METODOLOGÍAS PARA EL CONTRO YL REDUCCIÓN DE … · 2.1.5.1 Perjuici al infractor y otroos...
212
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA "METODOLOGÍAS PARA EL CONTROL Y REDUCCIÓN DE PERDIDAS NEGRAS EN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN. APLICACIÓN A LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA" LINO EDMUNDO DAQU1LEMA MIRANDA FEBRERO-1.996
Transcript of METODOLOGÍAS PARA EL CONTRO YL REDUCCIÓN DE … · 2.1.5.1 Perjuici al infractor y otroos...
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
"METODOLOGÍAS PARA EL CONTROL Y REDUCCIÓN
DE PERDIDAS NEGRAS EN UN SISTEMA ELÉCTRICO
DE DISTRIBUCIÓN.
APLICACIÓN A LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA"
LINO EDMUNDO DAQU1LEMA MIRANDA
FEBRERO-1.996
ÍB3T-.
DEDICATORIA
A "mis padres/y hermanos que gracias a su apoyo
"permanente e incondicional han hecho posi-bl'e
la culminación de mi carrera-. ' • .
* -í,
AGRADECIMIENTO
Un agradecimiento muy especial para:
- Ing. Milton Toaparita, Director de Tesis.
- Ing. Segundo Guadalupe, Asesor de Pérdidas Negras
del 1NECEL.
- Ing. Fabián RÍOS, Jefe de Pérdidas Negras de la
EERSA
A la Empresa Eléctrica Riobamba S.A., y todas aquellas
personas que de una u otra forma han colaborado con la
ejecución de este trabajo.
f CERTIFICADO
Certifico que esta Tesis ha sido desarrollada en su
totalidad por el Sr. Lino Edmundo Daquilema Miranda
/)
DIRECTOR DE TESIS
ÍS
<
ÍNDICE
Página
CAPITULO 1
GENERALIDADES
1.1 Introducción 1
1.2 Objetivos y alcance 6
CAPITULO 2
PERDIDAS NO TÉCNICAS
2.1 Características 9
2.1.1 Presentación de la problemática 9
2.1.2 Niveles de pérdidas 14
2.1.3 Infracciones al servicio 15
2.1.4 Causas que generan las infracciones 15
2.1.4.1 Falta de redes para la atención domiciliaria 16
2.1.4.2 Necesidades de servicios temporales 16
2.1.4.3 Afán de disminuir el pago por el servicio 17
2.1.5 Consecuencias de las infracciones 17
2.1.5.1 Perjuicio al infractor y otros usuarios 17
2.1.5.2 Perjuicios a la Empresa, INECEL y el Estado 18
2.1.6 Medidas para contrarrestar las infracciones 18
2.1.6.1 Desestimular 18
2.1.6.2 Sanciones a infracciones 19
2.2 Manifestaciones 20
2.3 Incidencia de las pérdidas de energía 22
2.3.1 En la gestión técnico-económica de las 22
empresas
2.3.2 En el orden social 24
2.3.3 En el orden de la ética y la moral 25
2.3.4 En los aspectos de seguridad 26
2.4 Clasificación 28
2.4.1 Según la causa 28
2.4.1.1 Fraude o hurto 28
2.4.1.2 Consumo de usuarios no suscriptores O 30
contrabando
2.4.1.3 Error en medición 30
2.4.1.4 Errores en consumos estimados 31
2.4.1.5 Errores en consumo propio de la empresa 31
2.4.2 Según su relación con las actividades 32
administrativas
2.4.2.1 Pérdidas durante el registro de consumos 34
2.4.2.2 Pérdidas durante la facturación 3 6
2.4.2.3 Pérdidas durante el recaudo 37
2.4.2.4 Pérdidas de energía Vs, pérdidas financieras 38
CAPITULO 3
METODOLOGÍAS PARA EL CONTROL Y REDUCCIÓN DE PERDIDAS
NO TÉCNICAS
3 .1 Objetivo 40
.,2 Identificación de las componentes de 41
pérdidas no técnicas
3.2.1 Conexiones ilegales o contrabandos 42
3.2.2 Errores en estimación de consumos no medidos 43
3.2.3 Error en estimación de alumbrado público 43
3.2.4 Fraudes 44
3.2.5 Errores en medición del consumo 44
3.2.6 Errores en proceso administrativo de 45
registro de consumos
3.3 Métodos generales para el control y 45
reducción de pérdidas no técnica
3.3.1 Balance de energías 46
3.3.2 Cálculo'de las pérdidas no técnicas globales 50
3.3.3 Pérdidas por fraude 58
3.3.3.1 Metodologías de estimación 58
3.3.3.2 Esquemas de muestreo 64
3.3.3.3 Control de pérdidas por fraude 65
3.3.4 Pérdidas por usuarios directos 69
(contrabandos)
3.3.4.1 Estimación 70
3.3.4.2 Control de usuarios directos 71
3.3.5 Pérdidas por errores en la estimación 74
de consumos
3.3.5.1 Estimación 75
3.3.6 Pérdidas por descalibración de medidores 76
3.3.6.1 Estimación 77
3.3.6.2 Control de pérdidas por descalibración 79
3.3.7 Pérdidas por errores de lectura y 80
facturación
3.3.8 Pérdidas por errores en alumbrado 82
público y otras señales
3.3.9 Programa para reducir las pérdidas 83
no técnicas
3 .3 . 9 ..1 Enfoque general 84
3.3.9.2 Actividades 85
3.3.9.3 Medidas para el control de pérdidas 8 6
no técnicas
3.3.10 Muestreo 89
CAPITULO 4
APLICACIÓN A LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A.
4.1 Descripción del sistema de distribución 91
4.1.1 Características técnicas del sistema 91
4.1.2 Mercado de participación 93
4.2 Desarrollo histórico de las pérdidas 93
eléctricas
4.3 Marco de estudio 96
4.3.1 Selección del alimentador 96
4.4 Evaluación global de pérdidas para los 99
sectores comercial-residencial seleccionados
4.4.1 Balance de energías para el alimentador 2 99
de la S/E No. 1
4.5 Evaluación de las pérdidas no técnicas 99
4.5.1 Estimación de las pérdidas técnicas 99
4.5.2 Estimación global de las pérdidas 107
no técnicas
4.6 Identificación y evaluación de las 108
componentes de pérdidas no técnicas
4.6.1 Alumbrado público 108
4.6.2 Fraude 109
4.6.3 Usuarios sin medidor 112
4.6.4 Errores en medidores 113
4.6.5 Usuarios directos, contrabandos o 114
conexiones ilegales
4.6.6 Errores de lectura y facturación 114
4.7 Determinación de las pérdidas no técnicas 115
predominantes
4.8 Aplicación de programas administrativos y 116
medidas de control y reducción de
pérdidas no técnicas
4.9 Resultados obtenidos 119
4.9.1 Alumbrado público 119
4.9.2 Fraude 120
4.9.2.1 Medidores dados de baja 122
4.9.2.2 Medidores con contrabando 123
4.9.2.3 Medidores reparados •' 124
4.9.2.4 Medidores no retirados 125
4.9.3 Usuarios sin medidor 126
4.9.4 Errores en medidores 128
4.9.4.1 Medidores dados de baja 129
4.9.4.2 Medidores reparados 130
4.9.5 Usuarios directos 130
4.9.6 Errores de lectura y facturación 132
4.10 Evaluación de los resultados 133
CAPITULO 5
EVALUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA
5.1 Recuperación energética y financiera 137
5.1.1 Recuperación de energía 137
5.1.2 Recuperación financiera 138
5.1.3 Pérdidas financieras 140
CAPITULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 Conclusiones generales 142
6.2 Conclusiones especificas 145
6.3 Recomendaciones 149
BIBLIOGRAFÍA 154
APÉNDICES
APÉNDICE 1:
APÉNDICE 2:
Formularios para el levantamiento de la
información de campo
Características y especificaciones de los
equipos empleados en el programa de pérdidas
negras
ANEXOS
ANEXO 3.1:
ANEXO 3.2:
ANEXO 3.3:
ANEXO 3.4
ANEXO 3.5
ANEXO 3.6:
ANEXO 3.7:
ANEXO 3.8:
ANEXO 3.9:
Energía facturada, obtenida como promedio
mensual histórico realizado en Octubre-95
correspondiente al alimentador 2 de la
subestación 1
Resultados del levantamiento de campo de
luminarias y semáforos para el Al. 2/1
Resultados de las inspecciones de campo
realizadas a los sectores comercial-
residencial correspondiente a la componente
"fraude" del Al. 2/1
Información referente a los usuarios sin
medidor del Al. 2/1
Resultados de los medidores contrastados en
el sitio con el medidor patrón TVE 102/3
para la cuantificación de la energía perdida
por descalibración
Resultados de las investigaciones de los
usuarios directos para el Al. 2/1
Resultados de los abonados investigados para
el análisis de pérdidas por errores de
lectura y facturación
Formulario utilizado por la EERSA para la
liquidación de usuarios infractores
Codificación de infracciones
CAPITULO 1
GENERALIDADES
1
CAPITULO 1
GENERAL IDADES
1.1 INTRODUCCIÓN
Debido a los altos porcentajes de pérdidas que presentan el
conjunto de la empresas eléctricas del país en sus respectivos
balances energéticos, el Instituto Ecuatoriano de
Electrificación (INECEL) con la colaboración de las empresas
distribuidoras de energía eléctrica emprenden programas de
control y reducción de pérdidas especialmente las no técnicas o
de comercialización.
Desde 1.988 el INECEL con el apoyo de las instituciones
eléctricas impulsan Programas de Control y Reducción de Pérdidas
Negras de Energía. Mediante acciones concretas se logra reducir
el nivel de pérdidas, para el conjunto de las empresas
distribuidoras de 23,14% registrado en 1.988, a 18,14% en 1.991
(Ref. 1). En 1.994 la mayoría de las empresas adoptan medidas
particulares de control y reducción con el fin de reducir al
mínimo los niveles de pérdidas negras de energía, especialmente
la Empresa Eléctrica Quito y EMELEC.
En 1.992 las pérdidas totales de energía eléctrica fueron
del 24% de la generación neta, corresponde el 4% a las pérdidas
on transmisión y en las subestaciones del Sistema Nacional
ínterconectado (SNI) y el 20% a las empresas distribuidoras
(Ref. 2) . - Considerando que dentro de las pérdidas negras de
energía eléctrica existen clientes que no pagan, resulta que
solamente el 70% de la electricidad generada es cancelada por
los consumidores (Ref. 2) . En la mayoría de países
industrializados con sistemas similares, las pérdidas en
distribución son alrededor del 4% al 5% (Ref. 2).
Debido a que los niveles de pérdidas en distribución
superan los valores, recomendados y deseables por la Organización
Latinoamericana de Energía (OLADE), cuyo porcentaje debe ser
2
inferior, del orden de un 6% a un 8% (Ref. 3) . Las empresas
eléctricas conjuntamente con el INECEL apoyan los programas
tendientes a reducir los altos porcentajes de pérdidas
eléctricas.
La eficiencia productiva del subsector eléctrico de un pais
es el resultado de adecuadas políticas de expansión y operación
de sus sistemas eléctricos. El Programa de Control y Reducción
de Pérdidas puede enmarcar dentro de la concepción moderna del
planeamiento energético, el cual considera como medida
importante la conservación de la energía, para la búsqueda de
nuevos recursos energéticos. Estimaciones hechas por'OLADE, con
una reducción de las pérdidas del 0,5% anual durante esta
década, sería posible ahorrar hasta 22 GWh por año y reducir la
capacidad adicional necesaria en la región en más de 9.000 MW
(6,7% de la capacidad instalada actual) hasta el año 2.000.
A partir de 1.990 el INECEL, con la asistencia técnica de
ESMAP (Energy Sector Management Assistance Program: Programa de
Asistencia para el Desarrollo del Sector de Energía) del Banco
Mundial y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo
(PNUD), a través del "Programa de Mejoramiento de la Eficiencia
del Sector Eléctrico Ecuatoriano" ,• impulsan proyectos y
programas de "Reducción de Pérdidas en la Distribución de la
Electricidad". ESMAP proporciona la asistencia técnica y
administrativa a las empresas con el obj eto de mej orar la
eficiencia operativa y reducir las pérdidas en los sistemas de
distribución, para lo cual el Gobierno de Bélgica brindó la
asistencia financiera.
En el III Seminario Ecuatoriano de Distribución de Energía
Eléctrica, realizado en Ambato en 1.984, se presentaron varios
trabajos relacionados con las pérdidas de energía, entre los
cuales se menciona el "Análisis de las Pérdidas de Energía en el
Sistema Eléctrico Centro Sur" (Ref. 4), donde se registran las
estadísticas de los porcentaj es de la energía perdida en dicho
sistema, con el propósito de determinar las posibles causas y
buscar soluciones tendientes a disminuir los altos niveles de
pérdidas y alcanzar los valores recomendados; así en 1.982 se
3
registra un nivel de pérdidas de 21,54%.
A partir cíe 1.984, la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur
C.A, impulsa programas para minimizar las pérdidas y, adopta
medidas que lo han llevado a conseguir las menores pérdidas
eléctricas de todas las empresas del país, logrando en 1.992 un
porcentaje de 11,94% (Ref. 5), nivel que le ha permitido el
reconocimiento por parte del INECEL y adoptar el eslogan:
"Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A. con las menores
Pérdidas de Energía del país".
La Empresa Eléctrica Cotopaxi (ELEPCOSA), luego de los
estudios realizados por OLADE en 1.992, ha ejecutado acciones y
medidas de control que ha permitido reducir las pérdidas de
energía eléctrica del 17,78% en 1.991 (Ref. 6) al 13,64% en
1.992 (Ref. 5).
La Empresa Eléctrica Quito (EEQ) ejecuta el Programa de
Control de Pérdidas No Técnicas, cuya meta es reducir las
pérdidas de energía eléctrica a niveles adecuados en un período
prudencial, para esto ha implementado medidas de control
especialmente en la clientela de los estratos medios altos donde
se ha detectado un alto porcentaje de pérdidas negras por
fraude, obteniéndose una gran recuperación para la empresa (Ref.
15} . En 1.991 un estudio de Diagnóstico de Pérdidas No
Técnicas, con la colaboración permanente del INECEL y la
asistencia del Banco Mundial como parte del Programa de
Mejoramiento del Sector Eléctrico, presenta las pérdidas no
técnicas del sistema desglosadas por causa y tipo de consumidor.
El nivel de pérdidas de energía representa en cierto modo
la eficiencia técnica-administrativa de las empresas eléctricas,
por lo que es conveniente determinar los KWh que se pierden en
las diferentes etapas de un sistema eléctrico, desde la
generación hasta el consumo por parte de los usuarios, a fin de
impartir las respectivas políticas de corrección.
La reducción de los altos porcentajes de pérdidas de
energía eléctrica en distribución encontrados en el país resulta
por lo general totalmente económico en comparación con el costo
de construcción de nuevas centrales de generación y transmisión.
ESMAP recomienda una inversión de US$12 millones para reducción
de pérdidas no técnicas. La rentabilidad económica y financiera
esperada de los proyectos recomendados para la reducción de
pérdidas no técnicas es generalmente cercano al 12% (Ref. 2).
Los altos porcentajes de pérdidas no técnicas del país, no
representan una pérdida real de energía, ya que esta energía es
utilizada por algún usuario suscriptor o no de la empresa
distribuidora de dicho servicio.
Sin embargo, la empresa recibe solo parte o ninguna
retribución de dicho consumo, debido a errores en los sistemas
de recaudo de los ingresos por venta de energía, razón por la
cual se conoce como pérdidas de comercialización.
Un sistema de medición defectuoso que no se aplique en
forma periódica, procesos de lectura, facturación y recaudo
inadecuados e incapacidad para detectar y controlar las
conexiones ilegales, refleja las deficiencias administrativas de
la institución. A consecuencia de esto, las empresas tienden a
tener una cartera morosa elevada.
La precisión de la estimación global de las pérdidas no
técnicas depende de la estimación previa de la energía total
disponible y de las pérdidas técnicas, ya que éstas se obtienen
por diferencia. Para obtener las pérdidas totales de energía se
realiza el balance energético entre la energía total disponible
y la energía facturada. A su vez la pérdidas totales se
descomponen en pérdidas técnicas y no técnicas. Las pérdidas
técnicas se obtienen mediante la aplicación de modelos para el
cálculo (flujos de carga) , y por diferencia se obtienen las
pérdidas no técnicas.
La eficiencia de un sistema eléctrico abarca la reducción
de las pérdidas no técnicas. Debido a que los sistemas de
distribución son sistemas dinámicos y muy complej os y por la
falta de herramientas y procedimientos de administración control
técnicas la EERSA desea ampliar este control sobre la clientela
masiva (tarifa de energía).
1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE
Identificar los sectores de mayor recuperación energética
y financiera e implementar medidas correctivas que permitan
reducir al mínimo adecuado el nivel de pérdidas de
comercialización y al menor costo. Para esto la metodología a
usarse se basa en el recomendado por el "Manual Latinoamericano
y del Caribe para el Control de Pérdidas Eléctricas" publicado
por OLADE, el documento de "Reducción de pérdidas en la
distribución de la electricidad" del Banco Mundial y, de las
experiencias de los estudios y aplicaciones en algunas Empresas
Eléctricas del país.
En la evaluación de pérdidas técnicas de la EERSA realizado
en 1.993 se concluyó que el monto mayor de pérdidas suman la
clientela masiva (tarifa de energía) (Ref. 7) . Razón por la
cual el primer paso es estimar las pérdidas no técnicas de un
alimentador predominantemente Comercial-Residencial de gran
consumo con la mayor precisión posible tal que tenga suficiente
concordancia con las pérdidas técnicas establecidas por medio de
modelos computacionales para que se pueda obtener un total de
pérdidas que concuerde con las calculadas mediante la diferencia
entre las energías disponibles y las facturadas.
Establecer las causas que producen el hurto de energía y
ejecutar un Programa Permanente de Control de Pérdidas no
Técnicas que disminuyan o dificulten la aparición o recurrencia,
el mismo que debe estar orientado de preferencia a los estratos
medios altos de consumo, de tal manera que representen una mayor
recuperación al menor costo.
El presente trabajo está encaminado a determinar las
pérdidas negras en un alimentador predominantemente Comercial-
Residencial de gran consumo localizado en la parte central de
Riobamba, por medio de la extrapolación de los resultados de las
investigaciones de campo y/o por medio del balance energético,
7
los mismos que deben producir resultados muy similares ,-
desagregar las pérdidas no técnicas totales en sus diferentes
componentes y,- aplicar métodos de control tendientes a reducir
las pérdidas negras a niveles mínimos en la medida de las
posibilidades que el Programa de Control de Pérdidas No Técnicas
de la EERSA lo permita, especialmente ejecutar acciones
concretas para reducir las pérdidas predominantes del Sector
Comercial.
Mejorar-,1a calidad de los sistemas de medición y seguridad,
y con solo la aplicación inmediata de medidas administrativas y
de control incrementar la facturación y eficiencia sin tener que
recurrir a grandes inversiones en equipos adicionales.
Inspección a los abonados infractores de gran consumo y
ejecutar medidas permanentes de control para evitar su
recurrencia, y obtener una considerable recuperación energética
y financiera.
La tesis contiene seis capítulos, de los cuales el Capítulo
1, como primera parte trata de una introducción al problema de
las pérdidas no técnicas en las Empresas Eléctricas. Como
segunda parte se plantean los objetivos y alcances a obtenerse
en el área de estudio de la EERSA.
Para alcanzar los objetivos propuestos se desarrollan los
siguientes capítulos:
En el Capítulo 2, se enfoca el problema dentro de un marco
teórico. Se profundizan los conceptos, características y
manifestaciones de las pérdidas no técnicas. Se trata también
de la incidencia que tienen sobre diferentes aspectos y, por
último contiene una clasificación de acuerdo a su naturaleza.
En el Capítulo 3, se plantean las bases para desarrollar la
metodología para el control y reducción de pérdidas no técnicas
por lo que constituye el capítulo más importante y la parte
medular del presente trabajo. Se plantean los objetivos que se
pretenden alcanzar con esta metodología, también se desarrolla
una teoría para la identificación de las componentes de pérdidas
no técnicas. En este capítulo es donde se formulan los
fundamentos y bases teóricas detalladas de la metodología a ser
aplicada en un alimentador primario de la EERSA seleccionado en
función de su consumo.
El Capítulo 4, es la aplicación práctica de la teoría
desarrollada para la metodología de control y reducción de
pérdidas negras sobre un alimentador predominantemente
Cornercial-Residencial de gran consumo del Sistema de la EERSA.
Contiene la descripción del sistema y el desarrollo histórico de
las pérdidas eléctricas. Se realizan las mediciones necesarias
y suficientes para la evaluación global de pérdidas totales y la
determinación de las pérdidas no técnicas con la mayor precisión
posible. Con estas referencias, identificar y cuantificar las
componentes de perdidas no técnicas, para determinar los tipos
de pérdidas que predominan en dicho alimentador. Se plantean
acciones concretas, mediante la aplicación de programas
administrativos y de control con el fin de reducir en lo posible
las pérdidas predominantes, especialmente en el Sector
Comercial. Finalmente se presentan los resultados obtenidos de
la ejecución de la metodología propuesta, para su posterior
evaluación.
En el Capitulo 5, se presenta una evaluación económica y
financiera. Con los resultados obtenidos en el capitulo 4, se
establecen los niveles de recuperación energética y financiera,
y en base al análisis de indicadores económicos y financieros
(Relación beneficio-costo), determinar si el proyecto es o no
rentable.
El Capitulo 6, contiene las conclusiones y recomendaciones
del proyecto de control y reducción de pérdidas negras, basadas
en los resultados obtenidos de la aplicación y de la
recuperación energética y financiera, las mismas que determinan
si el proyecto ha tenido o no el éxito deseado y, analizar la
conveniencia de ampliar el programa a todo el sistema de la
EERSA.
CAPITULO 2
PERDIDAS NO TÉCNICAS
9
CAPITULO 2
PERDIDAS NO TÉCNICAS
2,1 CARACTERÍSTICAS
2.1.1 PRESENTACIÓN DE LA PROBLEMÁTICA
La acción comercial de una empresa distribuidora de energía
eléctrica consiste en transferir hacia los centros de consumo
toda la energía generada o comprada, cuyo éxito depende de una
adecuada relación entre los costos de producción y los recaudos
por ventas.
Durante todo el proceso de producción, transporte y venta
de la energía eléctrica, no es posible entregar toda la energía
disponible a los consumidores. Principalmente por los fenómenos
físicos que se presentan en la conducción y transformación de la
energía eléctrica conocidas como PERDIDAS TÉCNICAS las mismas
que son inevitables, sin embargo es posible reducirlas a valores
aceptables.
Las empresas distribuidoras deben llevar registros precisos
de la energía suministrada a los usuarios, con el fin de poder
cobrar toda la energía consumida. Sin embargo, debido a errores
de diversa índole, se presentan inexactitudes en el registro de
los consumos, representando pérdidas para la institución. Por
otra parte, es muy difícil que la empresa logre recaudar el pago
de toda la energía que fue registrada. La diferencia entre la
energía que fue entregada a los usuarios y la que se logra
facturar su pago se denomina PERDIDAS NO TÉCNICAS.
Las pérdidas no técnicas globales se calculan como la
diferencia entre las pérdidas totales de un sistema eléctrico y
las pérdidas técnicas estimadas para el mismo.
Dentro de la comercialización son varias las actividades
que contribuyen al porcentaje de pérdidas negras de energía y en
10
consecuencia al total; siendo necesario identificar las mismas
y a los usuarios por el destino y la magnitud de la energía
consumida.
La realidad en los últimos tiempos ha puesto en evidencia
que la desinversión en los sistemas de distribución y
comercialización de la energía eléctrica no solo conduce a un
deterioro en la calidad del servicio que se presta, sino que es
uno de los factores contribuyentes al incremento de las
pérdidas, tanto las técnicas como las no técnicas.
Los proyectos de control y reducción de pérdidas en los
sistemas de distribución y comercialización libera equipos de
generación y transmisión, incidiendo en los niveles de inversión
futura, como en el valor de los costos marginales y de las
tarifas basadas en ellos. Además, constituye la base del
planeamiento, diseño y operación de los sistemas eléctricos.
Desde ningún punto de vista se puede concebir que los
programas de control y reducción de pérdidas negras sea el
motivo para crear conflictos de competencia entre áreas, sino
por el contrario, debe conducir a una eficiente coordinación
entre las mismas para armonizar funciones y lograr una óptima
utilización de los recursos disponibles.
La implementación y desarrollo de programas de control y
reducción de pérdidas negras depende de las condiciones y
características propias de cada sistema.
En resumen, las pérdidas no técnicas son consecuencia de
una serie de ineficiencias del sistema administrativo de una
institución que se van acumulando durante largos períodos de
tiempo. Una manera de comprobar esta ineficiencia sería, por
ejemplo, cuando se normalizan los mecanismos de facturación por
la adquisición masiva de contadores en lugar del cobro por
estimación del consumo, esto debería producir reducciones de las
pérdidas negras.
Las pérdidas no técnicas prevalecen en los sistemas de
11
distribución secundaria y no es posible reducirlas a cero ni aún
en las empresas mej or organizadas. No obstante el éxito
comercial de una empresa es mantener dentro de niveles
aceptables.
La relación entre las pérdidas técnicas y no técnicas se
presenta esquemáticamente en la figura 2.1.
Energía
Disponible
Transmisión
D h trihue i ñn
Energía
En fregada
ProcesoComercialEmpresa
Energía
Recaudada
PERDIDAS
TÉCNICAS
PERDIDAS
NO TÉCNICAS
Figura 2.1: Pérdidas de energía
I.a diferencia fundamental radica en que las pérdidas
técnicas si representan una verdadera pérdida de energía desde
el punto de vista físico, mientras gue las pérdidas no técnicas
representan energía que si está siendo utilizada para algún fin,
pero por la cual la empresa no recibe pago alguno.
La forma más efectiva de reducir las pérdidas no técnicas
es por medio de una organización administrativa adecuada y
eficiente de la empresa. Tan fuerte es la relación entre las
pérdidas de energía y la capacidad institucional de la empresa
que el nivel de pérdidas ha sido considerado como uno de los
indicadores más significativos del desempeño de una empresa. El
nivel de pérdidas no técnicas refleja el inadecuado sistema de
control y administración de una empresa. Su reducción produce
un beneficio financiero, por la obtención de ingresos
adicionales a usuarios que antes no aportaban.
12
La incertidumbre en la determinación global de las pérdidas
no técnicas aumenta cuando crece el error en la estimación de
las pérdidas técnicas. Es necesario desagregar las pérdidas no
técnicas según su distribución geográfica y/o por causas con el
fin de detectar las zonas más afectadas, donde se debe priorizar
los programas de control y reducción. En los sistemas de
distribución, la estimación de los valores desagregados se
realizan mediante rauestreo y análisis estadísticos.
Gomo medida efectiva para la detección de usuarios
infractores y para el control de pérdidas negras, constituye la
investigación completa de las instalaciones de medida y
acometidas. La investigación según la base del Banco Mundial
persigue dos obj etivos:
1.- Identificar las instalaciones con medidas defectuosas,
2.- Servir como datos muéstrales para la estimación de pérdidas
debidas al fraude, donde se recomienda usar una muestra
estratificada {Ref. 3).
A diferencia de las pérdidas técnicas, la reducción de las
pérdidas no técnicas produce un incremento de los ingresos (por
ventas) sin afectar sustancialmente la producción en la
generación. Sin embargo, existe una relación indirecta, ya que
la reducción puede provocar una reducción en los consumos de
ciertos clientes, produciendo una reducción en la generación.
Según estimaciones del Banco Mundial, se ha demostrado que al
aplicar mediciones correctas, en ciertos estratos estos tienden
a reducir sus consumos hasta en un 30% (Ref. 2).
Las pérdidas no técnicas se pueden considerar en su
totalidad como pérdidas variables con la demanda, ya que estas
forman parte de la demanda misma.
En la mayoría de las empresas del país poco o nada se hace
para controlar las pérdidas no técnicas convirtiéndose este
problema cada vez más crítico que podría acarrear la
paralización o por lo menos el retardo de los planes anuales de
cada institución. Entre las principales razones por lo que las
13
empresas no han implementado programas de control de pérdidas
negras son:
a) En general, las pérdidas negras reflejan la efectividad de
los sistemas de facturación, de la precisión de los equipos
de medición, de las dificultades de las empresas para
cobrar el servicio prestado, etc, es decir, depende del
grado de desarrollo técnico administrativo de la
institución. Su reducción requiere de mejoras en la
facturación y de programas exhaustivos de control a nivel
de usuarios en acometidas y equipos de medición, lo cual es
considerablemente más complicado ya que se necesita de la
colaboración directa de los abonados.
b) La incertidumbre de los beneficios técnico-económico para
la empresa, resultantes de la aplicación de este tipo de
programas, debido al desconocimiento de los porcentajes de
pérdidas negras y de su ubicación dentro del sistema
eléctrico de una empresa; lo cual no permite realizar un
análisis beneficio-costo profundo que determine con
seguridad la conveniencia o no de su aplicación.
c) El financiamiento de los programas, debido a que los costos
de adquisición de los equipos, la capacitación del personal
y la contratación de personal adicional, son rubros que
demandan una gran Inversión Inicial.
En contraposición a lo anterior, existen argumentos muy
bien fundamentados que recomiendan y justifican la
implementación de programas de control de pérdidas negras.
Entre los más importantes se citaran los siguientes:
a) Los altos niveles de pérdidas negras encontrados en todas
las empresas eléctricas del país cuyos niveles alcanzan un
10% del total de la energía disponible (Ref. 13).
b} El beneficio económico que representaría para el sector
eléctrico si se lograra controlar y reducir dichas
pérdidas.
c) Antes de aplicar nuevos proyectos de reducción de pérdidas
técnicas en redes de distribución consolidadas en el
aspecto técnico, es conveniente analizar primero la
14
posibilidad de emprender programas de control de pérdidas
negras, con el fin de evitar sobreestimar los beneficios de
los proyectos de reducción de pérdidas físicas, puesto que
al reducir las pérdidas no técnicas se reduce la carga y
por tanto los niveles asociados de pérdidas técnicas.
Entonces, para atacar frontalmente el problema de pérdidas
negras es necesario que las empresas eléctricas realicen un
primer programa de conocimiento, que establezca porcentajes de
pérdidas, ubique tipos de abonados y zonas de mayor influencia,-
lo cual permitiría posteriormente realizar un análisis de
factibilidad, que determinaría la conveniencia o no de emprender
programas de reducción de pérdidas negras.
En algunos casos, este primer programa puede especificar
lugares puntuales de actuación, lo que sería un beneficio
adicional generador de recursos económicos que podrían
reinvertirse en la continuación del proyecto o de otros afines.
2.1.2 NIVELES DE PERDIDAS
Es difícil establecer en forma general un nivel óptimo de
pérdidas totales para cualquier sistema eléctrico, debido a que
el mismo depende de las condiciones propias del sistema y de los
costos y beneficios que se deriven de la reducción de las
pérdidas de energía.
Según la literatura técnica, el porcentaje de pérdidas
totales no debería superar del 10% al 12% de la energía
entregada a la red del sistema de distribución y más aún se
considera como deseable que sea inferior al 10% (8% a 9% como
óptimo a maximizar) (Ref. 8) .
De acuerdo con la realidad de las empresas del país este
porcentaje se encuentra alrededor del 18% llegando en algunos
casos al 25% y 27% . En estas circunstancias y en un marco de
eficiencia relativa, los valores deseables deberían estar en el
orden del 10% al 13% como máximo para las pérdidas totales en
distribución, de los cuales:
15
* 7% a 9% deberían corresponder a las pérdidas técnicas
y* 3% a 4% a las pérdidas no técnicas (Ref. 8).
Sin embargo, estos niveles pueden reducirse aún más,
siempre que represente el nivel "óptimo económico", es decir,
que sea el resultante de un equilibrio entre los ahorros
logrados al reducir las pérdidas y los costos asociados a esa
reducción.
2.1.3 INFRACCIONES AL SERVICIO
Son consideradas infracciones aquellas que por acción u
omisión causen algún "daño" a las acometidas eléctricas,
medidores, aparatos y dispositivos conexos, así como a las
instalaciones realizadas por la Empresa.
También son infracciones las acciones que alteren las
instalaciones realizadas por la empresa, que modifiquen el
registro de consumos, que determinen reventa de energía; así
como la conexión de instalaciones clandestinas.
2.1.4 CAUSAS QUE GENERAN LAS INFRACCIONES
La falta de atención o los engorrosos y demorados trámites
de la empresa para dotar de energía eléctrica a los consumidores
da origen a que éstos obtengan el servicio por medios ilegales.
Las deficiencias administrativas, especialmente los
procesos de facturación involucran errores cuya magnitud es
difícil de cuantificar y corregir. Entre estos se tiene los
desfasajes de tiempo entre las lecturas, las demoras y
estimación en la facturación y recaudo.
La falta de inversión en los sistemas de distribución y
comercialización. Sólo el 20% del costo total de los proyectos
financiados por el Banco Mundial son destinados a la
distribución y otros componentes (Ref. 8). Un aspecto
relevante es la falta de mantenimiento y el alargamiento de los
16
tiempos estimados de vida útil de los equipos de medición los
mismos que deben ser renovados en tiempos recomendados por
criterios de ingeniería. En efecto, existen medidores instalados
que superan los 30 años de servicio (Ref. 9).
La disminución del poder adquisitivo de la clase media y
baja en términos reales, ha originado mayor agresividad de los
usuarios para emprender acciones fraudulentas.
Como se ha mencionado anteriormente las causas pueden ser
de diversa índole, sin embargo, para efectos de tener una mejor
comprensión y facilitar la aplicación de acciones objetivas, es
conveniente reunirías en los tres siguientes grupos:
2.1.4.1 Falta de Redes para la Atención Domiciliaria
Los recursos limitados con que cuentan el INECEL, y las
Empresas Eléctricas, el crecimiento acelerado de la población en
las urbes, y las grandes distancias existentes entre los
asentamientos rurales; impiden la atención de todas las
solicitudes de provisión del suministro. Por otro lado la
necesidad de contar con este servicio induce a los demandantes
proveerse del fluido eléctrico de las redes más próximas.
Usualmente ocurre en áreas de baj os ingresos, pero la
cantidad total de energía robada es poco significativa y es
quizás la única forma de obtener el servicio eléctrico.
En las grandes urbes, es un problema social debido a los
asentamientos e invasiones de tierras respaldados por grupos
políticos y por presiones de los habitantes impiden que las
empresas controlen estas precarias instalaciones.
2.1.4.2 Necesidades de Servicios Temporales
La ejecución de trabajos en la industria de la
construcción, o el crecimiento del comercio informal en ciertas
temporadas, ferias y exposiciones, etc; demandan la atención del
servicio eléctrico; y al no existir una atención inmediata por
17
parte de las empresas se generan instalaciones clandestinas.
2.1.4.3 Afán de Disminuir el Pago por el Servicio
Es una práctica muy generalizada en países
subdesarrollados/ donde los usuarios tienden a beneficiarse en
base a la picardía, la coima y otras prácticas que se apartan
del código moral.
En muchos países y en el nuestro, existen verdaderos
"especialistas" que ofrecen sus servicios para disminuir el
registro del consumo de energía eléctrica, y una gran cantidad
de usuarios que demandan esos servicios.
Estudios presentados en el "II Seminario Nacional de
Comercialización de la Energía Eléctrica", consideran que no se
trata de un problema de idiosincrasia, sino mas bien por
necesidad ya que la gran mayoría de la población raya en la
miseria, dando origen a acciones ilegales {Ref. 10).
En el caso de grandes consumidores no es justificable
cualquier acto ilícito, ya que son realizados con el fin de
disminuir el pago por sus consumos reales significando grandes
cantidades de electricidad robada, estos usuarios deberían ser
sancionados rigurosamente.
2.1.5 CONSECUENCIAS DE LAS INFRACCIONES
Principalmente, causan perjuicios a las empresas
eléctricas, por ende al INECEL y en consecuencia al Estado,- a
más de afectar a otros usuarios y al mismo infractor.
2.1.5.1 Perjuicios al Infractor Y Otros Usuarios
Las empresas proporcionan el servicio en base a estudios de
factibilidad técnica y disponibilidad física, así como de las
necesidades de los abonados.
La calidad y seguridad de las instalaciones, tienen
18
relación directa con la calidad del fluido eléctrico, y de un
fluido adecuado depende la acción y conservación de las
instalaciones y aparatos eléctricos del usuario.
Las instalaciones clandestinas son mal condicionadas y
proveen un pésimo servicio al infractor perjudicando las
instalaciones y aparatos eléctricos de otros usuarios.
Las instalaciones clandestinas ha cegado muchas vidas de
quienes pretendieron perjudicar a la empresa, debido a que son
efectuadas sin el más mínimo conocimiento técnico y el adecuado
equipo de protección.
2.1.5.2 Perjuicios a la Empresa, INECEL Y el Estado
Las instalaciones clandestinas deterioran las redes,
transformadores y equipos representando costos para la empresa
al reemplazar los elementos dañados; estos dineros podrían
invertirse para crear nuevas redes y atender a más usuarios.
Los consumos no registrados determinan valores no
recaudados, los mismos que podrían ser utilizados para mejorar
el sistema eléctrico. Hay que tener en cuenta que el objetivo
principal de la empresa es brindar el servicio con fines
sociales y con una rentabilidad apropiada.
2.1.6 MEDIDAS PARA CONTRARRESTAR LAS INFRACCIONES
A continuación se mencionan las acciones correctivas de
tipo general que contribuyen a prevenir las infracciones:
2.1.6.1 Desestimular
Es la acción correctiva más importante; esto se puede
lograr en base a las siguientes actividades:
1. Pliegos tarifarios con sentido social.- Mantener las
políticas actuales donde se establece pagos menores por KWh para
19
consumos bajos y pagos mayores por KWh para consumos altos.
2. Brindar información.- Dotar al usuario la suficiente
información respecto a los perjuicios que causan las
instalaciones clandestinas y, mejorar el servicio eléctrico por
falta de recaudación de los consumos no registrados.
3. Atender servicios provisionales.- Tratar con celeridad y
eficiencia la concesión y trámite de instalación de servicios
provisionales.
2.1,6.2 Sanciones a Infracciones
Pese a las acciones emprendidas para desestimular las
contravenciones al servicio estas aún se siguen cometiendo por
lo que es necesario contar con un instrumento que regule las
sanciones a aplicarse.
La EEQSA basada en el Reglamento Nacional para la
instalación de acometidas del sector eléctrico expidió su
"Reglamento de Contravenciones al Servicio".
1. Análisis conceptual del reglamento.- Normaliza las
sanciones del sector eléctrico, su objetivo se basa en
determinar sanciones iguales para infracciones iguales sin
ninguna diferencia, conforme lo establece la Constitución de la
P.epública.
Los empleados de la empresa deben de presentar un informe
acerca de las infracciones, con esto se pretende que pongan
interés y más atención a su área de concesión.
Otro aspecto relevante es la creación de ciertos estimules
para quienes detectan infracciones a fin de incentivar su
gestión y evitar el soborno.
Este reglamento determina como un estimulo que se asigne el
30% de los valores recaudados por energía y multa a los
supervisores. Actualmente se entrega todo el valor de las
20
multas a los supervisores y en mayor proporción a la Asociación
de Trabajadores, entidad clasista que agrupa a más del 90% de
los empleados (Ref. 10).
2. Medios para detectar infracciones.- La fuente mas común y
sencilla es la denuncia verbal y escrita, las mismas que son en
su mayoría anónimas.
Otra forma de detección, son los datos que mediante códigos
entregan los "Inspectores de Consumo", los mismos que recorren
mensualmente los servicios de los abonados para la toma de
lecturas, donde informan de acometidas y medidores con daños
visibles, o que aparentemente han sido manipulados.
Sin embargo, el medio más efectivo es la revisión minuciosa
a las instalaciones de los abonados por personal debidamente
calificado y experimentado. Esta puede realizarse a manera de
muestreo y sin previo aviso.
Aún aplicando estas medidas no se puede garantizar la
recurrencia o aparición de nuevos infractores, esta
circunstancia es teórica ya que en la práctica no se puede
establecer un control absoluto para que las causas de las
pérdidas negras desaparezcan totalmente, este hecho es una
función de la efectividad de los controles que se establezcan
para eliminarlos.
2 .2 KíUíIFESTACIONES
Los estudios realizados por el Banco Mundial con la
asistencia técnica de ESMAP en el Ecuador, concluyeron en su
informe que las más frecuentes manifestaciones de las pérdidas
no técnicas en las cuatro empresas investigadas (EMELEC:
Empresa Eléctrica del Ecuador; EMELMANABI: Empresa Eléctrica
Manabí; EMELGUR: Empresa Eléctrica Regional Guayas-Los Ríos; y
EEQ: Empresa Eléctrica Quito), fueron:
* Uso fraudulento de la electricidad.
* Errores en las mediciones que sirven de base para
21
facturar a los clientes.
* Errores en los consumos eléctricos facturados a
los clientes causados por deficiencias en los sistemas
administrativos.
Estos resultados se pueden extender al resto de las
Empresas Eléctricas del país ya que no existen diferencias
apreciables entre otras empresas más pequeñas y las mencionadas
(Ref. 2).
