

QU

E PL

AN

ILL

AS

KWH

P O

R

M U

L

A

KVJ.H

IN

GR

ESO

S S/

PR

EC

IO

Mff

DIO

Kw

h,

Acu

mu

lad

as

Acu

mul

ados

3.2

.- T

AR

I F

A 1-1

Ap

licació

n:

Car

go

s:

Pla

nil

las

28

TO

TA

LH

P

¿i-l?

»- T A H I F- A 1-2

Aplicación:

Cargos:

#

TOTAL

Pla

nil

las

?

HP

TOTA

L 3£

HV

IG10

LN

DU

STR

I AL

en el

Bloque

de Venta

S//Kwh.

Abonados

que toman

la- energía

a niv.el

"baja tensión.

S/ 2jOO/HP

de demanda facturadle

mínimo

S/ 0,3

ü/Kwh.

primeros 50 Kw./HP

S/ 0,25/Kwh. exceso

KWH

KWH

KWH

KWH

ler.Bloque 2do*Bloque exceso

763

550

728

Totales

8741 417 x 2,oo

834

7463 x 0,30 2239

1278 x 0,25 320

8741

3393

Abo

nado

s q

ue

tom

an la

en

erg

ía a

niv

el

alt

a te

nsi

ón

.

S/ l

,oo

/HP

de

dem

anda

fa

ctu

rad

le,

mín

imo

S/ 0

,35

/Kw

h.

pri

mero

s 50

Kw

h/H

PS/

0,3

0/K

wh

. ,

exce

soB

KWH

KWH

KWH

ler.

Blo

qu

e 2

do

.Blo

q.u

e ex

ceso

1321

1

1651

KWH

Totales

14862

483 xlsoo 483

13211 xO,35 4624

1651

-xO

?30

495

14862

5602

27469

10643

i H

0,388

0,377

0,38?

SI

ST

EM

A

I N

T

El G

R A

D O

D

EL

N

OR

TE

CUAD

RO r

io,

31

BLOQÜS

PLANILLAS

4, 4, 4, 5-

Kwh .

Acumuladas

- SERVICIO MUNICIPAL

Aplicación

:

Cargos

;

1 T A R I F A MF-1

0-20

521 y Sup, 14

2 T A E I F A MF-2

0-40

041-120

0121-200

1201 y Sup,

14

TOTAL SERVICIO

- SERVICIO ALUMBRADO

•TARIFA A-P

Cargos

:

C A L" C U

KWH

EMPRSSA ELÉCTRICA

DE)

TULCAÍÍ

HOJA 4/4

'.

, ||

LO DE I H G R

53 S 0 S CON LAS T A R I F

A- S V I G E ff T S S ABRIL/73

.- ?

F 0 R

M U L

A KífH

INGRESOS

S/

ERIGIÓ MIDIÓ

, • ?

Acumulados

en el.

' .

de Ventaf'/'^f

-FISCAL

81 696 0 0

160

4942

MIMIGIPAL

PUBLICO

•

Bloque

S/ /Kwh, V

-

Dependencias comprendidas

en la definición

.

¿de servicios fiscales y Municipales.

.Tarifas comerciales correspondientes,

con una

•_.•-,

-;bonificación máxima

de 2Q%

' ',;•

•; -va

• ' J

(14-5) 20 + 81

261

261

14 x 4

196

.X,!

696

435

535 x 0,5

218

'-Vi

696

414

- ;-S|

696

' - 2QÉ

331

0,476 ;.:r;|

•"" .1

(14-0) 40 + 0

560

560

14 x 24

336

(14-0)120

-*- 0

1680

1120

1120 x 0

P50

560

( 14-1)200+ 160 2760

1080

1080 x 0,45

;-í-86

4942

2182

2182 x 0

P40 873

¿í-9te

2255

4942

-20 1804

0.365

FISCAL

5638

2135

o?379

S/ 0,30/Kwh.

