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ENERO

CRÉDITOS

Ing. Hernán Verdugo Crespo Director Ejecutivo ECUACIER DIRECTOR DE LA PUBLICACIÓN Lcda. María José Castro Relacionista Pública ECUACIER COORDINACIÓN GENERAL Y EDICIÓN Archivo MERNNR y ECUACIER FOTOGRAFÍA Sofía Albornoz Villacrés DISEÑO Y DIAGRAMACIÓN Editorial Ecuador IMPRESIÓN

EDITORIAL

ING. HERNÁN VERDUGO CRESPO Director Ejecutivo ECUACIER

NUEVAS OPORTUNIDADES, MÁS EXIGENCIAS

on oportunidad de la realización de la 54ª Reunión de Altos Ejecutivos de la Comisión de Integración Energética Regional RAE 2019, realizada en Quito el pasado mes de noviembre, surgieron muchas preguntas e innumerables inquietudes. Para quienes estamos sobre los 50 años, las cosas han pasado con inimaginables cambios, de la máquina de vapor a robots en casa, la convergencia de las tecnologías digitales, físicas y biológicas nos han demostrado que el mundo en pocos años ha cambiado con una velocidad que no todos han podido ponerse a tono con los nuevos modelos de vida, y hoy nos invita a pensar que el mundo de hoy en pocos años 5,10 o 15 no será ni la mitad de lo que conoceremos. A gran escala y a toda velocidad vivimos transformaciones de toda índole y al participar de la Cuarta Revolución Industrial debemos ser responsables y conscientes en preparar nuestro conocimiento a fin de entender, los efectos y posibles problemas que todo esto acarrea, ya que las repercusiones impactarán en

todos los sectores, industrias y sus mercados, asimismo en el trabajo, ingresos, estilo de vida, etc. Si hablamos de revolución, y de su etapa más intensa, no se trata únicamente de desarrollo, sino del encuentro de desarrollos y su construcción, basados en la revolución anterior; lo cual implica también la combinación de infraestructura física con destacados e impresionantes softwares, sensores, nanotecnología, tecnología digital de comunicaciones; todo esto con la indispensable presencia del internet. La cuarta revolución se diferencia de las demás por la velocidad, el alcance y el impacto en los sistemas. Como sector electro energético, en este evento de gran altura tanto por los temas tratados como por el elevado conocimiento de nuestros conferencistas y panelistas, debemos mencionar algunas líneas de las enseñanzas y conceptos que se han dado acerca de la adaptación del sector electro energético a esta revolución, en el proceso de implementación de las 3 D’s: Descarbonización, Digitalización, Descentralización.

Los cambios tecnológicos se derivan de: 1 Un mayor uso de fuentes de energía renovables de naturaleza intermitente, Descarbonización. Debemos trabajar en la implementación de la generación eléctrica a través de fuentes renovables como Energía Fotovoltaica, Eólica, Hidrógeno y otras no contaminantes, eliminando el uso de derivados de petróleo o carbón, para lo cual se hace necesario un incentivo al mayor uso de energías renovables (descarbonización). Hemos tenido falsos comienzos para el hidrógeno en el pasado; esta vez podría ser diferente, los recientes éxitos de la energía solar fotovoltaica, la energía eólica, las baterías y los vehículos eléctricos han demostrado que las políticas y la innovación tecnológica tienen el poder de construir industrias globales de energía limpia. 2 Avances de las técnicas digitales y sus aplicaciones, Digitalización La digitalización de los procesos aumentará (robótica, inteligencia artificial, etc.), telemedición y más aplicaciones. 3 Un rol más activo de los Sistemas de Distribución, Descentralización. La generación distribuida es una realidad, las compañías de distribución enfrentarán cambios dramáticos, para lo cual se requiere más interacción entre Operador de sistema de distribución y Operador de sistema de transmisión. La generación distribuida, tendrá como efecto una reducción muy importante en la utilización de las redes de transmisión y de distribución, las exigencias actuales hacen necesaria una red diferente, con nuevas oportunidades y más exigencias, el reto es transformarnos oportuna y eficientemente.

Los sectores eléctricos y el cambio climático La demanda mundial de electricidad en 2018 aumentó en un 4%, o 900 TWh, creciendo casi el doble de rápido que la demanda general de energía. Aun así, la generación a partir de centrales eléctricas de carbón y gas también aumentó considerablemente para satisfacer la mayor demanda de electricidad, aumentando las emisiones de CO2 del sector en un 2,5%. Las emisiones de la generación de energía alcanzaron aproximadamente 13 Gt, o el 38% (China: 27%, EUA:15%, EU: 10%, India:7%) de las emisiones totales de CO2 relacionadas con la energía el año pasado. La mitad del crecimiento de la demanda mundial de energía provino del sector eléctrico, en respuesta al mayor consumo de electricidad.

La red del futuro debería ser confiable, flexible, segura y resiliente; a continuación, se nombran las principales características esperadas de la red bajo el nuevo entorno. 1 Conectar generación y almacenamiento: conectar fuentes de potencia variable a gran escala, dispositivos de almacenamiento avanzado y fuentes renovable intermitentes, manteniendo potencia reactiva en el sistema. 2 Habilitar el mercado de energía mayorista: permitir el intercambio de energía a través de grandes distancias, con nuevas capacidades de comunicación y control (múltiples direcciones). 3 Ser Autorrecuperable: detener automáticamente cortes y colapsos, aislar problemas, evitar su propagación y permitir la rápida restauración. Supervisar el estado del sistema y comunicar la información clave. 4 Motivar e incluir al cliente: dar poder al cliente para tomar decisiones de uso final que aumenten la eficiencia energética, permitir a los clientes que participen de un modo interactivo (respuesta a señales de precio). 5 Proveer alta calidad de la potencia, proveer calidad cuando y donde sea necesario para una sociedad digital que depende cada vez más de dispositivos sensibles basados en microprocesadores (hogares, oficinas, edificios e industrias). 6 Ser seguro, ser poco vulnerables a errores humanos, desastres naturales, ataques físicos y cibernéticos. 7 Optimizar activos y operar de manera eficiente, utilizar las líneas de transmisión tan eficientemente como sea posible; integrar y coordinar activos para maximizar su función general de una manera económica. No debemos perder de vista que las energías renovables que hoy están entrando en sustitución de la energía producida con la emisión de CO2, también en unos años estarán produciendo residuos que igual contaminarán el ambiente, como son los miles o millones de paneles solares que serán sustituidos por nuevas tecnologías, ya que a decir de los estudiosos, cada 5 años estará cambiando en un 60% la tecnología, lo cual debe ponernos en alerta para que las nuevas generaciones estén pendientes de mantenerse informados de los pasos acelerados que cambian el mundo. Tomando en cuenta estos avances tecnológicos, es indispensable tomar acciones urgentes en los sistemas regulatorios del sector eléctrico a fin de que podamos adaptarnos a la nueva realidad con el menor número de problemas en su implementación.

ÍNDICE GENERAL CAMPOS ELÉCTRICOS Y MAGNÉTICOS (CEM) PRODUCIDOS POR EL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA (SEP) DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A. (EERSSA)

PROGRAMA DIESEL OFF CENTRAL HÍBRIDA ISABELA

ARQUITECTURA DE INFORMACIÓN PARA REPORTERÍA EN EL SISTEMA CIS/CRM

MARCO NORMATIVO, METODOLÓGICO Y CONCEPTUAL PARA LA DETERMINACIÓN DEL COSTO Y PLIEGO TARIFARIO DEL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO GENERAL

CONTRATACIÓN PÚBLICA, UNA HERRAMIENTA EFICIENTE UTILIZADA POR CENTROSUR

IMPACTO DE MICROGENERACIÓN FOTOVOLTAICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE CNEL EP GLR

USO DEL MUESTREO ESTADÍSTICO EN LA FISCALIZACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TOMA DE LECTURAS Y ENTREGA DE FACTURAS

EVALUACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN DE PARARRAYOS DE ÓXIDO DE ZN SIN EXPLOSORES ACORDE A LA IEC 60099-4

LUCY, ASISTENTE VIRTUAL (CHATBOT) DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A. (EERSSA)

PUNTO DE INFLEXIÓN EN LA GESTIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS EN LA CNEL MANABÍ PERIODO JUNIO-NOVIEMBRE DE 2009

¡ECUACIER 50 AÑOS INTEGRANDO AL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO!

54ª REUNIÓN DE ALTOS EJECUTIVOS DE LA CIER RAE ECUADOR 2019

MECANISMO COMERCIAL APLICABLE A LA GENERACIÓN FOTOVOLTAICA PARA AUTOABASTECIMIENTO DE CONSUMIDORES FINALES

111

SOCIOS ECUACIER

2020

FUENTE:SUBESTACIÓN OBRAPÍA 69/13.8 KV. LOJA – ECUADOR

CAMPOS ELÉCTRICOS Y MAGNÉTICOS (CEM) PRODUCIDOS POR EL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA (SEP) DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A. (EERSSA) Ing. Franco Eddy Pineda Ochoa Ingeniero Eléctrico LIBRE EJERCICIO PROFESIONAL

Ing. Franco Xavier Pineda Delgado Ingeniero Eléctrico EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL SUR S.A.

PRESENTACIÓN DEL TEMA Considerando la variable ambiental como un nexo integrador entre los servicios tecnológicos, las personas y el ambiente, se deriva la preocupación por la salud humana y los factores que pudieran influir en ella; es necesario realizar y dar a conocer los resultados de las mediciones de los campos eléctricos y magnéticos en las instalaciones del SEP de EERSSA, a través de

la Gerencia de Gestión Ambiental se realiza el control de resultados de las mediciones de CEM, aplicando la norma de radiaciones no ionizantes. Libro VI anexo 10 del Texto Unificado de Legislación Secundaría del Ministerio del Ambiente (TULSMA). Estos resultados se traducen en bienestar para la Empresa, así como para sus trabajadores, clientes y público en general de disponer de un servicio eléctrico

edición

en la Región del Sur, libre de afectaciones de campos eléctricos y magnéticos.

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SEP DE LA EERSSA La EERSSA es responsable de la gestión técnica y administrativa del sistema eléctrico de potencia de la región sur conformada por las provincias de Loja, Zamora Chinchipe y el Cantón Gualaquiza de la Provincia de Morona Santiago con un área total de 22.787,55 km². La demanda máxima del sistema es de 69,03 MW. El sistema de generación está constituido por: Central de generación hidroeléctrica Carlos Mora Carrión con potencia instalada de 2.4 MW, y producción de energía anual de: 15.392,99 MWh en el año 2018. Central de generación hidroeléctrica Isimanchi con potencia instalada de 2.25 MW, y producción de energía anual de: 1.230,30 MWh en el año 2018. Central de generación térmica Catamayo con potencia instalada de 19.74 MW, y producción de energía anual de: 147,63 MWh en el año 2018. El sistema de subtransmisión está constituido por: 525,74 kilómetros de línea de transporte de alto voltaje a 69 kV, 17 km de línea de medio voltaje a 22 kV y 25 subestaciones: 21 con una capacidad de transformadores de 181,35 MVA y 4 subestaciones de seccionamiento. El sistema de distribución está constituido por: 58 alimentadores primarios con 5834,63 kilómetros de línea de medio voltaje en 13.8. 21 alimentadores primarios con 2247,86 kilómetros

de medio voltaje en 22 kV. 17856 transformadores de distribución de 13.8/12.7 y 22/12.7 kV con una potencia instalada de 344,35 MVA. 5214 kilómetros de redes de bajo voltaje. 64.983 luminarias con potencia instalada de 7697 kW. 203.965 medidores de energía para la atención de clientes.

DESARROLLO La energía eléctrica que se produce en las centrales de generación y la adquirida en el Mercado Eléctrico Mayorista es transportada por el área de concesión a través de las líneas eléctricas de alto voltaje, a 69.000 voltios. Las subestaciones eléctricas de 69/22 kV y 69/13.8 kV constituyen los nodos de la red de transporte, y su función consiste en distribuir la energía por cada línea de subtransmisión en función de la generación y demanda de cada zona y a su vez transformarla a voltajes inferiores para alimentar a la red de medio voltaje, que es la que suministra a centros urbanos y rurales. Mediante un adecuado mallado de líneas y subestaciones de alto voltaje que cubre la provincia de Loja y como sistema radial para el resto del área de concesión se consigue una red de transporte de energía eléctrica segura y fiable, capaz de minimizar las pérdidas y garantizar el suministro a los clientes de EERSSA. La Empresa Eléctrica Regional del Sur S. A., consciente del interés e inquietud social que genera la posible incidencia de los campos eléctricos y magnéticos en la salud de las personas, sigue con detenimiento los estudios científicos que se llevan a cabo sobre este tema en otros países y procura a través de este artículo mantener informada a la opinión pública de

ARTÍCULO - EERSSA

2020

los resultados de las mediciones en centrales de generación, líneas de subtransmisión, subestaciones y redes de distribución.

llegar a 20 kV/m durante una tormenta, el campo se descarga a través de los relámpagos causando que una corriente fluya.

Campos Electromagnéticos (1)

Los campos electromagnéticos se dan de forma natural en el entorno, el organismo está habituado a convivir con ellos a lo largo de la vida; por ejemplo, el campo magnético estático natural de la Tierra 25 micro Teslas (μT) en el Ecuador geográfico y 65 μT en los polos.

Los campos eléctricos y magnéticos, comúnmente llamados campos electromagnéticos (CEM), son líneas invisibles de fuerza que se producen como resultado del movimiento de una carga eléctrica. Provienen de fuentes naturales y generadas por el hombre. Las fuentes naturales son la luz natural, la luz ultravioleta y las tormentas eléctricas. La principal fuente generada por el hombre es el voltaje. El flujo de corriente a través de cables o aparatos eléctricos crea campos magnéticos. Las redes de tendido eléctrico, el cableado eléctrico y el equipo electrónico producen CEM de frecuencias variables. Otras fuentes de CEM son: rayos X, radiofrecuencias, hornos microondas, teléfonos celulares y las computadoras. Según la Organización Mundial de la Salud, no se ha comprobado que la exposición a corto plazo a los CEM en bajas concentraciones presentes en el ambiente o en la casa sea dañina para la salud humana. La exposición a mayores concentraciones de CEM posiblemente dañinas se restringe por medio de normativas nacionales e internacionales. Los campos eléctricos existen espontáneamente en la naturaleza como consecuencia de las diferencias de voltaje entre la atmósfera y el suelo o entre diferentes partes de la atmosfera. El campo eléctrico estático natural de la Tierra tiene una intensidad de 100 a 150 voltios por metro (V/m), en condiciones normales, pero que puede

Todos ellos forman parte del “espectro electromagnético” y se diferencian en su frecuencia, que determina tanto sus características físicas como los efectos biológicos que pueden producir en los organismos expuestos. Sin embargo, el sistema eléctrico funciona a una frecuencia extremadamente baja 50 Hz, ó 60 Hz en países Europeos y Americanos en su orden, lo que se denomina frecuencia industrial, dentro de la región de las radiaciones no ionizantes del espectro, por lo que transmiten muy poca energía, además; a frecuencias tan bajas el campo electromagnético no puede desplazarse como lo hacen, por ejemplo, las ondas de radio, lo que implica que desaparece a corta distancia de la fuente que lo genera. Al igual que cualquier otro equipo o aparato que funcione con energía eléctrica, las líneas eléctricas de alto voltaje generan un campo eléctrico y magnético de frecuencia industrial. Su intensidad dependerá de diversos factores, como el voltaje, potencia eléctrica que transporta, geometría del apoyo, número de conductores, distancia de los conductores al terreno.

Cálculo Aproximado De Campo Magnético: Se considera a la línea de alto voltaje como un conductor y aplicamos la Ley de Biot-Savart

9 FUENTE: SUBESTACIÓN OBRAPÍA 69/13.8 KV – EERSSA, LOJA – ECUADOR

edición

Donde la dimensión de la densidad de flujo magnético viene dada por la fórmula:

Dónde:

µоI 2πr

μo = Permeabilidad magnética. Depende del medio. En el vacío y aire tiene un valor de 4Wπx10-7 T∙m/A. I = Intensidad de corriente en Amperios (A) r = Distancia en m desde el conductor hasta el punto donde

se mide el campo magnético. Ej.: Determinar la densidad del flujo magnético B, en un punto de una distancia de 10m del conductor que conduce una corriente de 100A.

µоI 4πx10 -7 T·m/Ax100A = = 2 x 10-6T=2µT 2πr 2π · 10m

RESULTADOS TABLA 1: RESULTADO DE MEDICIONES DE CAMPOS ELÉCTRICOS Y MAGNÉTICOS DE MAYOR VALOR REGISTRADOS EN EL SEP DE EERSSA AÑO 2018

CAMPO ELÉCTRICO Intensidad Campo Eléctrico

DESCRIPCIÓN

E (V/m) MÍNIMO

MÁXIMO

CAMPO MAGNÉTICO Densidad de Flujo Magnético (B) (µT) MÍNIMO

GENERACIÓN: Central Hidroeléctrica Carlos Mora Carrión 2.4 MW - 2,3/22 kV 1065,5 2906,2

Transformador Grupo 2 Subestación Seccionamiento Carlos Mora 22kV S/E Obrapía 69/13.8 kV, Transformador 2

SUBESTACIONES

S/E Palanda 69/22 kV, Transformador 1

2817,6 3197,5

MÁXIMO

1025,8 2756,5

0,890 0,401

0,754 0,393

2770,0

0,739

0,720

3115,0

0,111

0,099

LINEAS DE SUBTRANSMISIÓN 69 kV Cariamanga - Sozoranga - Macará, estructura #98922.

3059,9

2946,7

0,072

0,060

Obrapía – San Cayetano, estructura #129749.

1458,6

1453,7

0,528

0,446

2186,7

2179,3

0,829

0,760

RED DE DISTRIBUCIÓN 13,8 kV

Red de Distribución Trifásica, estructura #129201, A/P Norte

Red de Distribución Trifásica, estructura #39337, A/P El Calvario

415,8

385,0

0,259

0,246

FUENTE: INFORME TÉCNICO DE MONITOREO Y EVALUACIÓN DE PARÁMETROS DE CONTROL DE RADIACIONES NO IONIZANTES DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS EN SUBESTACIONES. (2018) (MEDICIONES EN CAMPO). EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A., LOJA, ECUADOR

ARTÍCULO - EERSSA

Según la NORMA DE RADIACIONES NO IONIZANTES DE CAMPOS ELECTROMAGNETICOS publicada en el Suplemento - Registro Oficial Nro. 41 del 14 de marzo de 2007, LIBRO VI ANEXO 10 del Texto

2020

Unificado de Legislación Secundaría del Ministerio del Ambiente (TULSMA), establece los niveles de referencia para la exposición a campos eléctricos y magnéticos de 60 Hz.