Estas afirmaciones fueron hechas en base a extrapolaciones
de lo que podrían ser las pérdidas no técnicas de las empresas
de la Sierra por falta de datos concretos. Estas
extrapolaciones se fundamentan en los conocimientos íntimos de
los técnicos que operan en dichas empresas y a varias
apreciaciones subjetivas. Sin embargo, se consideró que las
componentes de las pérdidas no técnicas deberían ser diferentes
entre las empresas de la costa y las de la sierra; el factor del
fraude es más significativo en las primeras mientras que las
deficiencias en las mediciones son más importantes en las
segundas (Ref. 2).
Cabe mencionar que en muchos casos el uso fraudulento del
servicio eléctrico es el resultado de las políticas de las
empresas, las mismas que dificultan el uso normal de la
electricidad o que no desean o no pueden prestar servicio a los
usuarios y estos se ingenian para obtenerlo, sin importar las
circunstancias. Otro aspecto importante es el efecto del
aumento de tarifas en la incidencia del fraude: A medida que
aumenta el costo de la electricidad aumentan también los
incentivos para el uso ilícito, ya sea por medio de conexiones
directas a las líneas de distribución, ya sea por artificios
para reducir la facturación.
En la mayoría de las empresas eléctricas de la región
costa, el fraude contribuye en mayor proporción al total de las
pérdidas no técnicas especialmente en EMELMANABI y EMELGUR (Ref.
2) .
22
2.3 INCIDENCIA DE LAS PERDIDAS DE ENERGÍA
2.3.1 EN LA GESTIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LAS EMPRESAS
El valor de las pérdidas es uno de los indicadores de la
gestión técnico administrativa de la empresa, por lo que resulta
imprescindible conocer y evaluar la incidencia de las mismas en
las diferentes etapas funcionales de un sistema eléctrico desde
la producción hasta el consumo de los usuarios, con el fin de
establecer criterios y políticas tendientes a lograr un control
permanente de las pérdidas y posibilitar su corrección.
Las empresas concebidas como industrias eléctricas, trata
de poner en el mercado su producto el KWh, en las mejores
condiciones técnico-económico, y en cantidad suficiente para que
durante los procesos de producción, transporte y distribución se
pierda la menor cantidad posible.
Bajo este concepto, las empresas buscan configurar su
sistema eléctrico de tal manera que sean confiables y bien
condicionados y permitan a través de sus diferentes elementos
transportar h?sta los usuarios la mayor cantidad de energía útil
y por otra parte que esta energía sea cuantificada y cobrada en
su mayor parte o en su totalidad.
L:?s pérdidas del producto se identifican en dos etapas
perfectamente definidas:
Producción, transformación, transporte y distribución,-
donde el sistema utiliza parte de su producto en su propio
funcionamiento, "Pérdidas Técnicas", porcentaje que será
mayor o menor dependiendo del grado de optimización del
sistema, y que no sobrepasen el 8%, con su respectivo costo
financiero (Ref. 11) .
La comercialización donde el tratamiento y manejo de datos
unido al uso clandestino de la energía por parte de los
usuarios suscriptores o no a la empresa, contribuyen a que
se cometan errores en la cuantificación de la energía
consumida y facturada "Pérdidas Negras", las mismas que
23
deben ser inferiores al 3%, con su respectivo costo
financiero (Ref. 11) .
Niveles superiores a los antes mencionados, repercuten en
la recuperación que debe hacer la empresa por la venta de su
producto, en su ejercicio financiero, en su gestión misma;
llevando muchas veces a situaciones criticas.
La falta de control de las pérdidas produce un doble efecto
sobre la gestión empresarial:
El deterioro rápido de redes e instalaciones implica
fuertes inversiones tanto en renovación como en
ampliaciones, las mismas que deben ser diraensionadas para
poder soportar el incremento indiscriminado de los
consumos.
Origina una pérdida de ingresos por los consumos no
facturados, con un incremento de los gastos de venta o
producción de energía, debidos en gran parte a las
reparaciones de redes e instalaciones y por una operación
inadecuada de las mismas.
Debido a los escasos recursos financieros de las empresas,
no pueden emprender frontalmente programas de reducción de
nereidas. Los mismos que deben utilizarse para solucionar el
crecimiento de la demanda. Los recursos limitados se deben en
gran parte a que un porcentaj e importante de los ingresos se
pierdan en los consumos de energía no registrados.
Los programas de reducción de pérdidas necesitan, para
visualizar resultados una persistencia en el tiempo de las
acciones que se emprenden. Por esta razón, el índice de
pérdidas presenta generalmente una mayor aceleración de su tasa
de crecimiento que el impacto de las acciones que se realizan.
Esta circunstancia produce en cierto modo en la
organización empresarial un sentido de frustración que con el
tiempo a veces se traduce en indiferencia, lo cual facilita la
degradación de los procedimientos y los controles, esto conlleva
24
a un deterioro de la operación dando lugar a los siguientes
factores:
Desarrollo de un sentimiento generalizado de impotencia en
los responsables de la supervisión y control.
Encubrimiento de acciones ilícitas por parte de los propios
miembros de la organización ya sea en beneficio propio o de
terceros, que perjudican económicamente a la empresa.
Origina entre los usuarios una sensación creciente de
impunidad, esto produce un incremento permanente de la
agresividad para hurtar energía o realizar todo tipo de
fraude tendientes a reducir ilícitamente los registros de
consumo y por ende el valor de la facturación.
2.3.2 EN EL ORDEN SOCIAL
El deterioro económico de la región Latinoamericana ha
llevado a que el incremento de las pérdidas de energía eléctrica
esté fuertemente relacionado con el empobrecimiento generalizado
de los usuarios de los estratos medios y baj os.
La fuerte caída del poder adquisitivo de las clases media
y baja ha sido factor preponderante para que estos usuarios se
ingenien en obtener el servicio eléctrico por medio de prácticas
inapropiadas agrediendo las redes e instalaciones que
generalmente se encuentran en la vía pública, sin ninguna
vigilancia y poco control por parte de la empresa prestaría.
La falta de una legislación adecuada tanto desde el punto
de vista comercial-administrativo como en lo penal que
proporcionen a la administración de las empresas una herramienta
jurídico-legal para enfrentar con éxito estas infracciones, como
también la insuficiencia de acción policial correctiva, han
creado en la sociedad usuaria una conciencia de impunidad.
Esto ha motivado a que los usuarios que cumplen normalmente
con sus obligaciones y pagos de sus consumos influenciados por
los usuarios infractores se aprovechen indebidamente de las
instalaciones a través del uso ilícito de la energía y procedan
25
a no pagar las facturas siendo este un motivo intencionado para
solicitar el corte o retiro del medidor y luego "colgarse11
clandestinamente de las redes, o en su defecto manipular las
mediciones para evadir los registros reales.
Este fenómeno que en principio se producía únicamente en
algunas áreas marginales donde no existen redes legalmente
instaladas, pueden extenderse paulatinamente hacia otros
sectores suburbanos e inclusive a barrios residenciales de buen
nivel económico, donde el usuario por falta de documentación o
por ineficiencia de la empresa al no ser atendido en un tiempo
razonable, opta por conectarse ilegalmente sin abonar los
consumos correspondientes.
Otro problema crítico es la proliferación de lámparas
clandestinas colocadas por los propios usuarios directamente
sobre la posteria de las redes sin ninguna norma técnica y cuyos
consumos no son registrados y en consecuencia no se contabilizan
ni se facturan. Esto se debe principalmente a la falta de
respuesta de los Municipios y a la incapacidad técnico-
financiero de las empresas para satisfacer los requerimientos de
la demanda en la ampliación del alumbrado público.
En general puede asegurarse que en toda la región
Latinoamericana entre cada censo de periodicidad anual o bienal
se han detectado incrementos de hasta un 30% en un año de la
cantidad de focos instalados no denunciados (Ref. 8).
2.3.3 EN EL ORDEN DE LA ETICA Y LA MORAL
El robo de la energía eléctrica a través de conexiones
dilectas ilegales y la manipulación de las mediciones para
obtener registros falsos, realizados en forma indiscriminada y
con alta impunidad, además de producir efectos económicos
negativos sobre los ingresos de las empresas, produce una fuerte
incidencia sobre la moral y la ética de la población.
Aunque no es justificable, sí se puede comprender la
necesidad de los habitantes de escasos recursos de las zonas
26
periféricas que traten de apropiarse de la energía mínima
necesaria sin pagarla por ser un elemento indispensable y
obtener un confort muy elemental.
Este hecho no es justificable en zonas residenciales o
clubes privados, donde los habitantes poseen recursos
suficientes, lo cual convierte este acto directamente en un
delito totalmente penable.
En las industrias y comercios la característica común del
ilícito consiste en la manipulación de las mediciones, mediante
la intervención ilícita técnicamente más calificada, la
degradación ético-moral es más injustificable dado que persigue
fines de lucro, fomentando la competencia desleal y la evasión
fiscal que repercute luego sobre toda la sociedad.
2.3.4 EN LOS ASPECTOS DE SEGURIDAD
La obtención ilícita del servicio eléctrico, produce
verdaderas agresiones sobre las instalaciones que aceleran el
deterioro de las mismas con serias consecuencias para la
seguridad pública.
En el caso de redes secundarias en zonas residenciales
periféricas, las conexiones ilícitas generalmente son realizadas
por los propios usuarios sin ninguna norma técnica, con uniones
manuales, con conductores inadecuados, que llevan hasta los
domicilios colgándolos de árboles, paredes, techos, postes de
pequeña altura, en un verdadero enjambre de cables que
constituyen circuitos informales secundarios que por sus
precarias condiciones son un constante peligro y en ciertas
circunstancias constituye un inminente riesgo que puede cegar la
vida de quienes se atreven hacer estas mal condicionadas
instalaciones, contribuyendo fuertemente al incremento de las
pérdidas. En estas condiciones existe una gran caída de tensión
en los domicilios de estos usuarios, con lo cual la utilización
normal de los aparatos electrodomésticos es técnicamente
peligrosa para la duración de los mismos.
27
A más del incremento de las pérdidas en el sistema se suma
una disminución del nivel de tensión y conflabilidad en los
servicios a los usuarios normales que reciben suministros de las
redes donde se derivan estas conexiones clandestinas, con las
siguientes consecuencias:
No pueden usar ningún electrodoméstico en las horas pico de
mayor demanda.
Ante la menor contingencia climática adversa (viento,
lluvias, etc) , la conflabilidad de las redes se vuelve
precaria, produciendo fallas en el servicio como ser su
interrupción temporal o permanente.
La constante agresión a los conductores, aislaciones y/o
sostenes por parte de personas inexpertas produce un deterioro
rápido de los mismos que frente a condiciones climáticas severas
produce la rotura y caída de estos sobre la vía pública con el
consiguiente peligro para la circulación de las personas.
De igual manera sucede, en partes sustancíalmente sensibles
de las instalaciones como elementos de maniobra y protección,
transformadores, borneras y medidores donde se produce un
deterioro prematuro por la manipulación de personas no
calificadas, con el aumento de las fallas posteriores y una
fuerte disminución de las condiciones de seguridad que aumentan
el peligro permanente para la operación tanto por parte del
personal de la empresa que debe normalizarlo como de los propios
infractores que lo manipulan.
Así es frecuente por ejemplo los hechos fatales con graves
consecuencias (quemaduras y aún muertes) en usuarios ilícitos
que manipulan conductores clandestinos o que por desconocimiento
actúan sobre redes de media tensión (6,3 KV o más) pretendiendo
hacer conexiones para obtener el servicio eléctrico para sus
domicilios.
De igual forma sucede con la acción permanente de las
borneras de los medidores y/o transformadores de medición, que
producen el recalentamiento de las mismas y por lo tanto la
inutilización del elemento correspondiente, obligando a
reemplazos o reparaciones para normalizarlos.
2.4 CLASIFICACIÓN
Las pérdidas no técnicas pueden clasificarse de acuerdo con
varios criterios/ pero para facilitar su comprensión para
efectos de este estudio se ha visto conveniente realizar la
siguiente clasificación:
Según la causa que las produce.
Según su relación con las actividades administrativas de la
empresa.
De acuerdo a la clasificación adoptada, las pérdidas no
técnicas se miden en energía, mientras que otras pérdidas como
las ocasionadas por el no recaudo o recaudo demorado del pago
corresponden estrictamente a pérdidas financieras. Estas
últimas constituyen también las pérdidas para la empresa,
resultantes de un cobro a una tarifa diferente a la
correspondiente a un usuario determinado.
Mediante esta clasificación se pretende proporcionar una
idea clara de la relación entre las pérdidas no técnicas y la
organización administrativa de la empresa. Es evidente que un
sistema de medición defectuoso o que no se aplique en forma
periódica, procesos de facturación inadecuados e incapacidad
para detectar y controlar las conexiones ilegales son un reflejo
de la incapacidad administrativa de la empresa, o de la falta de
mecanismos legales para actuar en estos casos. A consecuencia
de esto, las empresas tienden a tener una cartera morosa
elevada.
2.4.1 SEGÚN LA CAUSA
2.4.1.1 Fraude O Hurto
Constituyen todos los casos en los cuales los usuarios
suscriptores de la empresa, alteran el normal funcionamieno de
29
los equipos de medición induciendo error en la lectura que
realiza el personal para reducir los registros de consumo, o
toma directamente la energía. Estas alteraciones pueden ser de
dos tipos:
1. Anormalidades permanentes.- Son aquellas que por sus
características no pueden ser reparadas por el usuario. Entre
ellas pueden citarse:
* Puenteo de excitación fundido por cortocircuito
intencional.
* Violación o adulteración de los precintos del medidor.
* Contador perforado con elementos punzantes, para
trabar o retardar el funcionamiento del tambor.
* Caño de bajada con desviación clandestina de la
conexión, antes del medidor para evitar los registros
de consumos.
2. Anormalidades transitorias.- Son las que pueden ser
normalizadas por el usuario a fin de eliminar las pruebas del
ilícito, como son:
* Conexión clandestina directa desde la red para evitar
la medición.
* Puentes de excitación desplazados, caídos o con
tornillos floj os, a fin de dej ar sin excitación el
medidor para evitar su funcionamiento.
* Medidor con puentes de excitación aislados a fin de
impedir el contacto y por lo tanto evitar el
funcionamiento.
* Neutro aislado al medidor y cliente con neutro
directo, con lo cual se para el funcionamiento del
medidor.
* Intercambio del conductor de fase por el del neutro.
* Medidor acostado o inclinado a fin de disminuir el
registro.
* Conexión invertida del medidor a fin de desconectar
registros y/o inducirlos.
* Freno del disco por acción externa (imán, punzón,
30
etc) .
2.4.1.2 Consumo de Usuarios No Suscriptores O Contrabando
Son todos aquellos usuarios que se favorecen del servicio
mediante la conexión directa a la red sin haber suscrito un
contrato o acuerdo con la empresa encargada de la distribución
de energía. También corresponden a este grupo los usuarios que
teniendo contrato han sido desconectados de la red por distintas
causas y se vuelven a conectar a la red sin ninguna
autorización. Estos usuarios, obviamente, no tienen medición de
la energía consumida y por ende la empresa no percibe ningún
pago.
Las condiciones que facilitan el contrabando son: La
cercanía y fácil acceso a la red de distribución secundaria, y
la oportunidad aprovechada por los suscriptores que han sufrido
la suspensión del servicio por falta de pago, para conectarse de
nuevo a la red en forma clandestina.
2.4.1.3 Error en Medición
El error en la coritabilización de energía de suscriptores
con contador corresponde a errores de medición de contadores,
lectura y facturación excluyendo los casos de adulteración de
los equipos de medición. También se incluyen las pérdidas
debidas a la no simultaneidad de la medición de los contadores.
Este error en los contadores es introducido por laV
influencia de agentes externos como lluvia, polvo, óxido, etc;
y por envejecimiento y deterioro físico de ciertos elementos
constitutivos del medidor debido a que su tiempo de
funcionamiento supera el período de vida útil. También se debe
a la instalación de contadores de baja calidad y/o por la
inadecuada instalación del equipo.
31
2.4.1.4 Errores en Consumos Estimados
Corresponde a todos los suscriptores sin contador que por
cualquier circunstancia son facturados mediante estimación de su
consumo. Se incluye todos los casos de clientes temporales o
provisionales a los cuales la empresa considera no instalar un
contador.
Los errores en la estimación del consumo se deben a las
políticas inadecuadas que aplican las empresas como la
asignación de una tarifa fija a actividades de construcción la
misma que depende del tipo de construcción, en las cuales no se
justifica la instalación del medidor por razones económicas; la
asignación de una tarifa fija a usuarios que anteriormente
estaban contrabandeando, pero que desean legalizar su situación,
la estimación del consumo se basa en el censo de carga instalada
y/o en el consumo promedio del estrato respectivo; la asignación
de una tarifa fij a comunal a barrios marginales, donde no se
puede facturar la energía de manera convencional, debido a los
bajos ingresos de los moradores, el valor de la tarifa es
asignado de común acuerdo entre la empresa y el barrio.
En este grupo también se incluyen las instituciones
públicas como la policía, el municipio, el consumo de samáforos,
pilas públicas, etc, a los cuales la empresa asigna consumos
estimados que generalmente son menores a los consumos reales.
2.4.1.5 Errores en Consumo Propio de la Empresa
Se debe a la energía consumida por la empresa encargada de
la distribución y que no ha sido contabilizada. Incluye
generalmente el consumo no medido de auxiliares en
subestaciones, oficinas, talleres, alumbrado público, etc.
Este autoconsumo tiene asignado un consumo insignificante
frente a su real consumo y en ciertas empresas no se registran
sus propios consumos.
32
2.4.2 SEGÚN SU RELACIÓN CON LAS ACTIVIDADES ADMINISTRATIVAS
Las deficiencias de las empresas en los procesos
administrativos frecuentemente' conlleva a pérdidas
significativas que son el reflejo de la organización existente
como también de los recursos y esfuerzos que las empresas
dedican a estas actividades.
* Por registro o medición deficiente del consumo.
* Por facturación incorrecta de los usuarios.
Para comprender mejor los procesos administrativos y para
la distribución y cuantificación de las pérdidas por estas
actividades ha sido conveniente dividir el proceso
administrativo que la empresa efectúa sobre la energía
distribuida en tres subprocesos:
1. Registro de consumos. - Es la actividad en la cual la
empresa obtiene un valor estimado de la energía entregada a
cada usuario durante un período determinado de tiempo. A este
período se le denomina "Período de facturación".
Si la energía entregada a un suscriptor no se mide en forma
precisa, o si es mal registrada en el archivo correspondiente,
su valor no puede ser recaudado adecuadamente. La energía que
no se cobra representa una pérdida financiera para la empresa.
Las pérdidas producidas en esta actividad se denominan pérdidas
en el proceso de registro (Lreg) .
El proceso de medición constituye un instrumento de
estimación de la energía entregada a los suscriptores. Este,
sin embargo, no es el único instrumento del cual disponen las
empresas. Es práctica común en algunas empresas, el uso de
tarifas fijas para usuarios con consumos reducidos, en lugar de
medir la energía efectivamente entregada. Esto, en efecto, es
también un instrumento de estimación de consumos, aunque es
evidente que su precisión puede ser mucho menor.
En el proceso de registro de consumos se identifican dos
33
etapas: En la primera se efectúa una lectura de los medidores;
en la segunda parte, se transforma los valores leídos en valores
de energía, mediante el uso de constantes de proporcionalidad de
los medidores y las relaciones de transformación de los
transformadores de medida (CT y PT) en aquellas instalaciones
que dispongan de estos equipos.
2. Facturación.- Este subproceso comprende la facturación de
los usuarios cuyos consumos han sido registrados. El valor a
ser cobrado depende del consumo de energía registrado y de la
política tarifaria de la empresa. Para que este proceso sea
completo, es preciso que la información referente a los
suscriptores sea total y exacta; de lo contrario se presentarán
errores en la facturación, los cuales pueden resultar en energía
que no se cobra o se cobra a la tarifa incorrecta. La energía
correspondiente a esos errores no es pagada a la empresa,
resultando en pérdidas conocidas como pérdidas en facturación
(LF) .
3. Recaudo.- Una vez realizadas las facturas para el cobro de
la energía, el siguiente proceso es el recaudo de esos cobros.
Es el ingreso monetario a las cuentas contables de cada usuario.
Por varias razones, sólo una parte de la energía que se facturó
llega finalmente a ser recaudada o es recaudada incorrectamente.
La energía que no puede ser recaudada representa también una
pérdida, la misma que se denomina pérdida en el proceso de
recaudo (Lrec) .
El proceso administrativo puede representarse
esquemáticamente como se muestra en la figura 2.2.
34
Energía
Entregada
HEOTSTHO DB
CONSUMOS
Energía
a-FacturarFACTURACIÓN
Energía
FacturadaRECAUDO
Energía
Recíiudada
PERDIDASNO TÉCNICAS
Pérdidas en
Facturación
Pérdidas en
Recaudo
PERDIDASFINANCIERAS
Figura 2.2: Clasificación de pérdidas no técnicas
2.4.2.1 Pérdidas Durante el Registro de Consumos
Las pérdidas que se generan durante el registro de consumos
incluyen toda la energía consumida que no queda registrada en
los archivos de los suscriptores, o que gueda registrada
inadecuadamente. Una parte de esta energía corresponde a
instalaciones con contador y otra a instalaciones que carecen
del mismo.
Las pérdidas durante este proceso pueden identificarse en
dos grupos:
1. Usuarios sin contador
Algunas de las pérdidas en el registro se producen en
usuarios sin medidor (no existe medición); entre éstos se pueden
mencionar:
a) Conexiones ilegales o contrabandos.- Conocidos como
usuarios no suscriptores, son conexiones directas a la red sin
el consentimiento de la empresa. Toda la energía consumida por
35
estos usuarios significa pérdidas para la institución (Ref. 12) .
b) Errores en estimación de consumos.- En el caso de algunos
suscriptores con consumos muy bajos, generalmente asentamientos
marginales y sectores rurales, la empresa prefiere estimar la
energía suministrada en vez de medirla directamente. Este
método puede conducir a subestimar sistemáticamente el consumo,
además de que sobreestimula la demanda.
c) Error en estimación de consumos propio no medidos.- Los
consumos propios de la empresa en centrales, subestaciones,
talleres, edificios, etc, deben estimarse de una manera precisa,
preferiblemente con mediciones. En ausencia de éstas, la
estimación del consumo propio puede conducir a errores
significativos de registro. Considerando la concentración
geográfica de los consumos propios (cercanía de los consumos a
las actividades) y el control que la empresa tiene sobre ellos,
es inaceptable el hecho de que muchas empresas no realicen
dichas mediciones.
d) Errores por instalaciones provisionales.- Es práctica común
en muchas empresas, la ejecución de contratos de servicio
provisional o demorarse en la instalación de los contadores una
vez elaborado el contrato definitivo. En los dos casos, esta
práctica suele conducir a errores en el registro de consumos.
2. Usuarios con medidor
En buena parte de los casos, los usuarios con contador
presentan un monto mayor de pérdidas no técnicas que de aquellos
usuarios sin contador. Esta particularidad se debe a que entre
los usuarios con medición están los mayores consumidores y la
gran mayoría de suscriptores. Los usuarios sin medidor tienen,
generalmente, consumos muy reducidos (Ref. 3). Entre los tipos
de pérdidas encontrados en usuarios con medidor son:
a) Fraude.- Corresponden todas las adulteraciones fraudulentas
de los equipos de medición y la modificación ilegal de las
conexiones con el fin de inducir a error en la estimación de los
36
consumos registrados por parte de la empresa.
b) Errores en medición del consumo,- Se presentan por varias
causas: Descalibración natural o accidental del contador, daño
del mismo, etc. También se debe considerar una instalación
defectuosa del contador. Esta última circunstancia es más
probable en instalaciones de tipo industrial, generalmente a
alta tensión, donde su efecto es aún mayor.
c) Errores en el procedimiento administrativo del registro de
consumos.- Aguí se incluyen todas las causas de error de
registro de consumos que no están asociadas con la medición
misma. Entre éstas se cuentan: Fallas en el registro de la
medición por parte del personal de lectura, fallas en; los
procedimientos de facturación posteriores a la lectura, etc.
2.4.2.2 Pérdidas Durante la Facturación
Toda la energía registrada como consumo de los suscriptores
debería ser facturada. El proceso de facturación consiste en
asignar un valor en unidad monetaria a los valores de las
lecturas de consumo mensual tomadas por el personal a cada
suscriptor. En la práctica, diversas fuentes de error impiden
la facturación de toda la energía registrada. Entre las más
significativas cabe mencionar las siguientes:
a) Error en la información sobre suscriptores.- Una de las
principales causas de error durante el proceso de facturación es
la información errónea en el archivo del suscriptor. Los
errores pueden incluir:
* Tarifa incorrecta asignada al cliente. '
* Información errónea sobre el tipo de contador y equipo
auxiliar.
* Falta de información sobre el transformador asociado
con el usuario o la información es incorrecta.
La aplicación de información incorrecta al cálculo de los
costos de la energía consumida conduce a pérdidas financieras
37
para la empresa.
b) Uso inadecuado de la información.- Incluso si la
información existente sobre un usuario es correcta, un
tratamiento erróneo de la misma puede generar diversas causas de
error que afectan la energía que se recauda y por ende se
traduce en pérdidas financieras para la empresa. Algunas de
estas causas son más frecuentes que otras, pero todas deben
considerarse como potenciales fuentes de pérdidas no técnicas.
Los errores más usuales son:
* Procedimiento inadecuado de facturación.
* Falta de control sobre la corrección de errores de
facturación, cuando se presentan reclamos por parte de
los suscriptores.
* Control deficiente de consumidores con tarifa especial
(tales como empleados de la empresa, etc) . Debe darse
especial consideración a los usuarios exentos de pago.
* Ausencia o deficiencia de programas de seguimiento de
irregularidades de facturación o de otro tipo.
* Retardo excesivo en la facturación. Cualquier retardo
en la emisión de facturas conduce a pérdidas
financieras para la empresa.
2.4.2.3 Pérdidas Durante el Recaudo
De la energía que se factura a los usuarios, la empresa
recauda sólo una fracción de los montos reales que debería
obtener por los consumos registrados. Esta situación se debe
principalmente a dos factores:
a) Facturas no pagadas.- Las principales fuentes de pérdidas
de las facturas no pagadas son:
* Cuenta no enviada al cliente o pérdida de la factura.
* Usuario sin capacidad de pago.
* Deficiencia en el manej o sobre cuentas por cobrar.
b) Facturas pagadas.- Cuando la factura ha sido pagada, aún
pueden producirse pérdidas por las dos causas•siguientes:
* Pérdida o robo del dinero pagado.
* Pago no acreditado al suscriptor.
De lo mencionado anteriormente, se deduce que las pérdidas
no técnicas están intimamente relacionadas con los procesos
administrativos y fundamentalmente contables de la empresa. Por
esta razón, el proceso de control y reducción de pérdidas no
técnicas involucra principalmente medidas de tipo
organizacional, tendientes a mejorar el manejo de la información
dentro de la empresa y los procedimientos de control y
auditoria.
2.4.2.4 Pérdidas de Energía Vs. Pérdidas Financieras
Aunque las pérdidas no técnicas no constituyen una pérdida
real de energía, es necesario hacer una distinción adicional
entre ellas, debido a la forma como se rnanej an los diferentes
tipos de pérdidas.
Las pérdidas en el proceso de registro, tienen unidades de
energía y se deben contabilizar como tal. Por otra parte, las
pérdidas en los procesos de facturación y recaudo, en los cuales
la energía entregada a los suscriptores ha sido convertida a su
equivalente en unidades monetarias, debe tratarse en forma
separada.
Para hacer explícita la diferencia entre los dos tipos de
pérdidas, se restringe el término Pérdidas No Técnicas a las
suscitadas durante el proceso de registro, es decir, las que se
miden en unidades de energía. Los otros dos tipos de pérdidas
son estrictamente Pérdidas Financieras. Este último término es
poco preciso, sin embargo, para efectos de evaluación y
recuperación, finalmente, se habla de pérdidas de tipo
financiero para la empresa.
de
Para ilustrar la diferencia conceptual entre las pérdidas
energía y las financieras, considérese el caso de un
39
suscriptor a quien se le factura su energía (correctamente
registrada), utilizando una tarifa incorrecta: La
contabilización de los consumos de energía no tienen ningún tipo
de error por este concepto; sin embargo, el proceso de
facturación produce una pérdida (o ganancia) financiera para la
empresa.
CAPITULO 3
METODOLOGÍAS PARA EL CONTROL Y REDUCCIÓN
DE PERDIDAS NO TÉCNICAS
40
CAPITULO 3
METODOLOGÍAS PARA EL CONTROL Y REDUCCIÓN DE
PERDIDAS NO TÉCNICAS
3.1 OBJETIVO
El principal objetivo es proponer a la EERSA una
metodología para el control de pérdidas negras, al menor costo
posible, en el sistemas de distribución aplicable a las
condiciones técnico-económico de la empresa y emprender
programas para reducir a valores mínimos recomendados por el
INECEL en los sectores de consumo representativo. El presente
trabajo está dirigido a la investigación de las pérdidas negras
correspondientes a un alimentador primario Comercial-Residencial
de consumos medio-alto y analizar las causas y tipo de pérdidas
predominantes en el área de influencia del alimentador
seleccionado.
La metodología en lo posible pretende ser práctica y
adaptarse a las condiciones de cualquier sistema de distribución
de tal modo que facilite el estudio y conocimiento de las
pérdidas negras existentes en un sistema de distribución
secundaria.
Utilizar datos y equipos "normales" disponibles en la
empresa, con la finalidad de incentivar y promover su
aplicación, al no requerir de una gran inversión inicial; lo
cual es indudablemente uno de los problemas inevitables en la
implementación de este tipo de programas.
Con este método se trata de identificar y cuantificar con
mayor precisión las componentes de pérdidas no técnicas de tal
manera que el valor total de pérdidas no técnicas tenga
concordancia con las calculadas por medio de un balance de
energías. La desagregación de las pérdidas es indispensable
para compenetrarse las posibles causas que las provocan. Esta
cuantificación se obtiene empíricamente usando los resultados de
41
las visitas al campo y realizando una investigación completa de
las acometidas y medidores de aquellos elementos seleccionados
en base a un muestreo estratificado.
3.2 IDENTIFICACIÓN DE LAS COMPONENTES DE PERDIDAS NO TÉCNICAS
Aunque identificar las componentes de las pérdidas no
técnicas es relativamente fácil, su cuantificación con la
precisión requerida es más complicada, ya que la investigación
debe hacerse sobre un universo grande y complejo compuesto por
todos los clientes de la empresa. Por esta razón, no son
prácticas utilizar técnicas convencionales, por lo que es
necesario recurrir a métodos estadísticos de muestreo y
extrapolación para un estudio de diagnóstico de pérdidas de toda
la empresa.
La identificación se facilita si se conoce el origen de las
pérdidas no técnicas, las mismas que se asocian a las distintas
actividades de la comercialización.
Las pérdidas no técnicas son producto del robo de
electricidad y de deficiencias administrativas.
El robo puede ser de dos clases. En la primera, los
usuarios que roban electricidad reducen el consumo que les
factura mensualmente la empresa; en la segunda, los usuarios
roban electricidad debido a que éste servicio no está disponible
para ellos en forma legal. Lo primero se puede decir que ocurre
con poca frecuencia porque no es un problema de idiosincrasia,
pero usualmente representa grandes cantidades de electricidad
robada. Lo último ocurre frecuentemente en áreas de bajos
ingresos, pero la cantidad total de energía robada por éstas
conexiones es baja. Generalmente los consumidores de bajos
ingresos roban electricidad debido a que es la única forma de
obtenerla, constituyéndose en usuarios legítimos cuando se les
ofrece la legalización.
Algunos ejemplos de deficiencias administrativas son:
Clientes que están conectados al sistema legalmente, pero no se
42
les cobra puesto que no están incluidos en el sistema de
facturación; clientes con medidores defectuosos que no han sido
reemplazados por que no se tienen repuestos, personal o
vehículos; clientes que están subfacturados porque la
instalación no es correcta o porque la empresa no les ha
instalado un medidor; estimación inapropiada del alumbrado
público y otros consumos; y errores de precisión de los equipos
de medición y en los procedimientos de información.
Para este proyecto se consideran las componentes de pérdidas no
técnicas basadas en las actividades del Banco Mundial:
1. Conexiones ilegales o contrabandos (usuarios directos).
2. Errores en estimación de consumos no medidos (usuarios sin
medidor).
3. Error en estimación de alumbrado público.
4. Fraudes:
Clientela con tarifa de demanda.
Clientela con tarifa de energía {clientela masiva).
5. Errores en medición del consumo (errores de medidores) .
6. Errores en proceso de registro de consumos (errores de
lectura y facturación).
3.2.1 CONEXIONES ILEGALES O CONTRABARDOS
Usuarios que se cuelgan de la red directamente,
principalmente sucede en áreas marginales, invasiones en
general. En la mayoría de los casos son usuarios servidos por
extensiones de redes de su propia construcción sin la garantía
ni la conflabilidad recomendable. Debido a los altos costos y/o
a la falta de atención de la empresa.
Con esta actividad se busca cuantificar la energía que
consumen los usuarios que 110 son clientes de la empresa e
incorporales al servicio normal. Corresponden también las
conexiones clandestinas dentro del grupo de clientes de la
empresa realizadas a través de redes rudimentarias. El problema
radica en la falta de inversiones en redes AT/BT/AP (AT: Alta
tensión; BT; Baja tensión; AP: Alumbrado público).
43
3.2.2 ERRORES EN ESTIMACIÓN DE CONSUMOS NO MEDIDOS
Esta característica se da más en el sector residencial, a
los cuales la empresa les asigna un número de cuenta y les
factura de acuerdo a un consumo estimado basados en un censo de
carga (Ref. 2) , o comparándolo con otros clientes con medidor.
La razón principal de la existencia de este grupo es la falta de
medidores. Su contribución a las pérdidas no técnicas se debe
a una estimación no real de su consumo, y generalmente se
mantiene por largos períodos de tiempo.
La energía que se puede recuperar depende de una estimación
correcta del consumo de los usuarios, clientes de la empresa,
cuyo consumo es cuantificado sin equipo de medición.
Existen dos tipos de usuarios con este tipo de servicio,
con tratamiento perfectamente diferenciado para cada uno de
estos: Servicios convenidos o permanentes, debido a la falta de
equipos de medición; y provisionales para usos temporales
puntuales, como construcciones, ferias, ventas ambulantes, etc.
3.2.3 ERROR EN ESTIMACIÓN DE ALUMBRADO PUBLICO
La energía por este concepto forma parte del balance
energético y es el resultado de los consumos reales de todas las
luminarias instaladas, dependiendo su valor de la exactitud de
los inventarios o censos de levantamiento de campo. La energía
resultante de este cálculo no debe diferir sustancialmente de la
facturación, por lo que es importante la actualización de dichos
censos. Las pérdidas no técnicas por este concepto están dadas
más por fallas administrativas que pueden ser corregidas a corto
plazo y sin mayor inversión.
Los censos deben dar la información del número, tipo y
potencia de las lámparas en el sistema en estudio. En ciertas
empresas es un problema de operación ya que existen luminarias
encendidas el día y apagadas la noche.
44
3.2.4 FRAUDES
En este grupo la energía se pierde por el uso ilícito,
imputable a la intervención del usuario a las instalaciones de
la empresa en la acometida y medidor cuyas principales
características son: Conexiones directas, perforación de
acometidas, puentes en horneras, rotura de sellos, cambios de
polaridad en el medidor, en el transformador de potencia y/o
corriente, suspensión de señales, uso de dispositivos externos,
etc.
Para facilitar el análisis de las pérdidas no técnicas por
este concepto, se ha clasificado a los clientes en dos grupos,
que son: Clientes con tarifa de demanda y clientes con tarifa
de energía.
a) Clientes con tarifa de demanda.- Corresponde a este grupo
los grandes consumidores, o con demanda contratada igual o
superior a 10 KVA. Normalmente representa el menor porcentaje
del total de clientes, pero su consumo es significativo frente
al total de la empresa, por lo cual la posibilidad de reducción
de pérdidas es mayor. Las pérdidas no técnicas se debe
principalmente a errores en sistemas administrativos, falta de
control en los sistemas de medición que son objeto de
manipulación por parte de los clientes y a puentes en los
medidores o mal conexionado.
b) Clientes con tarifa de energía.- Corresponde la clientela
masiva, y es el sector mayor i t ario de los usuarios
(residenciales, comerciales e industriales pequeños), por lo que
resulta más difícil y costosa su identificación y la
cuantificación de la energía a recuperar.
3.2.5 ERRORES EN MEDICIÓN DEL CONSUMO
Se deben básicamente a errores en los medidores y en los
transformadores de instrumentos, atribuibles a la no aplicación
45
de normas técnicas, a la precisión, calidad de materiales,
diseño, falta de programas de control en la calibración de
medidores y equipos adecuados.
Corresponden a este grupo tanto la clientela especial como
la clientela masiva, con esta actividad se pretende cuantificar
la energía que se puede recuperar al medir correctamente,
evitando la intervención del usuario en el medidor.
3.2.6 ERRORES EN PROCESO ADMINISTRATIVO DE REGISTRO DE
CONSUMOS
Muchas empresas a pesar de tener implementados sistemas de
control de facturación, presentan estadísticas de ventas con
alto porcentaje de consumos estimados, refacturaciones y con
consumo cero (sin reporte de lectura, medidor dañado, sin
consumo), reflejándose sus resultados como pérdidas no técnicas.
Con esta actividad antes que recuperación de energía se
busca cuantificar el efecto que producen en la facturación
mensual los errores en la lectura y el procesamiento de la
información.
El problema puede no ser muy crítico ya que un error en la
facturación de uno o más meses se recupera en los siguientes
meses, no afectando mayormente la facturación anual. El
problema más bien radica en el excesivo número de reclamos por
parte de los clientes por lecturas que no se toman y se estiman,
en un mes, que al ser ratificados con la lectura real y
aplicadas el pliego tarifario de ese mes significa para el
usuario en muchos casos valores muy altos de las planillas.
3.3 MÉTODOS GENERALES PARA EL CONTROL Y REDUCCIÓN DE PERDIDAS
NO TÉCNICAS
Como primer paso para el control, es la cuantificación de
las pérdidas no técnicas globales y de las componentes, la misma
que persigue los siguientes propósitos:
46
a} Determinar el número de usuarios infractores de los
distintos sectores de consumo dentro del sistema de
distribución.
b) Determinar las cantidades de energía perdida o subfacturada
por tipo de infracción o causa.
c) Diseñar sistemas de facturación y control, que permitan
recuperar las pérdidas.
La cuantificación de las componentes de las pérdidas no-
técnicas se obtienen en base a los resultados de investigaciones
de campo utilizando métodos estadísticos de muestreo y
extrapolación, obteniendo los estimadores más representativos
para dar respuestas a los problemas planteados.
En el presente trabajo se tratará de investigar la mayor
cantidad de usuarios posible con el fin de obtener resultados
precisos y confiables del área de estudio del alimentador
seleccionado.
Se debe considerar que en la determinación de las pérdidas
no es posible llegar a valores muy precisos por cuanto: Los
datos base provienen de muestras para los cuales no se tiene
seguridad que sean realmente representativas del área de
estudio; las mediciones frecuentemente poseen errores de
suficiente magnitud para incidir en los resultados; limitaciones
de tiempo y costo normalmente restringen el período en el cual
se pueden coleccionar los datos, lo que puede producir
resultados que son representativos de los plazos en los que se
deben aplicar las conclusiones; y frecuentemente se carece de
suficientes datos y hay que hacer apreciaciones subj etivas que
conducen a resultados razonables pero, posiblemente, no muy
precisos.
3.3.1 BALANCE DE ENERGÍAS
El balance de energías y su análisis debe proporcionar la
información suficiente de las transferencias de energías en un
período de tiempo así como para indicar diferentes aspectos de
la forma como se efectuó la operación de un sistema eléctrico.
47
Todo balance debe cumplir con dos condiciones básicas:
Exactitud y detalle. La exactitud se refiere a que los datos
del balance deben estar libres de errores de lectura,
procesamiento, etc. que afecten los datos consignados; sin
embargo, la exactitud de un balance de energía depende de la
precisión derivada de los contadores de energía y de los
aparatos que acondicionan las medidas de tensión y corriente de
entrada a los contadores utilizados en las diferentes
mediciones. El detalle del balance se refiere a que éste debe
contener suficiente información para responder a las necesidades
de reporte, estadística, control, análisis histórico, etc. de
cada sistema. Por esta razón y en virtud de la gran diferencia
entre sistemas, los balances de energía pueden variar en el
grado de detalle que cada sistema requiera.
Según el detalle requerido se identifican dos tipos de
balances de energía: Balance global y balance detallado o por
subsistema.
Se debe considerar los siguientes aspectos, los mismos que
determinarán la precisión del balance.
a) Precisión de las medidas de energía.- La precisión de los
contadores de energía y de los transformadores de corriente y
tensión determinan directamente la exactitud de la medida. Las
mayores cantidades de energía que se miden en los sistemas
eléctricos se realizan con pocos contadores por lo que es
necesario que éstos tengan la precisión requerida para minimizar
errores de medición. La precisión también depende de la
calibración del contador, la cual debe verificarse
periódicamente con un contador patrón que cumpla con estándares
internacionalmente aceptados.
b) Simultaneidad de las lecturas.- Las lecturas de los
contadores que intervienen en el balance de energía deben
tomarse en forma simultánea. La simultaneidad se logra
generalmente con mecanismos de lectura automáticos tales como
unidades terminales remotas que hacen parte de un sistema de
control centralizado y que envían su información a computadores
48
para su procesamiento. Otra forma de lograr simultaneidad,
aunque menos precisa, es utilizar registradores en medios
magnéticos locales los cuales producen información gue se lleva
directamente a un computador de procesamiento.