58386

. 15000

0.257

T 0 T A L

268653

115842

0,4?!


CUADRO No. 32

HOJA 1/5

EMPR

ESA

E

LÉ

CT

RIC

A

IBA

RR

A

-(Q

TA

VA

LO

)

CA

LC

UL

O

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RB

S'

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LA

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S

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GE

NT

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A

BR

IL/7

3

BLOQ.U&

Kwh.

PLA

NIL

LA

S£5üL

Acumulados

PO

R

M U

L

AKW

HI

NG

RE

SO

Sen el

Bloque

1»- SERVICIO RESIDENCIAL

1,1 TARI F A R-l

CARGOS: S/ 8,00 mensuales como mínimo con derecho a 10 Kwh,

0.45 por cada Kwh. del exceso

0-10

352

2243

"( 1.681-352)* 10+2243 15533 15533

1681 x 8.00

11 y Sup,

1681

39954

39954 24421

2¿í421 x 0,45

. '

39954

I*2 T A R I, E1 A R-2 CARGOS: S/ 21.00 mensuales como mínimo con derecho a 30 Kwh.

0,60 por cada uno de los siguientes 70 Kwh,

0,55 i

0.40 por cada Kwh. del exceso.

0-30

104

1981

(777-104)x30+1981

22171 22171

777 x 21

31-100

612

29766

(777-6l2)xlOO + 29766

46266 24095

24095 *

0,60

101-200

740

46996

(777-74o)x200 + 46996

54396

8130

8130 x 0.55

201 y Sup.

777

59840

- 59840 5444

544-4 x 0.40

59840

cada uno de los siguientes 100 Kwh.

PRECIO MHJDIO

de Venta

S//Kwh.

10989

24437

"0,612

16317

14457

4472

2178

37424

0.625

i H

TOTAL SERVICIO RESIDENCIAL

99794

61861

0,620

2.- SERVICIO COMERCIAL

2.1 TARIFA 0-1

CARGOS: S/ 16.00 mensuales como mínimo con derecho a 20 Kwh,

0.70 por cada

Kwh

» del exceso.

SI

ST

EM

A

IN

Tl

í G

RA

DO

D

EL

K

O R

T ü

CU

ADRO

Ho

, 3

2EM

PRES

A

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TRIC

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IBA

RR

A~

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H

OJA

2

/5~

~

G A

L G

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S

G O

N

LA

S

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E

S A

BR

IL/7

3

BLO

QU

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ILLA

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F O

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M U

L

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I

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SO

S PR

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' en

el

de

V

enta

Blo

qu

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/K

wh,

.

0-20

53

59

5 (

120-

53)x

20

+ 59

5 19

35

1935

12

0 x

16

1920

21 y

-Su

p.

120

35

31

3531

15

96

1596

K

0.7

L

1117

3531

30

3?

0.86

0 •

2'2 T A R I F A G-2 CARGOS; £/ 30000 mensuales como mínimo .con derecho a 40 Kwh.

0.65 por cada uno de los siguientes 60 Kwh,

0,60 por cada uno de los siguientes 100 Kwh,

0*55 P

or cada Kwh. del exceso,,

.0-40

15

337

(138~15)x 4o + 33?

5257 5257

138 x 30

4140

41-100

7?-

4171

(I38~?2)x 100+4-171 10771 5514

551^¿0«65

3584

101-200

103

8562

(138-103)x200 +8562 15562 4791

4791 x 0,60

2875

201 y Sup, 138

23142

' -

23142 7580

7580 x 0,5

4169

23142

14?68

0,638

TOTAL SERVICIO COMERCIAL '

26673 '

17805

00667

3.~ ABONADOS A

Jj SSRVICIO OFICIAL

3*1 TARIFA SO-1

CARGOS: Se aplican las mismas tarifas comerciales, sin bonificación

0-20

15

177

(21-15) x 20 + 177

297

297

" 21 x 16

336

21 y Sup,

21

367

367

70

70x0.70

49367

385

1*04-9

SI

ST

EM

A

IN

TE

GR

AD

O

D S

L

NO

RT

ECU

ADRO

No.