TABLA 2: NIVELES DE REFERENCIA PARA LA EXPOSICIÓN A CAMPOS ELÉCTRICOS Y MAGNÉTICOS DE 60 HZ Intensidad Campo Eléctrico (E) (V ™ -1)

Intensidad Campo Magnético (H) (A m-1)

Densidad de Flujo Magnético (B) (Microteslas)

Público en General

4 167

Personal Ocupacionalmente Expuesto

8 333

333

417

Tipo de Exposición

FUENTE: COMISIÓN INTERNACIONAL DE PROTECCIÓN DE RADIACIONES NO IONIZANTES (ICNIRP), 1998 RECOMENDACIONES PARA LIMITAR LA EXPOSICIÓN A CAMPOS ELÉCTRICOS, MAGNÉTICOS Y ELECTROMAGNÉTICOS (HASTA 300 GHZ). (ACUERDO MINISTERIAL 155, 2007, LIBRO VI [ANEXO10])

CONCLUSIONES Campo Eléctrico: Los campos eléctricos medidos en el año 2018 no superan los niveles de referencia como se indica en gráfico adjunto:

Intensidad de Campo Eléctrico

INSTALACIONES SEP-EERSSA

Personal Ocupacionalmente Expuesto

8333,0

Público en general Red de Distribución Trifásica, estructura #39337, A/P El Calvario

4167,0

415,8

Red de Distribución Trifásica, estructura #129201, A/P Norte Obrapía-San Cayetano, estructura #129749

2186,7

1458,6

Cariamanga-Sozoranga-Macará, estructura #98922 S/E Palanda 69/22 kV, Transformador 1

3059,9

3197,5

S/E Obrapía 69/13 kV, Transformador 2

2817,6

2906,2

Subestación Seccionamiento Carlos Mora 22kV Transformador Grupo 2

1065,5 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

E(v/m) FUENTE: AUTOR

Campo Magnético: Los valores de campos magnéticos medidos son menores a la unidad y se encuentran muy por debajo del valor referencial (83 µT), por lo tanto, no existe riesgo de la exposición electromagnética para los trabajadores ni para la población en sitios donde puedan permanecer mucho tiempo actualmente. Los resultados de campos electromagnéticos medidos y que se encuentran dentro de los límites se deben al cumplimiento de normas técnicas

para la construcción de los sistemas eléctricos de potencia y normativa ecuatoriana en Texto Unificado Legislación Secundaria, medio Ambiente libro VI (TULSMA), vigentes en el país. Se observan los valores máximos medidos de campo eléctrico en la L/S/T de 69 kV,CariamangaSozoranga-Macará, estructura #98922 (3197.5 V/m) y S/E Palanda 69/22 kV (3059.9 V/m), expresados en porcentaje respecto al valor límite son de 76.74% y 73.43% en su orden.

edición

RECOMENDACIONES Dar continuidad a las mediciones de campos electromagnéticos, ya que los valores de los campos experimentan variaciones en función de la dinámica del sistema eléctrico de potencia (Incremento de la Demanda de Energía) y por lo tanto existe variación en los campos electromagnéticos. Se recomienda a las empresas eléctricas, entidades gubernamentales y a la ciudadanía en general; evitar la exposición a campos electromagnéticos en el SEP, para lo cual es necesario respetar las regulaciones vigentes en el país como son: franjas de servidumbre para líneas de servicio de energía eléctrica y distancias de seguridad entre redes eléctricas y edificaciones, según Resolución Nro ARCONEL-018/18.

REFERENCIAS, BIBLIOGRAFÍAS Y CITAS Estadística Del Sector Eléctrico Ecuatoriano Anual y Multianual. (2018). Agencia de Regulación y Control de Electricidad- ARCONEL. Quito, ECU. Recuperado de https://www.regulacionelectrica.gob.ec/wp-content/ uploads/downloads/2019/08/Estad%C3%ADsticaAnualMultianual2018.pdf Ministerio Del Ambiente. (14 de marzo del 2007) LIBRO VI [ANEXO10]. Expídanse Normas Técnicas Ambientales para la Prevención y Control de la Contaminación Ambiental para los Sectores de Infraestructura: Eléctrico, Telecomunicaciones y Transporte (Puertos y Aeropuertos) [155]. DO: Suplemento -- Registro Oficial Nro. 41. Campos electromagnéticos (CEM).(2007). Organización Mundial de la Salud – (OMS). Recuperado de https://www.who.int/peh-emf/publications/facts/ fs322/es/ Cifuentes Campos M. E. & Camacho Herold P. A. (16-19 - 10 - 2018). Informe Técnico de Monitoreo y Evaluación de Parámetros de Control de Radiaciones No Ionizantes de Campos Electromagnéticos en Subestaciones. (Mediciones en Campo). Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A., Loja, Ecuador.

Realizar cálculos de CEM en los puntos o zonas donde el valor de su medición este cerca o mayor al 70 % del valor límite; además disponer de simulación de valores de CEM para horas de demanda máxima con la finalidad de determinar y considerar la modificación o cambio de las estruturas actualmente instaladas y en uso en el SEP de EERSSA a fin de reducir los valores de CEM medidos en el SEP.

FUENTE: SUBESTACIÓN SAN CAYETANO 69/13.8 KV, ERRSA, LOJA – ECUADOR

2020

ARQUITECTURA DE INFORMACIÓN PARA REPORTERÍA EN EL SISTEMA CIS/CRM Ing. Javier Fernando Sarmiento Oyola Especialista de Proyectos SIDGE CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CNEL EP

a implementación del sistema SAP CIS/CRM con sus diferentes módulos comerciales es ya una realidad en las 3 empresas distribuidoras de energía eléctrica más grandes del país: CNEL Unidad de Negocios Guayaquil, Empresa Eléctrica Quito y Empresa Eléctrica CENTROSUR; fruto de varios años de trabajo en el proyecto de implementación por parte profesionales expertos en sus diferentes áreas, bajo el liderazgo del entonces Ministerio de Electricidad y Energía Renovable con su emblemático proyecto SIGDE. El CIS/CRM en sus diferentes módulos fue desarrollado por la multinacional SAP, empresa alemana fundada en

1972 cuyo sistema transaccional ha sido implementado en las más grandes empresas a nivel mundial, competidor directo de firmas como Oracle e IBM, su capitalización bursátil a la fecha es de 163.60B. Al ser un sistema muy grande requiere de una sólida arquitectura compuesta de diferentes plataformas de servicio, ya sean sus bases de datos, infraestructura de red, aplicaciones de usuario final, herramientas para desarrolladores, etc. así como servicios que se integran de forma independiente como es el caso del servicio de reportería, que tal como está construido no depende directamente del sistema transaccional por tanto no afecta su disponibilidad ante cualquier eventualidad.

edición

El objetivo de este artículo es exponer las herramientas tecnológicas que conforman la plataforma utilizada para brindar el servicio de reportería del sistema comercial CIS/CRM y finalmente aportar con recomendaciones de mejora. La arquitectura de información que sirve de base para el servicio de reportería en el sistema SAP en Ecuador fue definida dentro del equipo de trabajo

compuesto por técnicos de las empresas eléctricas y consultores especializados durante la etapa previa a la implementación de dicho sistema. Esta arquitectura ha brindado el servicio desde entonces y es utilizada diariamente para trabajos de actualización y mantenimiento de los modelos existentes y para extracción de información bajo demanda. La plataforma utiliza herramientas nativas de SAP, algunas de las cuales se exponen a continuación.

HERRAMIENTAS TECNOLÓGICAS UTILIZADAS SAP HANA Uno de los productos estrella de SAP es su motor de base de datos HANA (High-performance Analytics Appliance), un aparato en memoria que permite hacer análisis y Business Intelligence (BI) en tiempo real. Al mantener la información en la memoria RAM, no es necesario que el procesamiento consulte los datos en disco en primera instancia, lo cual ofrece un mejor rendimiento y velocidad de las aplicaciones analíticas y transaccionales. Su procesamiento multi-motor permite además el almacenamiento de los datos en filas o columnas, para datos relacionales o tratamiento de gráficos, texto, análisis espacial, big data; en fin múltiples funcionalidades. SAP HANA A platform for a new class of real-time analyitics and applications

Information Composer & Modeling Studio Planning & Calculation Engine Real-time Replication Services Text Search & Text Analysis Predictive Analysis & Business Function Libraries In-Memory Database Spatial Processing Data Services R & Hadoop Integration

FIGURA 1. FUNCIONALIDADES DE SAP HANA, FUENTE: https://www.numerictech.com/saphana.php

ARTÍCULO - CNEL EP

2020

Quienes tienen alguna experiencia en el mundo del BI saben que los cubos de información típicamente necesitan de la creación de estructuras físicas ya sean tablas o archivos donde se almacena la información procesada y lista para el consumo del usuario final, tanto de dimensiones como de hechos y en ciertos casos tablas agregadas o resúmenes. Sin embargo, con HANA y las bases de datos en memoria, esto ha cambiado ligeramente.

Analytic Views y Calculation Views, cada una de ellas funcionando en diferentes motores de procesamiento de HANA.

Las vistas de información (Information Views) de SAP HANA son creadas para modelar un subconjunto de datos y de este modo, cubrir las necesidades de información en tiempo real de un proceso de negocio. Estas vistas actúan como una capa intermedia entre los datos y los usuarios finales y como su nombre lo indica son modelos virtuales que no precisan de la creación de tablas físicas para su consumo.

SAP BO (BUSINESS OBJECT)

Hay 3 tipos de vistas en HANA: Attribute Views,

Estas vistas contienen la lógica de las relaciones entre las diferentes tablas del sistema CIS-CRM, cálculos, consultas SQL y demás componentes necesarios para que el usuario final tenga la información que requiere.

SAP Business Objects es una suite de aplicaciones para inteligencia de negocios y reportería que sirve para disponibilizar la información de las bases transaccionales a los usuarios finales a través de reportes operativos, gerenciales, etc. Se integra nativamente a la base de datos SAP HANA ya sea de forma directa o mediante estructuras de datos denominadas “Universos”.

FIGURA 2. DIAGRAMA DE INTEGRACIÓN SAP HANA-BO, FUENTE: https://itelligencegroup.com/us/local-blog/analytics-local-blog/s4hana_analytics_tech_blog/

En la arquitectura actual la herramienta de BO más utilizada es “Web Intelligence” para construir reportes operativos y listados que permiten al usuario final contar con la información a un bajo nivel de detalle y así poder validarla y generar sus informes o indicadores. Además de esta herramienta, existen otras que sirven para autoconsumo (self-service) como “SAP Lumira” para elaborar informes gerenciales, “SAP Dashboards” para armar cuadros de mando, “SAP Analysis for OLAP” o “SAP Analysis for Excel” para manipular la información en entornos de trabajo con objetos tipo tablas dinámicas, “SAP Analytics” para análisis predictivo y muchas otras. Estas herramientas permiten una mayor flexibilidad en el consumo de información, algunas de ellas están siendo evaluadas y probadas a fin de ponerlas en producción y que los usuarios finales en las empresas saquen el mayor provecho posible.

RESULTADOS DE LA IMPLEMENTACIÓN Son muchas las ventajas y funcionalidades de esta plataforma, pero vamos a mencionar las más importantes de aquellas que ya se encuentran implementadas.

edición

Información en línea y on-line

Información a medida y homologada Dado que la construcción de modelos de información es escalable y las vistas de HANA son reutilizables, es factible la puesta en producción y el mantenimiento de los modelos de forma rápida, siempre y cuando se conozcan las fuentes de datos y el requerimiento del usuario. Además los reportes son factibles de ser personalizados por empresa sin perder la homologación de un sistema único.

CONCLUSIONES

FIGURA 3. REPORTE DE BO “FACTURACIÓN GLOBAL POR CLASE DE DOCUMENTO”

Es necesario destacar que, gracias a que las aplicaciones residen en repositorios centralizados, en los centros de datos nacionales, es factible para los organismos de control en cualquier momento consultar la información de operación en el momento, de forma individual por empresa o consolidada, desde cualquier lugar del mundo en la página Web del sistema de reportería, incluso a través de dispositivos móviles.

Información entregada de forma automática y directo al correo /buzón FTP

Como hemos visto, son varias las herramientas disponibles ya implementadas en el sector eléctrico que se integran de forma nativa y que cuentan con el respaldo de su funcionamiento en empresas multinacionales; pero existe mucho camino aún por recorrer en el consumo y manejo de la información. De igual forma los esfuerzos del personal técnico son dispersos, se requiere mucho tiempo de investigación por el poco conocimiento de las estructuras de los sistemas y de las herramientas de trabajo para poder utilizar todas sus funcionalidades. La arquitectura actual se soporta sobre componentes de bases de datos HANA cuyos datos crecen constantemente y consumen una gran cantidad de recursos, lo cual puede presentar a futuro congestionamiento en el servicio hacia el usuario final.

RECOMENDACIONES Es necesario consolidar y administrar un gobierno de la información con alcance nacional que dé soporte a las empresas distribuidoras donde están implementados estos sistemas.

FIGURA 4. REPORTE DE BO “CANTIDAD DE RECLAMOS POR AGENCIAS”

SAP BO tiene la funcionalidad de “calendarizar la generación de reportes” con descarga automática y envío a correos electrónicos, buzones FTP y otros medios. En la Corporación Nacional de Electricidad, Unidad de Negocios Guayaquil aprovechan estas funcionalidades de forma diaria para la operación de cortes/reconexiones y otras gestiones en campo, así como para consumo interno, interfaces con municipios, obtención de reportería regulatoria para ARCONEL, etc.

Hay que mantener al personal técnico capacitado de forma especializada en las estructuras de SAP en sus diferentes módulos, administración de bases de datos HANA, así como en las herramientas de consulta, visualización y desarrollo; de esta forma aprovecharemos de mejor manera el potencial que tienen estas plataformas con los consecuentes beneficios para el sector. Es importante revisar los recursos asignados al componente de base de datos e implementar estrategias de archivado de datos fríos, con miras al crecimiento de los datos y la integración de las demás empresas distribuidoras, a fin de seguir brindando un servicio de calidad.

2020

CONTRATACIÓN PÚBLICA, UNA HERRAMIENTA EFICIENTE UTILIZADA POR CENTROSUR Mgtr. Pablo Eduardo Barahona Vásquez Jefe de la Sección de Recaudación de la Dirección Comercial EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A. Mgtr. Carmen Yolanda Jaramillo Calle Docente UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CUENCA Mgtr. Glenda Maricela Ramon Poma Docente UNIVERSIDAD DE CUENCA

PRESENTACIÓN DEL TEMA Las instituciones públicas en la actualidad han recibido fuertes críticas por parte de la ciudadanía debido fundamentalmente al mal uso de recursos, los tan sonados casos de corrupción en la adjudicación de cuantiosos contratos, o en la compra de bienes y servicios sobrevalorados y de mala calidad, nos

llevan a realizar un análisis sobre los procesos de contratación pública en el Ecuador de tal forma que nos permita determinar cuáles son los procesos que más inconvenientes tienen tomando como ejemplo a la empresa eléctrica haremos el análisis de todos los procesos que se han realizado y cuales han sido cumplidos a cabalidad y cuales han sido mal llevados y ejecutados.

edición

máxima autoridad será el ejecutivo de cada uno de ellos” (LOSNCP, 2017, pág. 5).

CARACTERÍSTICAS GENERALES Para un mejor análisis de los procesos de contratación pública en el Ecuador se procede a exponer algunas definiciones que intervienen en el proceso:

Contratación pública

Se refiere a todo procedimiento concerniente a la adquisición o arrendamiento de bienes, ejecución de obras públicas o prestación de servicios, incluidos los de consultoría. Se entenderá que cuando el contrato implique la fabricación, manufactura o producción de bienes muebles, el procedimiento será de adquisición de bienes. Se incluyen también dentro de la contratación de bienes a los de arrendamiento mercantil con opción de compra. (LOSNCP, 2017, pág. 4).

Contratista

“Es la persona natural o jurídica, nacional o extranjera, o asociación de éstas, contratada por las entidades contratantes para proveer bienes, ejecutar obras y prestar servicios, incluidos los de consultoría” (LOSNCP, 2017, pág. 4).

Máxima autoridad

“Quien ejerce administrativamente la representación legal de la entidad u organismo contratante. (…) en los gobiernos autónomos descentralizados, la

“Oferta que cumpliendo con las especificaciones y requerimientos técnicos, financieros y legales exigidos en los documentos precontractuales, oferte el precio más bajo” (LOSNCP, 2017, pág. 5).

Mejor costo en Obras, o en Bienes o Servicios No Normalizados

Oferta que brinde a la entidad las mejores condiciones presentes y futuras en los aspectos técnicos, financieros y legales, sin que el precio más bajo sea el único parámetro de selección. En todo caso, los parámetros de evaluación deberán constar obligatoriamente en los Pliegos. (LOSNCP, 2017, pág. 5).

Consultor

“Persona natural o jurídica, nacional o extranjera, facultada para proveer servicios de consultoría” (LOSNCP, 2017, pág. 4).

Mejor costo en bienes o servicios normalizados

Mejor costo en Consultoría

Criterio de Calidad y Costo con el que se adjudicarán los contratos de consultoría, en razón de la ponderación que para el efecto se determine en los Pliegos correspondientes, y sin que en ningún caso el costo tenga un porcentaje de incidencia superior al veinte por ciento(20%). (LOSNCP, 2017, pág. 5).

Pliegos

“Documentos precontractuales elaborados y aprobados para cada procedimiento que se sujetarán a los modelos establecidos” (LOSNCP, 2017, pág. 6).

Comisión técnica

El artículo 42 de la LOSNCP (2017) señala el accionar de la comisión técnica como sigue.

Para la realización de concursos públicos y contratación por lista corta, la dependencia, entidad u organismo respectivo conformará, en cada caso, una comisión técnica que tome a su cargo y responsabilidad el llevar adelante los procesos previstos para cada concurso, la que deberá actuar de conformidad con los pliegos aprobados para el efecto. De ser necesario se podrá conformar una o más subcomisiones de apoyo a la comisión técnica. FUENTE: ARCHIVO CENTROSUR

ARTÍCULO - CENTROSUR

Corresponde a la máxima autoridad de cada dependencia o entidad que convoque al concurso de consultoría, aprobar en armonía con esta Ley y su Reglamento general, los Pliegos, Términos de Referencia, presupuesto referencial y demás documentos del concurso. Son atribuciones de la Comisión Técnica, calificar, seleccionar y negociar con los consultores oferentes.

En determinados casos, debido a la complejidad y magnitud de los trabajos de consultoría requeridos, la máxima autoridad de la Institución podrá convocar a procesos de precalificación de consultoría o presentación de manifestaciones de interés. El Reglamento a la presente Ley establecerá las normas para viabilizar estos procesos. (pág. 20).

El artículo 18 del Reglamento LOSNCP (2015) define como se debe integrar la Comisión técnica de la siguiente manera: Para cada proceso de contratación de: 1. Consultoría por lista corta o por concurso público; 2. Subasta inversa, cuyo presupuesto referencial sea superior al valor que resulte de multiplicar el coeficiente 0.000002 por el monto del Presupuesto Inicial del Estado; 3. Licitación; y, 4. Cotización, se conformará la correspondiente Comisión Técnica integrada de la siguiente manera:

Un profesional designado por la máxima autoridad, quien la presidirá; El titular del área requirente o su delegado; y, Un profesional afín al objeto de la contratación designado por la máxima autoridad o su delegado. (…) En los procesos de subasta inversa cuyo presupuesto referencial sea igual o inferior al valor que resulte de multiplicar el coeficiente 0.000002 por el monto del Presupuesto Inicial del Estado, no se requiera la conformación de la Comisión Técnica referida en este artículo (pág. 7). 1. 2. 3.

2020

FUENTE: ARCHIVO CENTROSUR, ING. FRANCISCO CARRASCO, PRESIDENTE EJECUTIVO CENTROSUR

DESARROLLO En una organización que está regida bajo la contratación pública, Aponza (2016) afirma que:

La escogencia del contratista se hace a través de licitación pública y ésta conlleva varios pasos que se deben surtir para su legalidad tales como la apertura mediante acto administrativo motivado, la elaboración de los pliegos de condiciones, el aviso público de apertura de la licitación, audiencia de aclaraciones, presentación de propuestas, cierre, evaluación y adjudicación mediante acto motivado (pág. 1).