Se debe considerar que no es posible lograr una
simultaneidad en la lectura de los contadores con los métodos
manuales gue se aplican actualmente, especialmente a nivel de
usuarios, esta precisión se puede compensar aumentando los
periodos de tiempo para los balances complementarios gue se
produzcan. El periodo de un año es adecuado, aungue períodos
mayores disminuyen aún más el error analizado.
c) Periodicidad de las lecturas.- Las lecturas de energía
deben tomarse al menos con una periodicidad reguerida por el
balance; es decir, se debe disponer al menos de una lectura de
energía de cada una de las regueridas para el balance. La
periodicidad con que se puede realizar un balance está
determinada, en consecuencia, por la menor periodicidad con gue
se toman las lecturas. Teniendo en cuenta gue esta periodicidad
está determinada por lo general por la toma de lecturas de
contadores de usuarios, se puede realizar el balance con la
periodicidad de la facturación; gue puede ser, mensual o
bimensual.
Un balance mensual o bimensual que contenga los datos
básicos es conveniente gue se complemente con los datos
acumulados del año en curso.
Con base en los criterios anteriores del balance de
energías se pueden efectuar análisis generales y diagnósticos
preliminares con respecto al nivel de pérdidas de energía para
sistemas y subsistemas.
Los índices de porcentajes de pérdidas totales y de
eficiencia para un sistema puede definirse de la siguiente
forma:
49
Porcentaje depérdidas del sistema = Pérdidas sistema + 10Q (3.1)
Energía disponible
Eficiencia sistema = 100 -pérdidas sistema (%) (3.2)
donde,
Energía Generación Intercambiodisponible sistema ~ neta sistema + neto sistema (3.3)
y.
Pérdidas sistema = Energía disponible - Ventas sistema (3.4)
El análisis y diagnóstico de pérdidas de energía para el
sistema se obtiene a partir del balance global del sistema.
Con los mismos criterios anteriores se puede realizar el
análisis de los índices relativos de pérdidas de energía para un
subsistema a partir del balance por subsistema:
Porcentaje de- ,. , , , Pérdidas subsistema . ,nnperdidas del = - = - - - r— — - —, — - - * 100
Energía disponible susistemasubsistema
Eficiencia subsistema = 100 - Pérdidas subsistema (%) (3.6
•donde,
Energía Generación Intercambio Intercambio .disponible = neta del -i- neto otras + neto otros (¿ • Dsubsistema subsistema empresas subsistemas
Pérdidas Energía Ventassubsistema = disponible subsistema - subsistema (3.8
50
3 .3 .2 CALCULO DE LAS PERDIDAS NO TÉCNICAS GLOBALES
En forma general las pérdidas no técnicas se calculan como
la diferencia entre las pérdidas totales y las pérdidas técnicas
estimadas en base a modelos computacionales de la parte del
sistema que requiera .estos estudios. Una vez determinado el
porcentaje global de las pérdidas no técnicas, el siguiente paso
consisten en desagregar según sus causas y establecer las
medidas más adecuadas para su reducción a niveles más
aceptables.
En la figura 3.1 se presenta un diagrama de flujo de la
estimación de las pérdidas técnicas y no técnicas, una vez
efectuado la estimación de pérdidas eléctricas por subsistema.
ENTRADASGeneración o intercambios
Venias globales
Generación, intercambio.-;
venias por subsistema
Características eléctricas
(dalos ile generación,
energía, etc)
Pérdidas lolalf<; y pérdidas
técn ícas por sn bsíst e nía
Dalos de ron I a dures, maestreo,
energía facturada, ctc
PROCESO
Balance global del
subsistema
Balance por subsistema
Estimación ric pérdidas técnicas por
causa y por subsistema
Cálculo de pérdidas no técnicas
por subsistema
RESULTADOS.lisiadísticas generalesde pérdidas y su eva-
luación.Pérdidas luíales
.Estadísticas por subsis-tema
.Pérdidas lotalcs subsis-tema
,I,oc:iIÍ7.acÍón geográficao por nivel de [ensíónde las mayores pérdidas
.Pérdidas técnicas causaj para cada subsistema i
.Pérdidas técnicas paracada subsistema
.Pérdidas no técnicas
(oíales por subsistema
Desagregación de perdidas no técnicas
por cansa y por subsistema
.Pérdidas no técnicas. por cansa]y para
cada subsistema
Figura 3.1: Procedimiento general para el cálculo de pérdidas
Es importante mencionar que los estudios de pérdidas suelen
51
ser puntuales debido a su elevado costo.
Los métodos simplificados de desagregación de pérdidas se
basan en datos globales del sistema, tales como:
* Longitud total de líneas y circuitos, según su nivel
de tensión.
* Capacidad total de transformación, según rangos de
tensión.
* Demanda total de energía y potencia por zonas,
circuitos o subsistemas.
Todos estos datos son parte de una estadística que
generalmente está disponible en las empresas.
Para cualquier programa de pérdidas no técnicas se debe en
primer lugar considerar el problema de estimar las pérdidas no
técnicas globales, y luego llevar a cabo un proceso de
desagregación para estimar las pérdidas atribuibles a las
distintas actividades de la comercialización.
El éxito de un programa de control de pérdidas depende de
la precisión con que se estiman las pérdidas tanto a nivel
global, como de partes o subsistemas. Esto no sólo permite la
orientación eficiente de los esfuerzos de una empresa, atacando
el problema en las áreas donde es más provechosa la acción,
usando la desagregación geográfica de las pérdidas, sino que,
cuando su cálculo se efectúa en forma periódica, sirve como
elemento de diagnóstico acerca de la efectividad de las medidas
que se están implantando.
Con el fin de estimar las pérdidas no técnicas se puede
realizar un balance energético de la parte del sistema a la cual
se quiere estimar sus pérdidas. Este proceso puede efectuarse
para el sistema total o para alimentadores, circuitos
individuales, etc.
La estimación a nivel de todo el sistema, se realiza
mediante una comparación entre la energía disponible y la
52
facturada. Este proceso puede efectuarse también para partes
seleccionadas de un sistema, tales como alimentadores, circuitos
individuales, etc.
En la figura 3.2 se presenta un modelo de medición donde se
describen los procedimientos de estimación y medición; esto se
hace con el fin de involucrar los posibles errores que se
presentan tanto en mediciones como en estimación.
PT NT
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
factura cfii
NT
Figura 3.2: Modelo de medición de pérdidas no técnicas
El valor estimado de las pérdidas no técnicas globales se
obtiene mediante las siguientes relaciones (Ref. 3):
Pérdidas totales = Edi - EF !3.9
a su vez,
Pérdidas totales = PT + PNT(3.10
por lo tanto,
53
(3.11)
donde:
E
irr
Energía disponible estimada
Energía total facturada
Pérdidas técnicas estimadas
Pérdidas no técnicas
^Pérdidas totales =E - E
* 100 3.12
Según esta forma de cálculo se necesita registrar toda la
energía entregada a las subestaciones.
En la energía facturada se debe incluir también la energía
no cobrada, incluyendo correcciones por alumbrado público,
instituciones gubernamentales, usuarios a quienes no se les
cobra o que tienen tarifa especial, subsidios a empleados, etc.
Los consumos propios de la empresa deben ser incluidos
también en la energía distribuida o facturada.
La ecuación 3.11 representa el resultado de un proceso de
estimación, a partir de mediciones tomadas sobre el sistema.
Estas mediciones representan posibles fuentes de error, cuyos
efectos deben considerarse en los resultados finales.
La energía disponible (Edi0p) es la primera variable a ser
estimada, la misma que se obtiene a partir de mediciones de la
energía generada, compras y ventas en bloque, o el punto de la
parte del sistema a la que se quiere estimar sus pérdidas
{Energía distribuida).
Edlsp = Generación + Compras - Ventas (3 .13
54
Este proceso de medición involucra errores debido a
imprecisión o des calibración de los equipos de medición o a
procedimientos inadecuados de registro de las mediciones. Esta
actividad está bajo el control absoluto de la empresa. Debido
a que las mediciones en esta área involucran un número
relativamente pequeño de instrumentos y dada la importancia que
revisten para la empresa, es recomendable dar mayor prioridad al
control de errores en esta área
Se debe tomar en cuenta que la determinación del valor de
las pérdidas no técnicas depende del valor calculado de las
pérdidas técnicas, por lo que se requiere que su valor sea lo
más preciso posible . Las pérdidas técnicas corresponde a cada
uno de los elementos del sistema eléctrico : Generadores ,
transformadores, líneas, acometidas, medidores, equipos de
seccionamiento, etc; su valor depende del grado de optimización
de los mismos . Para el caso de este estudio las pérdidas
técnicas involucran los siguientes elementos (Ref . 14) .
p + P - f P + p (3.14r Transí ^ Sec r Acom ^ * Med
donde:
PA1 = Pérdidas en alimentadores primarios
pTranQf = Pérdidas en transdormadores de distribución
PSec = Pérdidas en circuitos secundarios
PAcom = Pérdidas en acometidas
PMed = Pérdidas en medidores
En la ecuación 3 . 11 se involucra varias fuentes de error
originadas en la estimación de cada uno de los términos del lado
derecho, con excepción de la energía facturada (EF) .
Así, el error en el valor de las pérdidas no técnicas
aumenta cuando crece el error de medición de la energía
disponible o el error de estimación de las pérdidas técnicas .
La medición de la energía disponible (Edisp) se puede
realizar con gran precisión y a un costo relativamente bajo. El
55
cálculo de las pérdidas técnicas, en cambio, refleja un gran
número de factores que son, en el mejor de los casos, solo
aproximaciones.
Además de estimar las pérdidas no técnicas a nivel global,
es necesario hacer una desagregación geográfica de las mismas,
con el fin de identificar las áreas más afectadas, en las cuales
se debe dar mayor importancia los programas de control.
La desagregación geográfica de las pérdidas no técnicas se
puede efectuar por alimentadores o circuitos individuales. La
metodología de estimación es la misma que en el caso del sistema
total. Para la estimación de las pérdidas no técnicas se
requieren los datos de energía disponible y facturada, además de
las pérdidas técnicas.
En la estimación de pérdidas en sistemas de distribución,
debido a que usualmente en estos circuitos su configuración es
radial, el flujo de potencia se produce en una sola dirección.
Por esta razón, la estimación de la energía disponible se
simplifica notablemente, ya que basta con medirla directamente,
en la subestación o punto de alimentación, tal como se indica en
la figura 3.3 (Ref. 3) .
SUBESTACIÓN
A TRANSFORMADOR
* PUNTO DE MEDICIÓN DE ENERGÍA
Figura 3.3: Modelo de medición para redes radiales
56
La energía facturada se conoce directamente, como resultado
del proceso de registro de consumos. Las pérdidas técnicas se
puede estimar, por-ejemplo, a partir de los datos de potencia,
en el punto de alimentación y de los datos de energía facturada
a cada usuario.
En la estimación de las pérdidas no técnicas, se debe
incluir, los valores estimados de la energía consumada por
servicios públicos, como son: Alumbrado público, señalización,
etc.
Con el objeto de mejorar la localización de las pérdidas
dentro del sistema, es necesario llevar a cabo el balance
energético para zonas o componentes cada vez más pequeños,
siempre y cuando se disponga de las mediciones con las cuales se
determina la energía disponible. Como se muestra en la figura
3.3, cada medidor de energía colocado en un punto de
alimentación, permite una desagregación más precisa de las
pérdidas.
El cálculo de las pérdidas no técnicas se debe realizar
periódicamente. Un cálculo anual es la mínima frecuencia
requerida, por lo que es recomendable valores mensuales y mejor
aún un valor anual calculado mensualmente (año móvil). Lo cual
permite conocer la evolución de las pérdidas, detectando
tendencias o comportamientos estacionales. Los valores anuales
suavizan el efecto de los períodos de facturación y ayudan a
eliminar el efecto de retardo en la facturación.
Las pérdidas no técnicas calculadas periódicamente
constituye la forma más efectiva para evaluar la efectividad de
las medidas de control. Además permite realizar un seguimiento
del efecto de esas medidas, con el fin de emprender programas de
verificación. Esto último es muy importante en programas tales
corno reducción de fraudes, en los que la detección de
infractores por primera vez es tan importante como la
comprobación de que reincidan en su comportamiento ilegal.
Como se ha mencionado, la estimación global de las pérdidas
57
no técnicas requiere, de una medición precisa de la energía
disponible, la consideración de todos los consumos y una
evaluación precisa de las pérdidas técnicas. Todo esto depende
de la estructura administrativa de la empresa, la cual debe
adecuarse para llevar a cabo estos procesos con propiedad.
Una vez estimadas las pérdidas no técnicas globales, es
preciso realizar la desagregación de las mismas por las causas
gue las producen, y evaluar su contribución al total de las
pérdidas. Esto constituye uno de los objetivos y la forma como
se va a proceder en el presente trabaj o. La metodología
plantea, la contribución de las actividades en estudio al total
de las pérdidas no técnicas mediante la siguiente ecuación:
%-Pdr
donde:
%Pirr = Pérdidas no técnicas totales
%Pap = Pérdidas por alumbrado público
%PE = Pérdidas por fraude
%Pm = Pérdidas debidas a errores en medición
(medidores)
%PQm = Pérdidas usuarios sin medidor (convenidos y
provisionales)
%Pdr = Pérdidas usuarios directos (contrabandos)
%Pi£ = Pérdidas por errores en lectura y
facturación
La extrapolación de resultados al universo en estudio
permitirá conocer la mayor o menor incidencia en el porcentaje
total y priorizar las medidas correctivas en los sectores de
mayor recuperación financiera y menor costo.
En los siguientes apartados, se explica los métodos
estadísticos que permiten cuantificar la contribución de las
distintas actividades de la comercialización que se consideran
en este estudio, al monto de las perdidas totales no técnicas.
58
3.3.3 PERDIDAS POR FRAUDE
Son debidas a alteraciones ilegales de los equipos de
medición o por conexiones directas a la red sin pasar por el
medidor, por parte de los usuarios suscriptores de la empresa.
Los resultados obtenidos por varios estudios determinan que las
pérdidas por fraude contribuyen con el mayor porcentaje al total
de las perdidas no técnicas (Ref. 16).
La evaluación de las pérdidas no técnicas por fraude da
como resultado, usuarios que cometen fraude y de los que no lo
hacen. Para este proceso, se utiliza métodos estadísticos.
Cualquier metodología de estimación de pérdidas no
técnicas, requiere la inspección a los usuariuü, mediante
muestreo. La estimación de consumos de los infractores de toda
la empresa se basa en la extrapolación de los resultados de una
muestra estratificada realizada a los usuarios (Ref. 12). Esto
constituye una herramienta útil para la refacturación de
consumos a suscriptores a quienes se les ha comprobado fraude.
La manera más efectiva para detectar conexiones
fraudulentas, es por medio de inspecciones directas a las
instalaciones de los suscriptores. Otra forma de detección de
fraudes es la realización de balances locales a nivel de
consumidores individuales o a nivel de transformadores de
distribución.
En consumidores individuales es justificable un balance
cuando se trata de grandes consumidores y se tiene la seguridad
de que los beneficios son superiores a los costos involucrados
en el operativo. El Balance a nivel de transformador se realiza
cuando se sospecha la existencia de gran magnitud de fraudes y
se pretende implantar un programa extenso de revisión de
contadores.
3.3.3.1 Metodologías de Estimación
La estimación de las pérdidas por fraude se puede realizar
59
de dos maneras : En primera instancia se presenta el método
desarrollado por J.L. Cal abres e (Ref . 12) ; y utilizando los
balances de energía por transformador.
1 . Método de Calabrese
Es un método estadístico que permite evaluar las pérdidas
por fraude, tanto a nivel global como por categorías o clases de
suscriptores .
La estimación se basa en la extrapolación de los resultados
de una muestra realizada entre los usuarios de una cierta clase.
Para cada suscriptor seleccionado en la muestra se realiza
el censo de carga con el cual se determina la potencia instalada
a partir de los datos de placa de cada uno de los equipos que
posee el suscriptor. A esta potencia total aforada se denomina
Como resultado de las inspecciones de campo de la muestra
determina si el suscriptor pertenece a la clase de los
infractores (I) o a la de los no infractortes (H) .
Con base a la potencia aforada, PA y la energía consumida
por el cliente, en KWh (ED) , se obtiene un factor de utilización
real .
FUR - D * 100 (3.16)
Donde Tp' es el intervalo de facturación durante el período de
prueba (720 si es mensual) .
Se establece la hipótesis de que el factor de utilización
real (FUR) es igual, estadísticamente hablando, para clientes de
clase H y de clase I. Esto implica que el consumo real es :
ED = TF * PA * FUR (3.17)
60
Donde: TF = TF'/100 es independiente de la clase del consumidor.
El consumo real (ED) , sin embargo, no coincide con el
consumo facturado (EF) , precisamente a causa de los fraudes .
Entonces se puede definir un factor de utilización calculado a
partir de la facturación.
= - ?r — * 100 (3.18)
Para clientes de clase H (No infractores) , el consumo real
y el facturado son iguales.
ED(H) = EF(H) = TF * FUF(H) * PA(H) (3.19)
y el factor FUR coincide con FUF .
= FUR(H) (3.20)
Para clientes de clase I (Infractores), el consumo real es mayor
que el facturado.
£D(J) = TF * FUF(I) * PA(J) (3
Yt
FUF(I) < FUD(I) (3_22)
Se debe hacer la hipótesis adicional de que FUF y Pñ no
están correlacionadas. Lo que significa que cargas grandes (o
bajas) no implican un mayor {o menor) uso de ellas. Esta
hipótesis se puede comprobar estadísticamente, mediante la
muestra.
Para calcular las pérdidas de energía debidas al fraude es
necesario calcular el valor esperado (e) , de los consumos reales
y loa facturados.
En el grupo H, el consumo real esperado es:
61
S[PD(H)] = TF * e[FUF(H)] * 6[PA(H)] (3.23)
donde se ha usado la condición de que
Cov(FUF , PA) = O (3.24)
Para el grupo I,
e[ED(i}] = TF * e[FUD(i)] * e[PA(D] (3.25)
Para este grupo se puede asumir que, si no fuera por el
fraude, el valor esperado de FUR seria igual al de no
infractores.
También la potencia aforada esperada debe ser la misma en
ambos casos, dentro de una aproximación estadística. El
significado de estas suposiciones es que el patrón de consumo de
los infractores no defiere significativamente de los no
infractores y que existen infractores tanto entre los grandes
como entre los pequeños consumidores.
La pérdida de energía esperada para cada individuo de la
clase I es, entonces,
e[L(:m = Tp * e[PA(i)] * e[FUR(H) - FUR(D] (3.26)
donde los valores esperados del lado derecho se estiman mediante
valores promedios de la muestra,
L(I} - TF * PA(J) * [FUR(H) - FU^I)] (3.27)
Si el tamaño de la población es N y la probabilidad de que
un cliente pertenezca al grupo infractor es p(I), entonces el
número esperado de infractores es N*p(I). El valor estimado
para el total de energía perdida por fraude es:
I}] (3.28)
La probabilidad p (I) se estima a partir de la muestra
62
utilizada .
La última ecuación constituye la base para la estimación de
los consumos no facturados debidos al fraude. Esta ecuación
puede aplicarse a subpoblaciones con el fin de efectuar un
desglose a las pérdidas. En este caso el proceso de muestreo
debe efectuarse en forma estratificada .
Hay que hacer énfasis en la importancia de las hipótesis
presentadas, por lo que es necesario realizar las pruebas
estadísticas necesarias para la validación de esas hipótesis,
antes de efectuar cualquier estimación.
2 . Balance de energía por alimentador
Este método requiere la instalación de equipos de medida a
la salida de los circuitos primarios en las subestaciones . Se
requiere el uso de equipo de medición que pueda guardar la
información acerca de los consumos de energía y potencia, por
parte de los usuarios, durante un período determinado de tiempo
que puede ser de una semana. También se necesita de mediciones
a cada consumidor, para de esta forma desarrollar el balance
energético local.
En esta metodología, es posible obtener las pérdidas
debidas al fraude de acuerdo a la siguiente expresión:
La estimación de pérdidas por fraude para todo el universo
se realiza aplicando el porcentaje de pérdidas de la muestra al
total del consumo facturado, obteniéndose un valor total
(MWh/año) , que representa un porcentaje con respecto a la
energía disponible.
Cualquier proceso de estimación de las pérdidas no técnicas
por fraude, puede resumirse en los siguientes pasos:
En base al cuadro de distribución por frecuencias
63
correspondiente al mes típico de consumo, se determina el
número de clientes y consumos por sectores: Residencial,
comercial e industrial artesanal.
Determinar los tamaños de la muestra, utilizar la técnica
del muestreo estratificado. Bajo este concepto el tamaño
de la muestra se selecciona por sector y estratos de
consumos que pueden ser: Alto (>500 KWh),- medio (151-500
KWh); bajo {0-150 KWh).
Realizar un muestreo y un balance local sobre el
alimentador seleccionado. Con estos balances se calculan
las pérdidas técnicas y no técnicas para cada elemento de
la muestra y del sistema respectivamente.
Cada elemento de la muestra se identifica por su respectivo
número de cuenta, número de medidor, sector-ruta-secuencia,
y además es necesario recabar sus consumos históricos.
Con la información anterior, para cada uno de los usuarios
de la muestra realizar inspecciones de campo y efectuar las"
pruebas que sean necesarias en los medidores. En las
inspecciones se debe realizar un censo de carga de cada
usuario e identificar aquellos que presentan problemas en
su instalación, los mismos que son calificados como
fraudulentos.
Calcular los valores medios de las pérdidas no técnicas
para cada muestra y estrato. Esta cuantificación de
energía no facturada puede obtenerse de una manera muy
práctica en base a la carga instalada, consumos específicos
y comparándolos con consumos de clientes no infractores.
El valor total de las pérdidas se puede determinar en base
a una ponderación de los datos muéstrales, de acuerdo con
los consumos totales de los estratos.
Finalmente se debe realizar un resumen de levantamiento de
información, codificando los fraudes encontrados con su
respectiva estadística de infractores y no infractores.
Los períodos recomendables de prueba para este tipo de
estudio puede ser, un mes o una semana, porque son períodos
repetitivos en el año lo que facilita la labor de extensión de
resultados. Generalmente se escoge una semana por dos razones:
64
* Por la disponibilidad del equipo.
* Un día no laborable (Domingo) puede compararse sin
problema a un festivo que en la mayoría de los casos
incluye el mes.
El Método de Calabrese presenta una dificultad, debida
fundamentalmente a la clasificación de usuarios infractores, por
lo que en ciertos casos el método del balance de energía por
alimentador y/o transformador resulta una herramienta más fácil
de aplicar.
3.3.3.2 Esquemas de Muestreo
Cuando se realiza un muestreo {insesgado), todos los
elementos tienen la misma probabilidad de pertenecer al grupo de
infractores. Con este muestreo se determina el número de
infractores en toda la población a partir de la muestra, y el
monto de energía perdida por fraude.
A la empresa le interesa corregir el estado de los usuarios
infractores, por lo que la muestra en los usuarios o en los
circuitos secundarios, son seleccionados aquellos con mayores
probabilidades de fraude. Aunque se produce un sesgo en el
análisis, existe la oportunidad de identificar a los usuarios
infractores y corregirlos, disminuyendo las pérdidas que es el
objetivo final que persigue cualquier empresa y es hacia donde
se orientan las actividades relacionadas con pérdidas negras.
La revisión de Instalaciones de medida y acometidas
constituye la herramienta más efectiva para la detección de
infractores y para el control de pérdidas no técnicas. Esta
revisión persigue dos fines:
a) Identificar las. instalaciones de equipos de medición
defectuosos, producidos por los usuarios o por el deterioro
natural de los equipos o por errores en el registro de las
características de los equipos.
b) Servir como datos muéstrales para la estimación de las
pérdidas por fraude.
65
Debido a la gran diversidad de los patrones de consumo con
actividades económicas diferentes y las magnitudes ampliamente
variables de los consumos, se recomienda efectuar una revisión
en forma aleatoria estratificada.
3.3.3.3 Control de Pérdidas por Fraude
El factor primordial para el control de pérdidas por fraude
es la detección de los infractores. Por lo que la principal
medida de control debe ser un programa de revisión minuciosa en
campo de los medidores y acometidas de los usuarios con el fin
de minimizar la posibilidad de alteraciones en sus
instalaciones.
El medio más efectivo para detectar infractores es la
llamada crítica de la facturación, el mismo que permite detectar
cambios bruscos y sostenidos de energía consumida. Para
consumidores grandes, se debe iniciar una acción inmediata para
determinar las causas de esta variación. En el caso de
consumidores pequeños, ciertas empresas realizan comparaciones
de los consumos con valores promedios para el estrato socio-
económico al cual pertenece el usuario. Si el valor del consumo
difiere significativamente del promedio se inician acciones de
revisión de instalaciones. En estos casos algunas empresas
realizan la facturación directamente.
Los procesos para la detección de infractores debe
diseñarse de acuerdo con las circunstancias particulares de cada
empresa. Por ejemplo, la Compañía Bolivariana de Energía
Eléctrica, aprovechando las circunstancias especiales de ciertos
sectores de su área de servicio donde la mayoría de los usuarios
viven en edificios de apartamentos, estableció un programa de
detección que incluye la comparación de consumos totales del
edificio con los consumos individuales, lográndose una reducción
de 5,5% a 3,15%, con una sola inspección (Ref. 3).
Los programas de inspección no solo debe limitarse a
detectar infractores sino que las inspecciones deben repetirse
periódicamente, especialmente a las instalaciones de infractores
66
ya detectados.
Conjuntamente con las inspecciones se deben establecer
medidas de control de fraudes, en este caso citaremos dos tipos
de medidas: Medidas punitivas y preventivas.
a) Medidas punitivas
Una de las causas para cometer fraudes de energía eléctrica
es la conciencia de impunidad. El bajo nivel de riesgo de
sanción percibido por los usuarios debido a la generalización de
la infracción y la sensación de que la empresa no tiene los
medios para defenderse. Por lo que se recomienda incluir en los
programas de control de fraudes sanciones económicas y morales
para los infractores detectados.
Entre las sanciones morales se incluye la exposición
pública de los usuarios infractores mediante publicaciones en
prensa y radio, especialmente en el caso de grandes consumidores
con capacidad de pago y cuya imagen pública es importante.
En el caso de pequeños consumidores se puede incluir cortes
temporales del servicio, realizados por equipos especializados
con vehículos que anuncien claramente que se trata de una unidad
de corte de servicio a consumidores fraudulentos.
En las sanciones económicas se cuentan las multas, para lo
cual se debe procurar una legislación fuerte que permita la
aplicación de multas crecientes con la capacidad instalada, o
con la magnitud del fraude y aún mayores en el caso de
reincidencia.
Es muy importante que la aplicación de las multas se haga
inmediatamente después de detectar al infractor, con el fin de
demostrar la capacidad técnica de la empresa para el control de
fraudes y reducir la conciencia de impunidad entre los
infractores.
67
b} Medidas preventivas
Con estas medidas se persigue minimizar la posibilidad de
fraude en los medidores e instalaciones de los usuarios.
Se pueden considerar dos tipos de medidas para prevenir el
fraude:
1. Medidas técnicas.- Tendientes a disminuir la posibilidad de
alteraciones en los medidores y acometidas.
2. Medidas educativas.- Persiguen educar a los usuarios acerca
de los riesgos y consecuencias del fraude.
Las medidas técnicas pretende disminuir el riesgo de
intervención ilícita de los medidores de energía, entre las
medidas más importantes mencionaremos las siguientes:
* Instalación de los medidores en el exterior de las
viviendas o establecimientos comerciales.
* Suministro e instalación por parte de la empresa del
medidor y los cables de la acometida entre la red y el
medidor y entre éste y la instalación interna de la
vivienda.
* Instalación de los medidores en cajas cerradas y
seguras que permitan una lectura fácil, y le protejan
de los efectos de la humedad y el polvo.
* Protección de los medidores por medio de sellos cuya
violación sea fácilmente detectable. Se deben
instalar sellos para proteger la cubierta del medidor,
los terminales de conexión, cubiertas de
transformadores de corriente y de potencial y la caja
protectora del medidor, de tal manera que cuando uno
cualquiera de éstos sea abierto, el sello se rompa
irreparablemente y sea evidente su estado.
* Reducción de la longitud de los circuitos secundarles.
Para prevenir el fraude en los conductores de la acometida
se pueden establecer las siguientes medidas:
68
* En lo posible efectuar la distribución secundaria en
forma aérea. Las redes subterráneas favorecen las
conexiones ilegales.
. * Usar cable conductor blindado u otro tipo de cables
diseñados especialmente con este propósito, en vez de
conductores individuales separados, los cuales son más
fáciles de adulterar.
* Usar conductores concéntricos a los cuales es más
difícil hacer conexiones indebidas sin que se las note
fácilmente, y cajas blindadas para la protección de
los medidores. En el caso de ciertas empresas
eléctricas de grandes recursos se ha puesto en
práctica un sistema de "Distribución Aérea Económica"
mediante el cual se elimina virtualmente la red
secundaria de baja tensión y la cometida se realiza
directamente del transformador, usando un cable
trenzado y autosoportado (Ref. 3).
* Diseñar acometidas e instalaciones de medición
adecuados para evitar empalmes en las acometidas.
* La acometida debe estar expuesta a la vista o estar en
una ductería cuyo diámetro debe estar diseñado para
que no se puedan hacer empalmes indebidos. La
instalación de la acometida debe ser realizada por el
personal de la empresa.
* Utilizar una acometida para cada medidor, excepto en
los casos en que se alimente un panel de medidores de
diseño aprobado y construido para disminuir la
probabilidad del fraude.
Las medidas educativas y de difusión pretenden ilustrar al
público acerca de los riesgos y consecuencias del fraude, entre
las má.s importantes citaremos las siguientes:
* Instalación temporal o permanente de medidores
externos en sitios con elevada proporción de pérdidas
no técnicas. Esto permite localizar más precisamente
los sitios donde se produce el fraude y ayuda a
disminuir la conciencia de impunidad entre los
suscriptores.
69
* Campañas educativas orientadas hacia los niños en las
escuelas. Donde se les ilustra las características de
la energía eléctrica, sus desventajas y desventajas,
el peligro que conlleva el manipuleo a las
instalaciones eléctricas y las consecuencias del hurto
de energía.
* Campañas de difusión entre la población acerca de los
riesgos que ocasiona el manejo de los equipos por
personal no calificado.
* Ilustrar al público sobre las consecuencias del
fraude: Sobrecostos para la empresa, los cuales la
colocan en mala posición financiera, impidiéndole
prestar un mej or servicio. También aumento de
tarifas. Es necesario crear la conciencia de que la
energía hurtada la pagan los demás suscriptores.
* Organización de programas de cooperación con
asociaciones comunales para el mejoramiento del
servicio y del alumbrado público. Este programa debe
incluir la identificación de usuarios fraudulentos.
* Establecimiento de programas de financiación para
facilitar a los usuarios el pago de multas y facturas,
así como el pago de las instalaciones especialmente
diseñadas para minimizar el fraude.
3.3.4 PERDIDAS POR USUARIOS DIRECTOS (CONTRABAOTOS)
Constituyen todas las "conexiones ilegales" por parte de
usuarios no suscriptores o consumidores sin contrato del
servicio eléctrico.
La característica más relevante de estos consumidores es la
de presentarse en sectores de muy bajos ingresos (Ref. 3),
generalmente comunidades marginales en barrios de invasión,
donde se cuelgan fácilmente de la red especialmente en los
circuitos de baja tensión. Otro grupo importante constituyen
las casetas de ventas y vendedores estacionarios, frecuentes en
el sector de la economía informal, presentes en gran número en
las grandes urbes.
70
El problema de los usuarios no suscriptores se enmarca en
un contexto socio-económico y político, que amerita un
tratamiento especial, diferentes de otras formas de consumos no
facturados.
3.3.4.1 Estimación
La estimación de la energía consumida por parte de este
grupo de usuarios se realiza mediante la extrapolación de
valores individuales obtenidos por muestreo, sea de consumidores
individuales o en circuitos completos o ambos. La extrapolación
se hace a la totalidad de la población.
El muestreo se realiza por medio de mediciones de energía
consumida Censos de carga por usuario producen resultados
menos precisos, pero puede resultar una alternativa más
económica.
Otra forma de estimar la energía consumida consiste en
hacer correlación con grupos de consumidores con
características socio-económicas similares a las del sector en
estudio; se deben escoger grupos de comparación para los cuales
se dispongan de mediciones confiables de los patrones de
consumo. En ciertos estudios se han efectuado regresiones sobre
diversos indicadores de tipo social y económico calibrados sobre
datos de diversos grupos de usuarios. La precisión de estos
estudios no es muy grande y más bien sirven como estimación
preliminar de los valores de pérdidas. En un programa de
reducción de pérdidas, la estimación precisa de los consumos
tiene un gran valor y fácilmente puede justificarse un programa
de mediciones desde el punto de vista económico.
Otra alternativa, como parte del control, para estimar las
pérdidas de energía de una manera más precisa, es la instalación
de medidores comunales para el sector.
En resumen, los datos de censo de carga de cada elemento de
la muestra, los consumos específicos y consumos históricos de
clientes del mismo estrato constituyen la base para la
71
"¿t, determinación de los consumos reales de la muestra (consumo
promedio KWh/usuario) . Estas pérdidas no técnicas por lo
general no están incluidas en los balances energéticos de las
empresas eléctricas.
A continuación se puede sintetizar el proceso de estimación
de pérdidas no técnicas de usuarios no suscriptores, baj o el
siguiente procedimiento:
* Determinar la estratificación de la población total
involucrada, según el tipo de consumidor, y ubicar
^ adicionalmente los subestratos necesarios. Esta~
estratificación puede hacerse de manera similar a la
utilizada en la determinación de las pérdidas por
fraude.
* Seleccionar el tamaño de la muestra para las
diferentes poblaciones que son las mismas muestras que
se obtendrían en la realización de balances locales
para la determinación de pérdidas por fraude. La
muestra en este caso se refiere a los transformadores
d« distribución y sus circuitos asociados puesto que
los usuarios no están aún identificados por las
empresas.
* Efectuar el muestreo para cada subpoblación, realizar
una inspección de los circuitos y determinar el número
de suarios no suscriptores y sus consumos para un
' intervalo de tiempo que normalmente puede ser de una
semana.
* Mediante los valores de pérdidas de las muestras se
determinan las pérdidas totales por estrato. Se
verifican estos resultados comparando con la
información referente a energías totales y pérdidas
técnicas totales, proporcionada por los balances.
* Finalmente se calculan las perdidas totales por
sistema y subsistema.
3.3.4.2 Control de Usuarios Directos
La principal consideración en el control de usuarios no
72
sus cript ores, se debe dar a los factores de tipo social y
político, puesto gue en la mayoría de los casos se trata de
sectores marginales formados por habitantes de escasos recursos
y de baja capacidad de pago.
El objetivo final del programa de control para el caso de
barrios marginales es la incorporación de los usuarios a la
categoría de suscriptores regulares. Sin embargo, este proceso
de regularización debe ser gradual y desarrollarse de acuerdo a
las características particulares de cada comunidad.
Dependiendo de la situación de los consumidores y de la
legislación vigente en el país, la empresa de energía debe
impulsar las acciones necesarias para colaborar con la comunidad
para que ésta pueda aclarar los aspectos legales de la posesión
de la tierra. Según la legislación de un buen número de países,
no es posible establecer un servicio regular de energía,
mientras no se haya legalizado la posesión de la tierra y se
haya hecho el levantamiento catastral, incluyendo la asignación
de nomenclatura. No obstante, el inconveniente es que la
empresa espera hasta cuando se produzca este evento para
realizar p la instalación de redes eléctricas.
La lentitud con la que ciertas empresas dotan de redes
eléctricas apropiadas para el sector, provoca que los habitantes
procedan a tomar la energía de redes existentes en las
cercanías .
Estas redes mal condicionadas producen graves problemas
para la empresa, además de las pérdidas por energía no
facturada :
Se presentan daños en equipos por instalaciones
deficientes .
Mala calidad del servicio para los suscriptores en las
cercanías .
Dificultad para la estimación de consumos ilegales y
para su control .
73
Por estas razones, es conveniente que la empresa realice el
suministro de energía a la comunidad mediante una alimentación
única o el menor número posible de ellos, especialmente diseñado
desde el punto de vista técnico y económico. Con esto se
elimina los problemas asociados con las conexiones irregulares,
y se reduce las pérdidas técnicas mediante un diseño adecuado a
las características de la carga.
En varias empresas Latinoamericanas, se ha instalado
"Medidores Comunales" (Ref. 3) , los mismos que cumplen una doble
función, la de permitir una estimación precisa de los consumos
y de efectuar un cobro global, de cuyo pago se encarga toda la
comunidad.
Este método de cobrar a la comunidad entera debe estar
apoyado por campañas de educación y respaldo a la comunidad, con
el fin de ilustrar a los usuarios acerca de sus ventajas y de
lograr una organización comunal mínima que permita la
administración y recolección de las cuentas comunales.
Los cobros de energía se pueden hacer por tarifa fija
mediante censos de carga en cada vivienda, o por división
proporcional del consumo entre los habitantes del barrio o zona.
En este tipo de medidas se debe efectuar revisiones
periódicas para mantenimiento o cambio de los equipos de medida
y redes y para resolver cualquier problema con la facturación.
Esto forma parte de la campaña educativa tendiente a crear un
vínculo de identificación del usuario con la empresa eléctrica.
En las campañas educativas se debe ilustrar acerca del uso
racional de la energía eléctrica.
Como complemento del programa de control de usuarios no
suscriptores se debe crear incentivos para la regularización de
los usuarios, una vez que se ha producido la legalización de sus
viviendas. Entre los incentivos hay que considerar tarifas
reducidas para la instalación y facilidades para el pago. Estas
facilidades deben ser tanto de tipo comercial con pago a crédito
74
e intereses reducidos, como de tipo físico mediante la
implantación de oficinas ambulantes que atiendan a las
comunidades en el sitio. Los servicios prestados por estas
oficinas ambulantes pueden incluir: Pago de cuentas, recepción
de solicitudes, reclamos, etc.
Otro grupo que contribuye a estas pérdidas son las debidas
a casetas y otras instalaciones utilizadas por vendedores
estacionarios. Aunque los aspectos socio-económicos son muy
similares a la de los barrios marginales, las casetas presentan
particularidades gue merecen un análisis y tratamiento separado.
En primer lugar, la localización geográfica de las casetas
no es tan concentrada como en el caso anterior y, por otra
parte, los patrones de consumo son diferentes en las dos
situaciones.
La recomendación, con respecto a este último grupo de
usuarios no suscriptores es que se estime su carga mediante un
aforo de los artefactos eléctricos que dispongan y que se les
cobre una tarifa fija. Conviene que el aforo de carga se repita
con regularidad con el fin de revisar las tarifas y de asegurar
que se cumple con normas mínimas de seguridad desde el punto de
vista eléctrico.
3.3.5 PERDIDAS POR ERRORES EN LA ESTIMACIÓN DE CONSUMOS
Compuesto por todos los consumidores tanto convenidos o
permanentes como provisionales sin medidor que poseen un número
de cuenta dentro de la empresa y se les factura de acuerdo a un
consumo estimado. Para un mejor tratamiento se identifican dos
tipos de usuarios perfectamente diferenciados: Servicios
convenidos o permanentes y provisionales.
Estos errores se dan, tanto a nivel de ventas en bloque
como de venta a los consumidores individuales.
A estos usuarios se les factura un estimativo de la energía
consumida, especialmente para pequeños consumidores, a los que
75
la empresa prefiere no instalar instrumentos de medición debido
a los costos y se conforman con cobrar una tarifa fija.
Debido al volumen de energía involucrada, los errores en
medidas sobre las cuales se basa la facturación de ventas en
bloque tienen un gran impacto sobre las finanzas de la empresa.
La mayoría de las empresas, conscientes de este problema compran
equipos de medición de buena calidad para estos puntos
neurálgicos, pero no todas las empresas conllevan programas de
mantenimiento y recalibración periódica de estos equipos.
En este caso es muy importante disponer de medidores
patrones en los bancos de prueba de la empresa, con una
precisión adecuada y que además, hayan sido calibrados con
patrones universalmente aceptados. En este sector cualquier
inversión en equipo o mantenimiento es rentable, por las
cantidades de dinero involucradas en estas ventas.
3.3.5,1 Estimación
La mayoría de las empresas eléctricas mantienen archivos de
clientes sin medidor, facilitando la identificación del universo
y la investigación de campo.
La determinación de pérdidas por usuarios sin medidor se
puede establecer bajo el siguiente procedimiento:
* Recurrir a los archivos de cada empresa para
determinar la cantidad de clientes sin medidor y los
consumos convenidos.
* Con el dato anterior se determina el tamaño de la
muestra y su selección correspondiente en forma
aleatoria-estratificada (altos, bajos y medios).