32

CA

LC

UL

O

BLO

QU

EK

wh.

3.2

T A

H

CARG

O

PLA

NIL

LAS

Acu

mul

adas

I P

A

SO

- 2

Sí

KVÍH

Acu

mul

ados

Se

apli

can

la

s

EMPR

ESA

EL

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ICA

IB

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HO

JA

3/5

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I

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SO

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L

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AS

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ES

AB

RIL

/73

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loq

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S//K

wh.

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n

bo

nif

icació

n.

0-4

0¿1

-1-1

0010

1-20

0201

y S

up,

-

11? 22 39

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L SE

RV

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011

8519

2098

98

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CIA

L

(39-1

) x

¿K)

-í- 0

1520

(39-

17)x

lOO

+ 1

185

33

85(3

9-2

2) x

200

+ 1

920

53

2098

98

1520

39

x 3

0 11?0

1865

1865

x 0

,65

1212

1935

19

3 x

0,6

0 11

61¿1

-578

¿s-57

8 x

0,55

2518

9898

6061

0,6

12

H en

1026

5

6/44

6 0.6

28

'


CUADRO No. 32

EMPR

ESA

E

LÉ

CT

RIC

A

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RR

A

(OTA

VA

LO)

. .

HO

JA

4/5

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FA

S

V I

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S

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RIL

/73

BLOQUE

Kwh

oPLANILLAS

KWH

Acu

mul

ados

F 0

R

M U

L

A

KW

H

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GR

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elB

loq

ue

PRE

CIO

MED

IOd

e V

enta

S//K

wh,

•

4,- SERVICIO INDUSTRIAL

4.1 T A R I y A 1-1

Aplicaci¿n¡

Cargos;

DEMANDA

Planillas

Facturadle

86

311

Est

a t

ari

fa

se a

pli

cará

a l

os

abo

nad

os

al

serv

icio

in

dustr

ial

qu

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men

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. en

erg

ía d

elo

s cir

cu

ito

s se

cu

nd

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os

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a

Em

pres

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cará

ta

mb

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a lo

s al

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os

qu

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men

la

energ

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os

cir

cu

ito

s p

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os

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través

de

un

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Em

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o.S/

O ,¿

1-5

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de

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w.

deco

nsum

o m

ensu

al

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cada

Kw

de

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anda

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dle

.

S/ 0,40 por cada uno de los siguientes 50

de consumo mensual por cada Kw, de demanda -

f acturable ,

S/ 0

.35

p

or

cada

Kw

h.

de

exce

so

en

el

cons

umo

du

ran

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mes,

KWH

KWH

KWH

KWH

311

ler,Bloque 2do,Bloque

6407

1675

2060

x 15

total 6407 x 0,45

1675 * 0,40

2060 x 0,35

H VD *o i

4665

2883 670

721

8939

0,88

1

SIS

TE

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IN

TE

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O

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1-2

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438

9.9

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IO

IND

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6.

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la

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81

kWh

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kWh

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10.000

10.000

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18.6

91

0,9

76

0,9

28

TOTA

L174.8

66

113.0

22

0,6

46

S 1 S T E

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N O S T E

EMPR

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S

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Kvr

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Acu

mul

adas

A

cum

ulad

os

en el

Bloaue

1,- SERVICIO RESIDENGIAIi;-

1,1,- T A R I F A R-F (Provisional sin medidor)

Aplicación:

Abonados que no poseen actualmente medidor

Cargos:

S/ 10 por cada foco de 25 vatios.