En cambio, para las sociedades privadas Aponza (2016) también señala que:

No están obligadas a contratar mediante una licitación pública, sino que pueden hacerlo de forma privada y directa. La ventaja de esta última forma da mayor flexibilidad y celeridad a los procesos de contratación, pero también puede eventualmente restar transparencia, pues en estos eventos la posibilidad de alegar alguna irregularidad en la asignación del proceso es más remota (pág. 1).

En este sentido se considera que, en el ámbito de la contratación pública en el Ecuador, para que una empresa contratante pueda adjudicar un contrato a un contratista, a primera instancia es necesario que

edición

este último debe estar inscrito en el Registro Único de Proveedores (RUP), ya que aquí se puede verificar, por parte de la entidad contratante, la información que acredita la experiencia, capacidad jurídica, capacidad financiera y capacidad máxima de contratación. Por el contrario, en el campo de la contratación privada, un oferente requiere participar en la licitación con una buena propuesta. Claro está que en el sector privado es más difícil realizar algún tipo de reclamos en cuanto a la selección del proveedor se refiere, ya que de cierta manera solo depende de la empresa que requiere el servicio. Por la transparencia en la gestión administrativa, la Constitución Política del Ecuador exige a todas las instituciones del Estado que conforman el sector público a difundir a través del portal de información del Servicio Nacional de Contratación Pública (SERCOP), así como de los medios necesarios a disposición del público, toda la información referente a procesos de contratación. Una empresa pública del Ecuador está ligada al Servicio Nacional de Contratación Pública SERCOP

que es una organización que lidera y regula la gestión transparente y efectiva del servicio de contratación pública, constituyéndose en un instrumento de política pública, dinamizando el desarrollo económico y social del país. La Ley Orgánica del Sistema Nacional de Contratación Pública (LOSNCP), expedido por el Pleno de la Asamblea Constituyente, con registro oficial suplemento 395 de 4 de agosto del 2008, en su artículo 1 trata sobre el objeto y ámbito de la ley, indica: “Esta ley establece el Sistema Nacional de Contratación Pública y determina los principios y normas para regular los procedimientos de contratación para la adquisición o arrendamiento de bienes, ejecución de obras y prestación de servicios, incluidos los de consultoría” (LOSNCP, 2017, pág. 2). Desde la implementación de esta ley y su reglamento hasta la fecha han existido varias modificaciones, que tienen que ser consideradas en un proceso de contratación pública. Los montos de contratación en el año 2018 y los tipos de contratación el Servicio Nacional de Contratación Pública se resumen en la siguiente figura:

Presupuesto Inicial del Estado: $34.853’371.653,72 CONTRATACIÓN Bienes y Servicios Normalizados Bienes y Servicios No normalizados

Obras

Consultoría

PROCEDIMIENTOS

MONTOS DE CONTRATACIÓN

Catálogo Electrónico

Sin límite de monto

Subasta Inversa

Mayor a $6.970,67

Ínﬁma Cuantía

Menor a $6.970,67

Menor Cuantía

Menor a $69.706,74

Cotización

Entre $69.706,74 y $522.800,57

Licitación

Mayor a $522.800,57

Menor Cuantía

Menor a $243.973,60

Cotización

Entre $243.973,60 y $1’045.601,15

Licitación

Mayor a $1’045.601,15

Contratación integral por precio ﬁjo

Mayor a $243.973,60

Contratación Directa

Menor o igual a $69.706,74

Lista Corta

Mayor a $69.706,74 y menor a $522.800,57

Concurso Público

Mayor o igual a $522.800,57 FIGURA 1. MONTOS DE CONTRATACIÓN PÚBLICA 2018 FUENTE: (SERVICIO NACIONAL DE CONTRATACIÓN PÚBLICA, 2018)

ARTÍCULO - CENTROSUR

Para el año 2018 el presupuesto general del estado fue de treinta y cuatro mil ochocientos cincuenta y tres millones trecientos setenta y un mil seiscientos cincuenta y tres 72/100 dólares de los Estados Unidos de América (US$34,853,371,653.72); que producto de multiplicar por el coeficiente 0.000002 resulta el valor de US$69,706.74; es decir, que de acuerdo al artículo 18 del Reglamento LOSNCP (2015), para procesos de subasta inversa cuyo presupuesto referencial sea igual o inferior a este valor, no se requiere de la conformación del comisión técnica. Para realizar el análisis pertinente tomaremos como muestra a la empresa eléctrica con el fin de determinar los movimientos que se realizan en relación a la contratación pública y el manejo del presupuesto destinado desde el gobierno central.

2020

La empresa Eléctrica Regional CENTROSUR, es una compañía distribuidora y comercializadora de energía, que durante su vida institucional ha tomado a los cambios como oportunidades que le permiten desarrollarse y evolucionar, buscando siempre satisfacer a sus clientes de la región. Tomaremos a la Empresa Eléctrica como la muestra para realizar un análisis de como se manejan los procesos de adjudicación del presupuesto general del estado.

RESULTADOS El presupuesto asignado a la Empresa Eléctrica, fue adjudicado de la siguiente manera:

PROCESOS

NÚMERO

Otros Licitación Subasta Inversa Electrónica Menor Cuantía de Obras Producción Nacional Contratación Directa Ínﬁma Cuantía Cotización Régimen Especial Catálogo Electrónico TOTAL

2 1 143 88 1 62 2350 42 18 366 3073

TABLA 1: PROCESOS REALIZADOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

NÚMERO DE PROCESOS PUBLICADOS - 2018 Otros 2 Licitación 1 Subasta Inversa Electrónica

143

Menor Cuantía de Obras Producción Nacional 1

88 62

Contratación Directa

2350

Ínﬁma Cuantía Cotización

Régimen Especial 18

Catálogo Electrónico

366 0

500

1000

1500

2000

2500

ILUSTRACIÓN 1: PROCESOS PUBLICADOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

edición

Podemos observar que los procesos publicados el de mayor porcentaje del 78% con un total de 2350 corresponden a ínfima cuantía, luego el de catálogo

PROCESOS Otros Licitación Subasta Inversa Electrónica Menor Cuantía de Obras Producción Nacional Contratación Directa Ínﬁma Cuantía Cotización Régimen Especial Catálogo Electrónico TOTAL

electrónico con el 12%, es decir 366 procesos, en tercer lugar, los de subasta inversa electrónica con el 5% de 143 procesos y con el 5% el resto de procesos.

MONTO ($) 35.483,27 1.795.701,59 10.837.042,26 3.146.378,60 50.000,00 1.293.180,22 1.617.553,83 6.967.995,25

887.679,00 16.580.668,20

43.211.682,22

TABLA 2: MONTOS ADJUDICADOS POR PROCESOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

MONTOS ADJUDICADOS POR PROCESOS - 2018 Otros Licitación Subasta Inversa Electrónica Menor Cuantía de Obras Producción Nacional Ínﬁma Cuantía

1.795.701,59 10.837.042,26 3.146.378,60

50.000,00

1.293.180,22

1.617.553,83

Cotización Régimen Especial Catálogo Electrónico

887.679,00

6.967.995,25

MILES DE DÓLARES

Contratación Directa

35.483,27

16.580.668,20

ILUSTRACIÓN 2: MONTOS ADJUDICADOS POR PROCESOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

En la ilustración podemos ver el 38% del monto se adjudica a catálogo electrónico, el 25% a subasta

inversa electrónica, el 16% a cotización, el 7% a menor cuantía de obras y el 14% en los demás procesos.

ARTÍCULO - CENTROSUR

Otros

PROCESOS

2020

TOTAL

0 0

Licitación

Subasta Inversa Electrónica

Menor Cuantía de Obras

Producción Nacional

Contratación Directa

2350

Ínﬁma Cuantía

Cotización

Régimen Especial

210

Catálogo Electrónico

2607

TOTAL

TABLA 3: PROCESOS CONTRATADOS Y FINALIZADOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

NÚMERO DE PROCESOS CONTRATADOS Y FINALIZADOS - 2018 Otros 0 Licitación 0

Subasta Inversa Electrónica Menor Cuantía de Obras 2

Producción Nacional 1 Contratación Directa 0

2350

Ínﬁma Cuantía Cotización 0

Régimen Especial 7 Catálogo Electrónico

210 0

500

1000

1500

2000

2500

ILUSTRACIÓN 3: PROCESOS CONTRATADOS Y FINALIZADOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

Como podemos ver en la ilustración de los 2607 procesos contratados y finalizados el 90% de estos

pertenecen a los de ínfima cuantía, el 8% a catálogo electrónico y el 2% a los demás procesos.

edición

PROCESOS

MONTO ($) -

Otros

Licitación

Subasta Inversa Electrónica Menor Cuantía de Obras Producción Nacional Contratación Directa Ínﬁma Cuantía Cotización

Régimen Especial

Catálogo Electrónico TOTAL

1.040.908,09 35.547,33

50.000,00 -

1.617.553,83 -

100.648,11

9.902.474,16

12.747.131,52

TABLA 4: MONTO POR PROCESOS CERRADO, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

MONTO POR PROCESO CERRADO - 2018 Otros 0 Licitación 0

Subasta Inversa Electrónica

1.040.908,09

Menor Cuantía de Obras 35.547,33 Producción Nacional 50.000,00 Contratación Directa 0 Ínﬁma Cuantía

1.617.553,83

Cotización 0 Régimen Especial Catálogo Electrónico

100.648,11 9.902.474,16

ILUSTRACIÓN 4: MONTO POR PROCESO CERRADO,FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

Al hablar de montos de los procesos contratados y finalizados el 78% corresponde a catalogo electrónico,

PROCESOS Procesos Contratados Procesos Cerrados

TOTAL 3073 2607

TABLA 5: PROCESOS CONTRATADOS VS CERRADOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

Podemos observar que de 3073 procesos que es el 100% se han finalizado 2607 representando el 84.8% de procesos.

el 12% a ínfima cuantía, el 8% a subasta inversa electrónica y el 2% a resto de procesos.

NPC VS NPC Procesos Contratados Procesos Cerrados

3073

2607

ILUSTRACIÓN 5: PROCESOS CONTRATADOS VS CERRADOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

ARTÍCULO - CENTROSUR

PROCESOS

MONTO ($)

43.211.682,22

Proceso Contratado

12.747.131,52

Proceso Cerrado

TABLA 6: MONTOS DE PROCESOS CONTRATADOS VS CERRADOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

MPCO VS MPCE Procesos Contratados Procesos Cerrados

43.211.682,22 12.747.131,52

ILUSTRACIÓN 6: MONTOS DE PROCESOS CONTRATADOS VS CERRADOS, FUENTE: EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A., 2018

En la ilustración podemos observar que de $ 43.211.682 que representa el 100% contratado solamente el 29 % ha sido cerrado.

CONCLUSIONES Luego de haber analizado la información obtenida podemos concluir que a pesar de que los procesos contratados se han cerrado el 85%, considerando un porcentaje muy alto, no así en el monto invertido ya que solamente el 29% ha sido finalizado y se ha concluido con el proceso.

2020

Lo que podemos concluir es que el trabajo realizado por el equipo del área de adquisiciones perteneciente a la Dirección Administrativa Financiera se desarrolla de una manera adecuada, razón por la cual ha sido reconocido por el ente rector de contratación pública SERCOP, y considerada una Empresa referente a nivel regional. Del análisis de los resultados obtenidos por la Empresa Eléctrica Regional CENTROSUR C.A., en la ejecución presupuestaria del año 2018, podemos concluir que existe una eficiencia en la optimización de los recursos del presupuesto establecido, y eficacia en la consecución de los objetivos planteados por parte de la Administración, para cumplir con los proyectos propuestos en beneficio de los habitantes de las Provincias: Azuay, Cañar y Morona Santiago que representa su área de concesión.

RECOMENDACIONES Revisar y actualizar de manera continua el listado de los procesos publicados. Generar un reporte del estado de procesos en el que indique si se encuentran en ejecución o ya han cumplido el plazo, para así poder gestionar con el administrador del contrato el cierre del mismo. Notificar al Administrador del Contrato para que informe el estado en el que se encuentra el proceso y mantener una base actualizada.

2020

CURSOS CORTOS DE LA CIER CURSOS

ÁREA

FECHAS

Gestión de activos de distribución

Distribución

3 feb - 1mar

Gestión de los procesos de desarrollo de red

Distribución

24 feb - 22mar

Comercializacion

2mar - 3may

Comercialización de la energía

Distribución

23mar - 12abr

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Normas internacionales de información financiera

Corporativa

30mar - 26abr

Integra el PROFIN pero puede realizarse de forma independiente

Arc Flash

Distribución

6abr - 25abr

Sistemas de energía, tecnologías de generación y redes eléctricas

Corporativa

6abr - 3may

Integra el PARSE pero también puede realizarse en forma independiente

Pérdidas de energía en el sector eléctrico. Un reto permanente para las empresas y la sociedad

Distribución

6abr - 10may

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Subestaciones de media tensión

Distribución

20abr - 23may

Análisis económico financiero en el sector eléctrico

Corporativa

27abr - 24may

Integra el PROFIN pero puede realizarse de forma independiente

Regulación de la distribución para clientes regulados y calidad de servicio

Corporativa

4may - 31may

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Economía y marco normativo sectorial

Corporativa

4may - 24may

Integra el PARSE pero también puede realizarse en forma independiente

Generación distribuida

Distribución

11may - 7jun

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Tarifas en distribución para clientes regulados en el sector de la energía eléctrica

Distribución

25may - 5jul

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Gestión integral del mantenimiento de activos de generación, transmisión y distribución

Distribución

8jun - 28jun

Gestión del negocio de distribución

Distribución

8jun - 5jul

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Comunicaciones para los sistemas de control y protección de SSEE eléctricas, smart grid, vehículo eléctrico y energías renovables

Varias áreas

8jun - 31jul

CIER / CIRCE

Sistemas de protecciones de redes de distribución

Distribución

15jun - 19jul

Economía del despacho y la planificación del sistema eléctrico

Corporativa

22jun - 19jul

Fundamentos de auscultación y seguridad de presas

Generación

6jul - 15ago

Comportamiento humano en la organización

Distribución

6jul - 2ago

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Redes de distribución y tecnologías

Distribución

6jul - 9ago

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Tecnologías de la información y la comunicación con los stakeholders

OBSERVACIÓN Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente Integra el PPGNDpero puede realizarse de forma independiente

Integra el PARSE pero también puede realizarse en forma independiente

edición

CURSOS CORTOS DE LA CIER CURSOS

ÁREA

FECHAS

Gestión de riesgos en el sector energético. Particularización para la utility verticalemente integrada y para los riesgos de mercados financieros

Corporativa

25may - 21jun

Regulación de la transmisión y los mercados de energía

Corporativa

20jul - 9ago

Integra el PARSE pero también puede realizarse en forma independiente

Gestión ambiental en distribución

Distribución

3ago - 6sep

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Termografía y ultrasonido

Distribución

3ago - 22ago

Smart Grids. Nuevos desafíos y oportunidades para su desarrollo

Distribución

10ago - 13sep

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Regulación de la distribución para clientes regulados y calidad de servicio

Distribución

10ago - 13sep

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Líneas de transmisión

Transmisión

10ago - 12sep

Curso de certificación en eficiencia energética

Generación / Distribucion

agosto septiembre

Auditorías energéticas y norma ISO 50001

Generación / Distribución

agosto septiembre

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Gestión de riesgos en el sector energético. Particularización para la utility verticalemente integrada y para los riesgos de mercados financieros

Corporativa

7sep - 27sep

Integra el PROFIN pero puede realizarse de forma independiente

Big Data

Varias Áreas

7sep - 10oct

Calidad de producto. Forma de onda, potencia. Distribucion de energía eléctrica. Situación actual y tendencias

Distribución

7sep - 3oct

CIER / CIRCE

Tarifas en distribución para clientes regulados en el sector de la energía eléctrica

Corporativa

7sep - 18oct

Integra el PARSE pero también puede realizarse en forma independiente

Planificación de las redes eléctricas de distribución

Distribución

14sep - 18oct

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Energía solar fotovoltaica

Generación

14sep - 24oct

Nuevas tendencias sobre calidad de servicio en la distribución de energía eléctrica

Distribución

1jun - 28jun

Trabajos con Tensión. Seguridad y gestión eficiente de los TcT. Su impacto en la calidad, seguridad y eficiencia

Distribución

14sep - 24oct

Varias Áreas

28sep - 13dic

Cables apantallados (subterráneos y otros) de media tensión

Distribución

5oct - 9nov

Operación y explotación de redes de distribución

Distribución

19oct - 8nov

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

Varias Áreas

2nov - 28nov

CIER/PULLNET

Gestión de activos de distribución

Distribución

9nov - 6dic

Energía eólica

Generación

18nov - 15dic

Varias Áreas

cuarto trimestre

Curso avanzado en tecnología, regulación y financiación de energías renovables

Seguridad informática de los sistemas de operación

Almacenamiento eléctrico. Tecnología, aplicaciones y perspectivas

OBSERVACIÓN Integra el PROFIN pero puede realizarse de forma independiente

Integra el PROFIN pero puede realizarse de forma independiente

Integra el PPGND pero puede realizarse de forma independiente

CIER/ACCIONA

2020

PROGRAMA AVANZADO EN REGULACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO (PARSE) CURSOS PROGRAMA

ÁREA

COMPLETO

Corporativa

FECHAS

OBSERVACIÓN

6abr - 25oct 6abr - 12abr

Modulo 0 - Introducción a la Plataforma e-learning Sistemas de energía, tecnologías de generación y redes eléctricas

Corporativa

13abr - 3may

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Economía y marco normativo sectorial

Corporativa

11may - 24may

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Regulación de la generación y mercados eléctricos

Corporativa

1jun - 21jun

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Economía del despacho y planificación

Corporativa

29jun - 19jul

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Regulación de la transmisión

Corporativa

27jul - 9ago

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Regulación de la distribución para clientes regulados y calidad de servicio

Corporativa

17ago - 6sep

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Tarifas en distribución para clientes regulados en el sector de la energía eléctrica

Corporativa

14sep - 18oct

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

PROGRAMA DE PERFECCIONAMIENTO EN LA GESTIÓN DEL NEGOCIO DE LA DISTRIBUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO (PPGND) Distribución

4may - ago2021

Módulo 0-1 Introducción a la Plataforma E-learning e Introducción al curso

Distribución

4may - 10may

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Regulación de la distribución de energía

Distribución

11may - 31may

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Tarifas en distribución para clientes regulados en el sector de la energía eléctrica

Corporativa

1jun - 5jul

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Redes de distribución y tecnologías

Distribución

13jul - 9ago

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Smart Grids. Nuevos desafíos y oportunidades para su desarrollo

Distribución

17ago - 13sep

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Planificación de las redes eléctricas de distribución

Distribución

21sep - 18oct

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Operación y explotación de redes de distribución

Distribución

26oct - 8nov

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Gestión de activos de distribución

Distribución

16nov - 6dic

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

PROGRAMA COMPLETO

RECESO HASTA EL 2021. REINICIO EN FEBRERO

edición

CURSOS

ÁREA

FECHAS

OBSERVACIÓN

Distribución

15feb - 7mar

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Comercialización

8mar - 21mar

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Pérdidas de energía en el sector eléctrico. Un reto permanente para las empresas y la sociedad

Distribución

22mar - 18abr

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Introducción a la generación distribuida

Distribución

26abr - 16may

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Gestión del negocio de la distribución

Distribución

24may - 13jun

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Comportamiento humano en la organización

Corporativa

21jun - 11jul

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Gestión ambiental en el sector eléctrico

Corporativa

19jul - 15ago

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Sistemas IT y en la distribución

Distribución

16ago - 22ago

Gestión de los procesos de desarrollo de la red Comercialización de la energía

PROGRAMA AVANZADO EN FINANZAS (PROFIN) PROGRAMA AVANZADO EN FINANZAS (PROFIN)

ÁREA

FECHAS

Corporativa

6abr - 6dic

Normas NIIF

Corporativa

30mar - 26abr

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Análisis económico financiero en el sector eléctrico

Corporativa

27abr - 24may

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Gestión de riesgos en el sector energético. Particularización para la utility verticalmente integrada y para los riesgos de mercados financieros

Corporativa

25may - 21jun

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

Tecnología, regulación y financiamiento de energías renovables

Corporativa

28sep - 13dic

Este curso también puede realizarse fuera del PROGRAMA

PROGRAMA COMPLETO

OBSERVACIÓN

2020

USO DEL MUESTREO ESTADÍSTICO EN LA FISCALIZACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TOMA DE LECTURAS Y ENTREGA DE FACTURAS Ricardo Rendón Mera, Mgs. Director de Catastro y Facturación Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad - CNEL EP Diana Loja Santos, Mgs. (c) Profesional de Catastro y Facturación Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad - CNEL EP

PRESENTACIÓN DEL TEMA El muestreo estadístico y su aplicación en la fiscalización de una actividad masiva como la toma de lecturas o entrega de facturas constituye una poderosa herramienta que, desde un punto de vista más práctico y eficiente, contribuye a agilitar los procesos de liquidación de las referidas actividades de campo, sin perder de vista el aseguramiento de la calidad que se espera de estos servicios.