* En la muestra seleccionada, generar listados de los
elementos identificando el nombre, numero de cuenta (o
comprobante de ingreso), sector-ruta-secuencia, carga
registrada y consumo facturado.
* Con la información anterior en el sitio, a cada
usuario se debe realizar un censo de carga instalada,
76
a partir de la cual se cuantifica su consumo real el
mismo que puede compararse con clientes similares con
medidor. Este consumo al ser comparado con el consumo
facturado, se obtiene la diferencia, la cual equivale
a las pérdidas por este concepto, la misma que puede
convertirse en MWh/año, representando un porcentaje de
pérdidas respecto a la energía disponible..
* ,Con todos estos datos, elaborar bases de datos, de
todos los clientes que permitan evaluar los resultados
y determinar la contribución al porcentaje total de
pérdidas no técnicas.
Para usuarios cuyos consumos son estimados o por tarifa
fija, se puede considerar como principal medida para el control,
la instalación de medidores comunales como instrumento de
estimación de pérdidas por este concepto. Los datos obtenidos
en los contadores comunales también permiten la recalibración de
los valores estimados para el cobro a tarifa fij a.
3.3.6 PERDIDAS POR DESCALIBRACIÓN DE MEDIDORES
En la mayoría de los casos la empresa efectúa la estimación
de los consumos a través de medidores de energía, los mismos que
debido a sus características de construcción están expuestos a
errores, los cuales pueden ser muy significativos.
Los errores en la energía medida, son debidos
principalmente a fallas en los medidores o transformadores de
instrumentos (cuando se los emplea) o a errores en el alambrado
de los equipos de medición.
Los errores de medición de energía eléctrica puede
atribuirse a dos causas principales:
1. Descalibración propia de los medidores, debidas a :
* Error intrínseco del aparato, que varía de acuerdo con
la clase del mismo. Según las normas no debe ser
mayor a 0,5% para rangos de consumo entre 0% y 200%
77
del valor nominal.
* Errores debidos a las condiciones de operación, puesto
que la precisión de las lecturas depende de las
condiciones de la carga, tales como factores de
potencia, etc.
+ Errores por descalibración del aparato en el momento
de su instalación, debido al mal manejo del aparato
durante su instalación o transporte, o por
descalibración de fábrica, no revisada.
* Errores por daño del medidor, sean parciales o
totales, generalmente por fallas en la bobina de
corriente. Puede producir errores graves de registro,
los cuales pueden pasar inadvertidos, si la revisión
de la facturación permite variaciones grandes de
consumo.
* Errores a causa del envejecimiento del aparato, debido
al aumento de fricción o a variaciones de los
circuitos magnéticos, etc.
2. Errores en el montaje de los equipos de medición
* Error en el montaje de transformadores de corriente o
de potencial, especialmente en instalaciones de tipo
industrial, donde los consumos son grandes y, por lo
tanl-o, su efecto es muy importante.
* fírror en la conexión del medidor, presentes en todo
tipo de instalación.
Los errores en la medición de los consumos tienen especial
relación con los procesos de registro. Muchas veces las
empresas no registran los consumos verdaderos de los usuarios
(no realizan las lecturas en determinados meses), y estiman los
consumos por extrapolación.
3.3.6.1 Es timación
La estimación de la energía consumida por suscriptores
individuales se realiza por medio de mediciones de energía.
Estos indicadores son muy numerosos y por otra parte, cada uno
78
registra una cantidad de energía relativamente pequeña con
respecto a la energía disponible. Por estas características es
impráctico desde el punto de vista económico revisar todos los
contadores. Las pérdidas de energía debidas a descalibración de
medidores individuales deben estimarse mediante un muestreo
estadístico.
Un método práctico y económico para determinar las pérdidas
por este concepto recomendado por ESMAP y utilizado en algunos
estudios de pérdidas negras realizados por ciertas empresas
eléctricas del país, se detalla en forma general en los
siguientes pasos:
* En general las empresas no tienen archivos mecanizados
de medidores, siendo necesario recurrir al archivo
maestro de clientes para identificar los medidores y
sus respectivos datos.
* Clasificar los abonados por tipo de tarifa: a) con
demanda y b) energía, así mismo es necesario
identificar el tipo de servicio y por ende el tipo de
medidor: Polifásico o monofásico.
* Definido el universo, se determina el tamaño de la
muestra y su selección puede ser aleatoria de los
clientes a investigar, ya sea con demanda o energía.
* Crear listado con la información necesaria, la misma
que facilite la investigación de campo, con el equipo
disponible para la revisión y contrastación de
medidores. Es indispensable además conocer los
consumos históricos de estos clientes, información que
se puede obtener del Centro de Procesamiento de datos
de la empresa distribuidora.
* Con los datos técnicos de los medidores y el equipo
asociado se verifica en el campo la veracidad de la
información, esto permite corregir los datos en caso
de ser necesario.
* En la contrastación de los medidores, ya sea en el
campo o en el laboratorio de la empresa, se mide su
descalibración, de esta manera se verifica la
precisión de cada uno de los elementos de la muestra,
79
registrándose los datos de entrada y salida.
* En el campo se puede realizar pruebas a los medidores
mediante una carga fija, midiendo el número de vueltas
y el tiempo de duración, obteniéndose los MWh/año
debido a la descalibración de los medidores que
representa un porcentaje respecto a la energía
disponible.
* Con los resultados obtenidos de la contrastación y de
las pruebas de campo de los medidores se procede a
cuantificar la energía no registrada y se elabora los
aportes de la energía no facturada.
3.3.6.2 Control de Pérdidas por Descalibración
La principal medida de control consiste en reemplazar los
medidores defectuosos por nuevos y ajustar los que están
descalibrados.
Estas medidas no son posibles si no se detectan los
aparatos defectuosos. Por lo que es necesario que en las
medidas de control se incluyan programas de revisión de
medidores en distintas partes del sistema. Para la inspección
se debe proceder en orden de prioridad, de acuerdo con la
magnitud de la energía que se mide en el punto respectivo. Para
un tratamiento total del sistema se puede establecer el
siguiente orden de prioridad:
1. Plantas de generación,
2. Puntos de intercambio en bloque.
3. Subestaciones.
4. Grandes consumidores (inspeccionar todos periódicamente).
5. Pequeños consumidores (muestreo estratificado periódico}.
En cada categoría se recomienda chequear primero los
instrumentos más antiguos.
Los programas de revisión deben complementarse con
políticas rigurosas de "Control de Calidad" en los bancos de
prueba de la empresa, para garantizar la efectividad de los
80
ajustes que se hacen a los aparatos.
Las características de los bancos de prueba y de los
procedimientos de calibración aplicados deben ser revisados
periódicamente, para garantizar su efectividad.
Como parte del proceso de inspección es posible involucrar
la revisión ocular rutinaria de los medidores y de las
conexiones de los transformadores de medición por parte de los
lectores de energía. Medidores con daños grandes pueden ser
fácilmente detectados de esta manera.
Cuando las pérdidas de energía por descalibración son muy
grandes, se pueden introducir modificaciones en el ajuste de los
medidores, con el fin de reducir el error de medición. El
ajuste debe efectuarse separadamente para cada tipo de
consumidor y para cada clase de medidor.
Adicionalmente se debe considerar la política de
adquisición de medidores como medida adicional de los programas
de control, con esto se puede garantizar aparatos de buena
calidad.
3.3.7 PERDIDAS POR ERRORES DE LECTURA Y FACTURACIÓN
Uno de los factores más importantes en el éxito de un
programa de control de pérdidas no técnicas es el proceso de
lectura de los medidores. Por esta razón una sección de lectura
bien organizada contribuye en gran forma al éxito de las
medidas. Como recomendamos para el éxito del proceso de lectura.
se puede citar:
* Identificación clara y documentada de las
instalaciones.
* Lectura de los medidores de grandes consumidores con
una periodicidad mayor que la del resto de
consumidores, puede ser mensualmente.
* Rotación de lectores en diferentes rutas con el fin de
81
evitar fraudes gue se efectúan con la complicidad de
los lectores.
* Supervisión de los procesos de lectura para evitar
"malas lecturas" debidas a lectores gue no realizan la
acción.
* Implantación de métodos automatizados de lectura.
* Estímulo a lectores que descubren irregularidades,
mediante premios, comisiones y otros beneficios.
En cuanto a la facturación la mayor parte de las pérdidas
son producto de errores de la información respecto a los
usuarios o de sus instalaciones. En este caso la principal
medida de control consiste en la verificación de la información
registrada en los archivos de la empresa y gue está siendo usada
para la facturación.
Estos procesos de registro, facturación y recaudo están
íntimamente ligados con la organización administrativa de la
empresa. Por esta razón la efectividad de las medidas de tipo
administrativo determinarán el éxito del control de pérdidas no
técnicas por este concepto.
A pesar de gue estos errores pueden corregirse mes a mes y,
no tener ninguna incidencia en el balance anual, se recomienda
realizar el siguiente procedimiento para su control:
* Identificar rutas de lectura críticas, con altos
porcentajes de lectura cero, consumos estimados por
más de tres meses, etc.
* En las rutas de lectura seleccionadas, se debe
realizar el seguimiento de verificación en la toma de
lecturas y revisión del proceso de digitación,
facturación, emisión de la factura y recaudo. Por
medio de esta inspección se pueden identificar
medidores faltantes o sobrantes por mala codificación,
viviendas abandonadas, falsos reportes de lectores,
difícil acceso a medidores, etc.
82
3.3.8 PERDIDAS POR ERRORES EN ALUMBRADO PUBLICO Y OTRAS
SEÑALES
Para estimar las pérdidas por alumbrado público se
recomienda utilizar el siguiente procedimiento (Ref. 6).
* Realizar un censo actualizado de las luminarias
existente en el área de estudio, por tipo y potencia,
datos que permiten calcular el consumo total del
alumbrado público.
CAP - C12S*N125 + C1SO*N1SO + C175*N175 + C4 0 0*N4 0 0 + . . . ( 3 . 3 0 )
* Si el área en estudio es muy extensa se recomienda
seleccionar una muestra representativa para realizar
el seguimiento diurno y nocturno que permita
determinar el número de luminarias encendidas el día
y apagadas la noche. El balance de estas luminarias
dará el porcentaje del factor de utilización.
KWHreal - KWhe - KWha (3.31)
* El factor de utilización aplicado al número total de
luminarias permite obtener una estimación más exacta
del consumo real del alumbrado público y permitiría
implementar las medidas correctivas inmediatas, de tal
manera que este desbalance no incida en la
cuantificación de las pérdidas o sea mínimo,- esto es
más bien un problema de operación.
* Mediante un análisis de los resultados se determina si
la empresa está sobre o subfacturando, es decir, si
las pérdidas por este concepto son negativas o
positivas respectivamente, con relación a la energía
disponible.
De igual forma se procede para otras señales luminosas como
los semáforos que consumen energía y no se facturan. Para
estimar las pérdidas por este concepto se debe realizar un
inventario de todos los semáforos ubicados en el área de estudio
83
y calcular la energía consumida por ellos.
** ** ** * * **
Se han presentado los procedimientos básicos para la
identificación, cuantificación y control de pérdidas no
técnicas, en base a las metodologías recomendadas por los
manuales, sin embargo, su aplicación a las empresas eléctricas
dependen en gran medida de las condiciones organizativas y de la
disponibilidad de información, equipo y personal dentro de cada
institución, como también de la motivación que las empresas
tengan para reducir sus pérdidas.
3.3.9 PROGRAMAS PARA REDUCIR LAS PERDIDAS NO TÉCNICAS
Contrario a las pérdidas técnicas, las pérdidas no técnicas
son evitables y se pueden realizar reducciones apreciables con
pequeñas inversiones de capital. La reducción de pérdidas no
técnicas es fundamentalmente materia de una buena
administración.
Cualquier programa de reducción de pérdidas no técnicas
debe orientarse a reducir a cero aquellas perdidas que no
corresponden a situaciones socio-económicas inducidas por
circunstancias de extrema pobreza de la población, es decir, no
se pueden permitir pérdidas no técnicas asociadas con los
consumidores industriales, comerciales, oficiales y de
consumidores residenciales con capacidad de pago.
Las acciones necesarias para el control y reducción de
pérdidas no técnicas corresponde al área comercial de la empresa
distribuidora. Estas responsabilidades deben asignarse a una
nueva dependencia de alto nivel creada para este propósito en
forma transitoria hasta alcanzar los niveles aceptables de
pérdidas luego de los cuales deben formar parte de la
programación y seguimiento normales de la empresa.
Esta nueva dependencia se identifica como Área de Control
de Pérdidas No Técnicas. Dentro de la estructura organizacional
84
^ de la institución y como parte del área comercial.*
El programa de pérdidas negras debe estar dotado de una
infraestructura necesaria y suficiente para cumplir con éxito
los objetivos encomendados, disponer de personal suficiente,
vehículos, equipos e instrumentos de pruebas.
3.3.9.1 Enfoque General
La efectividad de los programas de control y reducción de
pérdidas no técnicas depende según recomendaciones de los
Zi manuales de los siguientes factores (Ref. 2), (Ref. 8):%
* De acuerdo a un diagnóstico, determinar con la mayor
precisión posible la predominancia global de las
pérdidas.
* Priorizar las acciones de acuerdo al tipo de pérdida
que predomina (fraude, falta de mediciones,
deficiencias en el proceso de lectura y facturación,
etc) , de aquellos usuarios que siendo minoritarios en
número, condensan el consumo mayoritario (grandes
consumidores, industriales y comerciales) .
* El dinero que se puede recuperar con la reducción de
las pérdidas, es de suponerse que éste es la suma
límite que se puede gastar para obtener la
recuperación.
'£ *• Los mecanismos administrativos que estén disponibles
para poder controlar y evaluar el desempeño de los
programas.
* Acompañar las acciones técnicas de control con una
intensa campaña de difusión destinada a concientizar
a los usuarios, sobre el delito que significa el hurto
de energía como de los peligros asociados a estaf
acción.
* Establecer medidas internas que garanticen un control
y seguimiento efectivo de la operación comercial
(lectura, facturación y gestión de saldos) para
minimizar las pérdidas por deficiencias
administrativas.
85
Organizar adecuadamente la atención comercial para la
reducción y normalización inmediata de los casos de
fraude o robo detectados en clientes puntuales de
importancia .
Organizar y destinar los recursos necesarios para
garantizar un adecuado control de las instalaciones y
facturaciones de los consumos de alumbrado público,
semáforos , etc .
Disponer de recursos suficientes para asegurar el
mantenimiento del estado de normalización de los
usuarios en general y de aquellos gue presentan
anormalidades .
Dar importancia a la aplicación de medidas de carácter
punitivo jurídico -legal es y /o administrativas
(querellas , multas , publicaciones en medios de
difusión, etc) en el caso de ilícitos comprobados en
clientes con capacidad de pago .
El compromiso de los niveles superiores y de todo el
personal de la empresa, para apoyar los programas de
control y reducción .
La existencia de políticas comerciales hacia el
cliente que no dificulten el proceso de justificación
de la facturación.
3.3.9.2 Actividades
•5S
& Las actividades a desarrollarse en los programas de
reducción de pérdidas no técnicas dependen de las necesidades de
cada empresa, sin embargo, por la similitud que presentan la
mayoría de las empresas distribuidoras de la región se sugiere
las siguientes actividades (Ref. 8):
* Reducción de fraudes mediante la revisión de las
instalaciones de los usuarios.
* Legalización de usuarios conectados en forma ilícita.
* Reducción del número de usuarios sin contador.
* Reemplazo de contadores dañados.
* Calibración de contadores.
* Sellamiento masivo de contadores e instalaciones de
86
medición.
* Revisión y mejora de los procedimientos de
facturación.
3.3.9.3 Medidas Para el Control de Pérdidas No Técnicas
Aunque no es práctico pretender eliminar completamente las
pérdidas no técnicas, si se pueden establecer medidas que
dificulten su aparición o recurrencia, entre las más importantes
mencionaremos las siguientes:
a) Medidas de tipo general
De aplicación general a toda la población con el fin de
disminuir el hurto de energía, las principales son:
* Publicidad, a través de medios de difusión como
televisión, radio y prensa cuyo objetivo primordial es
de concientizar a los usuarios de que el hurto es un
delito, y que la manipulación ilícita de las
instalaciones es peligrosa.
* Inspecciones, realizados por personal especializado de
la empresa, donde permanentemente efectúen
inspecciones masivas con el fin de detectar
infractores.
* Revisión de los equipos de medida, basados en la
información proporcionada por los lectores de
medidores, se revisa el estado de los equipos de
medida y se sellan nuevamente.
* Cálculo y cobro, de los consumos no registrados a los
infractores sorprendidos.
* Facilidades de pago, para regularizar las deudas por
consumo.
* Comunicaciones escritas, acompañadas en el reparto
mensual de boletas, difundiendo el uso racional del
suministro, la estructura tarifaria, los servicios que
otorga la empresa, etc.
87
b) Medidas punitivas
* Retiro de usuarios clandestinos y eliminación de las
anormalidades permanentes en las instalaciones y
medidores de usuarios fraudulentos.
* Solicitar la colaboración y el respaldo de las
autoridades correspondientes para aplicar sanciones a
los usuarios fraudulentos sorprendidos. Además a
ciertos usuarios de este tipo, aplicar un cobro
estimativo del consumo hurtado.
Es importante resaltar el riesgo que conlleva la aplicación
de estas medidas, por cuanto el personal debe retirarse en los
casos en que se produzcan agresiones por parte de los
pobladores.
c) Medidas comerciales
Frecuentemente hay políticas comerciales que contribuyen a
la creación o reincidencia del fraude porque establecen cargos
tan onerosos que el cliente (potencial) no puede pagar y le
obligan a obtener el suministro por medios ilegales. Entre
estas políticas mencionaremos: Contribuciones y depósitos en
garantía muy altos; penalidades a usuarios fraudulentos basadas
en evaluaciones arbitrarias del consumo anterior; incapacidad de
la empresa de prestar el servicio oportunamente; falta de
definición de cuál parte del sistema eléctrico (acometida,
medidor, etc) está bajo la responsabilidad de la empresa o del
cliente,- e inhabilidad de la empresa de atender eficazmente los
reclamos del cliente.
Entre las principales medidas de tipo comercial citaremos
1 as siguientes:
* Facilidad de pago de deudas acumuladas y en ciertas
ocasiones reajustar los intereses de dichas deudas.
* Implementación de oficinas ambulantes para atender en
el terreno la recaudación de pagos, otorgar convenios,
atender solicitudes, etc.
d) Medidas de difusión
* Implementar programas de orientación a los niños de
las escuelas ubicadas en sectores de baj os ingresos.
Por ejemplo, se instruye cómo se genera y se
distribuye la electricidad, las ventajas del uso
racional del suministro, el delito que significa el
hurto y los riesgos asociados.
e) Medidas técnicas
El objetivo principal de estas medidas es disminuir la
vulnerabilidad de las instalaciones al hurto. Entre las
principales citaremos:
* Implernentación de nuevos elementos técnicos en la
distribución, empalmes y medidores, construidos de
acuerdo a normas concebidas para dificultar el fraude
y simplificar el proceso comercial.
* Usar empalmes con conductor concéntrico e incorporar
cajas blindadas para evitar el acceso a los medidores.
Reemplazar las instalaciones obsoletas por este nuevo
tipo de sistema.
* Utilizar donde sea necesario el sistema de
"Distribución Aérea Económica (D.A.E)", que consiste
básicamente en la conexión directa de los nuevos tipos
de empalme, a transformadores monofásicos de baja
capacidad (12 KV/220 V,- 5, 10 y 15 KVA) , que resulta
más económico que el sistema tradicional (Ref. 8) .
* Instalación de medidores con equipos y herrajes
apropiados para proteger el medidor y el alambrado
(terminación de la acometida y del alambrado del
cliente) . Incluir los sellos que fueran necesarios
cuya rotura indica que ha habido acceso al medidor, y
disponer de un medio de desconexión.
f) Medidas administrativas
Estas medidas están íntimamente relacionadas con los
89
procesos de registro, facturación y recaudo. Entre las más
importantes se mencionan las siguientes:
* Identificar los errores en la facturación debidos a la
desactualización o incorrecta utilización de los
archivos de datos de los usuarios y/o a errores en el
proceso de lectura de medidores.
* Revisar permanentemente los informes de consumo,
programar y ejecutar acciones para establecer e
identificar los fraudes.
* Organizar y ejecutar programas de recalibración y
sustitución de medidores.
* Programar y realizar inspecciones frecuentes a las
instalaciones de medición de los usuarios.
* Crear metodologías para sancionar los consumos
fraudulentos.
* Realizar mediciones periódicas por zonas para
determinar irregularidades en el proceso de medición.
* Mantener información actualizada sobre la situación de
los usuarios respecto al proceso de medición.
* Realizar las acciones necesarias para legalizar los
usuarios provisionales y/o fraudulentos.
* Desarrollar metodologías para estimar el consumo de
energía de usuarios sin equipos de medida.
* Capacitar y entrenar a los funcionarios y al personal
encargado de ejecutar el programa de pérdidas negras
para descubrir los consumos fraudulentos.
* .Sistematizar el análisis periódico de los niveles de
pérdidas no técnicas.
* Usar sistemas de medición de mejor calidad y
seguridad.
3.3.10 MÜESTREO
Para el estudio de pérdidas no técnicas de las empresas
distribuidoras, debidas a la magnitud y complej idad del
universo, es necesario recurrir, a la técnica del muestreo
estratificado recomendado por el programa piloto del Banco
Mundial (Ref. 17), con el fin de realizar una investigación
90
completa sobre cada uno de los elementos de la muestra
seleccionada y cuyos resultados sean lo suficientemente
confiables para extender a toda la clientela de la empresa:
Residencial, comercial, industrial, entidades oficiales, etc.
Esta técnica es utilizada mas para estudios de diagnóstico de
pérdidas. La conflabilidad de los resultados depende del grado
de representación de la muestra frente al universo; por lo que
dada a la gran diversidad de la clientela, la investigación para
este tipo de estudios se orienta a la utilización de Universos
Estratificados, para obtener grupos tan homogéneos y
representativos de toda la población. Esta técnica se adapta a
las necesidades y recursos de las empresas eléctricas del país
(Ref. 2).
Ninguna empresa distribuidora de energía eléctrica del
país, actualmente supera los 400.000 abonados (Ref. 2).
La metodología del muestreo estratificado, permite
determinar el tamaño de las muestras, mediante el uso de una
fórmula simple y muy útil en estudios de mercado para universos
finitos o inferiores a 500.000 elementos:
n „ CG * N * P * Q (3.32}
e2 * (N - 1) -i- C¿ * -P * Q
donde:
n = Número de elementos de la muestra
Cc2 = Coeficiente de confianza (1,96 para un
grado de confianza del 95% al 90% (Ref.
15))
N = Número de elementos del universo
estratificado
P = Probabilidad de ocurrencia (50%)
Q = Probabilidad de no ocurrencia (50%)
e = Error de estimación (error eceptable del 5%
al 10% (Ref. 2))
CAPITULO 4
APLICACIÓN A LA EMPRESA ELÉCTRICA
RIOBAMBA S. A.
91
CAPITULO 4
APLICACIÓN A LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A.
4.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
4.1.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL SISTEMA
La Empresa Eléctrica Riobamba S.A, (EERSA) se encarga de la
distribución de energía generada por sus centrales y la que
compra al INECEL en los puntos de entrega (S/E Riobamba}, a
través del Sistema Nacional Interconectado (SNI).
En los últimos diez años la EERSA ha experimentado una tasa
de crecimiento acumulativa anual del 11,36% en la energía
facturada, correspondiendo el mayor porcentaj e del crecimiento
anual al sector rural.
El sistema eléctrico de la EERSA está compuesto por una red
radial de subtransmisión a 69 KV con aproximadamente 130 Km que
conecta al SNI a través de la Subestación Riobamba de 230/69 KV
y los centros de carga, subestaciones de seccionarniento y
distribución y redes de distribución con voltajes de 4,16 y 13,8
KV. Actualmente dispone de las siguientes subestaciones (S/E);
. S/E No. 1 69/13,8 KV (10 MVA); 13,8/4,16 Kv (1,25 MVA)
. S/E No. 2 69/13,8 KV (10 MVA)
. S/E No. 3 69/13,8 KV (10 MVA)
. S/E San Juan 69/4,16 KV (5,6 MVA)
. S/E Cajabamba 69/13,8 KV (2,5 MVA)
. S/E Guamote 69/13,8 KV (5 MVA)
. S/E Alausí 69/13,8 KV (5 MVA)
. S/E Chunchi 69/13,8 KV (1 MVA)
. S/E Alao 69/13,8 KV (1MVA)
La generación hidráulica posee una capacidad instalada de
13.807 KVA distribuida en las siguientes centrales:
92
Central "Alao", con cuatro unidades de generación de 3.280
KVA nominales cada una.
Central "Guadalupe" con una unidad de generación de 375 KVA
nominales.
Central "Nisag" con una unidad de generación de 312 KVA
nominales.
La generación térmica tiene una capacidad instalada de
3.125 KVA nominales, ubicada en los predios de la S/E No'. 1 y
conectada a la misma en la barra de 13,8 KV.
Todos los grupos de generación pueden trabaj ar hasta un
factor de potencia de 0,8.
La distribución primaria es aérea y se realiza a un voltaje
que predomina en la mayoría de circuitos a 13,8 KV y
marginalmente a 4,16 KV, alimentados por las subestaciones
mencionadas anteriormente. La distribución secundaria se
realiza a 220/110 V en forma aérea a excepción del sector
central de la ciudad de Riobamba donde la distribución es
subterránea.
El suministro de energía llega a los abonados a través de
sus respectivas acometidas, las mismas que se conectan a las
redes secundarias que parten desde los transformadores de
distribución. Además existen abonados cuyas acometidas se
conectan directamente a los transformadores (clientes puntuales,
edificios grandes, centros comerciales e industriales).
Aproximadamente la longitud total de alimentadores
primarios hasta Agosto de 1.995 es de 4 .161 Km de los cuales
4.124 Km corresponden a alimentadores de 13,8 KV y 37 Km a
alimentadores de 4,16 KV. La Empresa actualmente está tratando
en lo posible reemplazar los niveles de voltaje de 4,16 KV por
el de 13,8 KV con la finalidad de mejorar la calidad y optimizar
el servicio de .energía eléctrica a sus clientes.
93
4.1.2 MERCADO DE PARTICIPACIÓN
El objeto social de la Empresa es distribuir y vender la
energía eléctrica dentro de su área de concesión, sujeta a las
leyes vigentes de las sociedades anónimas, con la mayor calidad
técnica y al menor costo; y contribuir con el desarrollo del
pais, además de brindar el asesoramiento respecto a la
distribución y comercialización de la energía eléctrica.
La EERSA tiene su centro de operación en la ciudad de
Riobamba y su área de servicio abarca a toda la provincia de
Chimborazo con una superficie total de 6.523 Km2. Actualmente
las redes de la Empresa alcanzan casi la totalidad del área de
servicio, incorporando casi todas las cabeceras cantonales,
parroquiales y las zonas inmediatas a ellas.
El mercado de participación a Mayo de 1.995 cuenta con
aproximadamente 89.277 abonados ubicados dentro de su área de
concesión donde el 88,19% pertenecen a usuarios residenciales,
de los cuales el 84,45% tienen un consumo promedio menor a 100
KWh-mes; aproximadamente 28.863 clientes se encuentran en la
zona urbana y los 60.414 restantes pertenecen al sector rural.
El número de abonados servidos por la Empresa crece a una tasa
anual aproximada de 4,1% (Ref. 24).
4.2 DESARROLLO HISTÓRICO DE LAS PERDIDAS ELÉCTRICAS
La reducción de las pérdidas de energía produce dos tipos
de ahorros importantes, uno debido a la disminución de energía
que se requiera generar y comprar, y otro por la disminución del
pico de demanda máxima. Estos ahorros producen una rentabilidad
económica y financiera debido principalmente a los ingresos
adicionales por el cobro de consumos a clientes que antes no
aportaban gracias a los programas de control y reducción de
pérdidas negras.
A continuación se describe la evolución de las pérdidas
totales de energía para el período 1.980-1.989 resultantes de
los balances energérticos de la EERSA presentados en el "Resumen
94
Estadístico del Servicio Eléctrico del Ecuador" (Ref. 25) .
Estas pérdidas se obtienen como la diferencia entre la energía
disponible y la facturada y se expresan en MWh y en porcentajes
respecto a la energía disponible.
AÑO
1.980
1.981
1.982
1.983
1.984
1.985
1.986
1.987
1.988
1.989
ENERGÍA DISP.
NETA (MWH)
84.522,8
82.816,5
83.388,6
83 .814, 3
80.922,5
87 .700, 6
91.036,5
100 .871, 1
109 . 020, 1
107.666, 7
ENERGÍA FACT.
(MWH)
69.081,7
66.335,9
64.453,2
71.564, 9
64.443,3
72.272,7
74.626,9
81.075,5
84 .444, 0
88 .771, 0
PERDIDAS DE ENERGÍA
(MWH)
15.471,1
16.480, 6
18.935,4
12.249,4
16.479,2
15.427,9
16.409, 6
19.795, 6
20.576, 1
18.895,7
g,a
18,3
19,9
22, 7
14, 6
20,4
17, 6
22,3
19, 6
18, 9
17, 6
En el período 1.980-1.989 las pérdidas totales promedio es
del 19,2% valor que supera casi en el doble al valor total
recomendado por OLADE, el mismo que debe ser inferior al 10%
(Ref. 3).
En el cuadro 4.1 se presentan las pérdidas tanto
energéticas como financieras para el período 1.990-1.995
considerando un precio medio de venta; datos proporcionados por
el Departamento de Comercialización de la EERSA.
95
AÍÍO
1.990
1.991
1.992
1.993
1.994
1.995
BtlER.
DISP.
GWH
114,46
125,56
130,37
125,96
140,85
1-10,22
BtíER.
FñCT.
GWH
94, 54
104, 66
IOS, 97
108, 98
119, 16
119,19
EHER. PÉRD.
GWH
19,92
20 , R R
21,4
16, 98
21, 69
21,03
V
17,4
16,6
16, 4
13,5
15,4
15, 0
Precio
medio
s/.
12, B
17,3
26, 2
54 ,3
1H , 2
114,2
Pérd.
Técn.
GWH
B, 70
9 , 5 4
3, 91
9 ,57
10,70
10, 66
V
7, 6
7, 6
7, 6
7, 6
7, 6
7,6
Hla S/
111,3
165,1
259, 6
519, a
1222, 5
1217,0
Pérd. lio
Técn.
GWH
11, 22
11, 3 •!
11,49
7,41
10,99
10,37
V
9 , B
9 ,0
B, a
5,9
7, B
1 . 4
lile S/
143 , 6
196, 1
301, 1
402 , 2
1254, 5
11B4, 6
Cuadro 4.1; Evolución de las pérdidas en el periodo
1.990-1.995
En el periodo 1.990-1.994 existe una tendencia de reducción
de las pérdidas de energía debido principalmente a las medidas
correctivas que viene aplicando la Empresa en el "Programa de
Control de Pérdidas Negras de Energía", especialmente a clientes
especiales, recomendado por el INECEL, orientado especialmente
a grandes clientes considerados como especiales. La reducción
de las pérdidas de energía ha constituido el objetivo principal
de la Empresa y donde la administración ha centrado sus
esfuerzos, debido al ahorro que produciría su reducción,
especialmente las ganancias financieras que se lograría al
reducir las pérdidas no técnicas, negras o de comercialización.
Según los datos de energías disponibles y facturadas
registrados desde Enero a Mayo de 1.995 se obtiene un nivel de
pérdidas promedio de 13,89% y en base a la ejecución de medidas
de control, la Empresa espera para finales de año no superar el
14% de las pérdidas totales de energía.
F¡n el período 1.990-1.994 el valor promedio de las pérdidas
es del 15,74%, menor al período antes mencionado,- considerando
el valor último disponible para la Empresa de 7,6% para las
pérdidas técnicas, entonces, por diferencia el valor promedio de
8,14% pertenece a las no técnicas. Pérdidas que financieramente
representan un valor de S/. 4 . 579'550.000, correspondiendo S/.
2.297'290.000 (50,16%} a la comercialización, ya que la
diferencia o valor de las pérdidas técnicas, es lo que le ha
96
costado a la Empresa el funcionamiento del sistema de
distribución (Ref. 24}.
En el cuadro 4.1 el balance energético para 1.995 se
obtiene en base a las proyecciones de energía disponible y
facturada de los últimos meses ya que la Empresa al momento de
realizar éste informe solo dispone de los datos de los primeros
meses del año.
4.3 MARCO DE ESTUDIO
El presente trabajo está orientado al control y reducción
de pérdidas negras de la clientela servida por un alimentador
Comercial-Residencial de consumo representativo ubicado en el
centro de la ciudad de Riobamba y cuyos habitantes pertenecen al
sector económico medio y alto con buena capacidad de pago. La
investigación se enmarca a los clientes involucrados en el área
de influencia del alimentador seleccionado.
4.3.1 SELECCIÓN DEL ALIMENTADOR
Como se ha mencionado en los apartados anteriores, los
programas de control de pérdidas negras suelen ser puntuales
debido principalmente a los costos y a la complejidad del
universo a investigar.
Los estudios de pérdidas negras se orientan de preferencia
a los estratos medios y altos de consumo, ya que los estratos
bajos demandan un gran trabajo y la utilización de grandes
recursos para una recuperación energética y financiera poco
significativa frente a los totales de la Empresa.
De acuerdo al diagrama unifilar del sistema de la EERSA, la
S/E No. 1 y la S/E No. 2 abastecen el suministro de energía
eléctrica dentro de la ciudad de Riobamba a través de sus
diferentes alimentadores primarios.
Para las subestaciones mencionadas se presentan los datos
de energía disponible correspondientes al mes típico de la
seleccionado.
97
EERSA.
ENERGÍAS DISPONIBLES PARA JUNIO DE 1.995
SUBESTACIONES # ALIMENTADORES ENERGÍA DISPONIBLE
ÍMWh)
S/E No. 1 7 2 .200,O
S/E No. 2 8 2.923,2
Nota: (1) Respecto a la energía disponible de la EERSA para
Junio de 1.995: 11.053,62 MWh.
Según el diagrama unifilar de alimentadores primarios de la
ciudad de Riobamba, de la S/E No. 1 parten la mayoría de
alimentadores que cubren el sector Residencial y Comercial;
dentro de los mismos se ubica al alimentador 2 que abastece una
parte del centro de la ciudad y cuyos clientes pertenecen a los
sectores antes mencionados. El alimentador 2 de la S/E No. 1
(Al. 2/1), cubre las tres principales arterias del centro de la
ciudad (Primera Constituyente, 10 de Agosto, Guayaquil), que es
una zona predominantemente comercial.
De la información disponible para Junio, la energía
disponible neta para la Empresa es de 11.053,62 MWh,
correspondiendo 2.200,0 MWh a la S/E No. 1 que representa el
19,9%, y el alimentador 2 registra 554,4 MWh que representa el
25,2% de la S/E No. 1 y el 5,01% de la Empresa. El alimentador
2 registra el mayor consumo del resto de alimentadores de la S/E
No. 1.
En la figura 4.1 se presenta la topología del alimentador
seleccionado.
98
<|37.5 37.5v
75 15'
-r^25OÜ 37.5
100T
75
E 150
S 75T
B
«t 7575-an
30-un
rt' 1^
leo0. 37.5^
liarr45 >
36 1
37.5f>
«50
-Si •
-^ M
* 15
§ ff"
25
60?
•75
tooíl 25-CB 150
a 25\ 25 ^45
3 75112.5
CJ 37.5 ^
~37.5
'
37,50
37.5V
-an=•oj
«100
4 75
a 50
<¡37.4
337.
<J25
Veloz
1ra. Constituyente
v15 50
SIMBOLOGIA
Cámaras de transformación
Transformador trifásico
Transformador monofásico
TOPOLOGÍA DEL ALIMENTADOR 2
DE LA S/E No. 1
10
337.5
15 25
75
LU
U 10 de Agosto
Guayaquil
Olmedo
ColombiaA
37.5
37.S 37,5
24 de Mayoy
O
<]37.5
37.510
12 de Octubre
AL2-S/E 1 2(4)ACSR
X\19 de Octubre
25J7 Boyacá
Figura 4.1: Topología del Alimentador 2 de la S/E No. 1
99
4.4 EVALUACIÓN GLOBAL DE PERDIDAS PARA LOS SECTORES COMERCIAL-
RESIDENCIAL SELECCIONADOS
4.4.1 BALANCE DE ENERGÍAS PARA EL ALIMENTADOR 2 DE LA S/E
NO.l
La energía disponible mensual obtenida como un promedio
histórico de las mediciones directas realizadas a la salida del
alimentador es de 545,7 MWh.
La energía facturada se obtiene como la suma de los
consumos promedios históricos facturados a cada cliente
perteneciente al alimentador, incluido los consumos facturados
por alumbrado público y autoconsumo.
En el Anexo 1 se presentan las energías facturadas por
consumos de los clientes para los diferentes sectores y por
alumbrado público. De estos resultados la energía facturada es
de 492,47 MWh-mes, y aplicando la ecuación (3.9), se obtienen
las pérdidas totales:
545,7 - 492,47 = 53,23 MWh-mes
53,23 * 12 638,76 MWh-año
Aplicando la fórmula (3.12) se tiene que las pérdidas
totales representan el 9,75% del alimentador y el 0,48% del
total de la Empresa.
4.5 EVALUACIÓN DE LAS PERDIDAS NO TÉCNICAS
4.5.1 ESTIMACIÓN DE LAS PERDIDAS TÉCNICAS
Pérdidas en el Alimentador
Se consideran únicamente las pérdidas debidas al efecto
Joule (pérdidas I2 R) en los conductores de los alimentadores.
La estimación se basa en el método aplicado por el BID y
OLADE en el estudio de control y reducción de pérdidas
100
eléctricas realizado en la Empresa Eléctrica Cotopaxi (ELEPCO)
(Ref. 6). En el cuadro 4.2 se presentan las demandas máximas
para el mes típico, y en el cuadro 4.3 se presentan las demandas
correspondientes al día de máxima demanda. En base a la demanda
máxima del 14 de Junio de 1.995, longitud de la troncal y
calibre dominante de la troncal, y suponiendo una distribución
uniforme de la carga se calcula las pérdidas de potencia en
demanda máxima, de acuerdo a la siguiente expresión:
PD - 3 I2 * R * L (4.1)
Donde:
R ~ Resistencia del conductor (ohm/Km)
I = Corriente máxima de fase (A)
L - Longitud de la troncal (Km)
P = Pérdidas de potencia en demanda máxima (W)
*
,,. -•V, :í& i*
DEMANDAS MÁXIMAS PARA 'JUNIO DE 1.995f *~ -**g _ i j •
DÍA- 1
1
" 2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
-7 •>
' 1540-i1470 "
1280
1080
1510
'1500
1500
1500
1450
1300
1020
1500
1500'
1560
1420'
1410
1400
980
1480
1480
1480
1510
142-0
1360
1100
1460
1500
1490
1460
1500
MÁXIMA DEMANDA (14-JUN-95): 1560 KW
Cuadro 4.2: Demandas máximas para el Alimentador 2 de la
subestación No. 1
f 0,3412* , ,
DEÍ1A1JDA I4AXIMA
* -5 6 0 , 0 KW
^ - »Cuadro 4.3 Demanda del Al 2 de la S/E No 1"
102
DEMANCA DIARIA PARA EL 14 DE JUNIO DE 1.995
HORA
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
Fp: 0 ,3412
Cos 4, promedio: 0 ,85
DEMANDA MÁXIMA AL. 2/1: 1.560,0 KW
Cuadro 4.3: Demanda del Al. 2 de la S/E No. 1"
KW
480
390
390
390
390
420
500
690'
720
1100
1100
1080
1080
900
820
960
1110
1140
1310
1560
1300
1080
800
580
KW
230.
152 .
152 .
152.
152.
176.
250.
476.
518.
1'210.
1'210.
1'166.
1'166.
810.
672.
921.
1'232 .
1'299.
1'716.
2'433.
1' 690.
1'166.
640.
336.
^2
400
100
100
100
100
400
000
100
400
000
000
400
400
000
400
600
100
600
100
600
000
400
000
400
103
Para la hora de máxima demanda (19HOO) se tiene:
V ^ 13,2 KV
P « 1.560,0 KW (potencia total trifásica)
Cos 0 = O, 85
Aplicando la expresión:
P (4.2)j. =
v * Cos
Se tiene que la corriente a demanda máxima es de 80,27 (A) .
Además :
R = 0,8507 (ohm/Km) (calibre: # 2 ACSR)
L = 1,94 (Km)
y usando la expresión (4.1) se tiene:
Pp = 31,9 KW
Las pérdidas de energía se obtiene aplicando la siguiente
fórmula:
Pe = Pp * Fp * T (4.3)
Donde :
Fp = Factor de pérdidas
T ^ Período (1 año = 8.760 horas)
31,9 * 0,3412 * 8,76 = 95,34 MWh-año
95,34 •* 12 = 7,94 MWh-mes
95,34 + 365 = 0,26 MWh-día
Estas pérdidas representan el 1 , 45% de la energía
disponible del alimentador (promedio histórico: 545,7 MWh-mes) .
104
Pérdidas en Transformadores de Distribución
Las pérdidas en los transformadores de distribución se
deben a las pérdidas en el núcleo y en los bobinados.