ES

A

BR

IL/7

3-'"N

-jg

28

1.2

.- T

AR

IF

A

R-l

¿1-8

5 '

485

Aplicación:

Abonados que poseen medidor

Cargos:

S/ 10,oo mínimo con derecho a, 20 Kwhu

S/ 0,40/Kwh. exceso

• .•,

*'••:«£

!\

'•:"'":'c

3

8544

(l408~?10) 20 + 851-

22504

2250

1408 x 10

14080

41929

41929

19425

19425 x 0,40

7770

41929

TOTAL SERVICIO RESUMO TAL.-

42414

0-20

710

21 y Sup

1408

2185

022

196

2.- SERVICIO COMERCIAL

2.1 T A B I F A C~l

Aplicación :

Careos:

0-20

8521 y Sup, 307

1039

21477

TCa?AL SERVICIO GOMfíGIAL

Abonados al servicio comercial

S/ I2j0o mínimo con derecho a 20 Kvrh.

S/ 0.,45/Kwh,

t exceso

(307-85) 20 + 1039

5479

5479

307 x 12

3684

21477

15998

15998 x 0.45 7199

21477

21477

10883

10883

S

I S

T

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M

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E

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D

12

L

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Kw

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Acu

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A

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3.-

SER

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L

3.1

.- T

AR

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A

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Abonados al servicio de Entidades Fiscales

y Muriicipiales

Tarifa Comercial con una bonificación ,

máxima del 20$

255

255

2928

2673

2928

2928

( 18-1

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+ 9

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LIC

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1249

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155

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A

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34

CALCULO DE

BLOQUE

PLANILLAS

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. Acumuladas Acumulados

MUNICIPIO DE

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0 R M U L A

EL ÁNGEL

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KWH

INGRESOS

en el

Bloque

HOJA 2/3

ENTE .S

ABRIL/73

S/

- PRECIO MEDIO

de Venta

S/ /Kwh

4.- SERVICIO RESIDENCIAL SIN M3DIDOH (PIJO)

Cargos

;

Focos

25 W

50W

100 W

#

432

308

12

TOTAL SERVICIO RESIDENCIAL SIN" MEDIDOS

50- SERVICIO RESIDENCIAL RURAL

Cargos

;

0-20

5

53

(19-5)

21 y Sup

0 19

967

TOTAL SERVICIO RESIDENCIAL

RURAL

6.- SERVICIO ALUMBRADO PUBLICO

No se factura

el servicio de

7o- ENTIDADES OFICIALES

(No se factura)

T 0 T A I

S/ 3j°o por

S/ 4,oo por

S/ 5,00 por

S/ 8,00 por

S/ 6,00 por

S/15

9oo por

Planchas Radios

4

63

cada foco de 25 w.

cada, foco de 50 w.

cada 'foco de 60 w,

cada foco de 100

w,

cada radio

cada plancha

4982

432 x 3

308 x 4

12 x 8

63 x 6

4 x 15

4982

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1232 96 378 60

3062

0,615

S/ ?.0,oo mínimo con derecho a 20 Kwh.

S/ 0,50/Kwh

20 + 53

333

967

alumbrado publico

,

. exceso

333

19 x 20

634

634 x 0,50

967

12184

18841

62283

380

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697

0,721

12048

0,218

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294

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10

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x

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S 27

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9.06

0 13

24

0,6

4

SISTEMA

INTEGRADO DEL NORTE

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o.

35

HO

JA

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13 y sup.

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en el

Bloque

Se aplican las tarifas comerciales'

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8

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28

214

166

166 x 0,40 66

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,- SERVICIO ALUMBRADO PUBLICO

214

94

No

se

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, el

se

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36

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Letreros luminosos ornamentales de neón

Tarifas comerciales con un descuento del

40$ en todo caso, su valor no será infe-

rior al mínimo de la Tarifa C-l.