CARACTERÍSTICAS GENERALES Para efectuar un control adecuado del personal que

realiza las actividades de toma de lecturas y entrega de facturas, impulsando una mejora en su gestión, es necesario considerar lo siguiente: La Regulación Nro. ARCONEL 005/18 define la calidad del servicio comercial como un atributo relacionado con la atención al consumidor final prestado por la distribuidora, la cual implica, entre otros factores, la adecuada facturación. Entre las obligaciones de la distribuidora descritas en la Regulación Nro. ARCONEL 005/18, se establece: levantar, registrar, procesar y analizar

edición

la información necesaria para la determinación de todos los índices e indicadores de calidad. Las empresas distribuidoras deben cumplir con lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL 004/18, en cuyo numeral 16.1 describe acerca de cómo debe ser llevado a cabo el proceso de toma de lecturas, mientras que el numeral 16.5 refiere a la obligatoriedad en la entrega de facturas; ambos procesos establecen periodos de tiempo que deben cumplirse, lo cual es verificado por los fiscalizadores. Las Normas de Control Interno (Contraloría General del Estado, 2016) promueven el correcto funcionamiento administrativo de las entidades y organismos del sector público ecuatoriano, con el objeto de buscar la efectividad, eficiencia y economía en la gestión institucional. Específicamente, la norma aplicable a este proceso se detalla a continuación: 401-03 Supervisión Los directivos de la entidad, establecerán procedimientos de supervisión de los procesos y operaciones, para asegurar que cumplan con las normas y regulaciones y medir la eficacia y eficiencia de los objetivos institucionales, sin perjuicio del seguimiento posterior del control interno.

La supervisión de los procesos y operaciones se los realizará constantemente para asegurar que se desarrollen de acuerdo con lo establecido en las políticas, regulaciones y procedimientos en concordancia con el ordenamiento jurídico; comprobar la calidad de sus productos y servicios y el cumplimiento de los objetivos de la institución. Permitirá además, determinar oportunamente si las acciones existentes son apropiadas o no y proponer cambios con la finalidad de obtener mayor eficiencia y eficacia en las operaciones y contribuir a la mejora continua de los procesos de la entidad. Con base en la normativa antes referida, y con la finalidad de incorporar un elemento de control a las actividades de campo de toma de lecturas y entrega de facturas, la máxima autoridad de CNEL EP aprobó en el año 2015 el procedimiento para la fiscalización de servicios comerciales, con una última actualización realizada en el año 2018. En el mismo se describen las tareas respecto al modelo estadístico a aplicarse para la generación de la muestra de fiscalización.

DESARROLLO La fiscalización adecuada mediante comprende las siguientes fases:

PROYECCIÓN EJECUCIÓN SELECCIÓN

• Seleccionar muestra a fiscalizar.

• Inferir errores muestrales al universo.

• Realizar fiscalización en campo. • Determinación de errores muestrales.

PLANIFICACIÓN

• Establecer cronograma de fiscalización. • Definir tamaño de la muestra. FIGURA 1: FASES DEL PROCESO DE FISCALIZACIÓN POR MUESTREO

muestreo

ARTÍCULO - CNEL EP

Cálculo de muestra Con base en el cronograma de fiscalización previamente establecido (de acuerdo a sectores, planes y rutas de

2020

operación), se determina el tamaño mínimo de la muestra a fiscalizarse considerando todos los parámetros estadísticos, de acuerdo a la fórmula siguiente:

Dónde: N= Total de actividades de toma de lectura y entrega de facturas (por cada contrato u orden de compra) n= Tamaño de la muestra Zα= Coeficiente de la tabla de distribución normal estándar que representa el nivel de confianza mínimo establecido para la fiscalización, que dependerá de la totalidad de actividades. CNEL EP lo aplica en función de la tabla 1:

CANTIDAD DE ACTIVIDADES Hasta 5000

INT. CONFIANZA 90%

5001-20000

92%

20001-50000

94%

50001-100000

96%

100001-150000

97%

150001-200000

98%

200001-250000

99%

250001-400000

99,50%

Mayor a 400000

99,98%

TABLA 1: INTERVALOS DE CONFIANZA EN FUNCIÓN DEL TOTAL DE ACTIVIDADES

Probabilidad esperada del parámetro a evaluar que se utiliza para definir el mayor tamaño posible de la muestra (en este caso 0,5). q= 1–p (probabilidad no esperada del parámetro a evaluar). e= Margen de error permisible. CNEL EP definió el 3%.

edición

Con base en el resultado de la fórmula para el cálculo del tamaño de la muestra, y considerando la cantidad de clientes y el número de contratos existentes en cada Unidad de Negocio de CNEL EP, la muestra mínima Unidad de Negocio Bolívar El Oro Esmeraldas Guayaquil Guayas-Los Ríos Los Ríos Los Ríos Los Ríos Los Ríos Los Ríos Los Ríos Manabí Milagro Santa Elena Santo Domingo Santo Domingo Santo Domingo Santo Domingo Santo Domingo Santo Domingo Sucumbíos CNEL EP

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

mensual requerida para cada contrato u orden de compra (vigente) de toma de lecturas y entrega de facturas se detalla a continuación: Número de Tamaño de actividades muestra 65.005 1.151 252.019 2.170 119.779 1.295 615.496 3.819 342.249 2.058 21.301 940 1.321 480 35.339 957 64.892 1.151 86.705 1.157 35.970 957 319.089 2.174 141.682 1.297 120.689 1.295 77.486 1.155 80.605 1.155 76.011 1.154 79.042 1.155 79.835 1.155 74.688 1.154 107.192 1.293 2.796.395 29.122

TABLA 2: CANTIDAD DE MUESTRA A FISCALIZAR POR CADA CONTRATISTA DE CNEL EP

trabajos de campo, aplicando la fórmula para el cálculo de la muestra definida previamente:

700

4500

600

4000 3500

500

3000

400

2500

300

2000 1500

200

1000

100 -

Contratistas 1

Tamaño de la muestra

Cantidad de actividades

(Miles)

La figura 2 muestra la relación que existe entre la muestra obtenida y la cantidad de actividades asignadas (a cada contratista) para la realización de los

500 2

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Tamaño de la muestra

Número de actividades

FIGURA 2: COMPARACIÓN ENTRE LA MUESTRA Y EL UNIVERSO DE ACTIVIDADES

ARTÍCULO - CNEL EP

Dado que la fiscalización debe aplicarse a cada contrato u orden de compra, la proporción de la muestra en relación al universo de clientes de una Unidad de Negocio (UN), se puede concluir que el tamaño de la muestra total para una UN dependerá de dos factores: universo de clientes y cantidad de contratistas a fiscalizar, siendo este último el más relevante, toda vez que cada contrato tiene su particularidad y puede

UNIDAD DE NEGOCIO Bolívar

El Oro Esmeraldas

Guayaquil Guayas-Los Ríos Los Ríos Manabí Milagro

Santa Elena Santo Domingo Sucumbíos CNEL EP

2020

tener un administrador distinto, y por ende, debe fiscalizarse de manera independiente. La proporción indicada se muestra en la tabla 3, evidenciándose que las Unidades de negocio con mayor número de contratistas (Los Ríos y Santo Domingo con 6 cada uno) presentan porcentajes más altos en comparación con otras UN que tienen cantidades similares de clientes en su universo.

MUESTRA TOTAL 1.151 2.170 1.295

3.819 2.058 5.642 2.174 1.297 1.295 6.928 1.293 29.122

% SOBRE UNIVERSO 1,77% 0,86% 1,08% 0,62% 0,60% 2,30% 0,68% 0,92% 1,07%

1,48% 1,21% 1,04%

TABLA 3: PORCENTAJE DE LA MUESTRA RESPECTO AL UNIVERSO

A nivel Corporativo se puede apreciar que, con una muestra mínima de 29.122 actividades (que representa el 1,04% del total de actividades asignadas por CNEL EP), un nivel de confianza superior al 90% y un margen de error del 3%, resulta fácil inferir estadísticamente el resultado de la ejecución de un proceso de toma de lecturas y entrega de facturas a nivel corporativo (con más de 2 millones de actividades asignadas por CNEL EP a los prestadores del servicio), con lo que el costo asociado a las actividades de fiscalización se reduce en relación a lo que se venía cancelando en años anteriores. Actualmente, el costo promedio que se cancela por cada fiscalización (externa) es de $1.54.

MUESTREO

Selección de muestra Con la cantidad obtenida en el cálculo de la muestra, se selecciona la misma usando el muestreo estratificado por asignación proporcional (Contraloría General de la República de Chile, 2012), de donde se extrae de cada grupo de emisión (clientes facturados), de manera aleatoria, la cantidad de fiscalizaciones a realizarse. La figura 3 ilustra mejor este concepto:

POBLACIÓN

MUESTRA

FIGURA 3: APLICACIÓN DEL MUESTREO ESTRATIFICADO EN LA UN GUAYAQUIL

edición

Para garantizar la selección aleatoria de la muestra, se pueden emplear diversas herramientas informáticas, desde la función “ALEATORIO” del Excel (figura 4) o cualquier otra aplicación que utilice este criterio de

selección. En el caso de CNEL EP, se ha contratado un servicio que provee una herramienta que realiza el cálculo (figura 5), distribución y posterior asignación de las tareas a fiscalizar (figura 6).

Función

Muestra

aleatoria

3936

PRINCIPAL

75865

12-02-10-2-6010

GOMEZ CASTILLO DANNY MARCELO

1203332570

Los Ríos

Baba

2023

PRINCIPAL

107

1308261

12-01-10-4-3825

RAMIREZ CHICA EUGENIO ROBERTO

1201620995

Los Ríos

Babahoyo

1880

PRINCIPAL

135

2733

12-01-10-1-1760

LLANTERA BHYO YNUNEZ S.A.

Los Ríos

Babahoyo

4225

PRINCIPAL

150

1294602

12-01-10-4-4314

AGRÍCOLA BANANERA CLEMENTINA S.A.

0990500436001

Los Ríos

Babahoyo

3314

PRINCIPAL

167

43360

12-01-10-3-1200

INDUSTRIA DE ALCOHOLES ALCO CORP S.A.

0990914672001

Los Ríos

Babahoyo

495

PRINCIPAL

194

1166248

12-01-10-1-11912 DEFAZ LALALEO OLGA MERCEDES

1202079701

Los Ríos

Babahoyo

2752

PRINCIPAL

250

1278886

12-01-10-4-4303

AGRÍCOLA BANANERA CLEMENTINA S.A.

0990500436001

Los Ríos

Babahoyo

5323

PRINCIPAL

555

65563

12-07-10-1-4700

LOPEZ GARCIA MANUEL

02002432843

Los Ríos

Ventanas

2535

PRINCIPAL

273

81356

12-01-10-4-4000

PAZMIÑO SANTAMARIA IVAN WILMAR

1202432843

Los Ríos

Babahoyo

5415

PRINCIPAL

665

30667

12-07-10-1-600

UNIDAD NACIONAL DE ALMACENAMIENTO

1768137330001

Los Ríos

Ventanas

264

PRINCIPAL

124

41956

12-01-10-2-9170

ARREGUI DAVILA ABEL ARMANDO

0200448041

Los Ríos

Babahoyo

4516

PRINCIPAL

564

78999

12-01-10-1-12900 AGROOLEAGINOSA LOS RÍOS OLEORIOS S.

1291709474001

Los Ríos

Ventanas

4395

PRINCIPAL

66126

09-02-10-1-1600

TRSACORP S.A.A.G.S.AGUSTIN

0991388419001

Guayas

Alfredo Baquerizo

4883

PRINCIPAL

199

1210301

12-01-10-1-2330

AUTOMOVIL CLUB DEL ECUADOR ANETA

1790349578001

Los Ríos

Babahoyo

232

PRINCIPAL

30336

09-02-10-1-3900

COMPLEJO TUR. REYPARK

Guayas

Alfredo Baquerizo

2188

PRINCIPAL

433

62730 12-09-10-1-306120 PETAO MANJARREZ JUAN BAUTISTA

1200262796

Los Ríos

Palenque

5037

PRINCIPAL

522

99962

1791251237001

Los Ríos

Quinsaloma

2796

PRINCIPAL

0992437014001

Los Ríos

Baba

Tipo

Número Suministro

Secuencia

Nombre-Cliente

12-13-10-1-32000 CONECEL

1213479 12-02-10-2-601255 BILTROI S.A.

Cédula

Cod Provincia

Provincia

Cod Cantón

Cantón

FIGURA 4: OBTENCIÓN DE MUESTRA ALEATORIA UTILIZANDO EXCEL

FIGURA 5: CÁLCULO DE MUESTRA UTILIZANDO APLICACIÓN DE CNEL EP

De igual manera, para evitar sesgos en el proceso, en el mismo procedimiento se obtiene un listado equivalente al 20% de registros adicionales como reserva, el cual servirá como reemplazo de algún suministro del listado principal que por algún motivo no haya sido factible fiscalizar.

FIGURA 6: OBTENCIÓN DE MUESTRA ALEATORIA CON APLICACIÓN DE CNEL EP

Ejecución y proyección La fiscalización se realiza en campo, como se muestra en la figura 7, evaluando tanto la toma de lecturas como la entrega de facturas (ya sea por separado o

ARTÍCULO - CNEL EP

2020

de manera conjunta, de acuerdo a las condiciones operativas y contractuales), así como la lectofacturación (que combina ambos procesos). Los resultados que se obtengan para los errores muestrales, siempre que se haya seguido el principio de muestreo aleatorio, podrán proyectarse al total de actividades.

FIGURA 7: EJECUCIÓN DE FISCALIZACIÓN EN CAMPO

RESULTADOS Se realizó una evaluación en la aplicación de este proceso al contrato corporativo de lectofacturación realizado en las Unidades de Negocio Guayaquil, El Oro, Esmeraldas, Milagro y Sucumbíos, del cual se desprende lo siguiente: La implementación del esquema de fiscalización por muestreo, ha permitido un ahorro importante a la Corporación en materia de supervisión y control de las actividades de campo masivas. En las Unidades de Negocio evaluadas, únicamente se ha requerido revisar el 1,42% de las actividades ejecutadas en la toma de lecturas (figura 8) y el 1,48% en la entrega de facturas (figura 9), para establecer una conclusión basada en criterios científicos, justos y objetivos, en relación a la cantidad de actividades de campo efectivamente ejecutadas. TOMA DE LECTURAS (PROMEDIO ABR/18 - ENE/19) 3,0%

(MILES)

1400 1200

2,40%

2,15% 1,88%

1000 800

2,5%

1,70% 0,81%

600

2,0%

1,42%

1,5%

1,0% 400 0,5%

200 0

El Oro

Esmeraldas

Guayaquil

Milagro

Sucumbíos

Total

0,0%

FIGURA 8: RELACIÓN ENTRE ACTIVIDADES FISCALIZADAS Y EJECUTADAS – TOMA DE LECTURAS

Total de actividades ejecutadas Proporción

(MILES)

ENTREGA DE FACTURAS (PROMEDIO ABR/18 - ENE/19) 3,0%

1200 1000

2,48% 2,12%

2,36%

2,5%

2,03%

2,0%

800 600

1,48%

1,0%

400

0,83%

0,5%

200 0

1,5%

El Oro

Esmeraldas

Guayaquil

Milagro

Sucumbíos

Total

0,0%

Total de actividades ejecutadas Proporción

FIGURA 9: RELACIÓN ENTRE ACTIVIDADES FISCALIZADAS Y EJECUTADAS – TOMA DE LECTURAS

edición

Mediante una evaluación en el periodo desde octubre/2018 a enero/2019 del mismo contrato, se logró comprobar la eficacia del modelo, en el cual el porcentaje de error de la población (obtenido de

Unidad de Negocio

Mes

Intervalo de Porcentaje conﬁanza de error

Universo Asignado

Muestra

% de error de muestra

los reportes de lecturas de los sistemas comerciales para las cantidades asignadas al contratista) en todos los casos, excepto uno, se encuentra dentro del intervalo de confianza definido.

% Error población (asignada a contratista)

Límite inferior de conﬁanza

Límite ¿Dentro del superior de intervalo de conﬁanza conﬁanza?