En el levantamiento realizado al alimentador 2, se
contabilizan transformadores monofásicos y trifásicos cuya marca
predominante es ECUATRAN, los mismos que se detallan a
continuación:
EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
ALIMENTADOR 2
SECTOR VOLTAJE CANT. TRANSFORMADORES CAPAC. TOTAL f KVA)
. . (KV) MQNOF. TRIF. TOTAL MONOF. TR1F. TOTAL
Com-Res. 13,2 52 30 82 1467,5 2520 3987,5
Las pérdidas de potencia totales en los transformadores
están dadas por:
P - PL + P,, (F }2 (44)p c h Cu ^ •*- u' \^- • I
Donde:
Pp = Pérdidas totales de potencia pico
Ph ~ Pérdidas en el hierro del transformador a tensión
nominal
PC11 = Pérdidas en el cobre del transformador a la carga
nominal
Fu = Factor de utilización del transformador
El factor de utilización se obtiene en base a la demanda
pico del alimentador y la capacidad instalada en transformadores
del alimentador, de acuerdo a la siguiente expresión:
Demanda máxima del alimentador (4.5u Capacidad instalada de transformadores en el A/P
En base a la capacidad promedio para transformadores
monofásicos y trifásicos se aproxima al valor nominal más
105
cercano y se obtienen las pérdidas de potencia en el cobre a
plena carga y en el hierro o en vacio de los datos de
protocolos, catálogos de fabricantes, normas o libros técnicos.
Suponiendo qiae todos los transformadores tienen el mismo
factor de utilización (Fu) y el mismo factor de pérdidas (F )
calculados para el alimentador; se calculan las pérdidas de
energía de los transformadores instalados de la siguiente
manera:
Pérdidas en el cobre
p = p * F * T• e r Cu •*• p -1-
Pérdidas en el núcleo
P - P, * T-tre — -trh j.
Para el Al. 2/1, la demanda máxima es de 1.560,0 KW o
1.835,3 KVA (14-Junio-95), y una capacidad instalada en
transformadores de 3.937,5 KVA, lo que nos da un Fu de 0,46.
La capacidad promedio para los transformadores monofásicos'
es de 28,22 KVA. De manera aproximada, se podrían calcular, las
pérdidas en base a un transformador de 25 KVA, con 66 W de
pérdidas en el hierro y 531 W de pérdidas en el cobre a plena
carga.
Para los transformadores trifásicos se tiene una capacidad
promedio de 84 KVA, por lo que se pueden calcular las pérdidas
en base a un transformador de 75 KVA, con 255 W de pérdidas en
el hierro y 1.660,0 W de pérdidas en el cobre a plena carga.
Con estos antecedentes se tiene:
Transformadores monofásicos
Pérdidas en el núcleo
Ph ^ O,066 * 52 = 3,43 KW
Pe = 3 ,43 * 8 , 7 6 = 3 0 , 0 6 MWh-año
Pe = 2 , 5 MWh-mes
Pérdidas en el cobre
Pcu = 0,531 * (0,46)A2 * 52 - 5,84 KW
106
Pe ^ 5 ,84 * 0,3412 * 8 ,76 = 17,46 MWh-año
Pe = 1 , 4 5 MWh-mes
Transformadores trifásicos
Pérdidas en el núcleo
Ph = 0,255 * 30 = 7,65 KW
Pe = 7 , 6 5 * 8 , 7 6 - 67,014 MWh-año
Pe = 5 ,58 MWh-mes
Pérdidas en el cobre
PCu - 1,66 * (0,46)^2 * 30 = 10,53 KW
Pe = 10,53 * 0,3412 * 8 , 7 6 = 31,50 MWh-año
Pe = 2 , 6 2 MWh-mes
Total de pérdidas
Pp = 27,45 KW
Pe = 146,034 MWh-año
Pe = 12,16 MWh-mes (2,23%)
Las pérdidas de energía en los transformadores representan
el 2,23% de la energía disponible del alimentador.
Pérdidas en Circuitos Secundarios y Acometidas
Las pérdidas en la distribución secundaria se deben
principalmente al efecto Joule en los conductores de la red y en
las acometidas de los usuarios.
De los últimos datos disponibles en la Empresa, de los
estudios de evaluación de pérdidas técnicas realizado en 1.993
se tiene un porcentaje de 0,74% para circuitos secundarios y
acometidas respecto a la energía disponible (Ref. 7).
Para este estudio, se considera el mismo valor, suponiendo
redes consolidadas en el centro de la ciudad. Este porcentaje
se aplica al alimentador y se obtienen las pérdidas de energía
para los circuitos secundarios y acometidas.
Pe = 0,0074 * 545,7 «4,04 MWh-mes
Pe = 4,04 * 12 = 48,48 MWh-año
107
Para las condiciones de demanda máxima del Al. 2/1, las
pérdidas técnicas de energía son:
ALIMEHTADOR 2
ENERGÍA DISPONIBLE: 545,7 MWH-MES
MWH-MES %
CIRCUITO PRIMARIO 7,94 1,45
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN 12,16 2,23
CIRCUITOS SECUNDARIOS Y ACOMETIDAS 4,04 0,74
TOTAL 24,14 4,42
4.5.2 ESTIMACIÓN GLOBAL DE LAS PERDIDAS NO TÉCNICAS
Las pérdidas totales de energía obtenidas en base al
balance correspondientes al Al. 2/1 son de 53,23 MWh-mes, las
pérdidas técnicas calculadas son de 24,14 MWh-mes, con esto las
pérdidas no técnicas son:
PHT = (53,23 - 24,14) MWh-mes
PtJT = 29,1 MWh-mes
Pm = 29,1 * 12 = 349,2 MWh-año
Este valor representa el 5,33% de la energía disponible del
alimentador.
En el cuadro 4.3 se presenta el balance de energías para el
alimentador 2 de la S/E No. 1.
108-
BALANCE DE PERDIDAS DE ENERGÍA
MWH-MES
ENERGÍA DISPONIBLE 545,70 100,00
ENERGÍA FACTURADA 492,47 90,24
PERDIDAS TOTALES 53,23 9,75
PERDIDAS TÉCNICAS
SISTEMA PRIMARIO
Alimentador 7, 94 1, 45
Transformadores 12,16 2,23
Subtotal 20, 10 3, 68
SISTEMA SECUNDARIO
Circuitos y Acometidas 4,04 0,74
Subtotal 4, 04 O, 74
TOTAL PERDIDAS TÉCNICAS 24,14 4,42 0,22
PERDIDAS NO TÉCNICAS
PERDIDAS NEGRAS 25,1 5,33 0,26
TOTAL PERDIDAS NO TÉCNICAS 29,1 5,33 0,26
Nota: (1) Con base a la energía disponible de la EERSA para
Junio-95: 11.051,62 MWh.
Cuadro 4.3: Balance de energías para el Al . 2/1
4 . 6 IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE LAS COMPONF.NTES DE PERDIDAS
TÉCNICAS
4.6.1 ALUMBRADO PUBLICO (A.P)
Del levantamiento de campo realizado al alimentador se
contabilizaron 603 luminarias y 5 semáforos que se detallan en
el Anexo 3.2. En estas inspecciones no se detectaron luminarias
encendidas durante el día.
Mediante un seguimiento nocturno realizodo al secundario de
un transformador, de las 12 lámparas instaladas , 11 funcionaban
normalmente, por lo que el factor de utilización real es del 92%
que es aplicado al alimentador. La potencia total instalada en
109
alumbrado público es de 130,92 KW; considerando un
funcionamiento normal de 12 horas/diarias, se puede calcular la
energía real consumida por este concepto de la siguiente manera:
130,92 * 0,92 * 12 * 0,365 = 527,57 MWh-año
527,57 -f- 12 = 43,96 MWh-mes
Por alumbrado público se facturó 37,56 MWh-mes, por lo que
existe una pérdida de 6,40 MWh-mes que representa el 1,17% .de la
energía disponible. En base a estos resultados se deduce que
existe una subfacturación en alumbrado público.
En señalización, la potencia total instalada es de 0,84 KW
y, considerando un funcionamiento promedio de 18 horas/diarias,
se calcula la energía consumida por semáforos:
0,84 * 18 * 0,365 = 5,52 MWh-año
5,52 + 12 = 0,46 MWh-mes
Las pérdidas por consumo de semáforos son de 0,46 MWh-mes
que representan el 0,08% de la energía disponible.
Las pérdidas totales por alumbrado público y semáforos
suman 6,86 MWh-mes que representan el 1,25% de la' energía
disponible.
4.6.2 FRAUDE
Para esta actividad los sectores comercial y residencial
fueron clasificados en estratos: Alto (>400 KWh-mes) ; Medio
(121-400 KWh-mes) ,- y Bajo (0-120 KWh-mes) , con el fin de tener
una muestra más representativa del universo.
Para determinar el número de elementos de las muestras a
investigarse se aplica la ecuación (3.32), considerando los
siguientes valores: Cc2 ^ 1,96, e = 0,1, p = 0,5, q ^ 0,5,
obteniéndose lo.s siguientes resultados:
110
SECTOR UNIVERSO MUESTRA
N n
Residencial
Alto 19 14
Medio 600 45
Bajo 977 47
Subtotal 1596 106
Comercial
Alto 68 29
Medio 391 44
Bajo 844 46
Subtotal 1303 119
TOTAL 2899 225
Sin embargo, debido a que se escogieron clientes de la
misma zona y que las distancias entre las distintas zonas
involucradas en el alimentador no eran considerables, se logró
investigar un número mayor al determinado por la fórmula. Los
tamaños de las muestras realmente investigados fueron:
SECTOR MUESTRA
n
Residencial
Alto 13
Medio 50
Bajo 56
Subtotal 119
Comercial
Alto 31
Medio 52
Bajo 64
Subtotal 147
TOTAL 266
Las muestras fueron seleccionadas en forma aleatoria
estratificada, para lo cual fue necesario recurrir al archivo
maestro de la EERSA para identificar a los usuarios y conocer su
consumo histórico (promedio mensual), mediante su número de
cuenta. A cada uno de estos clientes se realizó una inspección
111
minuciosa de las instalaciones y medidores. En estas
inspecciones se detectaron 14 abonados infractores: 2 (14,28%)
contrabandos o conexiones directas y 12 (85,72%) fraudes.
La energía perdida se evaluó en base al censo de carga y a
la diferencia entre las lecturas final e inicial de los
medidores reinstalados en el período de una semana proyectada a
un mes.
La energía recuperada e'n la muestra es de 3,06 MWh-mes que
es el 5,33% de la energía facturada en la muestra. Este
porcentaje se aplica al total facturado del sector comercial y
residencial (353,56 MWh-mes), obteniéndose una pérdida de 18,86
MWh-mes que representa el 3,46% de la energía disponible.
En el cuadro 4.4 se presenta el resumen de los valores
obtenidos en la muestra y en el universo luego de la
extrapolación correspondiente, para cada uno de los sectores
investigados:
CATEGORÍA
TARIFAS DE
ENERGÍA
1 RBSIDBNC.
ALTO
HEDIÓ
BAJO
Subtotal
2 COMERCIAD
ALTO
MEDIO
BAJO
Subtotal
TOTAL
TOTAL CATES .
lío.
ABON.
19
600
977
1595
6B
391
844
1303
2B99
MVíH-MES
FACT.
12,30
113, 66
60, 02
MUESTRA
Ho.
13
50
56
185,96 || 119
45, 90
77,80
43,67
31
52
64
167, 57 ¡| 147
353,56 266
MWH-MES
FACT.
S. 63
9, 91
3,57
23,11
20, 26
ID, 79
3, 18
34,23
57,34
HWH-HES
REAL
9,63
10, IB
4, 07
23, 88
20,26
11, 96
4, 29
36,51
60, 40
ENERGÍA PERDIDA
MWH-MES
0, 00
0, 27
0,51
0,7S
0, 00
1,17
1,11
2, 29
3, 06
V DE
CATEG .
0, 00
2,76
14,16
TOTAL PERDIDAS
MWH-MES
0, 00
1, 6B
3,11
3,37 || 4,80
0, 00
10, 84
34., 88
0, 00
7,21
6, B4
% DE LA
ENER.
DISP.
0, 00
0,31
0,57
0, 88
Q, 00
1,32
1, 2T
6, 66 || 14, 06 j 2, 58
5,33 18, 86 3, 46
Cuadro 4.4: Resumen de las pérdidas por fraude y contrabando
en el alimentador 2
112
Los detalles de la información obtenida en el campo se
presenta en el Anexo 3.3 de los elementos investigados en la
muestra.
4.6.3 USUARIOS SIN MEDIDOR
La EERSA dentro de este grupo no presenta usuarios con
servicio convenido permanente ya que dispone de medidores
suficientes para cubrir los requerimientos de los abonados. Los
usuarios de este grupo se identifican como provisionales para
usos temporales puntuales que en su mayoría son kioskos
pertenecientes básicamente al estrato baj o. Con servicios
provisionales se determinaron dos subgrupos: Usuarios con un
número de cuenta asignado por la EERSA y aquellos que no poseen
cuenta. La energía facturada a estos subgrupos se basa en la
información dada por los usuarios de la carga instalada y del
uso del negocio, y generalmente no coinciden con la información
de las inspecciones realizadas a cada usuario. Los usuarios sin
cuenta tienen una tarifa comercial fij a cuyo consumo facturado
es de 60 KWh-mes/usuario. Se identificaron 3 kioskos con cuenta
y 14 sin cuenta de los cuales 2 eran utilizados con micadoras
para emplasticar documentos.
La energía facturada a los usuarios con cuenta es de O,17
MWh-mes,- el consumo real calculado en base al censo de carga es
de 0,24 MWh-mes, lo que representa una pérdida de 0,07 MWh-mes
que es el 0,013% de la energía disponible.
Los 12 kioskos y las 2 micadoras suman una energía melsual
calculada en base al censo de carga de 1,18 MWh, la energía
mensual facturada es de 0,84 MWh, esto significa que las
pérdidas son de 0,34 MWh-mes que representan el O . 063% de la
energía disponible.
La energía totaü perdida, correspondiente a usuarios sin
medidor suma 0,41 MWh-mes, que representa el 0,08% de la energía
disponible..
En el Anexo 3.4 consta la información de campo obtenida de
113
esta actividad.
4.6.4 ERRORES EN MEDIDORES
De acuerdo a la ecuación (3.32) , con valores de: Cc2 =
1,96, e = 0,1, p = 0,5, q = 0,5 y N = 2899, el número de
elementos a investigarse es de n = 48. Sin embargo, debido a
que para esta actividad no es necesario un maestreo
estratificado, se logró investigar una muestra real de 75
medidores escogidos aleatoriamente en distintas zonas de los
sectores comercial y residencial/ con la consigna de "barrer"
todos los medidores del sector.
La energía recuperada por descalibración se cuantifico
mediante la contrastación en el sitio de los medidores con el
contrastador portátil (TVE 102/3), cuyas características se
describen en el Apéndice 2. El contrastador se conectó al
medidor con una carga fija (2 focos de 200 W c/u), se ingresó
los datos del medidor (constante: Kd (Wh/rev) o Kh (rev/KWh)),
y se programó para obtener el error (%E) directamente para un
número determinado de revoluciones (rev) dependiendo de la
constante del medidor. Para la evaluación se consideró el rango
de error aceptado por las normas (± 2%) , y aplicado en la EEQSA;
fuera del rango permitido se cuantificó el valor de la energía
perdida.
La onorgía facturada en la muestra es de 7,72 MWh-mes, y la
energía calculada corregido el error es de 7,80 MWh-mes,
obteniéndose una pérdida de 0,08 MWh-mes que representa el 1,01%
de la energía calculada en la muestra. Este porcentaj e se
aplica al total facturado en el sector comercial-residencial
obteniéndose 3,57 MWh-mes como pérdidas por descalibracion que
representa el 0,65% de la energía disponible.
En el Anexo 3.5 se presenta la información de los medidores
investigados.
114
4.6.5 USUARIOS DIRECTOS, CONTRABANDOS O CONEXIONES ILEGALES
En general la EERSA no presenta este tipo de usuarios . De
las inspecciones de campo realizadas en toda el área de estudio,
se detectaron 2 conexiones clandestinas. Dentro del comercio
informal se identificó la una conexión en un mercado usado para
la venta de cassettes musicales; la otra conexión se detectó en
el centro de la ciudad, en la sede de un partido político que
generalmente solo funciona en los períodos de campaña.
La cuantificación de la energía consumida se realizó en
base al censo de carga, las potencias de los equipos y el tiempo
promedio de utilización diaria. Las pérdidas por este concepto
ascienden a 0,097 MWh-mes que representan el 0,02% de la energía
disponible.
En el Anexo 3.6 se presenta la información obtenida de la
investigación.
4.6.6 ERRORES DE LECTURA Y FACTURACIÓN
Se investigó una muestra de 30 abonados escogidos con el
criterio de la ruta crítica por el alto índice de consumos cero.
Los errores de lectura son comparables con los de facturación
aunque las energías perdidas son muy diferentes. Las pérdidas
de energía por lectura son de 0,131 MWh-mes que representan
pérdidas para la Empresa, mientras que las pérdidas por
facturación son de -O,117 Mwh-mes y representan ganancias para
la Empresa, es decir, existe una sobrefacturacion. Con estos
datos, las pérdidas netas por errores de lectura y facturación
son de 0,014 MWh-mes que representan el 0,43% de la energía
facturada en la muestra, este porcentaje se aplica al total
facturado de los sectores comercial y residencial, donde se
obtiene una pérdida total en el alimentador de 1,54 MWh-mes que
representa el 0,28% de la energía disponible.
En el Anexo 3.7 se presenta la información obtenida en el
campo y en el centro de cómputo de los elementos de la muestra
analizada.
115
4.7 DETERMINACIÓN DE LAS PERDIDAS NO TÉCNICAS PREDOMINANTES
La contribución de las distintas componentes al monto total
de las pérdidas no técnicas, se expresan en MWh-mes y en
porcentajes respecto a la energía disponible para tener la misma
base de comparación.
En el cuadro 4.5, se presenta un resumen de los valores
extrapolados para las distintas actividades analizadas de mayor
a menor contribución respectivamente.
CONCEPTO PERDIDAS NO TÉCNICAS
MWH-MES %
Fraude 18,86 3,46
A.P y semáforos 6,86 1,25
Errores en medidores 3,57 0,65
Errores lect. y fact. 1,54 0,28
Usuarios sin medidor 0,41 0,08
Usuarios directos 0,09 0,02
TOTAL 31,34 5,74
Nota: (%) con respecto a la energía disponible; 545,7 MWh-mes
Cuadro 4,5: Predominancia de las pérdidas no técnicas
En el cuadro anterior se puede visualizar que el fraude es
la actividad ilícita que predomina y prevalece respecto al resto
de componentes, es casi el triple de las pérdidas por alumbrado
público y semáforos que son las segundas que predominan.
La mayor contribución de pérdidas por fraude se encuentra
en el sector comercial que representa el 43,88% del total de los
clientes. Dentro de este sector el mayor aporte está en el
estrato de consumo medio.
En las investigaciones efectuadas a los clientes de los
estratos altos de consumo no se detectaron anomalías en sus
acometidas y medidores, sin embargo, no se puede asegurar que en
116
todo el sistema de la EERSA no existan pérdidas por fraude
debido a gue la muestra seleccionada no puede ser representativa
de toda la Empresa.
4.8 APLICACIÓN DE PROGRAMAS ADMINISTRATIVOS Y MEDIDAS DE
CONTROL Y REDUCCIÓN DE PERDIDAS NO TÉCNICAS
De los estudios realizados, las mayores componentes fueron:
Fraude y alumbrado público-sernáf oros . La mayor recuperación del
fraude esta en el sector comercial medio, por lo gue se podría
argumentar gue éste seria el sector al cual se deberla dar
prioridad y asignar los recursos necesarios para su reducción-.
Para el control de estos clientes es mas eficiente realizar un
"barrido" de todo el sector comercial con la posible excepción
de los de demanda, de este modo evitar la pérdida de recursos y
el tiempo gue se tardaría en ubicarlos individualmente.
Aguellos usuarios con problemas en sus instalaciones
provocados intencionalmente con el fin de reducir el registro de
sus consumos, se procedió a retirar los medidores y cambiar las
instalaciones obsoletas por nuevas acometidas y medidores de
mayor seguridad. Los medidores dañados fueron enviados al
laboratorio de la EERSA para realizar las pruebas
correspondientes y evaluar las condiciones en las gue funcionaba
el contador, en base a los informes de laboratorio se procede a
realizar la refacturación por consumos no registrados (CNR) y
multas con todos los soportes legales para afrontar las
protestas del usuario infractor. Con la reintalación de los
medidores, se realiza un seguimiento para evitar la recurrencia
y evaluar el consumo real de energía. La diferencia entre el
consumo de energía antes y después de la infracción es la gue se
toma en cuenta para la refacturación durante el período gue se
ha cometido la infracción (período máximo de 12 meses), para
esto fue necesario recurrir a los archivos con el número de
cuenta correspondiente, los mismos gue presentan los consumos
históricos de los últimos 12 meses. La liguidación a estos
clientes se efectúa en valores monetarios con las facilidades de
pago gue la institución otorga en caso de ser necesario.
117
A continuación se mencionan las principales medidas
administrativas orientadas a controlar y reducir el fraude:
Selección de las muestras en forma aleatoria estratificada
de preferencia los sectores con alto índice de consumos
cero. Esta revisión permitió corregir en ciertos casos la
infracción en el sitio sin tener la necesidad de retirar el
contador con la notificación al usuario y proceder a
colocar los nuevos sellos de seguridad.
Inspecciones minuciosas realizadas por el personal de la
Empresa y un egresado de la E.P.N. con los equipos
necesarios para la verificación en el sitio del estado de
las acometidas y medidores, y preparar un informe completo
de campo que garantice y respalde el trabaj o realizado.
Citación a los clientes fraudulentos a las oficinas
correspondientes, para justificar las acciones que va ha
tomar la Empresa dependiendo de las condiciones en que
fueron encontrados.
Informe de laboratorio, los medidores que presenten daños
leves son sometidos a pruebas para evaluar y verificar las
condiciones en las que operaba, y preparar el informe
técnico correspondiente.
Reinstalación de medidores nuevos y reparados a los
usuarios contraventores, y realizar un seguimiento que
permita evaluar el consumo real una vez corregida la
infracción.
Cálculo y cobro de los consumos no registrados (CNR) a los
infractores sorprendidos y la aplicación de las multas
correspondientes. Las multas suman el 20% del valor
liquidado en sucres de acuerdo al decreto 2001 del
"Reglamento Nacional de Acometidas" y aplicado en todas las
empresas eléctricas del pais (Ref. 26). '
En el Anexo 3.8 se presenta el formulario empleado por la
EERSA para refacturar a los clientes infractores.
Se otorgan facilidades de pago para regularizar las deudas
por consumo.
En A. P se reajustaron los cargos por consumo para los
diferentes sectores. Los nuevos cargos a aplicarse se
118
calcularon en base al censo actualizado del número de luminarias
y la potencia real de las mismas. Para refacturar el consumo
por A.P se deben considerar los cargos actuales, y aplicar el
valor correcto del KWh según el pliego tarifario vigente. Para
este estudio se utilizó el precio de A.P vigente hasta
Diciembre-95 de: S/.130 el KWh.
Los cargos por consumo de A.P para los diferentes sectores
analizados antes y después de la actualización del censo
realizado en Octubre-95, son:
CARGOS POR ALUMBRADO PUBLICO
SECTOR Hasta 5ep/95 A partir de Oct/95
Sin demanda
Residencial 15 18
Comercial 18 20
Con demanda
Comercial 18 20
Industrial 5 6
La Empresa factura el consumo de alumbrado público de
acuerdo al siguiente procedimiento:
En los clientes sin demanda, con el número de cuenta se
ingresa a los datos del cliente y se obtiene la energía
facturada (KWh-mes).
Transformación de los KWh consumidos a valores monetarios
(S/.), según el pliego tarifario vigente.
Aplicar los cargos a los distintos sectores de consumo, en
base a esto se obtiene el consumo en sucres.
El consumo en sucres se divide para el precio vigente
(S/./KWh) de alumbrado público y se obtiene el consumo en
energía (KWh) que se factura.
Para la reducción de pérdidas por descalibración se
procedió a retirar aquellos contadores que presentaban errores
de ± 30% debido principalmente a la desconfianza y poca
colaboración de los abonados. Los medidores con posibilidades
119
de reparación y mantenimiento fueron reajustados para la clase
de precisión aceptada (± 2%) . En esta actividad se trató de
optimizar el tiempo desde el retiro hasta la reconexión para
evitar los reclamos de los usuarios afectados.
Estas tres componentes que contribuyen con el mayor
porcentaje al valor total de las pérdidas negras fueron donde se
aplicaron las principales medidas correctivas de tipo técnico y
administrativo.
4.9 RESULTADOS OBTENIDOS
4.9.1 ALUMBRADO PUBLICO
En las inspecciones no se observaron luminarias encendidas
el día y aquellas apagadas en la noche eran quemadas, en base a
esta información se puede afirmar que los problemas de operación
no inciden mayormente, mientras que los debidos al mantenimiento
si afectan a los resultados.
La energía facturada antes de la actualización del censo
fue de 37,56 MWh-mes, considerando el valor vigente hasta
Diciembre-95 de S/.130 el RWh, se obtiene de la siguiente
manera:
Sin demanda
Sect. Consumo-- me s_ % de A.P E. fact de A.. P/Ab. # Ab. KWh-mes
Res .
Com.
Ind.
KWh
120
130
190
S/.
3450
13225
21950
15
18
5
S/.
517,
2380,
1097,
KWh-mes
5
5
5
3,
18,
8,
98
31
44
1596
1303
30
de A.P
6352
23858
253
TOTAL 2929 30463
Los clientes con demanda tienen otro tratamiento debido a
que se les factura de acuerdo a la demanda contratada y a la
energía consumida, aplicando su propio pliego tarifario.
120
Con demanda
Sect. S/. facturados
Com,
Ind.
4'420 170
2'538 825
de A.P
18
5
E. facturada por A.P
S/. KWh-mes
79563,06 6120
126941,25 976
TOTAL 7096
La energía facturada, 'después de la actualización del censo
aplicando los nuevos cargos es de 42,41 MWh-mes, obtenido con
los mismos criterios anteriores. La energía real calculada en
el apartado 4.6.1 es de 43,96mMWh-mes.
Con esta corrección se ha logrado recuperar 4,85 MWh-mes
que significa una reducción de 0,89%, mientras que las pérdidas
descienden a 1,55 MWh-mes que representan el 0,28% de la energía
disponible.
4.9.2 FRAUDE
Los resultados en la muestra, y en el universo luego de la
extrapolación respectiva se presentan en el cuadro 4.6:
No.usuarios
MWh-mes facturados
MWh-mes real
MWh-mes recuperados
Investigados
Con problemas
Fraude y contraband
Cambio de tarifa
En mora
Puerta cerrada
Pérdidas totales (%) : 3,46*
Nota: (*) Valores extrapolados
UNIVERSO MUESTRA
Al 2/1 EERSA ÍTÜMERO
2899, 00 89277, 00 266,
353,56 9688,16 57,
372,42* 10204,85* 60,
18,86* 516,19* 3,
266,
22,
153,00* 4699,00* 14,
Ir
1,
6,
00
33
39
06
00
00
00
00
00
00
o,'o
100,00
63, 64
4,54
4,54
27, 28
Cuadro 4.6: Resumen de pérdidas por fraude
121
Para obtener los resultados en todo el alimentador se
consideraron los valores mensuales de energía como un promedio
histórico de la clientela masiva de los sectores comercial y
residencial.
Los resultados en el sistema de la EERSA son muy
aproximados debido a que la información obtenida no es detallada
ni muy exacta.
Los medidores de esta actividad se distribuyen en cuatro
grupos:
Medidores dados de baja, debido a daños irreparables
provocados intencionalmente por manipuleo del usuario.
Medidores con contrabando, intervenidos exteriormente en
las borneras; las medidas correctivas se realizaron
inmediatamente sin tener la necesidad de retirar el
medidor, con la notificación pertinente al cliente sobre el
delito que significa el uso ilícito de la electricidad y la
sanción correspondiente.
Medidores reparados, aquellos que realizados los procesos
de reparación y mantenimiento se enmarcan en la clase de
precisión original y proceder a reinstalarlos.
Medidores no retirados, por permanecer la mayor parte del
tiempo la puerta cerrada, en las horas que labora el
personal de la Empresa.
Los problemas mencionados se desglosan en la muestra, de la
siguiente manera:
DESCRIPCIÓN NUMERO %
Medidores de baja 5 25
Contrabandos 2 10 •
Reparaciones 7 35
No retirados 6 30
TOTAL 20 100
En esta actividad se involucra 1 (5%) de cambio de tarifa.
122
En las investigaciones se detectaron 16 infracciones
descritos de la siguiente manera:
Conexiones directas (A); 2 (13,33%), con la mayor
incidencia en el estrato residencial medio (100%) .
Manipuleo externo del medidor (B) ; 3 (20%) , con una
incidencia mayor en el estrato comercial bajo (66,67%) y
alto (33,33%).
Manipuleo interno del medidor (C) ; 9 (60%) , con el mayor
aporte del estrato residencial bajo (44,44%), comercial
medio (22,22%), residencial bajo (22,22%) y residencial
medio (11,12%).
Infracciones al contrato (D) ; 2 (6,67%), de cambios de
tarifa. Los dos medidores fueron intercambiados de sus
conexiones originales con el fin de cambiar las tarifas gue
en principio fueron solicitados y reducir los pagos ya que
la tarifa residencial cuesta menos que la comercial. La
mayor incidencia se encuentra en el estrato comercial medio
(100%).
La codificación de estas infracciones se describe en el
Anexo 3.9.
4.9.2.1 Medidores Dados de Baja
Se retiraron del servicio 5 medidores (1,88%) de la
muestra, por no existir reparación y de responsabilidad del
usuario al intervenir intencionalmente.
En el cuadro 4.7 se detallan los medidores dados de baja,
en cada uno de los estratos analizados:
123
ESTRATOS MEDIDORES DADOS DE BAJA
NUMERO
0
2
2
4
0
0
1
1
% GRUPO
o,40,
40,
80,
o,o,
20,
20;
00
00
00
00
00
00
00
00
% MUESTRA
0,
o,o,1,
o,0,
0,
o,
00
75
75
50
00
00
38
38
Comercial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
Residencial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
TOTAL 5 100,00 1,88
Cuadro 4,7: Medidores dados de baja imputables al usuario
El cuadro anterior permite visualizar que los mayores
problemas en medidores dados de baja se encuentra en el sector
comercial (80%) y residencial (20%) respectivamente.
4.9.2.2 Medidores con Contrabandos
Se ha detectado 2 contrabandos que representa el 0,75% de
la muestra.
En el cuadro 4.8 se desglosa los contrabandos encontrados
en la muestra, para cada uno de los estratos investigados:
124
ESTRATOS
Comercial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
Residencial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
MEDIDORES CON CONTRABANDO
NUMERO
0
0
0
0
0
2
0
2
% GRUPO
0,
0,
o,o,
0,
100,
o,100,
00
00
00
00
00
00
00
00
% MUESTRA
0,
o,0,
0,
o,0,
0,
0,
00
00
00
00
00
75
00
75
TOTAL 100,00 0,75
Cuadro 4.8: Medidores con contrabando
Los mayores problemas de medidores con contrabando, se
encuentra en el estrato residencial medio (100%) .
4.9.2.3 Medidores Reparados
Los informes de laboratorio indican que han sido reparados
7 medidores (2,63%) de la muestra.
El cuadro 4.9 presentan los resultados de medidores
reparados, en cada uno de los estratos estudiados:
0
14
5
0
1
1
2
o,14,
57,
71,
0-,
14,
14,
28,
00
28
14
42
00
29
29
58
0,
0,
1,
1,
o,o,0,
0,
00
37
50
87
00
37
37
76
125
.a ESTRATO MEDIDORES REPARADOS
^^_______ NUMERO % GRUPO % MUESTRA
Comercial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
Residencial
Alto
Medio
Bajo
^ Subtotal
TOTAL 7 100,00 2,63
Cuadro 4.9: Medidores deteriorados y reparados
Los mayores problemas se encuentran en el sector comercial
(71,42%) y residencial (28,58%) respectivamente.
4.9.2.4 Medidores No Retirados
Luego de varios intentos no fue posible el acceso a 6
medidores (2,25%) de la muestra, por permanecer las puertas
cerradas.
En el cuadro 4.10 se detallan los medidores no retirados,
en cada uno de los estratos analizados:
126
ESTRATO MEDIDORES NO RETIRADOS
NUMERO
0
0
1
1
0
2
3
5
% GRUPO
o,0,
15,
16,
0,
33,
50,
83,
00
00
67
67
00
33
00
33
% MUESTRA
o,0,
0,
0,
0,
o,1,
1,
00
00
37
37
00
75
13
88
Comercial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
Residencial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
TOTAL 6 100,00 2,25
Cuadro 4.10: Medidores no retirados
Los mayores problemas de medidores no retirados se
encuentran en el sector residencial (83,33%) y comercial
(16,67%) respectivamente.
4.9.3 USUARIOS SIN MEDIDOR
Existen únicamente usuarios con servicios provisionales y
en su mayoría son kioskos del estrato comercial baj o. Los
usuarios con cuenta son facturados en función de una encuesta
realizada al usuario al momento de solicitar el servicio y no en
base al censo de carga en el sitio. Los usuarios sin cuenta son
facturados con una tarifa comercial fija de 60 KWh-mes. Los
resultados de las investigaciones de este grupo se presentan en
el cuadro 4.11:
127
USUARIOS PROVISIONALES
CON CUENTA SIN CUENTA
No. usuarios 3,00 14,00
KWh-mes facturados 170,00 840,00
KWh-mes real 241,38 1184,00
KWh-mes recuperados 71,38 344,00
% de la E. disponible 0,02 0,06
Pérdidas totales (%}: 0,08
Cuadro 4.11: Pérdidas debidas a usuarios sin medidor
No es posible estimar las pérdidas en todo el sistema de la
EERSA, por cuanto no se dispone de archivos que incluyan a los
usuarios con esta modalidad.
El universo analizado contiene 17 usuarios,- de los cuales
14 (83,35%) no tienen cuenta y solo 3 (17,65%) tienen un número
de cuenta asignado por la Empresa, esto evidencia que en todo el
sistema la gran mayoría de usuarios provisionales no poseen
cuenta lo que imposibilita extrapolar los resultados del
alimentador al sistema "Riobamba".
Los usuarios con cuenta pertenecen todos al estrato
residencial bajo. Los usuarios sin cuenta pertenecen al sector
comercial y la mayor parte se encuentra en el estrato bajo
(71,43%) y medio (28,57%) respectivamente.
En el cuadro 4.12 se presenta en resumen los resultados de
las investigación en cada uno de los estratos:
ESTRATO
128
USUARIOS SIN MEDIDOR
NUMERO E. FACT. E. CALC
KWH-MES KWH-MESNo.
E. PERDIDA
Residencial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
Comercial
Alto
Medio
Bajo
subtotal
TOTAL
0
0
3
3
0
4
10
14
17
0,
o,17,
17,
o,23,
58,
82,
100,
00
00
65
65
00
53
82
35
00
0
0
170
170
0
240
600
840
1010
0
0
241
241
0
622
563
1185
1426
0
0
71
71
0
382
-37
345
416
0,
0,
o,o,
o,0,
-o,0,
0,
00
00
01
01
00
07
01
06
07
Cuadro 4.12: Resumen de las pérdidas en usuarios sin medidor
4.9.4 ERRORES EN MEDIDORES
Esta actividad se orientó a contrastar los medidores de la
clientela con tarifa de energía de los sectores comercial y
residencial. En el cuadro 4.13 se presentan los resultados en
la muestra, y en el universo luego de la extrapolación
respectiva.
MUESTRA
NUMERO S
UNIVERSO
Al 2/1 EERSA
No. usuarios 2899,00
MWh-mes facturados 353,56
MWh-mes real 357,13*
MWh-mes recuperados 3,57*
Investigados
Con problemas
Pérdidas totales (%): 0,G5*
Nota: (*) Valores extrapolados
Cuadro 4.13: Resumen de pérdidas por descalibración de
medidores
89277,
9688,
9786,
97,
00
16
07*
91*
75,
7,
7,
0,
75,
8,
00
72
80
08
00
00
100,00
10, 66
129
Las aproximaciones de las pérdidas en el sistema "Riobamba"
son validas desde el punto de vista del tamaño de la muestra
analizada ya que son comparables con el tamaño de las muestras
seleccionadas en los estudios realizados por otras empresas del
país .
Los medidores con problemas se clasifican en los dos
siguientes grupos:
4.9.4.1 Medidores Dados de Baja
Fueron dados de baja 5 medidores (6,67%) de la muestra por
no existir reparación; estos medidores exceden los 25 años de
funcionamiento y son considerados "obsoletos11 . La Empresa
ejecuta un programa de renovación de medidores que sobrepasen
los 25 años de servicio y que no han sido intervenidos por el
usuario, los medidores nuevos son repuestos a cargo del grupo de
mantenimiento de la EERSA sin ningún costo para el abonado.
En el cuadro 4.14 se desglosa los medidores dados de baja,
en cada uno de los estratos investigados:
ESTRATO MEDIDORES DADOS DE BAJA
Comercial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
Residencial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
Total
Cuadro 4.14: Medidores dados de baja a cargo de la EERSA
Los mayores problemas de medidores dados de baj a se
NUMERO
0
1
1
2
0
1
2
3
5
% GRUPO
o,20,
20,
40,
0,
20,
40,
60,
100,
00
00
00
00
00
00
00
00
00
% MUESTRA
o,1,
1,
2,
o,1,
2,
4,
6,
00
33
33
67
00
33
67
00
67
130
encuentran en el sector residencial (60%) y comercial (40%) .
4.9.4.2 Medidores Reparados
Se repararon 3 medidores (4%) de la muestra, los cuales
fueron reinstalados una vez calibrados a la clase de precisión
aceptada por las normas (± 2%) . Estos errores se deben a fallas
de fabricación y al maltrato en la transportación e instalación.
En el cuadro 4.15 se presentan los medidores reparados, en
cada uno de los estratos estudiados:
ESTRATO MEDIDORES REPARADOS
Comercial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
Residencial
Alto
Medio
Bajo
Subtotal
TOTAL
Cuadro 4.15: Medidores reparados y reinstalados
El cuadro anterior permite visualizar, que la mayoría de
problemas de medidores reparados a cargo de la EERSA, se
encuentran en el sector residencial (100%).
4.9.5 USUARIOS DIRECTOS
La EERSA presenta un bajo índice de pérdidas por
conexiones clandestinas directas tanto en el área urbana como
rural, la institución trata en lo posible satisfacer legalmente
el crecimiento de la demanda con la dotación de nuevas redes y
la instalación de medidores.
NUMERO
0
0
0
0
0
0
3
3
3
% GRUPO
0,
o,o,o,
o,o,
100,
100,
100,
00
00
00
00
00
00
00
00
00
% MUESTRA
o,o,o,o,
o,o,4,
4,
4,
00
00
00
00
00
00
00
00
00
131
En el alimentador investigado, los dos usuarios directos
fueron desconectados de la red con la explicación adecuada del
perjuicio que causan a la institución y al pais como de los
riesgos y desgracias que pueden ocasionar este tipo de
instalaciones y en muchos casos ha cegado la vida de quienes
pretendieron realizar esta actividad. Además, se advirtió de
las sanciones drásticas que puede tomar la Empresa en caso de
reincidir, hasta con el retiro de los artefactos instalados.
De esta actividad se recuperó 97 KWh-ines que representa el
O,02% de la energía disponible, sin embargo, estos valores son
despreciables frente a los totales de la Empresa y al resto de
componentes de las pérdidas no técnicas. Se detectaron 2
conexiones directas, en base a esta información se puede estimar
que el 0,07% de los clientes urbanos del sistema "Riobamba"
recurren al uso del servicio ilegalmente. Las inspecciones
realizadas en el área rural permiten aseverar que las conexiones
clandestinas son casi nulas.
El censo de carga realizado a los dos usuarios directos,
pone de manifiesto que en estas condiciones utilizan la energía
básicamente para iluminación y radio, la energía consumida se
cuantifica de la siguiente manera:
No. DESCRIP. CANT.
USUARIOS DIRECTOS
POTENCIA (W) HORAS DÍAS
TOTAL
MWH-ANO
1.2.
Radio
Focos
Fluoresc .
Radio
1
3
1
1
UNIT.
50
100
40
10
TOTAL
50
300
40
10
8
8
8
8
365
365
365
365
0,
o,0,
0,
146
876
117
029
1,168
1168 12 = 97 KWh-mes
En el cuadro 4.16 se describen los resultados obtenidos en
el alimentador y en el sistema de la EERSA luego de la
extrapolación respectiva, para los clientes con tarifa de
132
energía:
PERDIDAS DEBIDAS A USUARIOS DIRECTOS
CLIENTES CON TARIFA DE ENERGÍA
Al 2/1 EERSA
NUMERO % URBANO TOTAL
No. usuarios 2899,00 100,00(1) 28863,00 89277,00
Usuarios directos 2,00 O,07 (1) 20,00* 62,00*
MWh-mes facturados 353,56 100,00 (2) 2875,49 9688,16
MWh-mes recuperados O,09 0,03(2) 0,74 2,52
Pérdidas totales (%): 0,02
Nota: (*) Valores extrapolados
Cuadro 4,16: Resumen de pérdidas por conexiones clandestinas
En base al cuadro 4.16, se puede establecer un consumo
medio para las conexiones clandestinas directas, de: 48,6 KWh-
mes en el alimentador,- 37,4 KWh-mes en el área urbana; y 40,6
KWh-mes en el sistema de la EERSA.