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-23.1-:

CAPITULO QUINTO

CONCLUSIONES' Y RECOMENDACIONES

Luego de realizado el 'estudio económico para la fijación

de tarifas en el Sistema Integrado del Norte, se lia llegado a

las siguientes conclusiones y recomendaciones':

Al integrase un sistema el'éctriao. se está aprovechando el

principio de la "Economía de Escala", ya que el servicio

de energía eléctrica es un servicio de "Costo Unitario De_-*

creciente", esto es, cuánto mayor número de consumidores

sirve una empres.a, cuánto mayor número de kWh 'genera y veri

de, y cuánto más y mejor usa sus facilidades, menor es el

costo, del kWh.

Las ventajas que ofrece un sistema interconectado se pue-

den resumir en las siguientes:

a) La capacidad de potencia y energía sobrante en un s-is_

tema se reduce a un valor mínimo cuando los sistemas

son integrados y las cargas son mayores.

b) Al tener, varias cargas y un gran número de consumido-'

res, el factor de diversidad permite tener menor cap_a

cidad de generación por cada consumidor.

c) El. costo de inversión por unidad de potencia es menor

en grandes centrales y conforme aumentan en pote'ncia.

ci) El costo de operación por unidad de potencia o gener_a

cion es menor en grandes* centrales que en pequeñas.

e) El costo de repuestos y materiales es menor comprando

en grandes canti.dades.

if) En un sistema interconectado el costo de administra-

ción actual va a ser distribuido entre mayor número de

abonados y de kWh 'generados.

-23.2-:

g) Cuánto más_ grande es el área servida por un sistema tí-

nico, mayor atención dan los Gobiernos y entidades de

desarrollo.

h) Cuánto. más_ grande es el sistema, mejores' técnicos y per_

sonal se obtienen-y consecuentemente se aumenta la efi-

ciencia del servicio.

i) La interconexión de sistemas aislados para la formación

de un sistema grande y único, proporciona más confianza

. en el servicio y mejor utilización de los recursos.

Todos los elementos anteriores influyen notablemente .en el

costo, del servicio y permitirán paulatinamente obtener be-

neficio para los accionistas y usuarios y además permiti-

rán s. la Empresa Regional atender los programas de expan-

sión .

La aplicación de tarifas políticas deficitarias son incon_

venientes dentro de cualquier aspecto, especialmente cuan_

do los sistemas son financiados con recursos del Estado,

ya que 'los más beneficiados con los que mayores recursos

económicos tienen y por consiguiente, usan más la energía;

en cambio, los de menores recursos al consumir menos ener_

gía, reciben menos beneficios*

Estas tarifas han sido la principal causa del mal servi-

cio y estancamiento del desarrollo eléctrico en el País.

La f i j a-cion del nivel de rentabilidad adecuado es el as-

pecto más delicado a definir. Para ello se deben tener en

cuenta las condiciones particulares en que cada empresa

desarrollo su actividad (el lugar, el momento considerado,

mercado, situación económica del país, etc'.)

Al ser incluido en sus costo.s el valor de la depreciación,

la empresa debe destinar estos fondos para recuperar sus

bienes al final de la vida üti'l de los mismos, así como

también contribuir a la ampliación de sus instalaciones.

-23-3-

Las áreas más afectadas en cuanto a incremento tarifario

.se refiere, son las áreas de .Tulcán, Montüfar, El Ángel,

Cotacachi, ya que sus actuales estructuras tarifarias son

completamente antitécnicas y antieconomicas, es así como

los ingresos provenientes de 'la aplicación de las 'tasas ta^

rif arias vigentes , ño llegan a cubrir siquiera el' costo

del servicio.

.En ciertas áreas del sistema no se cobra el servicio de _a_

lumbrado público, como también el servicio a entidades ofi_

ciales, lo. que viene a disminuir el valor correspondiente

a ingresos por venta de energía.

Existe una gran cantidad de entidades de servicio publico

cuyos consumos son es'timados, ya sea porque sus medidores

están dañados o porque carecen de ellos.