Observación

El Oro

Oct-18

99,9977%

170.704

4.844

6,69%

8,16%

5,17%

8,21%

El Oro

Nov-18

99,9976%

212.553

4.843

13,03%

11,24%

10,99%

15,07%

El Oro

Dic-18

99,9977%

232.563

4.873

9,40%

11,14%

7,63%

11,17%

El Oro

Ene-19

99,9975%

236.571

4.841

9,17%

8,86%

7,42%

10,92%

Esmeraldas

Oct-18

98,9850%

109.547

1.806

2,05%

1,81%

1,19%

2,91%

Esmeraldas

Nov-18

99,8227%

107.669

2.646

2,04%

2,09%

1,18%

2,90%

Esmeraldas

Dic-18

99,8300%

109.758

2.666

1,54%

1,91%

0,79%

2,29%

Esmeraldas

Ene-19

99,6585%

106.075

2.329

1,12%

1,70%

0,48%

1,75%

Guayaquil

Oct-18

99,9975%

620.325

4.901

2,39%

3,25%

1,47%

3,31%

Guayaquil

Nov-18

99,9978%

618.796

4.951

1,90%

2,51%

1,08%

2,72%

Guayaquil

Dic-18

99,9975%

615.424

4.894

2,31%

2,88%

1,40%

3,21%

Guayaquil

Ene-19

99,9935%

615.496

4.399

2,34%

2,33%

1,43%

3,25%

Milagro

Oct-18

99,9489%

135.606

3.274

2,54%

1,63%

1,58%

3,49%

Milagro

Nov-18

99,9524%

137.207

3.310

2,15%

2,33%

1,27%

3,02%

Milagro

Dic-18

99,9523%

138.569

3.309

2,93%

2,67%

1,91%

3,96%

Milagro

Ene-19

99,9491%

139.513

3.278

2,17%

2,81%

1,28%

3,05%

Sucumbíos

Oct-18

93,8500%

92.478

962

2,81%

2,15%

1,81%

3,80%

No cumplió muestra mínima

Sucumbíos

Nov-18

94,0800%

92.901

979

2,55%

1,26%

1,60%

3,51%

No cumplió muestra mínima

Sucumbíos

Dic-18

96,0000%

81.510

1.156

3,63%

3,55%

2,50%

4,46%

Sucumbíos

Ene-19

96,0500%

92.515

1.163

3,53%

4,40%

2,41%

4,64%

TABLA 4: COMPARACIÓN DE PORCENTAJES EN MUESTRA Y UNIVERSO PARA TOMA DE LECTURAS

CONCLUSIONES La supervisión, a través del proceso de fiscalización de las actividades de toma de lectura y entrega de facturas, es indispensable para asegurar que las empresas distribuidoras cumplan con los criterios de calidad establecidos en la normativa vigente, al mismo tiempo que se les permite mejorar su gestión. Debido a que las actividades de toma de lecturas y entrega de facturas se ejecutan en grandes cantidades por contrato, resulta ineficiente y costoso certificar (nuevamente) la validez de la totalidad de

las actividades efectuadas por el contratista; por lo tanto, la utilización del muestreo estadístico permite a los fiscalizadores, con base en la selección de una muestra eficiente y objetiva, establecer conclusiones con un alto nivel de certeza, con la debida cuantificación del riesgo muestral. El procedimiento permite establecer parámetros homologados que operen en CNEL EP, a pesar de las diferencias en los sistemas comerciales y los mecanismos de ejecución de los servicios comerciales de campo.

ARTÍCULO - CNEL EP

2020

RECOMENDACIONES De manera general, las empresas distribuidoras del país deben promover la eficiencia en las operaciones a través de la constante supervisión a las actividades de los procesos comerciales, principalmente en aquellos que involucra a personal externo contratado. Si bien el muestreo estadístico puede considerarse como una herramienta calificada que ayuda a los fiscalizadores, se recomienda tener conocimiento previo de ciertos términos estadísticos que coadyuven con la correcta aplicación de este método. El procedimiento aplicado por CNEL EP es flexible; por consiguiente, se recomienda su adaptabilidad en las demás empresas distribuidoras del país, debido a que su aplicación es indistinto de sus políticas y de los sistemas empleados en la ejecución de las actividades de campo.

BIBLIOGRAFÍA ALTURA S.A. (n/d) Modelo fiscalización. Manual de usuario. Guayaquil, Ecuador. ARCONEL. (2018). Regulación Nro. ARCONEL 004/18: Distribución y comercialización de energía eléctrica. Resolución Nro. ARCONEL-043/18. Quito, Ecuador. ARCONEL. (2018). Regulación Nro. ARCONEL 005/18: Calidad del servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica. Resolución Nro. ARCONEL-053/18. Quito, Ecuador. CNEL EP. (2018). Guía para obtención de muestra de consumidores para fiscalización de servicios comerciales. Guayaquil, Ecuador. CNEL EP. (2018). Procedimiento para fiscalización de servicios comerciales. Guayaquil, Ecuador. CONTRALORÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA DE CHILE (2012). Guía práctica para la construcción de muestras. Santiago, Chile. CONTRALORÍA GENERAL DEL ESTADO. (2016). Normas de control interno para las entidades, organismos del sector público y personas jurídicas de derecho privado que dispongan de recursos públicos. Quito, Ecuador. MORALES, A. (Ed.). (2012). Estadística y probabilidades. Chile: Autor. Walpole R., Myers R., Myers S. (2007). Probabilidad y Estadística para ingeniería y ciencias (8va ed.). México: Pearson, Prentice Hall.

ediciรณn

2020

LUCY, ASISTENTE VIRTUAL (CHATBOT) DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A. (EERSSA) Mtr. Carlos César Loaiza Rodríguez Analista de Sistemas EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR Ing. Yofre Medardo Tene Morocho Analista de Sistemas EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR

PRESENTACIÓN

CARACTERÍSTICAS GENERALES

La Empresa Eléctrica Regional del Sur S. A. comprometida con la innovación en el área tecnológica y la mejora continua en la atención a sus clientes, ha emprendido en el desarrollo de Lucy, un chatbot que le permite tener presencia en las principales aplicaciones de mensajería como son: Messenger de Facebook, Whatsapp y Telegram, considerándolas como medios de comunicación e información válidos para acercarse y mejorar la interacción con los clientes.

El chatbot Lucy se caracteriza por tener las siguientes funcionalidades: Consulta 24/7 de saldos pendientes por cancelar, ubicación de agencias cercanas, información básica sobre la empresa, redirección a un sitio para ingreso de reclamos y actualización de datos. Registro de usuarios para que reciban periódicamente notificaciones automáticas de emisión de facturas,

edición

pago de valores por facturas y cuando el servicio consta en listado para suspensión de servicio por falta de pago. Además, las notificaciones también llegarán al correo del usuario. Envío de mensajes personalizados mediante una aplicación web a los usuarios registrados. DESARROLLO Para lograr el funcionamiento de Lucy intervienen los siguientes actores:

Atención al cliente Envío de información y novedades sobre la empresa Asistente 365/7/24 Ofrece la inmediatez que los usuarios demandan Facilidad en su uso El bot Lucy Eerssa tiene entre sus funcionalidades:

La aplicación web permite el envío de mensajes personalizados a los clientes registrados en Lucy, los envíos se los puede realizar por sector y por red social, también se podrán configurar la periodicidad del envío de mensajes automáticos, dar de baja y obtener los reportes de usuarios registrados en el bot. El Bot Un chatbot es un programa informático con el que

SISTEMA COMERCIAL

El bot contiene el esquema de interacción con el usuario, quién mediante opciones y comandos puede intercambiar mensajes con el bot, el sistema comercial y la aplicación web.

El bot fue implementado con el framework Botman[1], que es una librería php que usa para simplificar el desarrollo de bots.

El sistema comercial le provee a Lucy los datos de Código Único Eléctrico Nacional CUEN, los datos personales y el correo electrónico del cliente, así como también información sobre datos de valores pendientes por cancelar, facturas emitidas y estado del servicio. Aplicación web para envío de notificaciones personalizadas y no automáticas

Un bot permite a la empresa:

Sistema comercial SICO

es posible mantener una conversación, tanto si queremos pedirle algún tipo de información o que lleve a cabo una acción.

ROBOT

Consulta de SALDOS Registro de servicios para notificaciones Consulta de Agencias cercanas Consulta de Información Enlace a reclamos Enlace a actualización de datos

Los usuarios Los usuarios son quienes interactúan con Lucy.

REDES SOCIALES

USUARIOS

App Web GRÁFICO 1: MODELO DE INTERACCIÓN DE LUCY CON EL SISTEMAS COMERCIAL SICO, LOS CLIENTES DE MENSAJERÍA DE FACEBOOK, WHATSAPP Y TELEGRAM, Y LA APLICACIÓN WEB

ARTÍCULO - EERSSA

Proceso para el registro de notificaciones:

1. Buscar o agregar a Lucy 2. Interactuar con el bot 3. Consultar saldo 4. Confirmar registro para notificaciones 5. Correo electrónico registrado en SICO 6. Ingresar código de validación enviado a correo

Tecnología La tecnología utilizada para desarrollar Lucy es LAMP[2] (Linux, Apache, MySql, PHP), sin embargo, existen otras tecnologías que intervienen como la del sistema comercial SICO, el framework Botman sobre el cual se generó la programación del bot y controladores para conectar a los clientes de mensajería de Facebook (Facebook for developers)[3], WhatsApp (Waboxapp)[4] y Telegram (Telegram bots)[5].

El sistema comercial SICO se encuentra desarrollado en RPG y su base de datos se encuentra en DB2, lo cual para el presente caso representa un inconveniente cuando se desea realizar las consultas desde el bot, debido principalmente a las versiones de software en la que se encuentra el SICO, motivo por el cual fue necesario construir servicios web para el acceso desde PHP.

La base de datos MySql guarda las tablas que contienen los datos de usuarios administradores del bot, los usuarios que utilizan el bot sin registrarse, los usuarios registrados en el bot, las configuraciones de las tareas de notificaciones automáticas y los envíos de mensajes personalizados a los usuarios registrados.

7. El proceso de registro está completo

Luego de este proceso el usuario recibe toda la información que necesita saber sobre sus servicios de energía eléctrica a través de las redes sociales. Lucy le permitirá conocer el saldo a pagar, si tiene algún servicio para corte, cuánto debe pagar por una nueva factura, lugares de pago, entre mucha importante información.

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GRÁFICO 2: INTEGRACIÓN DEL BOT LUCY CON EL SISTEMAS COMERCIAL SICO, LAS APLICACIONES DE MENSAJERÍA DE FACEBOOK, WHATSAPP Y TELEGRAM, Y LA APLICACIÓN WEB

edición

RESULTADOS La implementación del chatbot cómo piloto desde el mes de Abril del presente año ha resultado satisfactorio, teniendo los siguientes números:

CONSULTAS AL SISTEMA COMERCIAL A TRAVÉS DE LUCY POR CLIENTE DE MENSAJERÍA

500

300

100 Facebook

CONSULTAS SICO

CLIENTES REGISTRADOS PARA NOTIFICACIONES EN LUCY POR CLIENTE DE MENSAJERÍA 25

Se debe intensificar la campaña para promocionar el servicio y las ventajas que conlleva para la empresa y para los clientes. Se requiere inversión en investigación y desarrollo tecnológico para las empresas, como resultado se tendrá productos y servicios innovadores.

REFERENCIAS, BIBLIOGRAFÍAS Y CITAS BotMan - The PHP messaging and chatbot library. (15 de Agosto de 2019). Obtenido de https://botman.io/

Chaparro, D. (2006). LAMP: Linux, Apache, MySQL y php/perl. Obtenido de http://viejo. dchaparro. net/doc/lamp. pdf.

Facebook for developers. (15 de Agosto de 2019). Obtenido de https://developers.facebook.com/docs/messenger-platform/

Waboxapp – Whatsapp Api.(15 de Agosto de 2019).Obtenido de https:// www.waboxapp.com/

Facebook

USUARIOS REGISTRADOS

CONCLUSIONES La implementación de un chatbot ha facilitado la comunicación interactiva entre los clientes y la empresa. El número de usuarios registrados para notificaciones es bajo, el cliente en su mayoría utiliza el servicio para consulta de saldos.

RECOMENDACIONES

Es viable agregar más funcionalidades y servicios para el usuario.

200

La retroalimentación de los registros de las conversaciones son muy importantes para la mejora del servicio.

Es necesario seguir trabajando en hacer al bot más amigable, permitir al bot interpretar el lenguaje natural.

400

La investigación y uso de tecnologías de la información permiten a las empresas estar a la vanguardia para atender de mejor manera las necesidades de sus clientes internos y externos.

Telegram bot plataform. (15 de Agosto de 2019). Obtenido de https://core. telegram.org/bots

2020

¡ECUACIER 50 AÑOS INTEGRANDO AL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO!

finales del siglo diecinueve, apareció el servicio de electricidad en nuestro país, en el año 1961 se crea el Instituto Ecuatoriano de Electrificación, INECEL, organismo estatal encargado de llevar adelante el proceso de electrificar al país. En 1969, Ecuador iniciaba el proceso de integración nacional, entonces los sistemas eléctricos de ciudades y provincias eran totalmente aislados, con baja cobertura y pobre calidad del servicio eléctrico. En 1964, en Uruguay comparecen representantes de seis países suramericanos para analizar las bondades, recursos, procedimientos, falencias y más aspectos del sector electroenergético, cinco años después el Ecuador formó parte de la Comisión de Integración Energética Regional, CIER. Actualmente, 15 países latinoamericanos a través de 9 comités son miembros de la CIER; Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, Paraguay, Perú, Uruguay,

Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, República Dominicana, Panamá, Nicaragua. El ECUACIER, nace el 25 de noviembre de 1969, gestiona sus procesos de la mano del INECEL, que en aquella época lideraba el Sector Eléctrico en el Ecuador, y que posteriormente concluye su vida jurídica en aplicación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico de 1996; por lo que ECUACIER oficialmente es reconocido por el estado a través del Ministerio de Energía y Minas, en 1998. Nuestra tarea como ECUACIER, ha sido promover la integración energética, además de vincular a las empresas a nivel regional, compartiendo el conocimiento y experiencia profesional en múltiples ámbitos como planificación, expansión, regulación, operación, mantenimiento en las áreas de Generación, Transmisión, Distribución, Comercialización, Corporativas y Energética; dejando precedentes para

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la sistematización y ejecución de procedimientos, apoyando así constantemente la gestión diaria de las empresas y organismos del Ecuador, hoy después de 50 años de vida, somos una organización eficiente con 48 asociados. ECUACIER ha sido el referente en el Sector Eléctrico Ecuatoriano en el campo de capacitación, ha capacitado a más de 27.000 personas y se han realizado más de 500 eventos a nivel nacional e internacional. La Integración Energética Regional es una de las herramientas más importantes para garantizar la sostenibilidad y el desarrollo íntegro de los países. En Sudamérica la naturaleza nos ha premiado con recursos naturales; por lo cual el futuro de nuestros países debe contar con un sector eléctrico fortalecido, con seguridad administrativa, económica, jurídica, amigable con el medio ambiente, motor del sector productivo y generador de fuentes de trabajo. El viernes 25 de octubre del 2019, el Sector Eléctrico del país conmemoró los 50 años del Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional, la sesión solemne fue el espacio para resaltar los logros que ha tenido ECUACIER en este medio siglo de vida institucional, el acto tuvo intervenciones muy emotivas y destacadas; contamos con la intervención del Ing. Hernán Verdugo, Director Ejecutivo de la organización, quien realizó una retrospectiva de la trayectoria del Comité Nacional.

Contamos también con la participación de los miembros del Directorio, quienes son los directivos máximos de importantes empresas y entidades del sector como: el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables- MERNNR, Agencia de Regulación y Control de electricidad – ARCONEL, Operador Nacional de Electricidad - CENACE, Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EP – TRANSELECTRIC, Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. - EEASA.

La construcción de la memoria social es clave para definir los lineamientos y políticas de la sociedad, por ello ECUACIER presentó una publicación conmemorativa por sus 50 años, cuyo contenido se refiere a diversas remembranzas, interesantes historias, determinadas trayectorias que han sido parte de las facetas de la historia electro energética del Ecuador.

En el marco de la sesión solemne, no se podía dejar de lado el reconocimiento al personal que ha colaborado con la gestión del ECUACIER, durante varios años. Extendemos una merecida felicitación y agradecimiento por su esfuerzo, dedicación y compromiso.

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ECUACIER celebró su aniversario de la mejor forma, compartiendo conocimientos, por lo cual se realizó la conferencia magistral del PhD. Eduardo Nery, con el tema: “Las oportunidades de las transformaciones disruptivas actuales, para que las empresas electroenergéticos impulsen el desarrollo de los países, CASO ECUADOR”.

Así hemos celebrado 50 años de trayectoria, agradecemos a todos aquellos quienes a través de sus directivos se han hecho presentes expresando su saludo y felicitación al Comité Nacional de la CIER, reiteramos nuestro compromiso de seguir trabajando para el desarrollo y crecimiento del Sector Eléctrico del país y de la región.

Sesión Solemne

edición

Reconocimientos

EEQ

CIER

EEASA

ARCONEL

“Después de otros 50 años habrá una historia muy diferente, otros sueños que sobrepasarán la integración regional; entonces nuestra historia será solo un referente del pasado o del futuro”.

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MECANISMO COMERCIAL APLICABLE A LA GENERACIÓN FOTOVOLTAICA PARA AUTOABASTECIMIENTO DE CONSUMIDORES FINALES Mgtr. Angélica Lucía Bolaños Alvarez Profesional de la Dirección Nacional de Regulación Técnica AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE ELECTRICIDAD- ARCONEL

RESUMEN Las políticas de Estado establecidas en el Objetivo 3 del Plan Nacional de Desarrollo 2017-2021, orientan a que la seguridad energética para el abastecimiento de la electricidad debe considerar la diversificación y participación de las energías renovables no convencionales, a efectos de disminuir la vulnerabilidad y dependencia de generación eléctrica a base de combustibles fósiles. El desarrollo mundial de este tipo de energías, requiere un monitoreo y un análisis constantes con el objeto de ajustar las políticas y mecanismos regulatorios que

permitan su participación dentro del sector eléctrico ecuatoriano. Con base a lo expuesto, a nivel mundial la “Generación Distribuida para Autoconsumo” se enfoca a que los usuarios finales puedan generar su propia energía en el mismo lugar donde la consumen, por los que este tipo de generación busca satisfacer las necesidades energéticas parcialmente o totalmente del usuario. El presente artículo muestra el esquema comercial contenido en la Regulación Nro. ARCONEL-003/18 que permite la participación de consumidores regulados que tengan interés en instalar sistemas

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fotovoltaicos de baja capacidad, donde se determinan los aspectos técnicos y comerciales que se deben normar para la instalación de este tipo de sistemas de generación.

PRESENTACIÓN DEL TEMA La actividad de generación distribuida para autoconsumo es una herramienta para promover el uso de las energías renovables y reducir la facturación eléctrica del usuario final. Consiste en la producción de energía eléctrica para satisfacer parcial o totalmente las necesidades del abonado (autoconsumo) y la posibilidad de entregar a la red de distribución sus excedentes. Con base a lo expuesto, la Agencia de Regulación y Control de Electricidad a fin de contar con un marco regulatorio que norme las condiciones para la participación en el de sistemas fotovoltaicos de baja capacidad, enfocados hacia la autogeneración de electricidad para consumidores finales, especialmente residenciales, el 22 de octubre de 2018, mediante Resolución de Directorio No. ARCONEL 042/18, aprobó la Regulación No. ARCONEL 003/18, “Generación fotovoltaica para autoabastecimiento de consumidores finales de energía eléctrica”. Una de las principales temáticas abarcadas en esta normativa, fue la determinación de las condiciones comerciales para las eventuales inyecciones de energía a la red. Por lo tanto, el presente trabajo describe el análisis realizado por la ARCONEL para determinar la metodología comercial para la generación fotovoltaica para autoabastecimiento de consumidores finales.

CARACTERÍSTICAS GENERALES En varios países se ha experimentado un avance importante en el desarrollo de las energías renovables durante los últimos años; Ecuador no ha permanecido ajeno a este avance, y a través de distintas regulaciones ha venido promocionando la instalación y uso de varias tecnologías limpias para la producción de energía eléctrica a mediana y gran escala. En concordancia con lo descrito, el artículo 26 de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (LOSPEE), dispone el desarrollo de incentivos para la promoción e instalación de generación de energía eléctrica con recursos renovables. Una de las consideraciones para la promulgación de la LOSPEE es la modernización de las redes eléctricas, para lo cual es necesario implementar la normativa

correspondiente, y la infraestructura respecto a redes de transporte y distribución de energía, redes de comunicación, generación distribuida, almacenamiento de energía, medición inteligente, control distribuido, gestión activa de la demanda y oportunidades de brindar nuevos productos y servicios.