4.9.6 ERRORES DE LECTURA Y FACTURACIÓN
Las pérdidas por este concepto no inciden en el balance
final ya que los errores de un mes son corregidos en los meses
posteriores sin afectar mayormente en los resultados del balance
anual.
Los resultados de las investigaciones en la muestra, y en
el ;iniverso luego de la extrapolación correspondiente se
describen en el cuadro 4.17:
133
UNIVERS O MUÉ S TRA
Al 2/1 EERSA NUMERO %
No. usuarios 2899,00 89277,00 30,00 100,00(1)
MWh-mes facturados 353,56 9688,16 3,22 100,00(2)
MWh-mes real 355,10* 9730,33* 3,23
MWh-mes recuperados 1,54* 42,17* 0,01 0,44 (2)
Con problemas 13,00 43,34(1)
Pérdidas totales (%): 0,28*
Nota: (*) Valores extrapolados
Cuadro 4.17: Resumen de pérdidas por errores de lectura y
facturación
Los clientes con problemas se agrupan de la siguiente
manera:
DESCRIPCIÓN NUMERO % GRUPO % MUESTRA
Cuentas dadas de baja 4 30,77 13,33
Errores de lectura 4 30,77 13,33
Errores de facturación 5 38,46 16,67
TOTAL 13 100,00 43,33
El problema radica en la inconformidad y en los reclamos de
los clientes por el cambio brusco del consumo en el mes que se
refactura con el correspondiente pago acumulado y la aplicación
de los pliegos tarifarios de ese mes significando altos valores
de las planillas para el usuario.
4.10 EVALUACIÓN DE LOS RESULTADOS
El programa de control y reducción de pérdidas negras
realizado en el alimentador 2 de la S/E No. 1, se considera un
éxito desde el punto de vista muestral por la cantidad de
elementos investigados. Se inspeccionaron 388 abonados (13,4%)
del total del total de abonados residenciales y comerciales
(2899) . El número de elementos analizados es superior al tamaño
de la muestra seleccionada en base a la aplicación de la fórmula
(3 .32) recomendada por el Banco Mundial para este tipo de
estudios. Según estos criterios se puede decir que los
134
resultados obtenidos son válidos y aceptables.
Los elementos de la muestra fueron seleccionados en forma
aleatoria estratificada para obtener resultados más detallados
y representativos de los de los distintos estratos de consumo.
Se trató de investigar la mayor cantidad de abonados posibles
con las respectivas limitaciones económicas y de tiempo, y
cubrir la mayor parte del área en estudio.
Las pérdidas no técnicas totales obtenidas con el método de
muestreo y extrapolación son similares a las obtenidas en el
balance, a pesar de los errores asociados al cálculo de cada una
de las componentes.
En el cuadro 4.18 se describen los resultados obtenidos en
las muestras para cada una de las actividades analizadas, y en
el universo luego de la extrapolación respectiva:
DESAGREGACIÓN DE LAS PERDIDAS NO TÉCNICAS
ACTIVIDADES No.
MUESTRA
E. RECUPERADA No.
UNIVERSO
E. RECUPERADA
Fraude
A. P, semáf .
Medidores
Lect . y fa<:t
Sin medidor
Directos
266
60 «
75
30
17
2899
MWE-
~j~> ,
6,
0,
0,
0,
o,
MES
06
86
08
01
41
09
% GRUPO
5,
18,
1,
0,
41,
o,
33
27
01
44
19
02
2899
608
2899
2
2
899
17
899
MWH-MES
18,
6,
3,
1,
0,
0,
86*
86
57*
54*
41
09
% DISP.
3,
1,
0,
o,0,
0,
46*
25
65*
28*
08
02
TOTAL 10,51 31,34 5,74
Nota (*) -. Valores extrapolados
Cuadro 4.18: Pérdidas no técnicas del Al 2/1; Edisp: 545,7
MWh~mes
Como se puede observar en el cuadro anterior, las pérdidas
calculadas en la muestra suman 10,51 MWh-mes, y aplicando las
medidas correctivas adecuadas a corto plazo significaría una
135
reducción del 1,9% de la energía disponible y el 33,5% del valor
total de las pérdidas no técnicas, esto permitiría alcanzar
valores aceptables en comercialización.
Con la aplicación inmediata de medidas técnicas y
administrativas para el control de las tres principales
componentes que mayor aportan al monto total: Fraude, alumbrado
público, descalibración en contadores como también del control
a los usuarios directos se ha logrado recuperar 8,08 MWh-mes que
representa el 1,48% de la energía disponible, valores que
permiten afirmar que el programa ha tenido resultados positivos.
Aunque en las investigaciones se consideraron las
limitaciones prácticas de la Empresa para cumplir con el
trabaj o,- los resultados obtenidos son lo suficientemente
consistentes para aseverar que el método de muestreo y
extrapolación propuesto por el Banco Mundial tiene un grado de
conflabilidad aceptable.
Hay que tener en cuenta que para realizar comparaciones
entre los resultados estos deben estar expresados en porcentajes
respecto a la misma referencia,- por ejemplo, el sector comercial
bajo tiene una alta incidencia de fraude (34,88%), sin embargo,
su contribución al valor total de las pérdidas es menor que el
sector comercial medio cuya incidencia es de 10,84%, es decir,
los porcentajes de cada categoría no representan directamente su
aporte al monto total de las pérdidas negras.
A continuación se presenta una comparación entre los
resultados obtenidos en el balance, y en el método de muestreo
y extrapolación:
PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA (MWH-AÑO)
BALANCE MUESTREO Y EXTRAPOLACIÓN DIFERENCIAS
(OLADE) (BANCO MUNDIAL)
(ai tb) Cc=a-b)
349,2(5,33%) 376,10(5,74%) (26,9)
136
Los resultados obtenidos en los dos métodos son similares
y las diferencias se deben principalmente a los errores
introducidos en los cálculos de la técnica: "Muestreo y
Extrapolación"; según esto el error cometido es de 7,7%, menor
al 10% que es el error aceptable.
CAPITULO 5
EVALUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA
137
CAPITULO 5
EVALUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA
Las pérdidas no técnicas tienen diferentes orígenes, en
general se deben a las deficiencias administrativas. En base a
los resultados del capítulo 4, los recursos deberían ser
orientados al control y reducción del fraude en el sector
comercial.
Los proyectos de reducción de pérdidas no técnicas tienen
efectos económicos insignificantes, debido a que la energía
producida es consumida para algún fin pero no se cobra.
Los ahorros financieros son más significativos, esto se debe a
que representan una fuente directa de pérdidas para la Empresa,
y constituye una transferencia de recursos entre los
consumidores y la institución. Los efectos económicos se hacen
presentes cuando hay cambios en el precio de la electricidad,
produciendo un ajuste en los consumos que libera recursos por
medio de una menor generación de energía y la liberación de
capacidad en las redes de distribución. Por ejemplo, ciertos
estudios indican que con una medición correcta del consumo
eléctrico, los abonados reducen su consumo entre 25% y 30% (Ref.
2) .
Con estos antecedentes, se analizará únicamente la
recuperación energética y financiera.
5.1 RECUPERACIÓN ENERGÉTICA Y FINANCIERA
5.1.1 RECUPERACIÓN DE ENERGÍA
En 'las investigaciones realizadas en este estudio se ha
recuperado 8,08 MWh-mes de las actividades: Fraude, alumbrado
público, descalibración de contadores y usuarios directos, esto
representa una reducción del 1,48% de las pérdidas en
comercialización.
138
Lo más relevante del proyecto son los 31,96 MWh recuperados
en las 14 refacturaciones realizadas a los infractores, en
aproximadamente 138 meses que suma el período que han cometido
la infracción y que ha incidido en la incorrecta cuantificación
de la energía que han utilizado estos clientes.
Las 14 contravenciones tienen un período promedio de
infracción de 10 meses, y un consumo promedio a refacturarse de
232 KWh-mes.
5,1.2 RECUPERACIÓN FINANCIERA
El análisis financiero se realiza en base al pliego
tarifario aplicado por la EERSA al sector comercial y
residencial urbano vigente hasta Diciembre-95. Las tarifas
utilizadas en la evaluación son:
Tarifa Media por Kwh. Recuperado
EMPRESA CONSUMIDOR TARIFA MEDIA/KWH
S/.
EERSA Comercial 202
Residencial 64
El número total de contravenciones y/o regulaciones
detectados en las muestras se desglosan de la siguiente manera:
ACTIVIDAD NUMERO
Fraude 14
A.P y semáforos
Errores en medidores 8
Sin medidor 17
Directos 2
Errores de lectura y fact. 9
TOTAL 5 O
En el cuadro 5.1 se presenta en detalle la energía
recuperada en las 14 liquidaciones, en cada uno de los sectores
investigados:
139
SBCT.
Resid.
Comer.
TOTAL
NO.
5
9
14
MESES
INFRA.
34
104
138
PERIODO PROM.
INFRA. MESES
7
12
10
MWH RECUP. CONSUMO PROM. A
REFACT. KWH-MES
5;74
26,21
31,96
169
252
232
Cuadro 5.1: Resumen de la energía recuperada en 14
liquidaciones
Las 14 liquidaciones realizadas significan una recuperación
teórica de S/. 6'554.945, de acuerdo al siguiente desglose:
SECTOR CONSUMOS MULTAS (20% SUBTOTAL
Comercial
Residencial
TOTAL
S/
5'295
367
5'663
.632
.808
.440
S/.
1' 059.
73.
1'132.
126
562
688
6
6
'354
441
'796
.758
.370
.128
La recuperación financiera efectiva no es posible
cuantificar por cuanto los trámites administrativos son lentos,
generalmente todo el proceso de liquidación y cobro dura
aproximadamente 3 meses, a pesar de que el grupo de pérdidas
negras realiza todas las actividades necesarias para detectar,
regular consumos y liquidar las contravenciones, dej ando las
actividades de notificación y cobro a las áreas
correspondientes.
El valor de las liquidaciones por consumos no registrados
y multas ingresan totalmente a la Empresa a través del archivo
maestro que contiene a todos los clientes del sistema, sin
ninguna participación para la Asociación de Trabajadores ni para
el personal encargado del programa de pérdidas negras.
Para la realización de los trabajos de campo fue necesario
los servicios durante un mes de un chofer-electricista de
"planta" y un electricista de "contrato", a más de un egresado
de ingeniería de la E.P.N.. Con estos antecedentes, los costos
asociados al proyecto se mencionan a continuación:
140
DESCRIPCIÓN VALOR (S/.í
Transporte 250.000
Chofer-electricista 750.000
Electricista 370 . 00,0
Egresado cié ingeniería 1' 500 . 000
COSTO TOTAL 2'870.000
RELACIÓN BENEFICIO/COSTO
En base a los datos anteriores la relación beneficio/costo
para el proyecto es de:
Beneficio ^ 6/796.128 „Costo 2/870.000
Según los criterios de los indicadores básicos económicos,
la condición: B/C>1, indica que mientras mayor sea la relación,
mayor prioridad tiene el proyecto.
El valor de la relación B/C, obtenido en el análisis
permite afirmar que el proyecto ha sido favorable para la EERSA
y demuestra la conveniencia de impulsar proyectos tendientes a
reducir las pérdidas negras.
5.1.3 FHRDIDAS FINANCIERAS
En el alimentador investigado, las pérdidas no técnicas
totales obtenidas en base al balance de energías son de 29,1
MWh-mes (349,2 MWh-año), considerando un valor medio de S/.133
el KWh, significan pérdidas financieras para la Empresa de
S/.3'870.300 mensuales y S/.46'443 .600 anuales; estos valores
podrían reducirse, mejorando los procesos administrativos de la
comercialización,
Al contrario de las pérdidas técnicas, las pérdidas no
técnicas representan pérdidas financieras que podrían
141
A recuperarse sin tener que recurrir a grandes inversiones
iniciales.
CAPITULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
142
CAPITULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES GENERALES
En los últimos años los proyectos de control y reducción de
pérdidas negras han merecido la mayor atención de las empresas
eléctricas por cuanto significan pérdidas financieras que son
fácilmente recuperables en cortos tiempos y sin tener que
recurrir a grandes inversiones iniciales.
La reducción de las pérdidas negras incide directamente en
el mejoramiento de la calidad y eficiencia de los sistemas
administrativos e indirectamente produce una reducción en la
generación por los reajustes en los consumos de los abonados
sorprendidos con anomalías, y en consecuencia una reducción de
las pérdidas técnicas por la liberación en la capacidad de las
redes y transformadores. Además, produce un incremento de los
ingresos por ventas de los consumos que antes no se cobraban.
Los programas de control y reducción de pérdidas no
técnicas son rentables ya que mejorando los procesos
administrativos se podría tener una recuperación energética y
financiera sin tener que recurrir a inversiones iniciales en
equipos adicionales. En general estos proyectos presentan una
relación beneficio/costo favorable para la empresa distribuidora
de energía eléctrica.
A más de las metodologías propuestas por el Banco Mundial
y OLADE para el control y reducción de pérdidas negras aplicadas
en este estudio, existen otros métodos prácticos que se adaptan
a las necesidades y disponibilidades técnico-económicas de las
empresas eléctricas.
Los estudios de identificación y evaluación de las pérdidas
no técnicas constituyen la base para determinar las causas que
las producen y orientar los esfuerzos de aquellas componentes
143
que presenten la mayor recuperación al menor costo. El método
aplicado en la EERSA, permitió optimizar la búsqueda, detección
y cuantificación de las pérdidas en las distintas actividades de
la comercialización.
Las pérdidas no técnicas en el alimentador estudiado
ascienden a 376,1 MWh para 1.995 que representa el 5,74% de la
energía disponible (6.548,4 MWh-año), este valor es consistente
al obtenido en el balance 349,2 MWh (5,33%). Los porcentajes
obtenidos en las distintas componentes son comparables con los
de la ELEPCO S.A. a excepción de los clientes especiales con
tarifa de demanda cuya cuantificación no fue posible realizar ya
que el estudio se orientó a la clientela con tarifa de energía.
Las pérdidas totales de energía en la EERSA ha
experimentado una reducción gradual a partir de 1.990 en
aproximadamente 1,60% hasta 1.995.
El método de "Muestreo y Extrapolación" propuesto por el
Banco Mundial es muy práctico y económico aplicable a las
empresas eléctricas del país, en este estudio permitió obtener
resultados más detallados de las causas que originan a las
pérdidas negras.
La escasa información a nivel de alimentadores determinó
que el estudio fuera muy complicado y lento, por ejemplo, la
Empresa no cuenta con la posibilidad de relacionar al cliente o
al medidor con el alimentador ya que las rutas de lectura están
organizadas en base a la sectorización municipal (sector-ruta-
secuencia) y no a la ubicación de las redes, tampoco existe una
información debidamente estructurada sobre alumbrado público y
levantamientos actualizados de redes y transformadores que han
sido modificados por constituir un sistema dinámico.
El rechazo, la poca colaboración y en ciertos casos hasta
la agresión de los abonados constituyo el principal obstáculo
para cumplir adecuadamente con el trabaj o.
En el alimentador estudiado las pérdidas técnicas son del
144
4,42% y las no técnicas del 5,33%, lo que pone en evidencia que
las pérdidas por deficiencias administrativas son superiores a
las pérdidas asociadas con el funcionamiento y operación del
circuito.
Las pérdidas no técnicas obtenidas según el método del
Banco Mundial son de 376,1 MWh-año, considerando un precio medio
de venta de S/.133 el KWh, representan pérdidas financieras de
S/.50'021.300. La energía recuperada en el proyecto es de 8,085
MWh-mes, asumiendo que en el año se recupera 97,02 MWh la
Empresa obtendría ingresos adicionales de S/. 12'903.660, con los
equipos y el personal disponible. Sin embargo, estos ingresos
podrían incrementarse si la alta gerencia pone en práctica la
resolución No-052-DIE-95 aprobada por el directorio, la misma
que menciona la dotación de recursos humanos, técnicos y la
capacitación del personal así como también las asignaciones
económicas y financieras necesarias para adecuadamente con el
programa de pérdidas negras.
La relación beneficio/costo del proyecto es de 2,3, valor
que determina la conveniencia de implementar y ejecutar
programas en todo el sistema "Riobamba".
Las pérdidas técnicas estimadas en base a las
aproximaciones recomendadas por el Banco Mundial son de 289,68
MWh-año (4,42%) desglosadas de la siguiente manera: Circuito
primario (1,45%), transformadores de distribución (2,23%),
circuitos secundarios y acometidas (0,74%). Las pérdidas
técnicas en este subsistema son cercanas a los valores óptimos
recomendados por OLADE (3,62%) y determinan que el alimentador
esta operando en condiciones de cargabilidad aceptables.
Del balance de la EERSA para 1.995, las pérdidas totales
alcanzan el 15%, suponiendo 7,68% (Ref.7) como valor último
disponible para las pérdidas técnicas, corresponden por
diferencia 7,32% a las no técnicas. De acuerdo a los
resultados de este estudio las pérdidas negras son de 5,74% para
la clientela masiva, en base a estos valores podemos deducir que
las pérdidas en la clientela especial o con demanda representan
145
el 1,58%.
Las pérdidas negras (7,32%) del sistema "Riobamba" superan
en 4,32% a los valores óptimos recomendados por OLADE (3%), por
lo que es imprescindible implementar acciones concretas lo más
urgente posible para reducirlas, con el apoyo permanente y total
de la gerencia.
En este estudio se ha recuperado 8,085 MWh-mes que
representa el 1,48% de la energía disponible, gracias al control
de las actividades: Fraude, alumbrado público, descalibración
de contadores y usuarios directos, esto ha permitido reducir las
pérdidas no técnicas totales al 4,26% en la clientela masiva.
6.2 CONCLUSIONES ESPECIFICAS
a) Alumbrado Público y Semáforos
En general los problemas de operación no inciden mayormente
en las pérdidas, sucede lo contrario con las pérdidas producidas
por la falta de mantenimiento en reemplazar las luminarias
quemadas.
Las pérdidas por alumbrado público son de 6,40 MWh-mes que
representan el 1,17%; con la actualización de los cargos por
consumo para los diferentes sectores se logró reducir las
pérdidas al 0,28%, valor aceptable por los errores cometidos en
el levantamiento del tipo, número y potencia de las luminarias.
Con la aplicación de los nuevos cargos se -refacturó el
consumo a 42,41 MWh-mes significando una pérdida de 1,55 MWh-
mes , con esto se ha reducido el 0, 89% de las pérdidas por
subfacturación de A.P.
Las pérdidas por la no facturación de semáforos representan
el 0,08%, valor que debería ser tomado en cuenta por la EERSA
para las próximas facturaciones.
146
b) Fraude
Es la componente que predomina y la que mayor aporta al
monto total de las pérdidas con el 3,46% de los cuales el 2,58%
corresponde al sector comercial y el 0,88% al residencial. La
mayor recuperación del sector comercial se encuentra en el
estrato medio 1,32% y bajo 1,26%.
En las 14 liquidaciones se ha refacturado 31,96 MWh en 138
meses que suman los períodos de infracción, significando
ingresos para la Empresa de S/. 6'796.128 con la mayor
contribución del sector comercial de S/. 6'354.758 (93,4%) y
residencial de S/. 441.370 (6,5%) respectivamente.
La energía perdida es de 3,06 MWh-mes (36,72 MWh-año) que
es el O,56% de la energía disponible, con las acciones tomadas
en esta actividad se ha logrado reducir las pérdidas por fraude
al 2,9%.
Los problemas encontrados no son por responsabilidad de la
EERSA sino por la actitud inmoral y desleal de la gente en
tratar de disminuir el registro de sus consumos y en
consecuencia el pago de sus planillas, sin embargo, el tiempo
que se toma en normalizarlos es lento, aproximadamente todo el
proceso de detección, liquidación y cobro dura 3 meses, a pesar
de que el grupo de pérdidas negras realiza su trabaj o
oportunamente.
No fue posible aplicar el método de "Calabrese" propuesto
por OLADE en el "Manual Latinoamericano y del Caribe Para el
Control de Pérdidas Eléctricas", principalmente por que los
abonados con problemas en sus instalaciones no permitieron
realizar el aforo de potencia instalada herramienta básica para
el cálculo de las pérdidas de energía.
Las infracciones más frecuentes encontradas en los
medidores fueron:
* Perforaciones de la tapa del medidor con elementos
147
punzantes para frenar el disco.
* Violación y adulteración de los sellos de seguridad.
* Introducir basuras para obstaculizar y frenar el giro
del disco.
* Bobinas quemadas intencionalmente para evitar el
funcionamiento.
* Piñones rotos intencionalmente con el fin de que el
disco gire normalmente pero no registre los consumos
y en cierto modo engañar al personal que realiza el
trabajo.
* Conexión directa antes del contador para evitar la
medición.
* Puentes de excitación aislados para impedir el
contacto y evitar el funcionamiento.
* Neutro aislado al medidor con el fin de detener su
funcionamiento.
También se identificaron cambios de tarifa a las que
originalmente correspondían, es decir, contadores que fueron
solicitados como residencial fueron usados como comercial y
viceversa con el fin de reducir los pagos ya que la tarifa
residencial cuesta menos que la comercial.
c) Usuarios Sin Medidor
En general en la EERSA no existen clientes con servicio
convenido permanente ya que dispone de medidores suficientes
para cubrir los requerimientos de los usuarios, en este grupo se
identificaron servicios provisionales temporales y en .su mayoría
son kioskos de bajo consumo.
La energía perdida representa el O,08% cuya incidencia
sobre el monto total de las pérdidas puede considerarse como
aceptable, lo cual no justifica una inversión para dotarles de
medidores, además, en cualquier momento pueden ser reubicados
por ordenanzas municipales ya que no contribuyen con la estética
de la ciudad.
148
d) Errores en Medidores
Representa el 0,65% de la energía disponible, las pérdidas
se deben principalmente a los contadores "Obsoletos" que
sobrepasan los 25 años de servicio y no registran en forma
normal el consumo.
Otros factores importantes en la descalibración son, el
maltrato en la transportación e instalación y fallas de
fabricación en contadores de mala calidad.
En la muestra analizada la característica relevante es que
los errores negativos predominan sobre los positivos
representando pérdidas y ganancias para la EERSA
respectivamente. De esto se concluye que los errores de
descalibración producen una subfacturación de la energía real
consumida por los clientes significando pérdidas para la
institución.
En esta actividad se optimizó el tiempo por el uso del
contrastador portátil TVE 102/3 que facilitó la cuantificación
de los errores en forma directa. El equipo es de fácil manejo
e instalación, resultando eficiente por la gran cantidad de
medidores contrastados en el menor tiempo posible y la precisión
de los resultados.
e) Usuarios Directos
La EERSA presenta un bajo porcentaje de pérdidas por este
concepto (0,02%), es la componente que menor contribuye al monto
total de las pérdidas negras. De las inspecciones realizadas en
el sector periférico y rural se puede afirmar que las conexiones
clandestinas directas son casi nulas al contrario de lo que
sucede en las empresas eléctricas de la Costa.
La Empresa trata en lo posible cubrir con redes la mayor
parte de su área de concesión para evitar este tipo de
instalaciones, los resultados demuestran que los usuarios
ilegales se encuentran en el área urbana, pero su consumo no es
149
muy significativo frente al total facturado.
f) Errores de Lectura y Facturación
Con solo corregir los procesos administrativos de lectura
y facturación se puede obtener una recuperación energética y
financiera significativa sin tener que recurrir a inversiones en
equipos adicionales.
Las pérdidas representan el 0,28% de la energía disponible,
los errores de lectura son más frecuentes que los de facturación
debido principalmente a las estimaciones de los consumos de
contadores que no fue posible el ingreso corrigiéndose en meses
posteriores, pero conlleva a reclamos de los abonados que tienen
que pagar planillas altas por la aplicación de la tarifa del mes
de la refacturación, también son comunes los errores en la
lectura de los medidores con ciclómetro tipo puntero de esferas
o reloj. Los errores de facturación se deben a fallas
involuntarias en la digitación de las lecturas tomadas de los
contadores.
Las pérdidas por errores de lectura en la muestra analizada
son de 131 KWh-mes, y por facturación son de -117 KWh-mes
significando pérdidas y ganancias para la Empresa
respectivamente, con esto se obtiene una pérdida neta para la
EERSA de 14 KWh-mes.
6.3 " RECOMENDACIONES
Los resultados obtenidos, como la relación beneficio/costo
justifican que se implementen este tipo de proyectos en todo el
sistema, para lo cual es necesario un compromiso efectivo y
legal de los niveles superiores y de todo el personal para
cumplir adecuadamente cada una de sus encomiendas.
Para cumplir con éxito estos programas es indispensable el
apoyo permanente y frontal de los cuadros directivos con la
dotación de los recursos técnico, económico y humano así como el
respaldo y las garantías suficientes para el personal de
150
pérdidas negras para realizar el trabaj o eficientemente.
Capacitar técnica y moralmente al personal para tratar en
los mej ores términos al usuario y evitar el soborno.
Donar un porcentaje de los ingresos por consumos y multas
de las infracciones a los empleados y trabajadores del área de
pérdidas negras con el fin de estimular y evitar el cohecho, así
como también el reconocimiento económico a los trabajadores que
descubren conexiones directas.
Colaboración, comprensión y coordinación de otras áreas con
el grupo de pérdidas negras para evitar que se repita las
visitas al mismo medidor y las molestias que ocasiona al
usuario.
Actualizar y coordinar la información de los archivos con
los catastros de tal forma que los datos de los abonados
coincidan.
Actualizar los censos de luminarias, levantamientos de
redes y transformadores que permitan realizar estudios
posteriores de planificación y pérdidas eléctricas.
Rediseñar las rutas de lectura de tal modo que permitan
identificar a los medidores que se sirven del alimentador y/o
transformador y posibiliten los estudios de pérdidas negras.
Para conocer las zonas geográficas más afectadas con gran
precisión y ahorrar recursos se recomienda realizar proyectos a
nivel de alinientadores para lo cual se deben instalar equipos de
medición en estos circuitos en todas las subestaciones del
sistema de la EERSA.
El error de 7,7% cometido en los cálculos del método del
muestreo y extrapolación es aceptable, la metodología es
práctica y económica que se adapta a las condiciones de la
EERSA, por lo que se recomienda su aplicación en otras empresas
eléctricas del país que deseen realizar estudios de pérdidas no
técnicas.
151
Realizar un control permanente de la clientela,
especialmente a los sorprendidos con infracción a los cuales se
debe hacer un seguimiento luego de normalizado el servicio. De
acuerdo a los resultados de este estudio se debe priorizar y
orientar los recursos a reducir el fraude en el sector comercial
con el personal idóneo debidamente preparado técnica, moral y
administrativamente para responder cualquier inquietud sobre el
consumo a los usuarios.
Brindar el trato adecuado y oportuno al usuario evitando
trámites largos y engorrosos que promuevan el uso ilícito de la
energía así como también facilitar la aplicación de medidas
correctivas inmediatas.
Mantener un grupo de control permanente y estable que
garantice el trabajo salvo el conocimiento comprobado de alguna
irregularidad que afecte la moral de la institución, con
autonomía suficiente para implantar políticas y metodologías
tendientes a reducir las pérdidas de comercialización.
Establecer un marco jurídico adecuado que permita tipificar
y tratar el uso ilícito de la energía corno un delito, y
establecer sanciones económicas drásticas a autores, cómplices
y encubridores internos y externos a la EERSA.
Realizar una revisión, contrastación, mantenimiento y
ajuste a la clase de precisión original periódica de los
medidores en especial de aquellos que sobrepasan los 20 años de
funcionamiento para reducir las pérdidas por descalibración.
Implementar y mantener actualizada una base de datos y
sistemas adecuados de manej o de la información de medidores,
clientes infractores, número de luminarias instaladas tipo y
potencia que permitan una ágil y permanente revisión de las
pérdidas no técnicas en la EERSA.
- ' Ejecutar una renovación total de los medidores con
ciclómetro tipo puntero de esferas o reloj que presentan mayores
probabilidades de cometer errores en la toma de lecturas por
152
medidores con ciclómetro tipo dígito cuya lectura es directa y
más exacta.
Contratar personal con conocimientos técnicos básicos en
contadores de energía para la toma de lecturas; y con
experiencia en digitación para el procesamiento de los datos.
Presión de la EERSA a los usuarios que incumplan con las
condiciones de pago en los tiempos acordados, como un elemento
de disuación para que sientan la sanción y eviten reincidir en
la infracción.
Optimizar los períodos utilizados en los procesos de
detección, liquidación y cobro de los clientes infractores y
otorgar facilidades de pago.
Facturar a los usuarios temporales provisionales en base al
censo de carga realizado en el sitio de cada una de estas
instalaciones y asignarles un número de cuenta para facilitar el
control.
El control a los usuarios directos no es muy aconsejable
por cuanto no representan una recuperación energética y
financiera significativa y por el contrario se necesita tiempo
y recursos para identificarlos.
Tener acceso a la información de los usuarios infractores
únicamente el personal autorizado por el jefe del proyecto y con
el conocimiento de la administración para evitar que ciertos
malos elementos relacionados de alguna forma con los infractores
intenten dañar o borrar la información.
Informar a través de los medios de difusión popular radio
y televisión los programas de pérdidas negras que ej ecuta la
Empresa; las sanciones a los infractores, los perjuicios que
causan a la institución a otros usuarios y al país, el peligro
que conlleva la manipulación ilícita; y solicitar la
colaboración y comprensión de la gente dando a conocer en
contraposición a lo anterior, los beneficios del proyecto.
153
Implementar oficinas ambulantes en el sector rural que
atienda en el terreno la recaudación de pagos, otorgar
convenios, recepción de solicitudes de nuevos servicios y
reclamos.
Instalar acometidas expuestas a la vista con ducterias de
diámetros adecuados para evitar empalmes indebidos, con
conductor concéntrico y empalmes realizados técnicamente,
Instalar medidores incorporados en cajas blindadas para
evitar el acceso y proteger el alambrado con los sellos y
seguridades que fueran necesarios, en la EERSA se recomienda
utilizar medidores tipo bornera bajo las normas CEI con sellos
de plomo que ofrecen mayor garantía y seguridad que los sellos
plásticos.
Reducir los desfasajes entre los períodos de toma de
lecturas, emisión de las facturas y recaudo, por cuanto los
procesos en tiempos largos representan pérdidas financieras para
la institución.
Se sugiere realizar los siguientes temas como tesis de
grado:
* "Evaluación Técnico-Económica de Renovación de
Contadores de Energía".
* "Modelo Matemático Para Determinar el Hurto de
Energía".
* "Metodologías Para el Manejo y Conservación de la
Energía".
BIBLIOGRAFÍA
154
BIBLIOGRAFÍA
1. SORIA VASCO Guido, "Programa de Control de Pérdidas Negras
de Energía. Informe N. 4", DISCOM, INECEL, Quito, Mayo
1.992.
2. ESMAP Operations División, "Reducción de Pérdidas en la
Distribución de Electricidad", Banco Mundial, Programa de
las Naciones Unidas Para el Desarrollo (PDNU), Ecuador,
Mayo 1.992.
3. OLADE, "Manual Latinoamericano y del Caribe Para el Control
de Pérdidas Eléctricas", Bogotá, Colombia, Agosto 1.990.
4. EEASA, "Tercer Seminario Ecuatoriano de Distribución de
Energía Eléctrica", Empresa Eléctrica Ambato S.A., Atnbato
1.984.
5. INECEL, DISCOM, Departamento de Estadísticas, "Estadísticas
Eléctricas Boletín Estadístico N. 27", Quito 1.993.
6. CRUZ Germán, Convenio de Cooperación Técnica Entre el BID
y OLADE. Proyecto Sobre Control de Reducción de Pérdidas
Eléctricas, "Informe Final Estudio de Caso Realizado en
Ecuador", Abril 1.992.
7. ROSERO Ramiro, "Evaluación de las Pérdidas Técnicas en
Sistemas Eléctricos de Distribución. Aplicación al Sistema
Eléctrico de la Empresa Eléctrica Riobamba S.A.", Enero
1.994.
8. MARTIN Mario, RAMATF Orlando, "Pérdidas de Energía",
Montevideo, Uruguay 1.991.
9. EEQSA, Laboratorio de Medidores, Empresa Eléctrica Quito
S.A.
155
10. II Seminario Nacional de Comercialización de la Energía
Eléctrica, "Infracciones al Servicio", Manta, Manabí,
Ecuador, Julio 1.991.
11. GUADALUPE Segundo, MOREANO Bolivar, "Pérdidas de Energía
Incidencia Energética y Financiera Empresa Eléctrica Quito
S.A.", V Seminario de Comercialización de Energía
Eléctrica, Empresa Eléctrica Península de Santa Elena,
Mayo 1.995.
12. CALABRESE J.L., "Metodologías de Evaluación de Pérdidas No
Técnicas", Simposio Latinoamericano sobre Control de
Pérdidas Eléctricas, Bogotá D.E., Colombia, Octubre 1.988.
13. IX Seminario de Distribución de Energía Eléctrica,
"Metodologías Para la Determinación de Pérdidas Negras",
Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A., Subcomité de
Distribución de Energía Eléctrica, Loja, 12-Diciembre-
1.990.
14. VEINTIMILLA J. , "Evaluación de Pérdidas Negras de Energía",
Empresa Eléctrica Regional Centro Sur S.A., Cuenca, Ecuador
1.989.
15. EKQoA, "Diagnóstico de Pérdidas No Técnicas", Programa
INECEL-Empresa Eléctrica Quito S.A., Diciembre 1.993.
16. HERRERA C.A., "Programa de Reducción de Pérdidas Técnicas
de Energía de la Eléctrificadora del Atlántico S.A.",
Barranquilla, Colombia 1.989.
17. GRIJALVA Santiago, "Pérdidas en Sistemas Eléctricos de
Distribución. Aplicación al Sistema Quito", Abril 1.994.
18. MAZACCAN Leonardo, "Metodologías de Evaluación y Reducción
de Pérdidas Técnicas en un Sistema Eléctrico", Bogotá,
Colombia 1.988.
156
19. GUTIÉRREZ Luis, "Criterios y Procedimientos Para el
Análisis Económico de los Proyectos de Reducción de
Pérdidas", Bogotá, Colombia 1.988.
20. CALABRESE José Luis, "Metodologías de Evaluación de
Pérdidas No Técnicas", Bogotá, Colombia 1.988.
21. Empresas Públicas de Medellin, "Medidas Remediables Para el
Control y Recuperación de Pérdidas Negras en el Sistema de
EE.PP.M. En el Período 1.987-1.990", Bogotá, Colombia
1.988.
22. CALABRESE José Luis, "Metodologías de Evaluación de
Pérdidas Eléctricas No Técnicas, Revista Energética No. 2",
Bogotá, Colombia 1.988.
23. OLADE, "Manual Latinoamericano y del Caribe Para el Control
de Pérdidas Eléctricas Vol. II, Estudios de Casos", Bogotá,
Colombia 1.993 .
24. EERSA, "Sumario de Resoluciones del Directorio", Programa
de Control de Pérdidas No Técnicas de la Empresa Eléctrica
Riobamba S.A., Ecuador, Riobamba, 24-Agosto-l.995.
25. INECEL, "Resumen Estadístico del Servicio Eletrico del
Ecuador", Quito, 1.993.
26. Registro Oficial No. 681, "Reglamento Nacional Para la
Instalación de Acometidas del Servicio Eléctrico",
Siiplemento No. 499, 5-Agosto-l. 994 .
27. EERSA, "Informe de Actualización de Cargos Por Alumbrado
Público", Departamento de Planificación, 23-Octubre-l.995.
28. EERSA, Laboratorio de Medidores, Empresa Eléctrica Riobamba
S.A.
29. LANDIS & GYR, "Manual de Operación Para TVE 102/3, Contador
Patrón Electrónico Trifásico y Portátil Clase 0.1", 1.990.
157
30. WATTHOUR BNGINEERING Co. , Inc., "Manual del Contrastador
Portátil, Modelo 3000 Sistema Automático de Prueba Portátil
(PAT)", Mississipi.
31. ESMAP Operations División,"Linamientos Para la Gerencia de
los Aspectos Comerciales y de Medición en Empresas de
Servicio Público", Programa de las Naciones Unidas Para el
Desarrollo (PDNU), Mayo 1.992.
32. INECEL, "Energía Para el Desarrollo", Quito, Ecuador 1.990.
33. ATLAS COPCO, "Energía Latinoamericana", México 1.983.
34. CONADE, "Programa de Planificación Energética", Secretaria
General de Planificación, Quito, Ecuador, Septimbre 1.982.
35. EERSA, "Séptimo Seminario Nacional de Distribución de
Energía Eléctrica", Riobamba, Diciembre 1.988 .
36. EERSA, Documentos, Informes, Planos, "Sistema Riobamba".
37. Dirección Comercial de la EERSA, "Proyección de Ingresos
por Venta de Energía 1.995", Riobamba 1.995.
38. ECUATRAN S.A., "Protocolo de Pruebas de Transformadores".
APÉNDICES
APÉNDICE 1
FORMULARIOS PARA EL LEVANTAMIENTO DE LA INFORMACIÓN DE CAMPO
1.1 Alumbrado Público.
1.2 Fraude en la Clientela Con Tarifa de Energía.
1.3 Usuarios Sin Medidor.
1.4 Errores en Medidores.
1.5 Usuarios Directos.
1.6 Errores de Lectura y Facturación.
PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS EERSA1.1
CONCEPTO:
IDENTIFICACIÓN:
FECHA:
ALUMBRADO PUBLICO Y SEMÁFOROSAL 2-5/E 1
LUMINARIASTIPO
MERCURIO
SODIO
INCAND.REFLEC.
TOTAL
CANT. POT. UNITARIA (W)NOMIN. REAL
POTENCIATOTAL (KW)
CONDICIÓN OBSERVACIONES
NOTA: REAL^NOMINAL+BALASTRO
SEMÁFOROSTIPO
DOBLESTRIPLES
TOTAL
CANT. POT. UNITARIA(W)
POT. TOTAL(KW)
OBSERVACIONES
REALIZADO POR: LINO DAQUILEMA
PRO
GR
AMA
DE P
ERD
IDAS
NEG
RAS
EER
SA
CO
NC
EPTO
:ID
ENTI
FIC
ACIÓ
N:
SEC
TOR
ES:
FEC
HA:
FRAU
DE
AL
2-
S/E
CO
MER
CIA
L-R
ESID
ENC
SAL
1.2
HO
JA:
No.
NOM
BRE
ESTR
A.C
UEN
TAM
EDID
OR
DIRE
CCIÓ
N
TOTA
L
CO
NS.
HIS
TÓRI
COPR
OM
. (K
WH
-ME
S)
CQ
NS.
R
EAL
(KW
H-M
ES
)EN
ER.
D1F.
(KW
H-M
ES
)TI
PO
DE F
RAU
DE
TOTA
L A
BO
NA
DO
S:
REAL
IZAD
O P
OR
:LI
NO Q
AQU
LEM
A
PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS EERSA
1.3COtICEPTO:
IDENTIFICACIÓN:
FECHA:
USUARIOS CON CUENTA
CUENTES SIN MEDIDOR
AL 2-S/E 1
No. NOMBRE CUENTA TARIFA DIRECCIÓN CARGA
INST. (W)
TOTAL
ENER. FACT.
(KWH-MES)
ENER. CALC.
(KWH-MES)
ENER. DIF.
(KWH-MES)
NUMERO USUARIOS:
USUARIOS SIN CUENTA
No. NOMBRE TARIFA DIRECCIÓN CARGA
INST (W)
TOTAL
ENER. FACT.
(KWH-MES)
ENER. CALC.
(KWH-MES)
ENER. DIF.
(KWH-MES)
NUMERO USUARIOS:
REALIZADO POR: LINO DAOUILEMA
PR
OG
RA
MA
DE
PE
RD
IDA
S N
EG
RA
S E
ER
SA
1.4
CO
NC
EP
TO
:
IDE
NT
IFIC
AC
IÓN
:
SE
CTO
RE
S
FEC
HA
:
ER
RO
RE
S E
N M
ED
IDO
RE
S
AL
2-S
/E 1
CO
ME
RC
iAL-
RE
SID
EN
CIA
L
HO
JA:
No.
NO
MB
RE
DIR
EC
CIÓ
NM
ED
IDO
R
-
TAR
.C
AR
AC
TER
ÍSTI
CA
S D
EL
ME
DID
OR
TIP
OI(
A)
CLA
SE
Kh(
Wh/
rev)
TO
TA
L
EN
EH
. FA
CT.
{KW
H-M
ES
)
EN
ER
GÍA
CO
NS
UM
IDA
% E
RR
OR
KW
H R
EA
L
EN
ER
. D
IF.
(KW
H-M
ES
)
OB
SE
RV
AC
ION
ES
TO
TA
L C
UE
NTE
S:
RE
ALI
ZA
DO
PO
R:
LIN
O D
AC
UIL
EM
A
PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS EERSA1.5
CONCEPTO:IDENTIFICACIÓN:FECHA:
No. NOMBRE
USUARIOS DIRECTOSAL 2-S/E 1
SECT. DIRECCIÓN CARGA INST.(w)
TOTAL
ENER. CALC.