En algunos Municipios y Empresas Eléctricas, no se hace

distingo entre los clientes del servicio comercial y resi_

dencial, como también .entre los clientes artesanales e

industriales.

Los abonados industriales son en su gran mayoría, artesa-

nos , y para fines', .de 'facturación se les aplica la tarifa

comercial con un porcentaje determinado .de bonificación.

Los abonados industriales' propiamente diclio's son muy po-

cos, con una potencia instalada grande en relación a la

cantidad de energía consumida, razón por la cual, el pre_

ció medio del kWh. en el servicio industrial, viene a re-

sultar casi igual al precio medio del kWh en el servicio

comercial.

Existe gran cantidad de medidores dañados ya sea por e-

fectos del uso continuo o por el' maltrato proporcionado por

los clientes que practican el contrbando de energía.

Un gran porcentaje de medidores se encuentran localizados

" en sitios que dificultan la verificación de su lectura,

contribuyendo a demorar el proceso de facturación.

- En los Municipios no se .han llevado registros es'tadísticos

adecuados, por esta razón algunos de los datos utilizados

en este estudio fueron estimados.

- El factor de carga del sistema durante el periodo de es-

tudio, tiene un valor relativamente bajo, ya .que los clien_

tes industriales que son servidos por las Empresas Ele_c_

tricas y Municipios/ representan un pequeño porcentaje del

número total de consumidores y además tiene un mal aprove_

enamiento de sus equipos.

En el sistema existen redes de distribución y acometidas

que se hallan en mal estado, que contribuyen a aumentar el

porcentaje deperdidas de energía.

Como resultado de la Integración .se obtendrá una unifica-

ción de costos y una mejor utilización de las centrales e

instalaciones' en general, que se reflejará en este nuevo

pliego tarifario común para toda el área de influencia de

la Empresa Regional del Norte.

RECOMENDACIONES.

- Las tarifas deben producir los ingresos necesarios que le

permitan al sistema cubrir los_ gastos directos de opera-

ción y mantenimiento, las cuotas de depreciación y un va-

lor de rentabilidad adecuado.

- Las tarifas a más de ser promocionales deben mantener un

trato justo e indiscriminatorio para los abonados.

- Las tarifas deben ser de fácil comprensión para el públi-

co y presentar facilidades para su facturación.

- Es necesario una distinción o clasificación justa de los

diferentes tipos de abonados.

-23.5-

Debe eliminarse por completo el servicio gratuito asi co-

mo también el servicio fijo o sin medidor.

Comprobar periódicamente el normal funcionamiento de los

medidores y se sancione enérgicamente a los contrabandis

tas de energía.

Ubicar en lugar adecuado los medidores de energía electri

ca, de manera que presenten facilidades para su lectura.

Incentivar en los abonados industriales, una mejor utili-

zación de sus equipos para que el precio del kWh. no re-

sulte alto debido a los cargos por demanda.

Cambiar los sistemas de distribución y acometidas -antiguos

con equipos nuevos, a fin de disminuir el alto, porcentaje

de pérdidas.

Estandarizar los voltajes y tipos de redes en tal forma

que permitan realizar un rápido y eficaz .mantenimiento, an

te posibles fallas de los equipos.

Para mejorar el factor de carga del sistema se debe promo_

cionar la venta de energía a las grandes industrias, dán-

doles incentivos económicos especialmente 'si su consumo de

energía se realiza en las horas de mínima demanda.

Fomentar la ampliación del mercado para la venta de ener-

gía a la ciudad de Ipiales, considerando que en la actuali_

dad se encuentra construida una línea de transmisión que

une la ciudad de Tulcán con la ciudad de Ipiales.

Reparar y adecuar las obras civiles y eléctricas de la

Central hidroeléctrica La Playa, así como de las centrales

de Otavalo.