Perspectivas de la LOSPEE para la participación de consumidores con sistemas fotovoltaicos La LOSPEE dentro del funcionamiento del sector eléctrico, establece la participación de empresas públicas y privadas, en las actividades de generación de energía; así mismo este cuerpo normativo, muestra un concepto general que impulsa el uso de las energías renovables y eficiencia energética por parte de los consumidores, donde se han incluido los términos de generación distribuida y gestión activa de la demanda, abriendo la posibilidad de que los usuarios regulados sean protagonistas activos en el sector eléctrico. Este concepto está alineado al panorama mundial, que se encuentra cambiando el paradigma del funcionamiento de los sectores eléctricos y surge un nuevo modelo de producción y consumo sostenible por parte de los usuarios o consumidores, que estimula el desarrollo de conceptos tales como el de energía distribuida y consumidor con sistemas de generación de energía de baja capacidad. Desde otra perspectiva de la LOSPEE, los usuarios regulados que instalan sus propios sistemas de generación de baja capacidad para fomento de las energías renovables y eficiencia energética, a pesar que se están autoabasteciendo, no deben ser catalogados como autogeneradores según la definición de la LOSPEE, es decir los consumidores que instalen sus sistemas de generación con baja capacidad no deberían perder su condición de usuario regulado, ya que su objetivo principal es más bien optimizar su consumo eléctrico y con la aplicación de eficiencia energética con medidas de ahorro energético como la sustitución de aparatos y equipos más eficientes, y el uso de energías renovables con instalación de su propio sistema de generación.

Acerca de los sistemas fotovoltaicos de baja capacidad Durante los últimos años el sector de las energías renovables viene experimentando cambios sustanciales en los aspectos técnicos, operativos y económicos de este tipo de tecnologías. Los sistemas de microgeneración que, en primera instancia, habían

ARTÍCULO - ARCONEL

surgido como una alternativa de suministro de energía para aquellos lugares en los que resultaba difícil brindar el servicio de suministro de energía eléctrica a través de la red eléctrica tradicional, han proliferado su desarrollo e instalación en distintos países gracias a su avance tecnológico, que ha hecho que este tipo de sistemas se vuelvan cada vez más accesibles.

2020

Los sistemas fotovoltaicos constan de tres elementos básicos: Paneles fotovoltaicos (módulo) Unidad de acondicionamiento de energía (inversores y controladores) Unidad de almacenamiento de energía (baterías)

RED DE MEDIO VOLTAJE

RED DE BAJO VOLTAJE

PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS

MEDIDOR BIDIRECCIONAL

Consumo eléctrico

Tablero de distribución

Inversor

FIGURA 1. COMPONENTES BÁSICOS DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO, FUENTE: REGULACIÓN NO. ARCONEL 003/18

Tratamiento comercial de la energía producida En un SFV conectado a la red juega un papel determinante en la administración de los consumos de energía del usuario final, permitiendo alimentar de energía eléctrica al usuario final de forma prioritaria y al mismo tiempo es necesario evaluar si la energía fotovoltaica generada supera o es menor a la demanda de energía del usuario. Bajo este contexto es necesario la implementación de un mecanismo comercial en el caso existan excedentes de energía que se inyecten a la red, a nivel mundial se han establecido los esquemas que se describen a continuación:

Consumo Diferido – Net Metering

Conocido como crédito eléctrico, y consiste en que la energía solar que un cliente genera por sí misma se mide, de modo que cualquier exceso de

electricidad que se genera puede ser depositado o acumulado como un crédito a favor a la cuenta del cliente para un consumo futuro, para esto se requiere un medidor bidireccional.

En los últimos años, debido al creciente auge de pequeñas instalaciones de energía renovable, el autoconsumo con balance neto ha comenzado a ser regulado en diversos países del mundo, siendo una realidad en países como Bélgica, Francia, Alemania, Holanda, Portugal, Grecia, Italia, Dinamarca, Japón, Australia, Estados Unidos, Canadá y México, entre otros.

El balance neto es un modo de compensación de energía que permite al consumidor compatibilizar su curva de demanda y producción para un sistema interconectado a la red que puede verter o consumir energía en momentos puntuales.

edición

Los países con Net Billing que se puede nombrar son Chile, Jamaica, entre otros.

Reconocimiento de Precio – Net Billing

El Net-Billing, por su significado en inglés “medición facturada”, es un plan de regulación para la integración y fomento de energía generada por propietarios no dedicados al rubro eléctrico (es decir, sin acceso al mercado eléctrico), a través de plantas de baja potencia instalada. El pago de esta energía generada considera un descuento en su facturación. Este tipo de legislaciones lleva bastante tiempo en el mundo, habiendo data de sus inicios en el año 1984 en EEUU. Este mecanismo permite a los clientes generar electricidad para uso personal y vender cualquier excedente de energía a la empresa eléctrica de distribución a un precio fijado o “tarifa de venta”.

Aspectos comerciales considerados en la regulación no. Arconel 003/18 Conforme a lo establecido en la LOSPEE y bajo el concepto general en el que el usuario regulado sea visto como un consumidor que cuenta con un sistema fotovoltaico y no como un generador, se descarta el mecanismo de net billing para la regulación por cuanto en esta modalidad existe una liquidación económica de la energía, que no está prevista en la LOSPEE. Por lo expuesto, el mecanismo de net metering o balance neto, resulta idóneo ya que se armoniza con los criterios y conceptos establecidos en la LOSPEE.

Balance Neto de Energía

PANELES SOLARES FOTOVOLAICOS

RED DE MEDIO VOLTAJE

Remanente positivo a favor del consumidor Remanente negativo debe ser facturado al consumidor

Inversor

Red eléctrica Consumo Medidor eléctrico bidireccional FIGURA 2. BALANCE NETO DE ENERGÍA, FUENTE REGULACIÓN NO. ARCONEL 003/18

En el caso de tener excedentes en la facturación mensual, es decir que la producción supera su consumo, estos excedentes se trasladan al mes siguiente en forma de crédito, mientras que de requerirse energía de la red, esta se factura conforme al pliego tarifario vigente. La Regulación de referencia establece una metodología de Net Metering y el mecanismo para el tratamiento de excedentes en el que éstos se trasladan al periodo siguiente, y así sucesivamente hasta que el consumidor decida no producir energía, hasta un período de corte, aspecto que resulta lo más conveniente tanto

para el usuario como para la distribuidora ya que primordialmente tiende a disminuir o anular las facturas de consumo del usuario y evita fijar un precio a los excedentes de energía. Teniendo como objetivo que el usuario ahorre en lugar de ganar con la producción de su propio sistema, al final del periodo lo ideal es que la producción se equilibre con el consumo. Este mecanismo permite instalar sistemas de generación de baja escala. En combinación con las bajas exigencias administrativas se trata entonces de un incentivo eficaz para la adquisición de una fuente renovable de electricidad.

ARTÍCULO - ARCONEL

El plazo que se dispone para resetear el crédito energético es de dos años a partir de la fecha de la autorización, luego de lo cual empieza nuevamente desde cero, este criterio da una señal para que el consumidor pueda realizar una óptima gestión de su demanda.

RESULTADOS La instalación de Sistemas Fotovoltaicos - SFV presenta varias ventajas frente a otro tipo de tecnologías, en cuanto a la facilidad para realizar mantenimientos, instalación a más de esto, la tendencia de los costos de inversión en paneles está en disminución cada año, haciendo económica su instalación. La regulación emitida por la ARCONEL, establece que la conexión a la red para este tipo de instalaciones, previo factibilidad puede realizarse directamente en baja tensión en modo monofásico o trifásico para mayores capacidades. Se espera que en el mediano plazo, exista un impacto positivo en la diversificación de la matriz energética con recursos renovables ya que esta nueva forma de generación complementa el modelo de generación centralizada, además desde el punto de vista de calidad estos sistemas contribuyen a la reducción de las pérdidas en la red. Desde la emisión de la regulación en octubre del 2018, las empresas eléctricas de distribución han recibido varias solicitudes de consumidores interesados en la implementación de microsistemas fotovoltaicos, como parte del proceso de autorización es necesario el aval de la ARCONEL, en tal sentido la Agencia ha detectado un marcado interés en consumidores de la región costa, correspondientes al área de servicio de la empresa pública CNEL EP.

2020

Las señales dadas por la Regulación se han empezado a evidenciar con los trámites de solicitudes que se están recibiendo en las empresas eléctricas de distribución y en la Agencia, conforme al proceso establecido en dicha normativa para otorgar la autorización de instalación de microgeneración fotovoltaica para autoabastecimiento de usuarios finales de energía. Los costos de inversión para la instalación de microsistemas fotovoltaicos han hecho que la energía solar se vuelva en una fuente de energía muy competitiva frente a las otras fuentes de energía renovables, siendo de fácil instalación, operación y mantenimiento.

RECOMENDACIONES Si bien el tratamiento comercial denominado Net Metering establecido en la Regulación, da señales al usuario para que pueda hacer una gestión eficiente de su demanda, podría pensarse a futuro a medida de incentivo a este tipo de sistemas, el establecimiento de otras medidas de compensación económica. En vista de que la regulación establece un mecanismo de participación de los consumidores en generación, siendo esto un concepto nuevo en el sector eléctrico, es necesario hacer reformas, ajustes y mejoras a la regulación vigente, conforme se cuente con los resultados de aplicación de esta normativa. Las políticas sectoriales y la normativa a desarrollarse en cuanto a generación distribuida, entre ellas los SFV, deben permitir a los consumidores el fácil acceso técnico y económico, así como la emisión de autorizaciones evitando trámites engorrosos.

CONCLUSIONES Con base a los conceptos establecidos en la LOSPEE y dadas las ventajas con la instalación de sistemas de generación fotovoltaica de baja capacidad, la ARCONEL aprobó la regulación de referencia, la cual permite a los usuarios regulados participar con este tipo de generación, estableciendo los criterios para su tratamiento comercial con la de reducir el valor de su planilla eléctrica y establecer mecanismos de eficiencia en el consumo. FUENTE: ARCHIVO ARCONEL

ediciรณn

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FUENTE: VISTA AÉREA DE LA CENTRAL HÍBRIDA ISABELA

PROGRAMA DIESEL OFF CENTRAL HÍBRIDA ISABELA Ing. José Changotasig Jefe de Sección de Generación ELECGALAPAGOS S.A

ANTECEDENTES En enero de 2001, el buque tanque B/T Jessica que contenía 160.000 galones de diésel y 80 mil galones de bunker, encalló frente a la costa de San Cristóbal, provocando el derrame de combustible que contaminó gran parte de la reserva marina de Galápagos, incluyendo las islas Floreana, Isabela, Santa Fe, Santa Cruz, San Cristóbal y sitios tan remotos como la isla Fernandina. Como consecuencia de este derrame de combustible existió una grave afectación a 379 animales de distintas especies. La liberación accidental de 2.000 galones de diésel del B/T “Tauro” en Puerto Villamil durante los procedimientos de desembarque el 4 de julio de 2002. En el año 2007, el Gobierno Nacional preocupado por la viabilidad ecológica, económica y social de las Islas Galápagos manifestó la necesidad de adoptar

medidas y ejecutar acciones tendientes a impedir la degradación del hábitat y el impacto ecológico en el delicado equilibrio de las especies que coexisten en el Parque Nacional Galápagos y en la Reserva Marina de Galápagos. En este sentido el Gobierno Nacional con Decreto Ejecutivo 270 del 10 de abril de 2007 manifiesta que: “Declárase en riesgo y de prioridad nacional la conservación y el manejo ambiental del ecosistema del Archipiélago de Galápagos”. (Art.1), y resolvió iniciar el programa Cero Combustibles Fósiles en Galápagos, bajo el objetivo de erradicar del Archipiélago el uso de combustibles derivados del petróleo. En cumplimiento al programa Cero Combustibles Fósiles en Galápagos, a partir del año 2007, se han implementado varios proyectos de energía renovable en las diferentes Islas del Archipiélago de Galápagos, lo que ha permitido evitar la combustión de aproximadamente 4’500,000 de galones de diésel y evitar que 40,000 toneladas de CO2 contaminen la atmósfera, coadyuvando de esta forma a preservar el ecosistema de las islas.

edición

PRESENTACIÓN DEL TEMA El Sistema Híbrido Isabela inició su operación el 20 de agosto del 2018 y fue concebido para una operación en diésel-off, que tiene como objetivo la reducción del consumo de combustible fósil (diésel) mediante el máximo aprovechamiento de la energía solar. El sistema incluye una planta fotovoltaica de 0.952 MWp, un sistema de almacenamiento de energía a través de un banco de baterías de 333 kWh y dos inversores de 500 kW, y una central térmica de generación dual comprendida por cinco grupos electrógenos de 325 kW,los motores de estas unidades electrógenas fueron modificados en fabrica para operar con biocombustible y/o diésel o a su vez con una mezcla de los dos combustibles en una proporción definida de acuerdo a la disponibilidad de aceite vegetal puro de piñón.

generar, de esta manera el sistema de almacenamiento de energía brinda estabilidad a la red eléctrica y se evita suspensiones de servicio no programadas. La Central Híbrida Isabela cuenta con un sistema de control totalmente automatizado, compuesto por cuatro niveles: Un nivel de optimización de operación de la planta híbrida, algunas de sus funciones son; pronosticar la irradiación solar de corto plazo mediante el análisis de las constelaciones de nubes en el cielo, pronostica la presencia de nubes en los próximos 5 minutos y lo notifica mediante una alarma binaria. El segundo nivel está conformado por un controlador hibrido el cual garantiza la estabilidad eléctrica de la central de generación, realiza un control terciario seleccionando la cantidad de unidades en funcionamiento, procesa la señal de alarma del sistema de detección de nubes y considera la caída máxima de la potencia fotovoltaica esperada, este nivel también permite el interfaz principal hombre – maquina el cual es monitoreado en pantallas por los ingenieros y operadores de turno.

La planta fotovoltaica cuenta con 3024 paneles de 315W cada uno, que representa una potencia instalada de 952, 56 kWp, un contenedor con dos inversores tipo central y un transformador tridevanado que se conecta de forma directa a la barra de media tensión de un contenedor eléctrico.

El controlador de grupo es el tercer nivel, este evalúa de forma permanente e instantánea las limitaciones en potencia que presenten las unidades térmicas, esta etapa tiene el poder para encender o apagar la unidad de acuerdo con la necesidad que emita el controlador híbrido.

El Sistema de Almacenamiento de Energía (ESS) con una potencia de 660 kWp y una capacidad de almacenamiento en energía de 333 kWh, está conformado por 7 cadenas de 12 celdas que contienen baterías de ION-LITIO, este sistema es de fácil carga y descarga, su SOC (System Of Charge) sistema de carga mínimo 13% y máxima 90%, estos parámetros están configurados, la principal función de las baterías es regular las fluctuaciones de potencia que podría presentar la planta fotovoltaica ante posibles variaciones de la irradiación solar por presencia de nubes, esto alivia sobremanera los esfuerzos mecánicos a los que se verían abocados las unidades térmicas por la transferencia de bloques de potencia efectiva que el sistema fotovoltaico deja de Optimizador de planta híbrida

Controlador de planta híbrida

Generador diésel

Planta fotovoltaica (PV)

Operación y Monitoreo

Controlador de unidad

Sistema de almacenamiento de energía

Protección y medición

BMS

Controlador de unidad

Área de Tanques

Controlador de grupo

Controlador de unidad

Clima

Controlador de unidad

Controlador de grupo

Controlador de unidad

Controlador de unidad Tanque y preparación

Controlador de grupo

El cuarto y último nivel es el controlador de unidad térmica, aquí se controla de forma individual el hardware para la conversión de energía (p.ej motor, diésel , generador síncrono, inversores entre otros) este nivel es el encargado del control primario de la frecuencia y tensión a través de las curvas Dropp. En la Figura 1 se puede observar la arquitectura de control.

Distribuidor Transformadores MT

FIGURA 1. ARQUITECTURA DE CONTROL, SISTEMA HÍBRIDO ISABELA

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ARTÍCULO - ELECGALAPAGOS S.A

CARACTERÍSTICAS GENERALES Las Islas Galápagos de forma regular presenta dos estaciones climáticas, la primera estación ocurre en los meses de junio a noviembre y se la conoce como la Estación Seca, esta estación está definida por el paso de la corriente fría de Humboldt y la temperatura ambiente registrada (2018-2019) está entre los 18 a 25 °C, mientras que en los meses de diciembre a mayo se hace presente la Estación Caliente, época donde la temperatura más alta registrada es de 33 °C. De acuerdo con las estaciones climáticas en la Estación Caliente la población demanda un mayor consumo energético, esto básicamente por el uso de sistemas de climatización, esto implica que ELECGALAPAGOS S.A., debe aumentar su producción de energía eléctrica y por ende se produce un mayor consumo de combustible fósil, en esta época el sistema fotovoltaico disminuye su rendimiento debido a la alta temperatura ambiente a la que están sometidos los paneles fotovoltaicos.

El Sistema Híbrido Isabela en transcurso del 2019 y los cuatro últimos meses del año 2018, registra una reducción de 1,235 toneladas de CO2 y 104,343 galones de diésel ahorrados. El 1 de septiembre del 2018 en su fase de prueba, la Central Híbrida Isabela marcó un hito importante en el abastecimiento de energía eléctrica a la población de la isla Isabela, esto es abastecer por 3 horas continuas la demanda de energía de la isla, esto fue posible gracias a la generación de energía de la planta fotovoltaica con el respaldo del sistema de almacenamiento de energía, trabajando en modo VSI del inversor, así las baterías se convierten en una fuente de tensión y frecuencia, formadoras de red. El 27 de octubre de 2018 las condiciones climáticas y la demanda de energía en la isla Isabela fueron favorables para alcanzar 6 horas continuas de operación del Sistema Hibrido en modo diésel off, Figura 2.

CENTRAL HÍBRIDA ISABELA 27 OCTUBRE 2018 1000

300 200

800

100

600

0 -100

400

-200

200

-300

-400 0 0:00 2:30 5:00 7:30 10:00 12:30 15:00 17:30 20:00 22:30 27/10/2018 27/10/2018 27/10/2018 27/10/2018 27/10/2018 27/10/2018 27/10/2018 27/10/2018 27/10/2018 27/10/2018 SOC Actual (S)% Potencia Activa (Inversor 1) kw Potencia Activa Grupos Térmicos

Carga kw Potencia Activa (Inversor 2) kw Almacenamiento - potencia activa kw FIGURA 2. CURVAS DE GENERACIÓN Y DEMANDA, CENTRAL HÍBRIDA ISABELA

En el transcurso del presente año 2019, se registra una demanda pico de potencia de 1.39 MW a diferencia de lo registrado en el año 2018, en donde se alcanzó una demanda pico de potencia de 1.24 MW, lo que representa un incremento de 0.15 MW, este factor está influenciado directamente por el creciendo del sector turístico y la población.

RESULTADOS Al encontrarnos próximos a cumplir el primer año de operación el Sistema Híbrido Isabela ha respondido de manera óptima ante las exigencias de demanda energética de Isabela.

edición

A partir del inicio de operación del Sistema Híbrido, se puede observar que 31.934 galones de diésel fueron evitados de ser quemados y por ende existió una reducción de emisiones de CO2, todo esto gracias a la operatividad de la planta fotovoltaica y sistema de almacenamiento de energía, tal como se puede observar en la tabla No. 1.