(KWH-AfíQ)
TOTAL USUARIOS:
REALIZADO POR: UNO DAOUILEMA
CONCEPTO:
IDENTIFICACIÓN:FECHA LECTURA INICIAL
FECHA LECTURA FINAL
PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS EERSA
ERRORES DE LECTURA Y FACTURACIÓN
AL 2-S/E 1
1.6
lo. NOMBRE CUENTA LECTURA INICIALLECTOR PROYEC.
LECTURA FINALLECTOR PROYEC.
LEC. DIGIT.C. COMPU.
LEC. FACT.PROYECTO
OBSERVACIONES
TOTAL CUENTES:
REALIZADO POR:
i5Cí
APÉNDICE 2
CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS EMPLEADOS
EN EL PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS
2.1 JUEGO DE HERRAMIENTAS DE ELECTRICISTA
Alicate con aislamiento para 600 V
Destornillador plano de 0,8 era. de ancho, de 0,4 Ibs. de
peso, con mango aislado para 600 V
Cuchillo de electricista
2.2 EQUIPO DE SEGURIDAD DEL ELECTRICISTA
Guantes Hycron con protección de cuero
Casco de polietileno con sistema de suspensión de 12 onzas
de peso total
2.3 CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES DEL MULTIMETRO DIGITAL
Medición de corriente
Rangos(Escalas): 200 A AC-DC; 1000 A AC-DC
Rango de frecuencia: Corriente continua (DC) y de 15
Hz a 1000 Hz
Medición de voltaje
Rangos (Escalas) : 200 V AC-DC,- 750 V AC-DC
Rango de frecuencia: DC y de 15 Hz a 1000 Hz
2.4 CARACTERÍSTICAS DEL CONTRASTADOR PORTÁTIL MODELO 3000 PAT
Voltaje de entrada: 120/240 V
Rango de frecuencia: 50/60 Hz
Voltaje máximo de prueba: 480 V AC
Voltaje de prueba (auto-escala): 300 V AC
Fuente programable de corriente de hasta: 50 A AC
Rango de medición de voltaje: 30-600 V AC
Rango de medición de corriente: 0,1-50 A AC
El subsistema de computación se basa en un microcomputador
280. El sistema del microcomputador provee de CPU y
display de cristal líquido (LDC), memoria, entradas/salidas
seriales, interfaz del detector óptico, entradas de
operador y funciones internas de control.
Pruebas: VAR-hora; WATT-hora; Q-hora; COS 0
2.5 CARACTERÍSTICAS DEL CONTRASTADOR PORTÁTIL TVE 102/3
GENERALIDADES
El CONTADOR PATRÓN ELECTRÓNICO portátil clase 0,1 TVE 102/3
es un equipo de medida compacto y exacto, cuyo fabricante,
LANDIS & GYR lo presenta como el reemplazo del tradicional
contador patrón rotatorio.
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
Función universal
Es aplicable para verificar contadores empleando las
siguientes configuraciones de redes:
* red trifásica de 3 hilos, energía activa/reactiva
* red trifásica de 4 hilos, energía activa/reactiva
* redes monofásicas, energía activa/reactiva
Exactitud: 0.1%
Microcomputador incorporado para
* Cálculo del error (%)
* Desplegar potencia (W, KW, VAR, KVAR)
* Desplegar energía (Wh, KWh, VARh, KVARh)
Amplio rango de voltaje
* 3 * 50/86,6 V ... 3 * 320/555 V
Amplio rango de corriente
* O.05 - 120 A con
* Rango bajo: In = 1 A - 10 A
* Rango alto: In = 10 A - 100 A
Alimentación auxiliar
* Ya sea, mediante el voltaje de prueba, o a través del
cable de alimentación auxiliar
Caja de doble aislación
* Para máxima seguridad
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
Designación de tipo : TVE 102/3
Valores de entrada
* Voltaj e nominal:
3 * 50/86,6 V ... 3 * 320/550 V
* Corriente nominal:
Rango alto In = 10 - 100 A
Rango bajo In = 1 - 10 A
* Rango permisible:
5... 120 % de la corriente nominal,
Imin. = O.05 A
Imax. =120 A
* Carga, exclusivamente los de los cables de corriente:
100 A ^ 5.0 VA
10 A = 1.0 VA
1 A = O.1 VA
* Frecuencia nominal:
50/60 Hz (47 ... 63 Hz)
* Modos de medida:
3 fases-3 hilos, energía activa/reactiva
3 fases-4 hilos, energía activa/reactiva
Contadores monofásicos se ensayan en el modo de medida
3 fases-4 hilos
Alimentación
Alternativa 1:
No se requiere alimentación auxiliar, el equipo se alimenta
de la entrada del voltaj e de prueba
* Rango permisible:
3 * 50/86,6 ... 3 * 320/550 V estrella
3 * 86,6 ... 3 * 550 V triángulo
* Carga a la entrada de voltaje de prueba:
4 ... 7 W/6 ... 15 VA dependiendo del voltaje de
prueba aplicado
Alternativa 2:
Via cable de alimentación auxiliar de fuente de corriente
alterna externa {AC)
* Rango permisible:
50 ... 280 V AC (50/60 Hz)
* Carga a la entrada de voltaj e auxiliar:
4 ... 7 W / 6 ... 15 VA dependiendo del voltaje de
prueba aplicado
* Carga a la entrada de voltaje de prueba:
0.2 VA
Peso: 7.0 Kg
Dimensiones: 315x260x148 mm.
ANEXOS
ANEXO 3.1
ENERGÍA FACTURADA, OBTENIDA COMO PROMEDIO MENSUAL HISTÓRICO
REALIZADO EN OCTUBRE-95 CORRESPONDIENTE AL ALIMENTADOR 2 DE LA
SUBESTACIÓN 1
ENERGÍA FACTURADA KWh-MES (PROMEDIO HISTÓRICO)
1. AUTOCONSUMO
2. ALUMBRADO PUBLICO
3. TARIFAS DE DEMANDA
3.1 INDUSTRIAL3.2 COMERCIAL
3,3 OFICIAL
TOTAL DEMANDA
4. TARIFAS DE ENERGÍA4.1 RESIDENCIAL
4.1.1 ALTO (>400kWh)4.1.2 MEDIO (121-400 KWh}
4.1. 3 BAJO (0-120KWh)SUBTOTAL RESIDENCIAL
4.2 COMERCIAL
4.2.1 ALTO (>400 KWh)4.2.2 MEDIO {121-400 KWh)
4.2.3 BAJO (0-1 20 KWh)SUBTOTAL COMERCIAL
4.3 INDUSTRIAL ARTESANAL
4.4 ASISTENCIA SOCIAL4.5 MUNICIPIO
4.6 OFICIAL4.7 BENEFICIO PUBLICO
TOTAL ENERGÍAS
# Abon.
21
165
12
19
600
977
1596
68
391
844
1303
30
2
6
10
10
2957
E. fact.
669637619
1320528309
35889
77403
12300113660
600241 85984
4590377796
43873
1 67572
5691
410
938
3618
6541
370754
E. prom.
3348.0012.81
13205.00
4718.177177.80
6450.25
647.37189.43
61.441 1 6.53
675.04
198.97
51.98128.60
189.70
205.001 56.33
361.80654.10
125.38
% del total
facturado
1.36
7.64
2.685.75
7.29
15.72
2.50
23.08
12.1937.77
9.3215.80
8.91
34.03
1.16
0.080.19
0.73
1.33
75.28
% del total
clientes
0.070.03
0.030.200.17
0.40
0.6420.19
32.8753.70
2.29
13.16
28.40
43.84
1.01
0.070.20
0.340.34
99.50
TOTAL: 2972 492472 165.70 100.00 100.00
REALIZADO POR: LINO DAQUILEMA
ANEXO 3.2
RESULTADOS DEL LEVANTAMIENTO DE CAMPO DE LUMINARIAS Y
SAMAFOROS PARA EL ALIMENTADOR 2/1
PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS EERSA
CONCEPTO:
IDENTIFICACIÓN:
FECHA:
ALUMBRADO PUBLICO Y SEMÁFOROSAL 2-5/E 120-11-95
LUMINARIASTIPO
MERCURIOMERCURIOMERCURIOSODIOSODIOINCAND.REFLEC.REFLEC.
TOTAL
CANT.
42203
57123145
1247
603
POT. UNITARIA (W)NOMIN.
250175125400
70100500400
REAL269198134
435.675
100500400
POTENCIATOTAL (KW)
1 1.29840.194
8.97853.57910.875
1.2002.0002.800
130.924
CONDICIÓN OBSERVACIONES
1 2 HORAS DIARIAS1 2 HORAS DIARIAS1 2 HORAS DIARIAS1 2 HORAS DIARIAS1 2 HORAS DIARIAS1 2 HORAS DIARIAS1 2 HORAS DIARIAS1 2 HORAS DIARIAS
NOTA: REAL-NOMINAL+BALASTRO
SEMÁFOROS _JTIPO
DOBLESTRIPLES
TOTAL
CANT.
145
POT. UNITARIA(W)
120180
POT. TOTAL(KW)
0.120.720.84
OBSERVACIONES
1 8 HORAS DIARIAS18 HORAS DIARIS
REALIZADO POR: LINO DAQUILEMA
ANEXO 3.3
RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES DE CAMPO REALIZADAS A LOS
SECTORES COMERCIAL-RESIDENCIAL CORRESPONDIENTE A LA
COMPONENTE "FRAUDE" DEL AL 2/1
PRO
GR
AMA
DC
PER
DO
AS N
EGR
AS E
ERSA
CO
NC
EPTO
:
CE
NTF
CA
CD
N;
SEC
TOR
ES:
FEC
HA:
FRAU
DE
_
AL 2-5
/E 1
HO
JA:
1 /B
CO
ME
RC
UI--
RC
5PO
CÍA
L
NQ
VO
lSR
£~95
No. 1 2 T A 5 6 7 s 3
10
1 1
12 13 U 15 16 17
18 19 20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
3G
37
38
39
NOMS
RE
LEÓ
N C
OR
ON
ADO
SO
DA
MAR
ÍA
LEÓ
N C
OR
ON
ADO
NEL
DA M
ARÍA
LEÓ
N C
OR
ON
ADO
NEL
OA
MAR
ÍA
CAR
RAS
CO
MEA
A O
iMA
CAR
RAS
CO
MEJ
1A G
IMA
3RA
VO
C D
ANEL
YELA
SCO
C J
ALVE
VtL
AS
CO
C J
A*VE
CAC
ERES
MO
NGA
YO
MAU
RO
CAC
ERES
MO
NC
ArQ
MAU
RO
LAR
REA
L V
ÍCTO
R
CAL
ERO
A E
DMUN
DO
CAL
ERO
A E
CMUN
CO
SA
NC
HI
M M
ANTE
L
HO
ALPO
A Y
CE
NTI
SA
KD
fT J
ACO
BO
SA
KD
FF J
ACO
BO
PAN
ADER
ÍA P
AN D
E C
AS
A
ENC
ALAD
A
ADU
LES
ENC
ALAD
A A
DU
LES
OU
SC
UN
A L
ÚE
E
ENC
ALAD
A R
AD
ULE
S
ENC
ALAD
A N
AVAR
RET
E FA
BIÁN
ENC
ALAD
A N
AVAR
RET
E F
ABIÁ
N
PLC
O L
EOH
DAS
VLL
AIJ
A G
LU
S A
VLL
ALB
A G
LU
S A
VLL
ALB
A G
LU
S A
VX
LAU
A G
LÚ
E A
OR
DBO
C J
UD
O
ORO
BO C
JU
LO
CR
080
C J
ULO
OR
080
C J
LLD
ORO
SO C
JU
JO
DR
080
C J
UJO
HLl
CA
Pi
S C
ESAR
PO
RÍA
LAN
ZA 3
RC
ARD
O
PULG
AR N
080A
SEG
UNDO
PU.G
AR N
080A
SEG
UNDO
ESTR
A.
R2
C2
R2
R1
Cl
C1
R2
R2
R2
R1
R1
R2
R2
Rl
R2
C1
R2
C1
R2
C1
Cl
C1
R2
C2
C2
C2
R1
R1
R1
R1
Rl
R1
01
C1
R1
C1
R2
Rl
Rl
CIO
JTA
9S
73
3
3G
73
9
9B
79
0
39
57
43
95
73
30
03
304B
3049
3050
3051
3Q52
3D53
30
54
30
55
3056
30
57
30
58
IOS
Q3
06
1
3062
3063
3065
93S
B7
S41
17
30
69
31
13
31
14
3115
31 1
631
17
31
18
3119
31
21
31
22
3123
3124
31
25
31
26
31
23
WEO
OCR
JVB
56
9¿
JMñ
£5
9£
JM5
5S
9S
JM9
1 2
1 4
JM91
13
6
JW7
S7
48
DU
16
30
UB
12
59
UB
I 21 2
jyB
7S
46
CU
44
C1
DU
¿¿
D2
CU
4¿C
3
DU
44-9
4
DU
47
07
DU
471Q
DU
47
03
DU
47
11
JW9
05
16
DU
0426
C0
31
13
1
JM9
05
30
DÚO
6 5
2
JM7
B6
64
.
JM7
51
13
JM8
73
46
OU
44
01
DU
44
02
DU
44
03
OU
44
94
DU
4707
DU
47
10
DU
47
03
DU
47
1 1
J*9
05
16
DU
04
26
D0
31
13
1
JW9
05
30
DU
0652
WE
CC
CN
PSJE
ES
PE
CriD
CR
22
25
PSJE
ESP
ECrA
DC
R 2
22
5
PSJE
ÍS
PE
CrA
DC
ft 2
22
5
LAVA
LLE
2249
IRA
CONS
TÍE
LAV
ALL
T 2
23
B
1 R
A C
ON
STTE
\ü
CE
AG
CS
F3
32
2
IRA
CO
NST
E 3
05
7
IRA
CC
NS
It 3
05
7
5RA
CC
NS
ÍE 3
05
9
1 S
A C
ON
STE 3
05
9
1S
AC
C,N
5ÍI
30
S9
LAV
ALL
E 2
23
E
LAV
iLLE
22
36
LA
VA
1L
E2
23
4
LAV
fllLE
22
22
LAV
¿LL£
22
ÜS
LA V
ALL
E 2
20
B
LAV
ALL
E
22
06
LAV
ALL
E 2
20
5
LAV
ALL
E 2
20
5
LAV
ALL
E 2
20
5
LAV
AU
JT 2
20
9
LAV
ALL
E S
/N 0
L B
QR
JA
LAV
ALL
E
S/N
D
L B
OR
JA
LAV
ALL
3 2
22
3
IRA
CO
NST
E 3
05
8
LAVA
LLE
IRA
CO
NST
E 3
05
8
IRA
CO
NST
E 3
05
B
IRA
CO
NST
E 3
05
8
IRA
CO
NST
E 3
04
4
IRA
CO
NSTE
30
44
IRA
CO
NST
E 3
04
4
IRA
CO
NST
E 3
04
4
IRA
CO
NST
E 3
0 4
2
IRA
CO
NST
E 3
0 2
B
IRA
CO
NST
E 3
02
8
1RA
CO
NST
E 3
01
0
1RA
CO
NST
E
30
10
IRA
CO
NSTE
30
10
CO
KS
, M
STO
RC
D
PRC
M.
fKW
H-M
ES
)
84
21
0
15
4
26 0
56
16
9
12
4
20
4
87
5B
32
4
13
6
11
5
20
5
83
16
4
11
5
19
7 0
53 17
20
0
45
0
25
7
28
3
1 19 41 0
10
9
90
11
1
87
24
81 14
1 IB 46
51
CO
NS.
REA
L
ÍKW
H-M
ES
L
ENER
. D
F.
(KW
H-W
ES
l
,
TPO
DE
FR
AUD
E
PRO
GR
AMA
DE
PER
DD
AS N
EGR
AS E
ER5A
CO
NC
EPTO
:
IDEN
TFC
ACIO
N:
SEC
TOR
ES:
FEC
HA:
_FRA
UDE
AL 2
-S/E
1
CO
ME
RQ
AL-
RE
SD
CN
OIA
L
,27-1
1-9
5 / 1
5-1
2-9
5
HO
JA:
2/6
No.
40 41
42 43 44
45
46
47 48 49
50
51
52
53
54
55
55
57
5B
59
60
61
B2
G3
G4
G5
66 67 68 69 70 71 72 73 74
75
NOM
BRE
FU.G
AR N
OBO
A S
EGUN
DO
PULG
AR N
QBQ
A S
E&UN
QO
FUG
AR
ND
BDA
SEG
UNDO
PULG
AR
NO
BDA
SEG
UNDO
CAB
RER
A E
LENA
C D
E
YU
AC
IS 8
LÚ
E H
VU
AC
S B
LU
S H
VU
AC
E B
IUS
H
VLL
AC
E B
LU
S H
VLL
AC
E B
LU
S H
TRU
JtLO
A D
OLO
RES
SO
TA
JMEN
E? J
ULO
SÁN
CH
EZ M
ERIN
O M
ANUE
L
SÁN
CH
EZ M
ERIN
O M
ANUE
L
SÁN
CH
EZ M
ERIN
O M
AN
IR
MAN
ZAN
O
NSU
ASTl
RA
LL
FWAD
ENEI
RA
A R
ALL
R1VA
DCNE
RA A
RAÚ
L
CO
O?
JESÚ
S G
RA
N P
ODE
S
PD
RTA
LAN
ZA B
LU
S
SER
VAG
RD
5. A
.
DUQU
E. O
SW A
LDO
BRIT
O Z
LNG
A M
AR
O W
8R1T
D Z
IWG
A M
ARO
W
BRÍT
O Z
UN
GA
MAR
O W
SA
NTL
LAN
V J
OSÉ
ARW
A5 R
CES
AR
HOTE
L R
BBA
NC
LEÓ
N M
VIC
ENTE
LEÓ
N M
GO
NZA
LO
TEAT
RO
MAD
RES
FRAN
CEC
ANAS
SAAV
EDR
A 5
SEG
UNDO
W
5AA
VE
DR
A S
SEG
UNDO
W
MO
SQUE
RA A
NGEL
A
50X
0 M
AR
CO
TUU
O
50X
0 M
ARC
O T
UUO
ESTR
A.
Cl
C1 ci Cl
R2
R1
C2 Rl
Cl
C1
Rl
C2
C2
C2
Cl
C2
R1
C2
C2
Cl
C1
C1
C2
C2
R1
R1
C2
C2
Cl
C2
C2
C2
Cl
C2
C2
C2
CUEN
TA
3129
B7D
7B31
3D
92
05
031
31
47
B2
44B
093
4B
09
44
7B
25
49
91
45
D4
10
37
99
35
49
62
15
53
55
D3
55
73
57
33
57
43
57
53
57
63
72
04
35
7B
55D
DO
5B
11
76
21
5B
31
39
3
35B
D66
72G
37G
737
GB
37G
97D
D91
70
09
23
77
437
B1
37
B2
MED
OO
R
JM7
6G
G4
JM7
51
13
JM1
55
17
AC
01
0Q
D0
1B
64
1
JM4
06
7B
JM4
01
44
JM4
04
40
JM4D
D54
JM42313
JM3
7B
07
ZP
17
92
4
JM5
54
B3
JW5
35
90
JM5
34
BB
ZP
51
5D
DLB
533
UC
OB
24
JF1
13
B3
JI21727
JM3
20
B7
AD
15
35
5
LT
52
17
9
JM5
34
30
JM5
3B
37
JM2G
45B
JM9
17
07
ZP
51G
2G
UB
55
14
JW7
66
41
LRQ
92D
2
JM6G
14D
JM5
G1
45
D0
31
18
7
D0
16
93
1
AD
1240
B
DR
ECC
DH
IRA
CO
NS
TE
301D
1 R
A C
ON
STE
30
1 0
J M
ON
TAL
J M
OKT
AL 2
30
9
J M
ON
TAl
23
11
IR
A C
ON
STE
J M
OST
ALVO
23
17
J M
WJT
AL
23
17
IRA
CO
NST
E
J M
ON
TAL
23 1
7 IR
A C
ON
STE
J M
ON
TAL
23
17
1 R
A C
ON
STE
J M
ON
TAL
2317
1
RA
CO
NST
E
J M
ON
TAL
2317
1
RA
CO
NSTE
J M
ON
TAL
2321
1
RA
CO
NSTE
10
AC
OS
TÓ 2
95
2
10
AE
OS
T2
92
2 C
ARAB
DBO
10
ADO
ST 2
92
2
CAR
ABO
BO
10
AGO
ST 2
92
2
CAR
ABO
BO
CAR
ABO
BO 2
20
9
1RA
CO
NST
E 2
95
7
1RA
CO
NST
E 2
95
7
VELO
Z 29
GO
J
kON
TAL
J M
ON
TAL V
O 2
96
0
VELO
Z 2
95
8
J M
ON
TALV
O
VELO
Z 2
94
0
VELO
Z 2
94
0
CAR
ABD
BO
VELO
Z 2
94
0
CAR
ABO
BO
VELO
Z 2
94
0
CAR
ABO
BO
VELO
Z 2
9 2
4 J
MO
NTA
LVO
VELO
Z 2
9 1
4
CAR
ABD
BD
23 1
2
1 R
A C
ON
STE
CARA
BQBD
225
6C
AR
A8D
8D 2
25
6
CARA
BDBD
225
010
A
GO
S 2
88
4 C
AR
AB
OB
O
10
AG
OS
r 2
87
8
CAR
ABO
BO
10
DE
AD
OST
28
78
10
DE
AG
OST
28
58
M D
AV
AL
OS
22
09
CO
N5.
HS
TOR
CD
PRDM
. (KW
H-ME
S) 48
50
46
34
29
B 44
99
47 1 1
39 9
49
8
47
3
45
7
92
40
5
12a
21
52
15
49
27
14
0
2G
2"JQ
t
94
12
21
1
67
7
B5
21
5
75
1
14
9 8
12
9
31
0
15
0
CO
NS.
REA
L
(KW
K-M
E5)
42
6
18
2
OC
R.
DF.
fKym
-ME
S)
28
6
17
0
TPO
DE
FRA
UDE
FRAU
DE.
NO
REG
ETR
A C
ONS
UMO
. FR
ENAD
O
REM
OSD
DO D
ECO
fREI
NST
. M
EMO
M
EDID
OR)
MAN
PULA
DO
. N
3 RE
C-ST
RA C
ON
SUM
3. R
OTO
PIÑ
O-
NES.
D
AÑ
AD
3 C
CLQ
MET
RQ
. D
ADD
DE
BA
JA
PRO
GRA
MA
DE P
ERD
OAS
NEG
RAS
EERS
A
CO
NC
EPTO
:
DEN
TFJC
ACO
N:
SECT
ORE
S:
FEC
HA:
.FR
AUD
E _
AL 2
-S/E
1H
OJA
:
CC
*£R
CtA
L-R
ES
OE
NC
IAL
.27
-11
-95 /
15
-12
-95
3/B
No.
7B
77
7B
79 ao B1
B2
B3
B4 as BE
B7
BB
B9
90
91
92
93
94
95
96
97
9B
99
10
0
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
10
5
107
10
B
10
9
no
NOMS
SE
SOXO
MAR
CO T
ULO
MD
NC
AYO
LU
CÍA
E
CORD
ERO
A GE
RMÁN
NUNE
Z VT
VANC
D R
CORG
O
GO
DO
r VC
TDR
IA V
DA D
E
VNJE
ZA O
LGA
ALTA
VtR
ANO
JU
AK
ALTA
MR
AND
JUA
K
ALTA
MR
ANO
JU
AN
ALTA
MR
ANO
JUA
N
ALTA
MR
ANO
JUA
N
ALTA
MR
ANO
JU
AK
ALTA
MR
ANO
JU
AN
ALTA
MKA
NO
JUA
N
ALTA
MR
ANO
JU
AN
ALTA
MR
ANO
JU
AN
BERM
ED A
CO
RNEL
D
BERR
EO A
CO
RNEL
D
BERM
EO A
CO
RNEL
D
MU
N2A
GA
M B
ERNA
RDO
TRU
JLLO
T J
OR
GI
MO
NTER
O J
UAN
PÉRE
Z M
ARIA
NA O
E
SALA
ZÁR
s JO
RGE
BAND
ERAS
PED
ROBA
NDER
AS P
EDRO
VASO
UEZ
NO
RMA
A D
E
PARE
DES
E FR
ANCE
CO
BAN
CO
CA
JA D
E! CR
EDTD
OEL
ET 0
LU
CLA
OE
lEr
0 L
UC
ILA
DELE
Y 0
LU
CtA
ALTA
MIR
ANO
AR
OLA
NO
CUD
O
PETR
LLI
GEO
VAM
PETR
LU G
EDVA
N;
ESTR
A.
R2
C2
Cl
C2
C2
C2
C2
R2
R1 C2
R2
R1
R2
R1
R1
R2
R1
R2
C2
R1
R2
R2
R2
C2
R2
R2
R2
C2
C2
C2
R2
C2
C2
R2
C2
CUEN
TA
3B
09
37
B3
37
B4
42
94
0
37
B6
37
B7
42
B5
6
42
B5
5
42
B5
4
42
B5
3
42
B5
2
42
B5
1
42
B5
0
42
84
9
42
B4
B
42
B4
6
41
5B
4
41
5B
3
41
58
2
38
26
3B
27
3B
2B
3B
40
3B
54
4Q
30
40
32
4D31
40
33
40
35
40
37
49
33
3
40
3B
B4
43
9
4D
44
4D
45
MED
OO
R
JW7
64
43
JF1
1S
03
A0
70
10
DÜ
3304
DU
1357
7P10
1 16
JH2
1 0 1
4
JM2
94
56
JM2B
7B7
JM31
1B
2
JM61
10
JM3
12
32
JM15
4BO
JM3
15
36
JM3
15
2B
JW29
44D
JM3
51
45
JW3
51
27
JW3
51
37
JW9
10
29
JM07
1GO
JM7G
44D
DU
3221
DU
31E
B
JMO
E35
6
LRO
B10
0
LRO
B1B
7
LR1
1 15
B
ZP
B65
G5
JMQ
6751
LT5G
BD
5
JMQ
E75
0
J.W
7D03
4
DQ
3B
41
3
ZP
02
09
0
DR
ECC
IOH
M D
AVAL
OS 2
2 D
9
10
DE
AG
05T
28
24
10
DE
AG
05T 2
81
8
10
AGO
ST 2
81
0
ROCA
FTJE
RTE
10
ÁG
OS
T 2
80
4
RCCA
FUER
TE 2
21
3
IRA
CO
^TE
28
09
R
OC
AFU
ER
J!
1RA
CO
NSTE
2B
09
R
DC
AFU
ERTE
IRA
CO
NSTE
2B
09
RCCA
FUER
TE
IRA
CO
NSTE
2B
09
RC
CAF
UER
TE
IRA
CO
NSTE
2B
09
RDCA
FUER
TE
IRA
CO
NST
E 2
80
9
RCCA
FUER
TE
IRA
CO
NST
E 2
80
9
RCCA
FUER
TE
IRA
CO
NSTE
2B
09
R
OC
AFU
ERTE
IRA
CO
NSTE
2B
09
RD
CAf
UER
TE
1RA
CONS
TE 2
BO
S
RO
CAF
UER
TE
M C
ÁVAL
OS 2
34
0
M D
AV
ALO
S 2
34
0
M D
AV
ALO
S 2
34
0
M D
AVAL
DS 2
33
2
M D
AVAL
DS 2
32
2
M D
AVAL
DS 2
32
2
M D
AVAL
OS
2B
35
VELO
Z 2
81
8
M D
AVAL
OS
PC
HN
22
J5
PC
HN
22
59
PCH
W 2
25
9
IRA
CO
NSTE
27
09
1RA
CO
NST
E 2
72
5
1RA
CONS
TE 2
74
3
1RA
CONS
TE 2
74
3
RD
CAF
1RA
CO
NSTE
27
43
1RA
CONS
TE 2
75
9 R
OC
AF
IRA
CO
NSTE
27
EO
IRA
CO
NS
Tt
27
54
COW
S. H
STD
RC
O
PRO
W.
(KW
H-U
E5)
1GD
59
4 2
21
3
13
1
1014 19
9
1BE
92
15
7
17
9
11
2
11
0
9E 1D
14
2
93
22
9
¿] 1
12
7
15
4
21
9
3317 46
1
25
4
19
7
IBS
20
B
1027 29
1
23
5
1VO
46
3
20
5
11
0
CO
KS.
REA
L
QC
WH
-MES
)
GD
B
BB
O
ENER
. D
F.
DC
WH
-MES
)
39
5
4B
9
TPO
DE
FR
ALO
E
MAN
PULA
DO
. KO
RE
SE
TRt
CONS
UMO
NO
RM
AL.
SIL
OS
NO
CO
RR
ESPO
ND
Í A
LA
EER
SA.
RET
RAT
O
DSC
D F
RENA
DO.
SIN
SEL
LOS.
CO
NEXI
ÓN
DKE
CTA
(CO
NTR
ABAN
DO
). M
EDO
03 D
ADO
DE
BA
JA.
NS
TALA
CO
N D
E O
TRO
>£D
DO
R
MO
ROSO
. NO
TEÑ
E S
ER
VC
D
PRO
GRA
MA
OE
PERD
DAS
NEG
RAS
EERS
A
CO
NC
EPTO
:
DEN
TTC
AC
DN
;
SEC
TOR
ES:
FEC
HA:
¿L 2
-S/E
HO
JA:
5/B
_
15
-12
-95
No.
146
14
7
14
B
14
9
15
0
NOM
BRE
GUE
VARA
V
NÉS
TOR
JORD
ÁN
C L
EDM
UNDO
CU
NTA
r.
j 5
55
1
C2
i 5
55
2
MEJ
CO
ZÁ L
LERE
NA G
ON
ZALO
-
R2
WA
LU
E
CO
STAL
ES F
AUST
O
151
ICOST
ALES
FAUS
TO152
15
3
15
4
15
5
156
157
15
B
15
9
16
0
16
1
16
2
16
3
16
4
16
5
16
6
16
7
16
8
16
9
17
0
17
1
17
2
173
174
17
5
17
6
17
7
17
3
17
9
18
0
COST
ALES
FA
USTO
COST
ALES
FA
UST
O
CO
STAL
ES F
AUST
O
COST
ALES
FA
USTO
CO
STAL
ES F
AUST
O
CO
STAL
ES F
AUST
O
CO
STAL
ES F
AUST
O
CO
STAL
ES M
ORE
NO F
AUST
O
CO
STAL
ES M
ORE
NO F
AUST
O
LOG
RO
ÑO
SA
NTLU
N E
UDOR
O
LDG
RO
ÍIO S
AN
TUA
N M
OR
O
MO
REAN
O C
ORN
ELIA
DE
PAU
LA A
CAR
LOS
5UC
. C
ASA
BAC
A S
A
MAC
HADO
SE
GUND
O
PWO
E G
ERAR
DO
PINO
E G
ERAR
DO
PNO
E G
ERAR
DO
PTO
E G
ERAR
DO
VAN
ChE
NO
M C
ARLO
S
BOR
JA H
ÉCTO
R
MA
NO
-INO
M C
ARLO
S
MAN
CHEN
O
HC
RTE
NQ
A
MAN
CHEN
O
HCRT
ENC1
A
RAW
REZ
A ÁN
GEL
MAN
CHEN
O M
CAR
LOS
ZURI
TA
CORi
NA
GAL
LEG
OS
30U
VA
S
CLUB
CH
W.3
0RAZ
D
R2 22 31 C2 12 ^2 n 22 Cl
MED
CDR
D0
2S
31
3
AC
Í2B
5B
55
53
¡J
MS
17Q
B
55
60
55
39
55
90
55
31
55
92
55
93
55
94
55
95
55
96
01
I 5
59
7
"1 D2
C1
32 C2
55
98
55
99
54
20
8
94
20
7
76
90
C2
I 4
15
97
C2
C2
01 02 02
Cl
C2
C2
Rl
R2 Cl
C2
Rl
Cl
Cl
C2
77
44
77
45
77
46
77
47
77
48
77
49
77
50
7751
77
52
77
53
77
55
5B
93
79
64
32
36
4
79
65
79
89
JW3
42
71
1517029
LS
17032
ZP
17
24
3
ZW
J14
34
1
AD
17
23
4
A0
17
09
D
A0
17
0B
B
A0
17
19
B
AD
17
09
7
AD
17
09
6
AD
17
25
3
JMB
1613
JM8
16
04
D0
35
B7
7
JM351S
4
US
12B
?
AD
16
64
4
DU
Q27
8
D0
17
1B
4
A0
08
20
9
UB
54
90
LR13
BB
7
JE9
41
5
JM2
3B
46
LRO
B32
3
JFO
B2
94
ZP
B8
3B
4
D0
33
17
5
JM2
71
37
UB
111B
LQ
05
88
9
DR
ECC
CN
GQ
UL
25
57
ES
PAÑA
GQ
UL
25
39
GQ
UL
25
29
GO
LIL
25 1
2
ESPA
ÑA
G M
OREN
O
2135
G M
ORE
NO
2135
G M
ORE
NO
2135
G M
OREN
O
2135
G M
ORE
NO 2
13
5
G M
OREN
O 2
13
5
G M
ORE
NO
2135
G M
OREN
O
2135
G M
OREN
O
2135
G M
ORE
NO
2135
G M
OREN
O
2135
12
OC
TUB 2
50
4 E
SP
AÍU
12
DC
TL8
25
07
ES
PAÑ
A
LAR
REA
23
1 6
10
DE
AG
OST
O 2306
C
OLO
N
1RA
CO
NST
E 2
36
2
IRA
CONS
TE 2
354
1RA
CONS
TE"
23
50
1RA
CONS
TE 2
35
0
IRA
CO
NST
E 2
3 4
4
IRA
CO
NSTE
23
40
1RA
CONS
TE 2
33
0
1RA
CONS
TE 2
3 1
6
1 R
A C
ONS
TE
23 1
B
1 R
A C
ON
STE
23
1 B
IRA
CO
NSTE
2
3 IB
VELO
Z 2
35
0
LARR
EA
COLO
N 2
43
0
CO
LON
24
34
ORO
ZCO
COLO
N 2
43
0
COLO
N 2
2 1
8
CO
NS,
HST
DR
CO
PRO
M,
QC
WH
-MES
)
10
4
26
5
3B
5
53
1
32
9
45
24
1
21
9
15
3
1B
1
199
93
13
2
B9
20
4 0
1B
5
52
4
40
5
47
4
16
9
40
14
4
14
B
74
24
5
79
84
22
8
5B
52
2 6
24 0
29
B
CO
NS
REA
L
(KV
m-V
ES
)
64
4
27
4
38
0.2
3
ENER
. D
F.
JKW
H-M
ES
)
64
4
89
152.2
3
TIPO
DC
FRAU
DE
UTU
ZAD
O C
DMO
RES
DEN
OAL
NEC
ESÍT
A C
HEQ
UEO
SELL
OS
PEG
ADO
S CO
N B
RU
JITA
UTU
ZAD
O C
OM
O C
OM
ERC
IAL
NECE
SITA
CH
EQUE
O
SELL
OS
PEG
ADO
S C
CN
BR
UJE
A
CONE
XIÓ
N D
IREC
TA
DE U
NA F
ASE(
CO
NTR
ABAN
OO
)
CORR
ECTO
! E
N a
SI
TO f
OU
EDA C
ON
saLD
S)
PUER
TA C
ERR
ADA
PUER
TA C
ERRA
DA
m
PROG
RAM
A DE
PER
DCA
S NE
GRAS
EER
SA
CON
CEPT
O:
OEN
ITC
AC
CN
:
SECT
ORE
S:FE
CHA:
FRA
UD
E
AL
2-S
/E 1
COM
ERC1
AL-R
ESDE
NC1A
L2
7-1
1-9
5 /
15-1
2-9
5
HO
JA:
6/B
No.
iai
16
2
13
3
18
4
1B
5
1B
6
18
7
15
8
18
9
19
0
13
1
19
2
13
3
13
4
19
5
19
6
19
7
19
B
19
9
20
0
20
1
20
2
20
3
20
4
20
5
20
S
20
7
20
3
209
21
0
21
1
21
2
21
3
21
4
21
5
.SO
MBR
E
CLU
B C
HM
3QR
AZD
CLL
8
CH
MB
OftA
ZQ
CLU
B
CH
MB
DR
AZO
CLL
8 C
h^B
CR
AZ
O
CLU
B C
HM
8QR
AZO
CLL
B C
HM
3DR
AZQ
CLU
B
CM
M3C
RA
ZO
PÉR
EZ 1
ÁN
GEL
PÉR
EZ 1
¿N
OEL
PÉR
EZ 1
AN
CO
.
PÉR
EZ 1
¿ÍJ
GO
PERE
Z i A
MSL
PER
ES 1
ÁN
GEL
GU
EVAR
A R
C8A
LWO
RO
SA
VM
£Z
Á H
ARO
JO
SÉ
V
AR
ELL
AN
O E
AZU
CEN
A
ESTR
ELLA
C M
DE
LO
UR
DES
TAP
IA V
ÍCTO
R
BR1T
O G
U3E
RTD
CA
RR
AS
CO
VC
TDR
CA
RR
AS
CO
VC
TDR
LEÓ
N M
AR
Tí£
Z L
DU
RD
ES
LEÓ
N M
AR
TNE
Z L
DU
RD
ES
LEÓ
N U
AR
FNE
Z L
OU
RD
ES
WA
RTÍ
JEZ
LUN
A
WX
L
HER
NÁN
DEZ
SE
BA
STI
AN
¡NC
A N
AV
AS
FA
US
TO
VE
LAS
TEG
U J
OSÉ
MAR
TWEZ
P
MAR
CO
S
CR
ST
OLD
T F
AV
O
CR
GTE
LLO
T FA
V10
CR
ETE
LLO
T FA
VO
ALB
AN
A J
OR
GE
MA
CH
AD
O H
JO
SÉ H
MAC
HAD
O H
JO
SÉ H
ES
TRA
,
Cl
C1
C1
C2
C1
C2
Cl
C2
C1
R2
C2
R1
R1 C2
SI
S1 C2
C2
C2
C2
C2
Cl
Cl
C2
C2
Cl
Cl
Cl
Cl
R2
C2
C1
C2
C2
C2
CU
ENTA
79
90
1D
09
92
34
5B
2
34
35
3
34
B6
4
34
86
5
79
91
BO
Ü4
B0
05
8D
06
80
08
80
09
8Q
10
95
1G
9
54
22
9
31
43
1
4S
22
5
B7
12
1
79
B2
10
1S
7
10
1S
B
10
17
5
96
02
9
96
03
0
96
4Ü
7
10
17
7
10
17
8
10
17
9
10
18
0
10
18
1
10
13
2
10
1S
3
10
53
2
B9
7S
1
39
7B
2
MED
IDO
R
LQ
05
BB
B
JM
89
94
1
JM
29
61
2
JM
29
59
1
JM29
S 1
0
JM29
6 1
4
JM2
9G
1 1
JF1
Q3
0B
JF
1Q
30
4
JF
10
30
3
JF
10
30
1
LR
14
5'3
IR1
02
5B
JW8
32
71
JM3
78
28
JM2
G4
39
JM5
12
B5
JM
75
65
9
LT
29
34
7
D0
4E
5B
6
D0
46
49
6
JM8
37
Ü4
JM
83
72
0
JM8
37
35
JMB
53
54
D0
15
5B
4
DU
16
94
DG
Q3
65
B
DU
3195
JM4
11
7B
D0
06
6Q
B
LO 0
49
67
LR
11
41
3
JM7
BB
77
JM7
B7
92
OR
EC
CÜ
N
Ca
CN
22
1B
CO
LON
S/N
5
0 C
E A
GO
STO
CO
LON
22
14
5
0 DE
AG
OS
TO
CO
LON 2
21
4 1
0 D
E A
GO
STO
CO
LON 2
2 1
4
10
OE
AG
OS
TO
CO
LON 2
21
4 1
0 C
E A
GO
STO
CO
LON 2
21
4
10
C
E A
GO
STO
10
CE
AG
OS
TO 2
21
0
10
D
E A
GO
STO
22
10
10
C
E A
GO
STO
22
10
10
D
E A
GO
STO
22
10
10
DE
AG
OS
TO 2
21
0
10
OE
AG
OS
TO 2
21
0
ESPE
JO 2
2 1
9
10
CE
AG
OS
TO
ESPE
JO 2
2 1
9
10
D
E A
GO
STO
ESPE
JO 2
2 19
10
D
E A
GO
STO
ESPE
JO 2
21
9
10
D
E A
GO
STO
ESPE
JO 2
21
9
10
D
E A
GO
STO
CO
LON
22
89
1
RA
CO
NST
E
10
DE
AG
OS
T2
25
1
10
DE
AG
QS
T 2
24
5
10
D
E A
GO
ST 2
21
3
10
D
E .A
GO
ST 2
2 1
3
ESPE
JO
1 0
DE
AG
OS
T 2
2 1
3
ESPE
JO
1 0
CE
AG
OS
T S
/N C
OLO
N
10
DE
AG
OS
T2
16
9
10
C
E A
GO
ST 2
15
9
10
O
E A
GO
Sr
21
55
1 0
CE
AG
OS
f 2 1
49
10
DE
ÁG
OS
r21
45
ES
PEJO
1 0
D
E A
GO
ST
2 1
43
10 D
C AG
OST
2 1
43G
OL»
. 2
34
7
GQ
UL
23
27
C
OLO
N
GQ
Lfl.