Reorganizar el sistema eléctrico de los Municipios, tanto

en el aspecto administrativo como en el aspecto técnico.

intensificar los programas de electrificación rural que

aunque económicamente no son rentables, sirven de gran a-

-236-

yuda para incorporar al desarrollo a pueblos .que por muchos

años han permanecido abandonados.

El centro de operación del .sistema debe estar ubicado en un

sitio estratégico .que ofrezca las mejores condiciones de

funcionamiento para el sistema, tanto en el aspecto econó-

mico , técnico y administrativo, sin considerar intereses

particulares o seccionales.

El valor de la rentabilidad deberá ser ajustado en el fu-

turo de acuerdo a las condiciones bajo las cuales desarro_

lia su actividad el sistema.

Se debe considerar el servicio eléctrico como una de las

necesidades más importantes del individuo, independiente-

mente de su actividad económica, nivel social o ubicación

regional.

La energía en bloque entregada en las subestaciones prin-

cipales y provenientes de los sistemas interconectados ,

deberán tener en lo posible una sola estructura tarifaria

en cualquier punto del sistema.

Con el fin de acelerar los programas de integración eléc-

trica se deben realizar reuniones de promoción con los e-i

jecutivos de las Empresas Eléctricas, con los dirigentes

municipales en asambleas populares 7 exponiendo los benefi-

cios que trae consigo la integración eléctrica regional

en sus diferentes aspectos.

Al planear los grandes proyectos de integración regional

deben primar crite.rios eminentemente técnicos, económicos

y sociales, antes que intereses de índole local.

Al demostrarse en el país gran entusiasmo por .los siste-

mas modernos de generación e interconexión, se hace ne-

cesario realizar el planeamiento de la electrificación de

manera conjunta y armónica en los sistemas.

GRÁFICO

O MALDONADO

BZO KW 1P1ALESLA PLAYA

QJUON O EL GOATAL

OCAROLINA

250 KVA

OTUFIÑO

O LA MERCEDLA CONCEPCIÓN

J.MONTALVO

CAHUASQU1

PABLO ARENAS

SAN FRANCISCO

COTACACHI440 kw S.OQUE

QU1ROGA O ILUMAN

TOCACHI LA ESPERANZA

LINEA MENOR A 13.8 KV.

LINEA A 13.8 KV '

LINEA A 34.5 KV.

LINEA A 69 KV

CENTRAL HIDROELÉCTRICA EXISTENTE

CENTRAL DIESEL PROGRAMADA

CENTRAL TÉRMICA EXISTENTE

SUBESTACIÓN EXISTENTE

SUBESTACIÓN PROGRAMADA

AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN

SISTEMA INTEGRADO

DEL NORTE

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SISTEMA INTEGRADO DEL NORTEC U R V A T Í P I C A , D E C A R G A

AÑO 1975

DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL TULCAN I20O KW

DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL ' OTAVALO 6OO KW

CAPACIDAD . MÁXIMA DE GENERACIÓN EN E L A M B I 8OOO KW

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AÑO 1976

'DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL TULCAN 1200 KW ,

DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL OTAVALO 600 KW

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SIST.EMA INTEGRADO DEL NORTE

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DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL TULCAN 1200

DEMANDA MÁXIMA PROMEDIO ANUAL OTAVALO 600

CAPACIDAD MÁXIMA DE GENERACIÓN DISPONIBLE

EN EL AMBI 8000 KW

AGUA ALMACENADA

EN EL AMBI

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• B X B L '1 O G -R 'A F I A

1. Plan Quinquenal deINECELAgosto 1966

2. Plan Quinquenal de ElectrificaciónINECELAtril 1972- .

3„ Estudio de Alternativas de Equipamiento Sistema Tulcan-Ibarra'iNECELEnero 1972

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7.- Tarifas para el Servicio Eléctrico VigentesINECEL1973

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11. Economic Operation of Power SystemLeón K. KirchmayerJohn Wiley & 'Sons, Inc. New YorkChapan a Hall, Ltd. ,, London1958

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