2018

2019

REDUCCIÓN (GAL)

Energía (kWh)

Consumo diésel (gal)

Energía (kWh)

Consumo diésel (gal)

ENERO

495.788,00

38.741,00

460.590,00

35.728,00

3.013,00

FEBRERO

508.200,00

39.493,00

496.612,00

37.829,00

1.664,00

MARZO

621.025,00

50.299,00

553.224,00

42.253,00

8.046,00

ABRIL

557.380,00

41.109,00

549.120,00

39.258,00

1.851,00

MAYO

518.780,00

41.177,00

524.061,00

37.704,00

3.473,00

JUNIO

458.504,00

36.510,00

430.478,00

30.982,00

5.528,00

JULIO

466.730,00

36.291,00

387.424,00

27.932,00

MES

TOTAL

8.359,00

31.934,00

TABLA 1. REDUCCIÓN EN EL USO DE COMBUSTIBLE 2018-2019

Estadísticamente se ha determinado que la planta fotovoltaica aporta con el 21% de la energía eléctrica total que se entrega a la población de la Isla Isabela, en la tabla 2 se detalla el porcentaje de aporte de energía en el 2019.

AÑO 2019

Energía Fotovoltaica (kWh)

Energía Térmica (kWh)

ENERO

133.111,36

460.590,00

22%

164.942,46

553.224,00

23%

FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO

137.312,40 145.483,84 113.689,50 114.211,60 111.318,60

496.612,00 549.120,00 524.061,00 430.478,00 387.424,00 Promedio

Aportación de energía FV al Sistema 22% 21% 18% 21% 22%

21%

TABLA 2. APORTACIÓN DE LA PLANTA FOTOVOLTAICA

CONCLUSIONES De acuerdo con el incremento de la demanda de energía en la isla registrada en un 0.15 MW, se estima que para el año 2019 el sistema alcance 5 horas continuas de operación en modo diésel off para el mes de octubre. Al momento el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, está trabajando en

una segunda etapa para ampliación del sistema fotovoltaico, además de la instalación adicional de un sistema para almacenamiento de energía, éste último permitirá aliviar la demanda de energía en horas pico. Los potenciales beneficios de este sistema ya están siendo apreciados a medida que la comunidad desarrolla actividades con el recurso eléctrico, desde sus inicios de operación hasta la actualidad se ha reducido el uso de 31.934,00 galones de combustible y aportando con generación fotovoltaica el 21% de la energía eléctrica total que se entrega a la población de la isla Isabela.

RECOMENDACIONES Es importante realizar un monitoreo constante de los sistemas y darle seguimiento al uso adecuado de todos los equipos y componentes que conforman la planta híbrida para mantener su continua operación. Si la producción de biocombustible fuera autosuficiente en el país, se apuntaría obtener una planta de generación con fuentes netamente renovable. La población de la Isla Isabela debe enfocarse y convertir en un hábito los consejos de eficiencia energética difundidos por el MENNR y ELECGALAPAGOS, de esta manera son participes con el cuidado del medio ambiente y ayudan a disminuir el uso de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica.

2020

MARCO NORMATIVO, METODOLÓGICO Y CONCEPTUAL PARA LA DETERMINACIÓN DEL COSTO Y PLIEGO TARIFARIO DEL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO GENERAL Ing. Jefferson Iván Jiménez Rodríguez Analista en la Dirección Nacional de Regulación Económica Ing. Luis Eduardo Simbaña Lincango Profesional en la Dirección Nacional de Regulación Económica Ing. Hugo Geovanny Bonifaz Llive Dirección Nacional de Regulación Económica - DNRE AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE ELECTRICIDAD - ARCONEL

PRESENTACIÓN DEL TEMA

CARACTERÍSTICAS GENERALES

El presente artículo expone, la evolución normativa y su aplicación en cuanto a la prestación del Servicio de Alumbrado Público General - SAPG, así como, expone los conceptos técnicos y económicos considerados para la determinación del costo y pliego tarifario de dicho servicio correspondiente al año 2019.

La Ley del Régimen Municipal - LRM publicada en el año de 1971, determinaba que es atribución y deber del Concejo Municipal “aprobar el programa de servicios públicos, reglamentar su prestación y aprobar las especificaciones y normas a que debe sujetarse la instalación, suministro y uso de servicios de agua,

edición

desagüe, energía eléctrica y alumbrado...”, es decir, la responsabilidad de la prestación del alumbrado público estaba claramente definida; no obstante, con la codificación de la citada Ley (2005), se eliminó las referencias del alumbrado público, lo cual ocasionó un vacío legal en cuanto a las responsabilidades en la prestación de este servicio. Es así que, con el propósito de solventar el citado vacío legal, el Consejo Nacional de Electricidad - CONELEC, ahora Agencia de Regulación y Control de Electricidad - ARCONEL, elevó a la Procuraduría General del Estado la consulta en cuanto a las responsabilidades de la prestación del alumbrado público (2006), quien a su vez, se pronunció en el sentido de que las administraciones municipales carecen de facultad legal para regular y controlar dicho servicio, por corresponder dicha competencia al CONELEC. Posteriormente, a fin de buscar una salida a la citada problemática, el CONELEC mantuvo reuniones de trabajo con varios organismos, sin llegar a acuerdos concretos, ante lo cual, las autoridades del sector eléctrico determinaron conveniente que la prestación

del SAPG sea de responsabilidad de las empresas distribuidoras, y que su tratamiento sea independiente al Servicio Público de Energía Eléctrica - SPEE. En este sentido, en el año 2011, se emitió la Regulación No. 008/11 “Prestación del Servicio de Alumbrado Público General”, sobre la base del análisis legal efectuado por la Procuraduría del CONELEC (2010), en el cual dio viabilidad a la emisión de la citada normativa. A partir de la emisión y en cumplimiento de la normativa antes indicada, la cual es concordante con lo dispuesto en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (2015), el CONELEC y actual ARCONEL, anualmente, ha determinado y aprobado el costo por la prestación de este servicio, así como ha determinado los respectivos pliegos tarifarios, a ser aplicados a los usuarios del SPEE; sin embargo, las tarifas contenidas en el citado pliego tarifario no fueron aprobadas sino hasta el año 2019, es decir, durante el periodo 2012 al 2018, se mantuvo la aplicación de los mecanismos de cobro heredados de los respectivos Municipios que comprenden tasas indexadas al consumo de energía eléctrica, los cuales fueron emitidos a través de ordenanzas municipales.

Responsabilidad:

VACÍO LEGAL ARCONEL determinó el costo y pliego tarifario del SAPG

MUNICIPIOS

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Facturación:

MECANISMOS DE COBRO DEL SAPG: TASAS MUNICIPALES 2005 Codificación de la Ley de Régimen Municipal

2011

2015

2019

Regulación de SAPG (servicio independiente)

LOSPEE (recoge regulación)

ARCONEL Aprieba primer PIiego Tarifario

GRÁFICO 1. EVOLUCIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SAPG – FUENTE: DNRE

ARTÍCULO - ARCONEL

2020

En este contexto, el pliego tarifario del SAPG aprobado para el año 2019 fue trascendental y cumplió con los objetivos de: homologar el cobro este servicio y recuperar los costos aprobados, cuyos objetivos, no son concordantes con la aplicación de los mecanismos de cobro vigentes; por lo que, a continuación se describe los sustentos conceptuales y metodológicos tanto para la determinación de costos como para la fijación del pliego tarifario de este servicio.

MECANISMOS DE COBRO DEL SAPG Conforme lo indicado en al acápite anterior, hasta el año 2018, para la facturación del SAPG, se consideraba la aplicación de porcentajes o cargos (mecanismos de cobro), por lo que, en el Gráfico 2, se presenta el análisis comparativo de los porcentajes promedio aplicados por distribuidora, por cantón y tarifa.

PROMEDIO DISTRIBUIDORAS

14% 14%

10%

11% 11%

13%

12% 12%

14%

8% 8%

5% 5%

17%

18%

14%

13%

12%

11%

10% 10% 10%

PROMEDIO CANTONES

17%

BABA PALENQUE PICHINCHA DURÁN GUAYAQUIL ISIDRO AYORA NOBOL LOMAS DE SARGENTILLO BABAHOYO EMPALME SAN JACINTO DE YAGUACHI PEDRO CARBO BALZAR DAULE SALITRE QUEVEDO COLIMES SAMBORONDÓN PALESTINA VINCES SANTA LUCÍA BUENA FÉ VALENCIA MOCACHE LA MANÁ

BOLÍVAR

SANTA ELENA

SANTO DOMINGO

EL ORO

ESMERALDAS

GUAYAS LOS RÍOS

MANABÍ

LOS RÍOS

MILAGRO

SUCUMBÍOS

GUAYAQUIL

SUR

COTOPAXI

AMBATO

RIOBAMBA

NORTE

AZOGUES

CENTRO SUR

QUITO

GALÁPAGOS

7% 6%

DETALLE TARIFAS

5% 4%

BOMBEO DE AGUA CON DEMANDA HORARIA

BOMBEO DE AGUA SERVICIO DE AGUA POTABLE

BOMBEO DE AGUA

BOMBEO DE AGUA CON DEMANDA

ESCENARIOS DEPORTIVOS

ENTIDADES OFICIALES CON DEMANDA HORARIA

ENTIDADES OFICIALES

ENTIDADES OFICIALES CON DEMANDA

ESCENARIOS DEPORTIVOS CON DEMANDA

ESCENARIOS DEPORTIVOS CON DEMANDA HORARIA

SERVICIO COMUNITARIO CON DEMANDA HORARIA

SERVICIO COMUNITARIO

SERVICIO COMUNITARIO CON DEMANDA

INDUSTRIAL CON DEMANDA

INDUSTRIAL ARTESANAL

COMERCIAL

RESIDENCIAL

INDUSTRIAL CON DEMANDA HORARIA

COMERCIAL CON DEMANDA HORARIA

COMERCIAL CON DEMANDA

CULTO RELIGIOSO CON DEMANDA

CULTO RELIGIOSO

BENEFICIO PÚBLICO CON DEMANDA HORARIA

BENEFICIO PÚBLICO CON DEMANDA

BENEFICIO PÚBLICO

ASISTENCIA SOCIAL CON DEMANDA HORARIA

ASISTENCIA SOCIAL

ASISTENCIA SOCIAL CON DEMANDA

GRÁFICO 2. ANÁLISIS COMPARATIVO - MECANISMOS DE COBRO DEL SAPG - FUENTE: DNRE

Del Gráfico 2, se resalta la diversidad de los valores de mecanismos aplicados por las distribuidoras para el cobro del SAPG y más aún cuando se desagrega por cantón y tarifa relacionada con el SPEE. Es importante indicar que, los valores antes presentados cumplen con lo dispuesto por CONELEC

con Resolución No. 028/12, respecto de que en ningún caso el valor facturado por concepto de SAPG será superior al 20% del valor facturado por SPEE. Así como, el de ajustar los citados mecanismos cuando se efectúe una revisión tarifaria del SPEE (Resolución No. 041/14), a fin de que no incida en incremento alguno en los valores facturados por concepto de SAPG.

edición

Costos Del SAPG Conforme la normativa vigente, los costos asociados a la prestación del SAPG comprenden los costos de: 1) Administración, Operación y Mantenimiento – AO&M; 2) Calidad del servicio; 3) Expansión del servicio; y, 4) Compra de energía, cuyos valores para el año 2019, fueron aprobados por la ARCONEL con Resolución No. 32/18. A continuación, se presenta el resumen de costos por distribuidora y un análisis comparativo con respecto a los valores obtenidos de la facturación del SAPG considerando los mecanismos de cobro.

EMPRESA

DISTRIBUIDORA UNIDAD DE NEGOCIO

2,75

1,02

CENTRO SUR

3,71

2,05

"EMPRESAS ELÉCTRICAS - EE"

COTOPAXI NORTE QUITO

RIOBAMBA SUR

GALÁPAGOS

SUB TOTAL - EE (1) UN - BOLÍVAR UN - EL ORO "CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CNEL"

AO&M

AMBATO

AZOGUES

UN - ESMERALDAS UN - GUAYAQUIL

UN - GUAYAS LOS RÍOS UN - LOS RÍOS UN - MANABÍ

UN - MILAGRO

UN - SANTA ELENA

UN - SANTO DOMINGO UN - SUCUMBÍOS

NACIONAL

COMPRA ENERGÍA

SUB TOTAL - CNEL (2) TOTAL (3) = (1) + (2)

0,38 1,51 2,04 8,86 1,45 1,44 -

CALIDAD (MM USD)

6,10

6,57

2,28

2,08

10,11

9,78

0,53

0,84

0,52 0,82 0,20

ESTIMACIÓN FACTURACIÓN

1,34

0,14

5,10

COSTO TOTAL

0,99

0,31

0,86

EXPANSIÓN

0,52 1,13 0,20 0,37 0,09

0,16 2,06 1,39

0,99 4,93 4,82

-1,4%

5,82

0,88

17,9%

2,94

15,3%

5,80

22,18

1,83

4,47

4,78

0,14

0,42

3,76 0,43

22,15

11,41

6,56

13,57

53,69

60,09

3,27

2,24

0,66

1,96

8,13

9,55

0,67 1,39 5,86 4,13 1,44 5,08 1,41 1,39 2,18 1,05

27,86

50,01

0,49 1,09 6,07 2,51 0,62 2,48 1,25 1,56 2,25 0,79

21,34 32,75

0,26 0,53 1,19 1,08 0,62 0,62 0,10 0,37 1,07 0,41

6,90

13,46

0,30 1,02

1,72 4,02

7,7%

(0,01)

19,24 2,61

0,47

0,98

4,15 0,43

VARIACIÓN

(MM USD)

(0,33) 0,98 1,15 0,31 0,01

6,40

1,23

(0,49)

4,13

0,11

1,42

-3,3%

20,4% 44,1% 6,9% 1,9%

11,9%

-28,5% 17,5% 2,8%

1,98

15,10

14,89

(0,21)

1,61

4,29

2,20

(2,09)

-48,8%

4,62

1,06

29,7%

2,66

10,38

2,13

10,31

1,95

5,26

0,80

3,56

5,27

10,77

21,55

77,66

1,87

35,13

4,12

131,35

17,26 8,44 7,56

6,88

(1,87) 2,29

-1,4%

66,3%

-18,1% 43,5%

8,55

(2,21)

-20,6%

81,46

3,80

4,9%

3,04

141,55

(1,08) 10,20

-26,3% 7,8%

TABLA 1. COSTO DEL SERVICIO VS FACTURACIÓN MECANISMOS SAPG – AÑO 2019 - FUENTE: DNRE

De la Tabla 1, se evidencia las variaciones del costo con respecto a la facturación obtenida de la aplicación de los mecanismos del cobro del SAPG, por lo que se coligue la necesidad de establecer un pliego tarifario para el SAPG que cumpla con los principios establecidos en la Constitución y demás normativas vigentes.

Formulación del Pliego Tarifario Para El SAPG Para la formulación del pliego tarifario del SAPG, se consideró los principios tarifarios contenidos en la Constitución y la Regulación No. 005/14; en tanto que, para el diseño se considera los conceptos de: estructura, nivel y régimen tarifario, conforme el Gráfico 3.

ARTÍCULO - ARCONEL

2020

PRINCIPIOS TARIFARIOS Principios tarifarios de solidaridad, equidad, cobertura de costos y eficiencia energética. Recuperación de costos a través de los usuarios del SPEE. NIVEL TARIFARIO Parámetros para el Grado de Utilización Densidad de luminarias; Consumidores Finales Consumo de Energía; Facturación SPEE Facturación SAPG Aplicación de un cargo fijo (USD/Consumidor – mes) Unificación Tarifaria * 9 Pliegos EE y 1 CNEL EP

ESTRUCTURA TARIFARIA Similar a la del SPEE Categorías y Niveles de Voltaje Categoría por tipo de Demanda Agrupación de Tarifas Rangos de Consumo

REGIMEN TARIFARIO GRÁFICO 3. PRINCIPIOS, ESTRUCTURA Y NIVEL TARIFARIO PARA EL PLIEGO DEL SAPG, FUENTE: DNRE

La estructura tarifaria definida, asimila las categorías y niveles de voltaje establecidos en el pliego tarifario del SPEE, es decir, discrimina aquellas tarifas por su registrador de medición: sin demanda, con demanda, con demanda horaria y con demanda horaria diferenciada; así como, establece, para las tarifas de la categoría general en medio y alto voltaje, rangos de consumo con el objetivo de reducir las distorsiones que se presentan entre los consumidores. El nivel tarifario se fundamenta en determinar el grado de utilización del SAPG, para lo cual se consideran variables como: número de consumidores o usuarios finales del SPEE, consumo de energía del SPEE, facturación del SPEE, facturación del SAPG y densidad de luminarias por consumidor.

De los parámetros antes mencionados, es importante destacar la variable “Densidad de luminarias”, la cual se obtiene al contabilizar la información georreferenciada del número de luminarias de alumbrado público asociadas a cada consumidor del SPEE, dentro de un área determinada (radio de 1 km), tal como se muestra en el Gráfico 4. Es importante aclarar el carácter universal del SAPG, ya que las instalaciones del mismo son usadas por todas las personas a lo largo del territorio nacional, y no corresponde, como erróneamente se cree, solamente a la infraestructura que el usuario responsable del pago tiene al frente de su propiedad, es por eso que, utilizar la variable “densidad de luminarias” permite en gran medida aplicar el concepto social de este servicio.

Luminaria (X2, Y2)

lfar o

*Número de luminarias asociadas al cliente

oy A

1 KM

Av. El

s Shyr

Consumidor (X1, Y1)

Av. de Lo

1 KM

IÑAQUITO

GRÁFICO 4. CÁLCULO DE LA VARIABLE “DENSIDAD DE LUMINARIAS”, FUENTE: DNRE

edición

Es importante indicar que, el régimen tarifario comprende el período de vigencia de la aplicación de la estructura y nivel tarifario, que para el análisis comprende el año 2019.

Metodología para la determinación del nivel tarifario La metodología se basa en realizar una repartición eficiente de los costos del servicio del SAPG, conforme la estructura definida, para lo cual, en base a las variables mencionadas en párrafos anteriores, se establece un grado de utilización, a través del concepto de promedios ponderados. Es así que, luego de considerar diferentes escenarios y con el fin de desligar el cobro del SAPG a través de valores asociados al SPEE, se determinó el grado de utilización por tarifa y rango de consumo mediante las variables facturación del SAPG (Variable 1) y densidad de luminarias por consumidor (Variable 2), como se muestra en la siguiente ecuación. Grado de utilización=A*(Variable 1)+B*(Variable 2)

Dónde los valores de A y B corresponden a los ponderadores de la ecuación Finalmente, para establecer el nivel tarifario, en este caso un cargo fijo expresado en “USD/Consumidor – mes”, se multiplica el grado de utilización por el costo mensualizado del SAPG, y a continuación,

GRADO DE UTILIZACIÓN GU

este costo distribuido se divide para el número de consumidores tabulados acorde a la estructura tarifaria planteada. Lo expuesto se esquematiza en el Gráfico 5.

DISTRIBUCIÓN COSTO DEL SAPG

ABONADOS

NT =

GU * COSTO ABONADOS

NT =

GU * COSTO ABONADOS

GRÁFICO 5. ESQUEMA PARA DETERMINAR EL NIVEL TARIFARIO, FUENTE: DNRE

RESULTADOS En la Tabla 2, se muestra un extracto del pliego tarifario del SAPG para todas las Unidades de Negocio de CNEL EP, correspondiente al grupo de consumo residencial.