23
27
C
CtD
N
CO
NS.
HIS
TÓR
ICO
PRC
M.
(KW
H-M
E5) 0
22 0
15
2 0
16
3
B7
14
3 0
13
7
17
2
40
11
8
21
0 0
40
16
7
11
B
43
2
13
9
29
9
25
B
39
20
5
36
7
27
64
52
43
15
1
1B
2 0
19
25
17
9
15
9
CONS
. SEA
LCK
WH-M
ES)
55
24
2
52
ENER
. D
F.
(KW
H-M
3)
55
24
2
52
TPO
CE
FR
AUD
E
NO R
EGIS
TRA
CO
NSL
WO
. SE
LLO
S R
OTD
S(FR
ENAD
O
MA
NP
ULA
DO
. R
EMO
RD
OO
EL
DS
CD
)
NO R
EGIS
TRA
CO
NSU
MO
. SE
LLO
S R
OTD
S(F
RE
NA
DO
MA
NP
ULA
DO
. RE
MO
RDID
O O
D
SC
D)
NO
REG
ISTR
A C
ON
SUM
O.
SELL
OS
RO
TOS(
FREN
ADO
MAM
PULA
CO
. R
EMO
RD
IDO
EL
DE
DO
)
SN
CO
NS
LM3
SN
CO
NSUM
O
PR
OG
RA
MA
D
E P
ER
DO
AS
N
EG
RA
S E
IRS
A
m
CO
NC
EPTO
:
OEN
TF1C
ACD
N:
SEC
TOR
ES;
FEC
HA;
FRAU
DE
AL.
2-5
/E 1
CC
ivC
RC
IAl-S
ES
DE
NO
AL
27
-!1
-35 /
15
-12
-95
HO
JA:
7/8
No.
21
5
21
7
21
8
21
9
22 Q
22
1
22
2
22
3
22
4
22
5
22
6
22
7
22
S
22
9
23
0
23
1
23
2
23
3
23
4
23
5
23
B
23
7
23
B
23
9
24
0
24
1
24
2
24
3
24
4
24
5
24
6
24
7
24
3
24
9
75
0
25
1
NOM
BRE
MAC
HAD
O H
OAL
GO
JO
SÉ H
MAC
HAD
O H
DAL
GO
JO
SÉ H
MAC
HAD
O H
DAL
GO
JO
SÉ H
MAC
HAD
O H
DAL
GO
JO
SÉ H
MAC
HADO
H
OAL
GO
JO
SÉ H
MAC
HAD
O
HD
ALG
O J
OSÉ
H
GAR
CtA
AV
ALO
S R
AFAE
L M
GAR
CÍA
AV
ALO
S R
AFAE
L M
GAR
CÍA
A
VA
LOS
RA
FAR
M
ZUN
CA
TEÑ
E B
YRO
N G
ABR
EL
MAR
TÍN
EZ A
NG
EL
VELA
5CÜ
EZ B
FA
W
VE
LÁS
QU
Z 8
FA
WY
VO
AS
QLE
Z 8
FAN
NY
VaA
SC
UE
Z 8
f AN
NY
VELA
SOLE
Z B
FAN
NY
SAM
AN£G
O H
HO
RBER
TO
ULI
DA
HER
NÁND
EZ R
AFAE
L
JAR
A V
ALL
EJO
JO
RGE
JAR
A V
ALLE
JO
JORG
E
JAR
A V
ALL
EJO
JO
RGE
LUNA
CAR
GU
A V
CTO
R G
LUNA
C
ARG
UA
VÍC
TOR
G
MAC
HAD
O V
CE
NTE
R
VN
£Z
A G
ON
ZALO
VX
JE2A
G
ON
ZALO
AULL
A C
ALU
A M
ARÍA í
SAN
CO
VAL
EDG
AR
LATO
RR
E A
RC
R M
ARÍA
TOR
ERA
P
ALL
A C
ESAR
CORD
ONE
S L
LE M
SA
LUD
AR
ES
SEG
UNDO
CAS
CO
TAP
tA E
LST
TORR
ES F
CR
STD
BA
L
TORR
ES T
CR
ETC
BA
L
CO
RD
OVA
L J
UAN
ES
TRA
,
C2
C2
Cl
Cl
Cl
Cl
Cí
Cl
S2
SI
32 R2
SI
Cl
32
Cl
S2
R2
Rl
C2
Rl
R1
R1
R1 R2
Rl
Rl
Rl
R2
R2
Rl
Rl
R1
R2
R1
R2
CU
ENTA
S9
7S
3
B9
7B
4
S9
7B
5
S9
78
E
89
78
7
87
10
9
35
24
1
35
24
2
10
96
2
12
87
4
10
98
4
J4
73
9
48
13
7
4B
13
B
48
13
9
48
14
0
112B
13
64
22
1133
011
331
38
02
5
9B
37
G
98
37
5
11
78
611
787
1178
B9
42
81
34
10
8
51
56
4
1173
911
790
11
79
111
792
1179
31
D3
37
11
79
4
MED
CCR
JM7
BB
B1
JM7
87
BO
JM7B
BB
2
JM7
B8
79
JM77878
JM7
49
1B
JW3
04
71
JM3
03
E9
JM8
50
61
JM4
72
76
JF1
04
07
LT
43
40
0
JM4
09
0B
JM4
00
65
JM4
07
19
JM4
02
53
J122036
JM3
11 1
4
D0
07
60
8
LP
07
17
4-
LT
32
09
5
JM8
67
37
JM8
67
09
JF1
24
6B
J1
33
24
JM2
06
86
JM8
21
70
LF
28
44
B
JM4
24
26
JF1
23
29
JM2
42
5B
UB
53
31
JE09522
JM2
47
52
KO 1
42
26
AD
19
27
7
D!R
£CC
DN
GC
UL
23
27
C
OLW
J
GO
UL
23
27
C
OLO
N
GQ
UL
23
27
CaO
N
GC
U.
23
27
CO
LON
GC
UL2327
CO
LON
GDL
JL 2
32
7
COLO
N
CO
LON
191
3 V
UA
RR
CO
LON
1
91
3
VU
AR
R
CO
LON
19
13
O
LMED
O
LARR
EA 1
910
VILA
RRLA
RR
EA
19
17
VUAR
R 23
41 C
OLON
VU
AR
R 2
34
1 C
OLO
N
VU
AR
R 2
34
1
CO
LON
VU
AR
R 2
341
COLO
N
VU
AR
R 2
34
1 C
OLO
N
LARR
EA 1
253
LAR
REA
18
53
VU
AR
R
CO
LOVS
24
16
CO
LOM
8 24
18
CO
LOW
9 2
42
4
ESPA
ÑA
BO
YA
CA 2
44
0
ESPA
ÑA
BOYA
CA 2
440
ESPA
ÑA24
D
E M
AYO
22
20
24
DE
MAY
O 2
23
0
24
DE
MAY
O 2
23
0
24
DE
MAY
O 2
24
0
CO
LON
24
DC M
AYO
221
0 ES
PEJO
CO
LON
122
6 24
D
C M
AY
O
CO
LON 1
23
0
COLO
N 1
23
2
CO
LON 1
35
4
CO
LON 1
233
COLO
N 1
25
7
CO
LON
1
25
5 11
C
EN
OV
CO
LON
13
54
CONS
, HST
ORCO
PRCM
. (KW
H-ME
S)2
96
22
2
97
10
9
71
78
28
30
44
9
11
6
45
7
40
9 ü 1
30
0 0
4-80
49
4 0
64
9
71
7 2 4
12
0
22
3
13
5
63
16
7
21
2
14
0
11
7
12
0
144.
171
40
18
4
CO
NS,
REA
L
(KW
H-M
ES
)
ENER
. D
f .
(KW
HtfS
)
TPO
DE
FRA
UDE
SW
CO
NSU
MO
PROG
RAM
A CC
PER
DCA
5 NE
GRAS
EER
5A
CON
CEPT
O:
OEN
TfCA
CIO
N:
SECT
ORES
:
FECH
A:
FRA
UD
E
AL 2
-S/E
1H
OJA
:
CO
Mjg
gAL-
RE
SC
EN
ClA
L.
27
-11
-95 /
55
-12
-95
No.
25
2
25
3
25
4
25
5
25
6
25
7
25
8
25
9
26
0
26
1
26
2
26
3
26
4
26
5
26
6
NO
MBR
E
FER
NA
ND
EZ
B
AE
Z F
RA
NC
ISC
O
CA
LLE
S
JMEN
EZ
JU
DO
LLA
MU
CA
AG
UA
GA
UQ
JO
SÉ
LLA
MU
CA
A
GU
AG
ALL
O JO
SÉ
SA
NA
GU
AN
O P
VC
TO
R M
LLA
MU
CA
A
GU
AG
ALL
O J
OS
É
ALA
RC
ON
CO
RO
Na
HLD
A
ALA
RC
QN
CO
RO
NO
. H
UÍA
BU
NA
YL
M
ER
CED
ES
LC
8A
TD
M
ALF
ON
SO
MO
RE
NO
V
A
NA
MO
REN
O V
A
NA
FER
NA
ND
EZ
M
AN
UE
L H
UM
BE
RTO
FER
NA
ND
EZ
MAN
UEL
H
UM
BE
RTO
FER
NA
ND
EZ
MA
NU
EL
HU
MB
ER
TO
E5T
RA
.
R2 R2 Rl
Rl
R1 fi1 R1 R1 Rl
R2 R1 C1 R2 Cl
C2
CLE
NTA
37
95
1
11
79
5
47
-15
4
6B
2J
3
B1
B1
7
GB
24
4
48
41
0
4E
41 1
1 16
42
12
02
1
4B
95
S
4B
35
7
11
81
0
98
37
9
9B
9Ü
9
VE
EtX
fl
JM3
31
49
JH
33
4B
JM¿
D7
79
JM5
59
0B
JM6
76
52
JM5
59
4-2
JM39
1 4
0
JM3
94
78
jno
oo
iJM
B6
S1
4
JM
40
62
4
JM41
QB
6
AD
1G
37
3
JMB
6B
44
JMB
73
29
- D
fiEC
CC
N
CO
LON 1
25
9 1
1 D
CN
OV
CO
LON
1
22
5
12
CC
rUB
24
06
LA
RR
EA
12
DE
XT
U8 2
41
0 L
ARR
EA
12
CE D
CTU
8 2
44
6
ESPA
ÑA
U
CE
OC
TL8
24
10
LAR
REA
12
DE
OC
IUB
24
19
12
D
EO
CTU
e 2
41
9
12
D
EO
CTU
B 2
43
5
ESPA
ÑA
1
91
2
F.SPA
NA 1
312
YUAR
RES
PAÑA
1
91
2
VLL
AR
R
2-t
D
E M
AYO
24
59
ES
PAÑ
A
24
DE
MAY
O 2
45
9
ESPA
ÑA
24
DE
MAY
O 2
45
9
ESPA
ÑA
TO
TA
L
CO
NS.
HS
TDR
CQ
PRO
M-
(KW
H-M
ES
L
18
4
15
0
29
28
94
93
71
41
21
60
2
10
1
99
32
7
S4
84
57
33
B
CD
NS.
REA
L
(KW
H-M
ES
)
182.
5
ENER
. O
F.
(KW
H-M
ES
)
32
.5
3Q
5B
.73
TPO
CC
FR
AUD
E
FRAU
DE.
NO
RED
STR
A C
ONS
UMO
. R
OJO
EL
PU
EN
-
TE D
E L
A
BOBN
A D
E T
EN90
NC
OU
EDA
CO
N s
aLO
S)
MED
COR
Lm
UZA
DO
CO
MO
CO
MER
CtA
LCFR
GO
RfT
CO
)
UTU
ZAO
O C
OM
O R
E5CE
NC1A
L
UTU
ZAD
O C
OM
O R
E5D
ENC
1AL
TOTA
L AB
ON
ADO
S; 2
S6
ENER
fflA F
ACTU
RAD
A
MUE
STRA
(M
WH
/ME
S):
PER
DC
A5 D
C U
M
UEST
RA (
MW
H/M
CS
):
PER
DO
AS D
E U
M
UES
TRA (
S):
PER
DO
AS T
OTA
LES
(M
WH
/ME
S):
PER
OO
AS T
OTA
LES (
%}:
57
.34
3.0
6
5.3
3
18.8
6
*
3.4
6
'
VALO
RES
EXTR
APOL
ADOS
ReAU
ZACO
PO
R:D
AO
ULE
MA
ANEXO 3.4
INFORMACIÓN REFERENTE A LOS USUARIOS SIN MEDIDOR DEL AL 2/1
PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS EERSA
CONCEPTO:
IDENTIFICACIÓN:EECHA:
CLIENTES SIN MEDIDORAL 2-S/E 124-1 1-95
USUARIOS CON CUENTA
No.
1?3
NOMBRE
MANCHENO ALEXALLAUCA MARÍAVERGARA LAURAMARINA
CUENTA
395357674
37644
TARIFA
RRR
DIRECCIÓN
ESPANA-1RA CONSTTEESPA'tíA-lRA CONSTTECOLON S/N-1 RA CONS
CARGAINST. ÍW]
600400
1105
SUBTOTA
ENER. EACT.(KWH-MES)
555560
70
ENER. CALC.(KWH-MES)
916486
24
ENER. DIE.(KWH-MES
369
26
71NUMERO USUARIOS: 3
USUARIOS SIU CUENTA
No.
123456789
101 1121314
NOMBRE
RODRIGO CALEROKIOSKOKIOSKOKIOSKOKIOSKOKIOSKOKIOSKOKIOSKOKIOSKOKIOSKOKIOSKOKIOSKODAVILA GABRIELRODRIGO CALERO
TARIEA
CcCccccccccccc
DIRECCIÓN
5 DE JUHIO-1 RA COMTITUYENT5 DE JUNIO-1RA CONTITUYENTESPEJO-1 RA CONSTITUYENTEESPEJO CARONDELETGUAYAQUIL-COLONVELOZ-PICHÍNCHAESPAffA-ÍQ DE AGOSTOG. MORENO-1RA CONSTITUVENTM. DAVALOS-10 DE AGOSTOG. MORENO-GUAYAOUIL10 DE AGOSTO-COLONGUAYAOUIL-ESPEJO5 DE JUNIO-1RA CONTITUYENT5 DE JUNIO-1RA CONTITUYENT
CARGAINST.(W)
250360100210210
1345285460410705715655240240
SUBTOTA
ENER. FACT.(KWH-MES)
6060606060606060606060606060
840
ENER. CALC.(KWH-MES)
7764
6131393657577
14318779
146146
1185
ENER. DIE.(KWH-MES
174
-54-47-47
335
151783
127198686
345NUMERO USUARIOS: i 4
TOTAL USUARIOS: 1 7KWH-MES EACTURADOS: 1010KWH-MES REAL 1426KWH-MES RECUPERADO 41 6(%) GRUPO: 41.206(%) E. DISP.: 0.076
REALIZADO POR: UNO DAOUILEMA
ANEXO 3.5
RESULTADOS DE LOS MEDIDORES CONTRASTADOS EN EL SITIO CON EL
MEDIDOR PATRÓN TVE 102/3 PARA LA CUANTIFICACION DE LA
ENERGÍA PERDIDA POR DESCALIBRACION
PR
OG
RA
MA
DE
PE
RD
IDA
S N
EG
RA
S E
ER
SA
CO
NC
EP
TO
:
IDE
NT
IFIC
AC
IÓN
:
SE
CT
OR
ES
FE
CH
A:
JER
RO
RE
S_E
N_M
ED
I DO
RE
S
AL.
2-S
/E 1
CO
ME
RC
IAL-
RE
SID
EN
CIA
L
DIC
IEM
BR
E-9
5H
OJA
:
No. 1 Z 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
21 22
23 24 25 26
27 2B 29
NO
MB
RE
DE
L C
AS
TIL
LO
JU
D1T
H
ALZ
AM
OH
A J
UD
ITH
BU
SN
A O
ER
NE
ST
INA
NO
RIE
GA
N J
OR
GE
TA
MA
RIZ
U
GU
ILLE
RM
O
MO
NTE
DE
PiE
DA
D E
C
TA
MA
RIZ
GU
ILLE
RM
O
MO
RE
NO
P S
IXT
O
GA
VIL
AN
ES
ES
TU
AR
DQ
PÉ
RE
Z T
EN
ES
AC
A C
LAR
A
PÉ
RE
Z T
EN
ES
AC
A C
LAR
A
CA
YA
MB
E G
MA
RÍA
GU
ALL
O G
UA
LLO
MA
RÍA
CE
VA
LLO
S P
AL
MA
Y L
ILIA
CE
VA
LLO
S O
LGA
VD
A D
E
FE
RN
AN
DE
Z T
JU
LIO
PA
GU
AY
P M
AR
ÍA
LON
DO
QU
ER
A B
ALT
AZ
AR
LEÓ
N A
JU
AN
SE
GU
ND
O
LOB
AT
O R
OS
A
LOB
AT
O H
. R
OS
A
VA
LLE
JO T
ER
ES
A
LOB
AT
O A
NT
ON
IO
LIM
A P
ED
RO
EN
OA
HA
AL
BE
RT
O
ME
ZA
OR
TE
GA
AN
A
VE
LOZ
TE
RE
SA
M D
E
CR
IOLL
O V
AC
AC
EL
A J
OS
É
AG
UIL
ER
A M
AR
TÍN
EZ
AD
A
DIR
EC
CIÓ
N
ES
PA
ÑA
21S
1 G
QU
IL
ES
PA
ÑA
215
1 G
QU
IL
ES
PA
ÑA
214
1 G
QU
IL
ES
PA
ÑA
21
27
ES
PA
ÑA
21
27
ES
PA
ÑA
21 2
7
ES
PA
ÑA
21
19
ES
PA
ÑA
21
15
ES
PA
ÑA
21
15
G M
OR
EN
O 1
036
9 O
C
G M
OR
EN
O 1
036
9 O
C
G M
OR
EN
O 1
036
G M
OR
EN
O 1
02
29
OC
GM
OR
EN
O 10
89 1
2O
G M
OR
EN
O 1
089
GM
OR
EN
O 1
078
GM
OR
EN
O 1
073
GM
OR
EN
O 1
86S
VIL
L
GM
OR
EN
O 1
870
GM
OR
EN
O 1
870
VIL
L
VIL
LAR
R 2
559
G M
OR
E
VIL
LAR
R 2
537
VIL
LAR
R 2
557
VIL
LAR
R 2
558
G M
OR
E
VIL
LAR
R 2
554
VIL
LAR
R 2
554
GM
OR
EN
O 2
021
GQ
UI
GM
OR
EN
O 2
021
GQ
UI
GM
OR
EN
O 2
021
GO
UI
ME
DID
OR
D01
1082
JM24
697
JM53
771
LQ31
26
D02
0726
DO
20 7
37
D01
1089
DO 2
0151
JM24
743
JM83
136
JM33
253
1JB
1180
JM76
806
JM78
334
JM07
114
JF98
77
JI21
677
JM55
594
DIJ
4367
JM55580
JM86
874
D31
203
D01
8665
DI 4
508
D66
24
AD
I253
0
D1
166
6
JM81
776
JM39
176
TA
R R ñ c c R C C R R R R R R R C R R C C C C R C C C c c c R
CA
RA
CT
ER
ÍST
ICA
S D
EL M
ED
IDO
R
TIP
O
1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
I (A
)
10
15 (1
00)
15 (1
00)
15
(45
)
10 10 10 10
15 (1
00)
15(1
00)
15(1
00)
10 (4
0)
15 (100)
15 (
100)
15(1
00)
15 (7
5)
15 (6
0)
15(1
00)
15 (
ICO
)
15(1
00)
15(1
00)
10 10 10 10
5 (2
0) 10
15(1
00)
15 (
100)
CL
AS
E 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Kh
(Wh
/fe
v)
1.2
1.8
1.8
2.5
0.6
0.6 1.2
0.6 1.8
1.8
1.8 1.3
1.8
1.8
1.8
2.0 1.7
1.8
1.0
1.8
1.8
0.6
0.6
0.6 1.2
0.7 1.2
1.8
1.8
EN
ER
. F
AC
T
(KW
H-M
ES
)
247
93 68
294
152
55 29
119
22
90 100
122
26 195
27
94
143
13 36
117
75 111
41
0
33
55
55 76 101
EN
ER
GÍA
CO
NS
UM
IDA
% E
RR
OR
5.45
-1.4
5
0.72
1.53
-3.3
6
-24.2
3
4.06
0.64
0.36
1.37
1.09
•O.7
4
0.83
1.14
0.66
0.85
2.72
1.27
-1.6
5
0,54
1.29
-1.7
8
0.57
-100
-5.5
1
0.9
8
2.93
0,7
2
-0.0
1
KW
H R
EA
L
238.
48
93.0
0
68.0
0
294.0
0
154.
07
67.2
3
28.4
0
119.
00
22.0
0
90.0
0
100.
00
122.
00
26.0
0
195.
00
27.0
0
94.0
0
141.
97
13.0
0
36.0
0
117.
00
75.0
0
111.
00
41.0
0
0.00
34.1
6
55.0
0
54
.49
76.0
0
101.
00
EN
ER
. D
IF.
(KW
H-M
ES
)
-8.5
2
0.00
0.00
0.00
2.07
12.2
3
-0.6
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
O.C
Q
0.0
0
-1.0
3
0.0
0
0.0
0
0,0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.00 1.16
0.0
0
-0.5
1
0.0
0
0.0
0
OB
SE
RV
AC
ION
ES
NO
RE
GIS
TR
A C
ON
SU
MO
, O
BS
OLE
TO
DA
DO
DE
BA
JA (
MA
S D
E 2
5 A
OS
)
CONC
EPTO
:ID
ENTI
FICA
CIÓN
:SE
CTOR
ESFE
CHA:
PR
OG
RA
MA
DE
PE
RD
IDA
S
NE
GR
AS
EE
RS
A
ER
RO
RE
S E
N M
ED
IDO
RE
S
AL
2-S
/EJ
CO
ME
RC
IAL-R
ES
IDE
NC
IAL
DIC
IEM
BR
E-9
5H
OJA
:2/
3
No. 30 31 32
33
34
35
36
37
38 39 40
41 4a 43
44 45
46
47 de 49 50
51
52 53 54
55
56 57 58
NO
MB
RE
SIL
VA
PIR
AY
EL
SA
Y
ALA
RC
ON
RE
AL
DA
VID
AN
DR
AD
E P
EN
AF
1EL
JOS
É
VIL
LAM
AR
IN L
UIS
G
AR
EL
LA
NO
LU
ZL
DE
GU
ER
RA
O M
AN
UE
L
AN
DR
AD
E A
LU
IS
FA
LCO
NI
HE
RM
OG
EN
ES
MA
NC
EB
O G
UE
RR
A A
MA
D
MA
NC
ER
O G
UE
RR
A A
MA
D
PÉ
RE
Z P
LU
IS G
PÉ
RE
Z D
OLO
RE
S
PIN
OS
G R
UP
ER
TO
PIN
OS
G R
UP
ER
TO
PIN
OS
G R
UP
ER
TO
AB
AR
CA
HU
GO
HU
ILC
AR
EM
A
AD
ÁN
BO
U
VE
GA
P H
ELE
OD
OR
O
GA
RC
ÍA S
AU
GU
ST
O
GA
RC
ÍA D
E E
VA
ALT
AM
IRA
NO
ELI
AS
BR
ITO
GU
ILLE
RM
O
BR
ITO
FIE
RR
O G
U1L
LER
M
VIL
LA P
OS
WA
LDO
SU
AR
EZ
G JU
LIO
SA
NA
GU
AN
O J
UA
NA
VD
A
FLO
RE
S J
UA
N J
OS
É
CA
RG
UA
R L
UIS
RÍO
S T
IXI
RO
SA
DIR
EC
CIÓ
N
GQ
UIL
22
45
GO
UIL
224
5
GQ
U1L
2245
GQ
UIL
222
7
GO
UIL
222
3
GQ
UIL
220
7
ES
PA
ÑA
202
7
ES
PA
ÑA
200
6
ES
PA
ÑA
200
6 O
LME
D
ES
PA
ÑA
200
6 O
LMS
D
ES
PA
ÑA
1959
ES
PA
ÑA
1955
ES
PA
ÑA
1940
ES
PA
ÑA
194
0
ES
PA
ÑA
194
0
ES
PA
ÑA
19
40
ES
PA
ÑA
206
6 G
QU
IL
ES
PA
NA
206
6
ES
PA
NA
203
8
ES
PA
ÑA
203
8
ES
PA
ÑA
203
8
ES
PA
ÑA
161
5
ES
PA
ÑA
161
3 E
SM
ER
ES
PA
ÑA
155
3 B
OY
AC
ES
PA
ÑA
154
3
ES
PA
ÑA
153
9
ES
PA
ÑA
1527
CO
LOM
BIA
2S
39
CO
LOM
BIA
253
9
ME
DID
OR
JM79914
DIJ
0273
JM74902
DIJ
0205
AD
I2746
CO
OQ
98S
D02
7451
DI
1036
JM78
349
JM32
4B6
A00
6325
A007447
D11
741
JM6738
JM6739
DIJ
4141
JM39902
D02
8755
CO
OI0
62
JM06397
DI 2
623
DIJ
3468
JM30
660
D1J
0507
DIJ
0461
D04
3313
JM81387
DIJ
4957
JM06732
TA
R C C C G C C G R H R R R R R R R R C C R R R R R R R R R R
CA
RA
CT
ER
ÍST
ICA
S D
EL M
ED
IDO
R
TIP
O
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
I(A
)
15(1
00)
10 (
30)
15 (
100)
10 (
30)
5(2
0)
10 10 10
15 (
100)
15 (
100) 5 5
10
15
(10
0)
15 (
100)
10 (
30)
15 10 10
15(1
00)
10
10 (
30)
15(1
00)
10 (
30)
10 (30
)
10
15(1
00)
10(3
0)
15
(10
0)
CL
AS
E 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Kh(W
h/r
ev)
1.8
o.a i.a o.a
0.7
0.4
0.6 1.2
1.8
1.8
0.6
0.6
0.6 1.8
1.8
1.0 i.a 0.6
1.2
1.8
1.2
1.0 i.a o.a
o.a
0.6 1.8
1.0
1.8
EN
ER
. F
AC
T
(KW
H-M
ES
)
155
211
63
91
195
(135)
5
71
81
80 79 1
32
14
9
126
217
60 64
255
184
105
184
56
79
111
65 49
166
175
58
EN
ER
GÍA
CO
NS
UM
IDA
% E
RR
OR
1.56
1.17
1.82
2.92
-1.04 -100 0.2
-9.8 1.6
0.08
0.77
2.46
-47.8
4
-0.4
5
-0.1
7
-1.0
7
0.51
3,42
3.89
-0.4
4
3.56
0.64
1.68
-0.4
3
-3.5
6
2.6
1.35
-1.61
•0.7
5
KW
H R
EA
L
155.
00
211.
00
63.0
0
90.16
195.
00
(256
.53)
5.00
76.5
4
81.0
0
80.0
0
79.0
0
131.
39
217.
30
126.
00
217.
00
60.0
0
64.0
0
251.
38
180.
52
105.
00
181.
13
56.0
0
79.0
0
111.
00
66.0
1
43.7
1
166.
00
175.
00
58.0
0
EN
ER
. D
IF.
(KW
H-M
ES
)
0.00
0.00
0.00
•0.8
4
0.00
0.00
5.54
0.00
0.00
0.00
-0.6
1
68.3
0
0.00
0.00
0.00
0.00
-3.62
-3.4
8
0.00
-2.87 0.00
0.00
0.00
1.01
-0.29 0,00
0,00
0,00
OS
SE
RV
AC
ION
ES
OB
SO
LET
O,
DA
DO
DE
BA
JA
(MAS
D
E 2
5 A
OS
DE
SE
RV
ICIO
)
ME
DID
OR
OB
SO
LET
O,
DA
DO
DE
BA
JA
«fe-(fe
PR
OG
RA
MA
DE
PE
RD
IDA
S N
EG
RA
S E
ER
SA
CO
NC
EP
TO:
IDE
NT
IFIC
AC
IÓN
:
SE
CTO
RE
S
FE
CH
A:
JER
RO
RE
S E
N M
ED
IDO
RE
S
^L.
g-S
/E 1
CO
ME
RC
IAL-
RE
SID
EN
CIA
L
OIC
IEM
BR
E-9
5H
OJA
:3
/3
No.
59
60 51
62
63
64
65 66 67
68
69 70 71 72 73 74 75
NO
MB
RE
VE
GA
SIL
VA
ALF
RE
DO
VE
GA
SIL
VA
ALF
RE
DO
VE
GA
SIL
VA
ALF
RE
DO
VE
GA
SIL
VA
ALF
RE
DO
VE
GA
SIL
VA
ALF
RE
DO
VE
GA
SIL
VA
ALF
RE
DO
VE
GA
SIL
VA
ALF
RE
DO
VE
GA
SIL
VA
ALF
RE
DO
RH
OR
S J
OR
GE
SA
NC
HO
HU
GO
PÉ
RE
Z U
LU
IS E
SA
LAZA
R V
ÍCTO
R M
PA
ZOS
GIL
BE
RTO
PO
ZO A
LVA
RE
Z J
VIC
EN
T
MA
NG
HE
NO
HO
RTE
NC
IA
ALT
AM
IRA
NO
JU
AN
LUN
A C
AR
GU
A V
ÍCTO
R G
DIR
EC
CIÓ
N
CO
LON
21
14 1
0 A
GO
S
CO
LON
211
4 10
AG
OS
CO
LON
211
4 10
AG
OS
CO
LON
21
14 1
0 A
GO
S
CO
LON
21
14 1
0 A
GO
S
CO
LON
S11
4 10
AG
OS
CO
LON
21
14 1
0 A
GO
S
CO
LON
211
4 10
AG
OS
CO
LO
N2
12
2G
QU
IL
CO
LO
N2
12
2G
QU
IL
CO
LON
212
2GQ
U1L
GQ
UIL
2324
GQ
UIL
2324
GQ
U1L
2324
IRA
CO
NS
TE
231
8
1RA
CO
NS
TE
200
9 R
O
BO
Y A
CÁ
244
0 E
SP
AN
ME
DID
OR
D02
8320
D01
7164
DIJ
0669
DIJ
0665
DIJ
0667
DIJ
0663
DIJ
0662
DIJ
0668
LP13
17
0500
08
D20
119
D35
965
D28
262
LT56
518
JEO
S15
0
JM31
124
JM33
322
TA
R R C R R C R R R C R C R R C R R R
CA
RA
CTE
RÍS
TIC
AS
DE
L M
ED
IDO
R
TIP
O
1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 2 1 1 1
KA
) 10 10
10 (
30)
10
¡30)
10(3
0)
10 {
30)
10 (
30)
10 (
30)
10 (
40)
10 10 10 10
15 (
100) 15
15(1
00)
15
(100
)
CLA
SE 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Kh(
Wh/
rev)
0.6
0.6
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8 o.a
2.7
0.6
0.6
0.6
0.6
3.6 1.2
1.8
1.8
TOTA
L
EN
ER
. FA
CT.
(KW
H-M
ES
)
276 14 11
31
1
155
109
28
153
137
129
129
48
120
193
55 0 0
7723
EN
ER
GÍA
C
ON
SU
MID
A
% E
RR
OR
6.61
0.07
•¡.2
6
-8.8
6
-0.9
5
-2.8
0.12
-0.2
4
-20.
7
-6.5
1
-18.
23
42.5
62.3
3
1.92
. -7
3.36
-100
-100
KW
H R
EA
L
263.
28
14.0
0
11.0
0
332.
33
155.
00
109.
87
28.0
0
153.
00
162.
62
134.
82
149.
94
28.5
6
47.6
0
193.
00
95.9
0
0.00
(45.
6)
7801
.86
EN
ER
. D
IP.
(KW
H-M
ES
)
-12.
72
0.00
0.00
21.3
3
0.00
0.87
0.00
0.00
25.6
2
5.82
20.9
4
-19.
44
-72.
40
0.00
40.9
0
0.00
(45.
6)
78.8
6
OB
SE
RV
AC
ION
ES
DE
SC
AL1
BR
AD
O (
OB
SO
LET
O),
DA
DO
DE
BA
JA
DE
SC
ALI
BR
AD
O (
OB
SO
LETO
), D
AD
O
DE
BA
JA
DE
SC
ALI
BR
AD
O
(RE
TIR
AD
O),
NE
CE
SIT
A M
AN
TE
NIM
IEN
TO
NO
RE
GIS
TRA
CO
NS
UM
O.
Pl O
NE
S R
OT
OS
.TIE
NE
SE
LLO
S
NE
CE
SIT
A C
HE
QU
EO
(RE
TIR
AD
O)
NO
RE
GIS
TRA
C
ON
SU
MO
,
PI O
NE
S R
OT
OS
.TIE
NE
SE
LLO
S
NE
CE
SIT
A R
EV
ISIO
N(R
ETI
RA
DO
)
TOTA
L C
UE
NT
ES
: 75
PE
RD
IDA
S M
UE
STR
A
(%}:
PE
RD
IDA
S T
OTA
LES
(M
WH
/ME
S):
PE
RD
IDA
S T
OTA
LES
{%
):
1.01
3.57
*
0.65
'
RE
ALI
ZAD
O P
OR
:LI
NO
DA
QU
ILE
MA
NO
TA:
(*)
VA
LOR
ES
EX
TRA
PO
LAD
OS
ANEXO 3.6
RESULTADOS DE LAS INVESTIGACIONES DE USUARIOS DIRECTOS
PARA EL AL 2/1
PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS EERSA
CONCEPTO:IDENTIFICACIÓN:FECHA:
USUARIOS DIRECTOSAL. 2-S/E 1D1CIEMBRE-95
No.
1
2
NOMBRE
VENTA AMBULANTE DECASETTES MUSICALES
SEDE "PSC"
SECT.
C
C
DIRECCIÓN
GUAYAOUIL-COLON
5 DE JUNIO-1RA CONSTITUYENTE
CARGA INST.(W)
50
350
TOTAL
ENER. CALC.(KWH-APía)
146
1022
1168
TOTAL USUARIOS:KWH-MES CALCULADO:ENERGÍA DISPONIBLE (MWH-MES):% E. DISP.:
297
545.70.02
REALIZADO POR: UNO DAOUILEMA
t
ANEXO 3.7
RESULTADOS DE LOS ABONADOS INVESTIGADOS PARA EL ANÁLISIS
DE PERDIDAS POR ERRORES DE LECTURA Y FACTURACIÓN
t
fe
PROGRAMA DE PERDIDAS NEGRAS EERSA
CONCEPTO;
IDENTIFICACIÓN;
FECHA LECTURA I
FECHA LECTURA FNAL:
ERRORES DE LECTURA í FACTURACIÓN
AL. 2-S/E 1
24-10-95
20-1 1-95
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
15
17
IB
19
20
21
22
23
24
25
25
27
28
29
30
NOMBRE
CHIRBDGA FERNANDO
YIMJEZA c LUISZAM8RANO V CESAR AUGUSTO
LARREA V JOSÉ
LARREA JULIA C D
LARREA V JOSÉ
BARRIGA LUZ MARÍA DE
MORA JORGE E
CHAVEZ JOSÉ L
COOP DE EDUCADORES
COOP EDUCADORES CHlMBOR.
RODRÍGUEZ C RAFAEL
LEMA SATÁN DEUA
MONGE ESTUARDO
ALVAREZ MANUELSALAZAR ALBAN ÓSCAR E
SALAZAR ALBAN ÓSCAR E
SALAZAR ALBAN ÓSCAR E
ALVAREZ COQUE JESÚS M
PARRA E WALTER
PARRA G WALTER
CARVAJAL WLFRDOGARCÍA S FLAVO
ENPROVIT
CABEZAS NARANJO JAiME
VELA ÍEPEZ GONZALO
8DMFAZ LUS ENRÜUE
GUERRERO ANTONCTA D
CABEZAS NARANJO MARCO R
HIDALGO G BOLÍVAR
CUENTA
B039
B04-0
55546
B 0 4 1
B042
B043
3044
B045
8046
34103
59399
B04B
B049
8051
B052
93710
BB03B
9256B
B4B76
8054
B055
8056
8057
B05B
4-4696
88290
57595
BOBO
42957
8064
LECTURA INICIAL
LECTOR
7057
481
2845
2128
5575
B125
517
2735
19267
17397
6960
6320
76
1B99
7211
3574
21002
1714
9B47
579
7574.
5448
19593
522
5014
9565
PROrEC
7067
4B1
2845
212B
5575
B125
617
2735
19267
17397
6960
8320
75
1899
7211
3574
21002
1714
9B44
579
7574
544B
19593
622
5592
9665
LECTURA FINAL
LECTOR
7057
502
2B99
2135
574B
B12B
B&O
2796
20452
1756B
6974
6432
79
201 1
7401
3751
210BB
1B029BSO
B32
7570
561319B43
632
501495B7
PROYEC
70BB
502
2899
2135
574B
B12B
660
2796
20452
175&B
6974
6432
79
2011
7401
3751
210BB
1802
9B50
632
7670
5613
19B43
632
6592
9694
roTAL MUESTRA
LEC. D1GIT.
C. CDMPU.
0
21
54
7173
3
43
60
1185
17!
14
112
0
112
190
77
86
8B
3
232
14B
'• 165
250
0
0
22
3216
LEC. FACT.
PROYECTO
21
2!
54
7
173
3
43
51
1185
171
14
112
3
112
190
77
B6
88
6
153
96
165
250
10
100
29
3230
ENER. Df.
_ÍKWH-MES)— -
21
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
3
-79
-52
0
0
10
100
7
14
OBSERVACIONES
CUENTA DADA DE BAJA
ERROR DE LECTURA
CUENTA DAOA DE BAJA
CUENTA DADA DE BAJA
ERROR DE EACTURACDN
ERROR DE LECTURA
ERROR DE FACTURACON
ERROR DE FACTURACDN
CUENTA DADA DE BAJA
ERROR DE FACTURACIÓN
ERROR DE LECTURA
ERROR DE LECTURA
TOTAL CUNTES: 3 O
PERDOAS MUESIRA (%)-. 0.44
PERDOA5 TOTALES (MWH-MES); 1.5 4
PERDtDAS TOTALES (%): 0.2B
NOTA: (*) VALORES EXTRAPOLADOS
REALIZADO POR: LINO DAOUIEMA
f;
ANEXO 3.8
FORMULARIO UTILIZADO POR LA EERSA PARA LA LIQUIDACIÓN
DE USUARIOS INFRACTORES
EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A.
DIRECCIÓN DE COMERCIALIZACIÓN
DPTO. DE CONTROL DE PERDIDAS DE ENERGÍA
CUENTA: 3578 TARIFA: C
CONSUMOS PROMEDIOS ANTES DE LA REVISIÓN
L. FINAL
8295
L. INIC.
7175
DIFERENCIA
1120
PERIODO
MESES
8
ENERGÍA
PROMEDIO
140
CONSUMOS PROMEDIOS DESPUÉS DE LA REVISIÓN
L. FINAL
8721
LINIO.
8295
DIFERENCIA
426
PERIODO
MESES
1
ENERGÍA
PROMEDIO
426
DIFERENCIA A
RELIQUIDAR/MES
286
PERIODO DE INRACCION MESES:
ENERGÍA RELIQUIDADA:
ENERGÍA POR ALUMB. PUBLICO:
TOTAL:
286 KWH VALOR S/. : 43625
67 KWH " VALOR POR A.P.: 8725
353 KWH TOTAL S/. : 52350
ENERGÍA A RELIQUIDARSE: 2825 KWH
VALOR POR RELIQUIDARSE (S/.}:
MULTAS (20% Decreto 2001 )(s/.}:
DERECHO DE INSPECCIÓN:
DERECHO DE RECONEXION:
TOTAL (S/.) >
418800
8376050006000
513560
Yo,
ACEPTACIÓN Y COMPROMISO DE PAGO DEL VALOR
, en representad n del Sr.
cliente de la E.E.R.S.A., acepto los t?rrninos de la presente relíquídaci n
y me comprometo a su cancelad n total, mediante la ¡nclusi n de cuota(s)
en la(s) pr xima(s) planilla{s) de pago de servicio el?ctrico.
Firma: Fecha:
ANEXO 3.9
CODIFICACIÓN DE INFRACCIONES
PROYECTO DE CONTROL Y REDUCCIÓN DE PERDIDAS NEGRAS EERSA
CODIFICACIÓN DE INFRACCIONES
GENERAL
A, CONEXIONES
DIRECTAS
B. MANIPULEO EXTERNO
MEDIDOR
C. MANIPULEO INTERNO
MEDIDOR
D. INFRACCIONES AL
CONTRATO
DESCRIPCIÓN
Perforad n acometidas
Puentes, borneras quemadas
Puente bobinas
Cambio polaridad
Rotura sellos
Uso dispositivos externos
Perforad n
Intervenci n bobinas
Intervenci n engranajes
Disco frenado
Descalibrací n
Estar en mora
Servicio a terceros
Tarifa diferente
Demanda diferente
CODIF1C.
A1
A2
B1
B2
B3
B4
B5
C1
C2
C3
C4
D1
D2
D3
D4
MULTA OBSERVACIONES