"Residencial, Residencial Temporal Residencial PEC”

TARIFA

Rango de Consumo (kWh) 0-0 1-50 51-100 101-150 151-200 201-250 251-300 301-350 351-500 501-700 701-1000 1001-1500 1501-2500 2501-3500 >3500

Pliego Tarifario CNEL EP (USD/Abonado-mes) 0,11 0,13 0,53 0,77 0,98 1,48 2,56 3,77 5,80 7,97 21,16 44,92 79,24 124,11 179,54

Aprobado mediante Resolución Nro. ARCONEL-051/18 Derogado mediante Resolución Nro. ARCONEL-009/19

TABLA 2. CARGOS TARIFARIOS DEL GRUPO DE CONSUMO RESIDENCIAL DE LAS UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP - FUENTE: DNRE

ARTÍCULO - ARCONEL

Además, como se muestra en la Tabla 3 al realizar la comparación entre la estimación de la facturación del SAPG aplicando el Pliego Tarifario, y los costos aprobados para el año 2019, se observa que las Empresas Eléctricas y la CNEL EP en su conjunto, recuperan la totalidad de los costos del SAPG, lo cual es concordante con el principio tarifario de cobertura de costos.

EMPRESA

(MM USD)

AMBATO

6,10

"EMPRESAS ELÉCTRICAS - EE"

AZOGUES

0,99

CENTRO SUR COTOPAXI NORTE QUITO

RIOBAMBA

UN - BOLÍVAR

"CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CNEL"

4,82

UN - ESMERALDAS

19,24

4,47

UN - GUAYAS LOS RÍOS UN - MANABÍ

8,13

7,43

10,77

SUB TOTAL - CNEL (2)

77,66

UN - SUCUMBÍOS

TOTAL (3) = (1) + (2)

4,12

131,35

-0,50

3,40

UN - SANTO DOMINGO

3,52

4,29

5,26

10 PLIEGOS

-0,59

25,01

3,56

UN - SANTA ELENA

CUBRIMIENTO DE COSTO (MM USD)

1,13

15,10

10,31

UN - MILAGRO

0,42

53,69

10,38

UN - LOS RÍOS

2,61

53,69

4,02

UN - GUAYAQUIL

4,93

19,24

1,72

UN - EL ORO

0,99

4,82

0,42

SUB TOTAL - EE (1)

6,10

10,11

2,61

GALÁPAGOS

"Facturación Pliego Tarifario (MM USD)" 10 PLIEGOS

10,11 4,93

SUR

NACIONAL

En este sentido, debido al comportamiento particular de cada Unidad de Negocio de CNEL EP, se debe realizar una transferencia de recursos entre las Unidades de Negocio, lo cual es factible dentro del manejo corporativo de CNEL EP.

COSTO TOTAL

DISTRIBUIDORA UNIDAD DE NEGOCIO

2020

11,79 9,14 3,85

-0,69 9,92 1,42

-0,89 -1,17

0,29

3,62

-1,64

2,89

-1,23

5,87 77,66

131,35

-4,90 -

TABLA 3. RESULTADOS DE APLICACIÓN DE PLIEGO TARIFARIO Y RECUPERACIÓN DE COSTOS SAPG 2019, FUENTE: DNRE

Impacto de la aplicación del pliego tarifario Para evaluar el beneficio o impacto del pliego tarifario, se realizó una comparación con la facturación del SAPG efectuada en el año 2018, la cual considera la aplicación de los mecanismos; para lo cual, se contabilizan los

casos donde los consumidores finales experimentarían un incremento (impacto) o una reducción (beneficio) en el pago del SAPG, en cada tarifa, nivel de voltaje y rango de consumo, definidos en la estructura tarifaria. A continuación, se ejemplifica esta evaluación en el Gráfico 6 .

edición

Comercial Bajo Voltaje Rango de Consumo 0-300 kWh

RANGO DE CONSUMO 1-50 KWH 0,40

500

0,35

0,15

300 200

0,10

IMPACTO

Tarifa SAPG

IMPACTO

100

0,05 0

BENEFICIO

0,20

USD

0,25 USD

400

BENEFICIO

0,30

Mecanismo actual

100

150

200

Tarifa SAPG

250

300

Mecanismo actual

GRÁFICO 6. EJEMPLO EVALUACIÓN DE LA APLICACIÓN DEL PLIEGO TARIFARIO SECTOR RESIDENCIAL Y COMERCIAL, FUENTE: DNRE

Los resultados consolidados a nivel nacional y por grupo de consumo se muestran en la Tabla 4.

Grupo de Consumo

Residencial Comercial Industrial Otros*

USD

Usuarios

Impacto

1.073.607

Beneﬁcio

24%

3.421.504

76%

42.576 100%

190

275.878

45.824

Total General 1.437.885

58% 59%

202.881 31.286

28% 3.655.861

42% 41%

72%

Total usuarios

Impacto

Beneﬁcio

4.495.111 2.039.887,35 -1.970.644,13 478.759 42.766 77.110

5.093.746

USD/USUARIOS Total USD

69.243,22

1,90

-14.258,63 248.083,75

6,16

-75,05

1,99

-1,09

423.606,33 -1.264.230,16 -840.623,83 262.342,38 140.514,68 2.866.351

Impacto Beneﬁcio

-718.228,30 -577.713,62 -3.967.361 -1.101.010

1,54 3,07

-0,58

-6,23

-22,96

Nota.- *El grupo de consumo Otros considera consumidores como entidades oﬁciales, asistencia social, servicios comunitarios, bombeo de agua, escenarios deportivos, estaciones de carga rápida, entre otros. TABLA 4. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LA EVALUACIÓN DEL PLIEGO TARIFARIO POR GRUPO DE CONSUMO - FUENTE: DNRE

Considerando la información de la gráfica y la tabla anterior, del total de los 5,09 millones de abonados a nivel nacional, se tiene que 1,44 millones de abonados, equivalente al 28%, presentarían un impacto; mientras que el restante 3,66 millones de abonados, equivalente al 72%, recibirían un beneficio. Además, el análisis por grupo de consumo indica que existe un porcentaje de consumidores finales que percibirían un impacto en el orden de 24%, 58%, 100% y 59% para los grupos de consumo Residencial, Comercial, Industrial y Otros, respectivamente. Es importante puntualizar que el impacto que se observa en el grupo de consumo industrial, se produce por una revisión de los límites de aplicación del nivel tarifario

del SAPG del año 2018 para este sector, aprobados mediante Resolución ARCONEL Nro. 081/17. Finalmente, utilizando como ejemplo a CNEL EP, en la Tabla 5 se observa que los consumidores residenciales ubicados en los rangos bajos de consumo, de aplicarse el cargo fijo establecido en el pliego del SAPG, tendrían un beneficio en el pago del SAPG, en comparación a lo determinado por los mecanismos vigentes; a excepción de aquellos cantones en los cuales no se cobra este servicio; asimismo, resalta que el establecimiento de los cargos incrementales tienen como resultado una equidad en el pago del SAPG, lo cual concuerda con la normativa vigente.

ARTÍCULO - ARCONEL

2020

FACTURACIÓN SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO GENERAL MECANISMOS DE COBRO SAPG (CANTONES)

Facturación SPEE (USD) Consumidores Residenciales 362.563 489.037

RANGO DE CONSUMO

456.415

20.298 11.765 2.831 347 191

Pliego SAPG

Pichincha (Manabí)

Guayaquil

Manta

Milagro

"Machala Palestina Sto. Domingo"

USD

Lim. Inf.

1 kWh

1,51

0,17

0,23

0,30

lim. Sup.

50 kWh

5,96

0,66

0,89

1,19

Lim. Inf.

51 kWh

6,06

0,67

0,91

1,21

lim. Sup.

100 kWh

10,61

1,17

1,59

2,12

Lim. Inf.

101 kWh

10,71

1,18

1,61

2,14

lim. Sup.

150 kWh

15,36

1,69

2,30

3,07

11%

15%

20%

Lim. Inf.

701 kWh

76,96

5,39

8,47

11,54

15,39

lim. Sup.

1000 kWh

120,31

8,42

13,23

18,05

24,06

Lim. Inf.

1001 kWh

120,48

8,43

13,25

18,07

24,69

lim. Sup.

1500 kWh

205,76

14,40

22,63

30,86

42,16

Lim. Inf.

1501 kWh

206,04

14,42

22,66

30,91

42,21

lim. Sup.

2500 kWh

480,96

33,67

52,91

72,14

96,19

Lim. Inf.

2501 kWh

481,40

33,70

52,95

72,21

96,28

lim. Sup.

3500 kWh

916,96

64,19

100,87

137,54

183,39

Lim. Inf.

>3500 kWh

1.257,56

88,03

138,33

188,63

251,51

CARGO FIJO (USD/ Abonado)

0,13 0,53 0,77

21,16 44,92 79,24 124,11 179,54

TABLA 5. EVALUACIÓN POR CANTÓN DEL PLIEGO TARIFARIO RESPECTO DE LOS MECANISMOS DE COBRO PARA EL GRUPO DE CONSUMO RESIDENCIAL, FUENTE: DNRE

CONCLUSIONES El CONELEC, actualmente la ARCONEL, a partir de la emisión de la normativa del SAPG, ha elaborado, de forma independiente al SPEE, los respectivos análisis del costos y pliego tarifario del SAPG; no obstante, por ser un tema sensible, el ámbito tarifario no fue aprobado por el Directorio, por lo que se decidió mantener la aplicación de los mecanismos de cobro. El pliego tarifario del SAPG aprobado para el año 2019, es concordante con los principios

tarifarios establecidos la Constitución y la normativa vigente, y cumplió con los objetivos de: homologar el cobro este servicio y recuperar los costos aprobados, lo cual no ocurre con la aplicación de los mecanismos de cobro vigentes en algunas empresas distribuidoras. El servicio de alumbrado público general tiene el carácter de universal, ya que todas las personas hacen uso de las instalaciones del mismo a lo largo del territorio nacional, y no corresponde solamente a la infraestructura que el usuario responsable del pago tiene al frente de su

edición

propiedad, por lo que, la inclusión de la variable “densidad de luminarias”, permite en gran medida aplicar el concepto antes mencionado. Los cargos incrementales, acorde a la estructura tarifaria definida, propenden a que exista equidad en el pago del servicio del SAPG, permitiendo un beneficio en el pago del servicio a aquellos usuarios que se encuentran en los rangos de consumo inferiores. El Pliego Tarifario del SAPG, basado en la determinación de un cargo fijo, expresado en [USD/consumidor – mes], elimina la aplicación de los mecanismos de cobro actuales, los cuales consideran la facturación de este servicio en función del consumo de energía o como un porcentaje de la facturación del SPEE. A través de la evaluación de la aplicación del Pliego del SAPG, de la totalidad de consumidores del SPEE (5,09 millones), 1,44 millones equivalente al 28%, presentarían un impacto en la facturación del SAPG; en tanto que, los 3,66 millones equivalente al 72%, recibirían un beneficio en la facturación del SAPG. RECOMENDACIONES Los Gobiernos Autónomos Descentralizados (GAD), hasta la aprobación y vigencia de un nuevo pliego tarifario del SAPG, deberían propender, conforme la normativa vigente, a implementar mecanismos técnicos para que todos los responsables del pago del servicio de alumbrado público lo realicen de forma equitativa; reforzando de esta manera la idea de que un servicio por ser público no debe ser gratuito. Es importante que las empresas distribuidoras mantengan actualizado sus respectivos sistemas de información geográfica, ya que el levantamiento correcto de la información y la veracidad de la misma genera una mayor confiabilidad de los resultados obtenidos. Al tratarse de un tema que incide directamente sobre el usuario final, es necesario realizar un proceso de socialización efectivo a todos los actores involucrados (Ministerios, GAD, consumidores, entre otros), en el cual se

exponga de manera clara el grado de incidencia que presentaría la aplicación del Pliego Tarifario del SAPG. BIBLIOGRAFÍA Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica. (2015). CONELEC. (2014). Regulación No. CONELEC 005/14 “Prestación del Servicio de Alumbrado Público General”, Quito – Ecuador. Vaca, A. (2011). Propuesta de un Método para la Determinación y Repartición de Costos por Servicio de Alumbrado Público, Escuela Politécnica Nacional, Quito - Ecuador. Nieves Hurtado, A. y Domínguez Sánchez, F. (2014). Métodos numéricos aplicados a la ingeniería. México: Patria. Bitu, R. y Born, P. Tarifas de energía eléctrica: aspectos conceptuales y metodológicos. Quito: OLADE ED.

2020

SISTEMA FOTOVOLTAICO INTERCONECTADO, 50 KWP, EDIFICIO ESPOL CAMPUS PROSPERINA

IMPACTO DE MICROGENERACIÓN FOTOVOLTAICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE CNEL EP GLR Mgtr. Martín Ildefonso Coronel Garcés Profesional de Planificación CNEL EP UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS LOS RÍOS

PRESENTACIÓN DEL TEMA La Regulación de Micro Generación, permite que los clientes regulados de la categoría residencial y general, de bajo y medio voltaje, de las distribuidoras, puedan instalar Sistemas Fotovoltaico Interconectado a la Red, SFVI, con la finalidad de sustituir parcialmente el consumo de la red pública por la producción de los SFVI, y tendrá un impacto eWconómico en los sistemas en los sistemas de distribución. Para identificar el segmento de los clientes regulados para los cuales resulte rentable la instalación de los

SFVI, se evalúa el costo de producción de la energía fotovoltaica y la tarifa de energía de la red eléctrica, estableciéndose el grado de participación de los clientes con SFVI, del total de clientes regulados, evaluando el grado de penetración de la tecnología SFVI, en el sistema eléctrico de distribución.

CARACTERÍSTICAS GENERALES La energía eléctrica mantiene un papel importante en la sociedad y su desarrollo, registrando un consumo creciente, lo cual ha exigido la adaptación y la expansión de los sistemas eléctricos de potencia en estructura y capacidad.

edición

Los agentes del mercado eléctrico, están cada vez más interesados en explorar nuevas formas de generación eléctrica, a partir de las energías renovables. En los últimos años las energías renovables han experimentado cambios sustanciales en los aspectos técnicos, económicos y operativos. El 22 de octubre de 2018, se aprobó la Regulación Nro. ARCONEL - 003/18 denominada: “Micro generación fotovoltaica para el auto abastecimiento de los consumidores finales de energía eléctrica”. La regulación permite sentar las bases para que los clientes regulados de las empresas eléctricas de distribución, puedan contar con sus propios medios para abastecer parcialmente su consumo, mediante la instalación de sistemas fotovoltaicos hasta 100 kW., de capacidad instalada. El 28 de diciembre de 2018, se aprobó la Reforma a la Regulación Nro. ARCONEL - 003/18, fijando en 300 kW., el límite de capacidad nominal instalada de los sistemas fotovoltaicos para los clientes residenciales; y en 1.000 kW., para los clientes comerciales o industriales.

Producción Energética de un Sistema Fotovoltaico conectado a la Red La producción energética mensual de un Sistema Fotovoltaico conectado a la Red, viene dado por la siguiente expresión:

ED =

Energía mensual producida por el Sistema Fotovoltaico conectado a la Red. Gdm(α,β)= Irradiación media diaria total sobre un plano de orientación (α) e inclinación del panel

(β), en [kwh/m2día)]

PR=

Los clientes regulados que instalan sus propios sistemas de micro generación fotovoltaica, de baja capacidad, sus objetivos principales son: el autoabastecimiento parcial, la optimización de su consumo eléctrico, y el beneficio obtenido mediante la reducción de su planilla de consumo.

El SFVI, desde el punto de vista de la continuidad de servicio resulta más fiable que un sistema aislado, no conectado a la red. La finalidad del SFVI, es inyectar a la red todos sus excedentes energéticos.

(1)

ED=

Sistema Fotovoltaico Interconectado a la Red

Al conectarse en paralelo con la red, el Sistema Fotovoltaico contribuye al suministro de la energía demandado por el cliente regulado, siendo su carga atendida desde el SFVI, cualquier superávit de potencia del SFVI es inyectado a la red eléctrica y cualquier déficit, es demandado desde la red pública.

GCEM

Dónde:

DESARROLLO

El Sistema Fotovoltaico Interconectado a la Red, es un sistema de generación eléctrica donde la energía en corriente directa del generador fotovoltaico GFV, es convertida en corriente alterna (c.a.), a la tensión y frecuencia de la red eléctrica.

Gdm(α, ß) x PR x # días mes x kWp

kWp= GCEM=

Rendimiento energético, que es un valor de la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo donde se tienen en cuenta: La dependencia de la eficiencia con la temperatura La eficiencia del cableado Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto máximo de potencia La eficiencia energética del inversor. Potencia Instalada del Sistema Fotovoltaico, en kWp. Irradiancia de referencia, en condiciones estándar, igual a

[1kwh/m2]

Para evaluar la producción energética anual de un Sistema Fotovoltaico de 1 kWp, considerando un rendimiento energético de PR = 0,80, y la Irradiación media anual del sector donde se instalan los SFVI,

Gdm(α,β)= 1.647,06 kWH/m2/año, es ED = 1.317,65 [kwh/año] ver Cuadro #1

ARTÍCULO - CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS

Descripción

ENE

Gdm(α, β) [kWh / m2 año] Gdm(α, β) [kWh / m2 día]

Gdm(α, β) [kWh / m2 mes]

FEB

MAR

ABR

MAY

4,20

4,65

4,35

4,50

3,90

JUN

JUL

4,20

AGO

4,35

SEP

4,65

5,10

OCT 4,50

NOV 4,95

2020

DEC 4,80

120,87 117,57 144,12 130,47 139,47 125,97 134,82 144,12 152,96 139,47 148,46 148,76 1.647,06

ED (KWH/mes)

96,70

ED (KWH/año)

1.317,65

94,06 115,29 104,38 111,57 100,78 107,85 115,29 122,37 111,57 118,77 119,01 CUADRO # 1: PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ANUAL SFVI

Costo de Producción de los Sistemas Fotovoltaicos conectados a la Red

Precio Medio de Venta de Energía Clientes Residenciales

El costo promedio de inversión de paneles fotovoltaicos de baja capacidad, hasta 20 kWp de capacidad, considerado en la presente evaluación es de U$ 2.000/kWp.

El Pliego Tarifario contempla el subsidio para los consumos residenciales inferiores a 130 kWH/mes (costa), y para la tercera edad. La Tarifa Regulada aplicada a los Clientes Residenciales, se incrementa progresivamente con el consumo mensual de energía eléctrica, existiendo rangos de consumo a partir de los cuales resulta más económico optar por el abastecimiento parcial mediante la generación con sistemas fotovoltaicos de baja capacidad, ver cuadro # 2.

El costo de producción de los Sistemas Fotovoltaicos de Baja Capacidad, se calculará, como la anualidad de los costos de inversión, dividido para la producción anual del Sistema Fotovoltaico.

Anualidad SFVI=I ×

[

(i (1+i)n) ((1+i)n-1)

]

El precio del KWH para el rango de consumo de 1.501 a 2.500 kWH, de acuerdo al pliego tarifario es de 0,2752 US$/kWH, valor que es superior a los 0,2032 US$/KWH del costo del KWH del SFVI.

Dónde:

n i I ED=

Vida útil del SFVI, en años, n=20; Tasa de descuento para la evaluación, i=12%; Costo de Inversión, I=2.000 US$/kWp. Energía Anual en kWH producida por SFVI, 1 kWp,

ED= 1.317,65 [kWH⁄año] Anualidad SFVI =2000 ×

(

[

(0.12 ×

]

(1+0.12)20)

((1+0.12)20-1)

)

Anualidad SFVI=267,76 US$⁄año

(Anualidad SFVI Costo Producción SFVI = ED =

Desde el punto de vista económico, a partir de este rango de consumo, resulta rentable la sustitución de estos consumos por energía producida por el sistema fotovoltaico conectado a la red.

267,76 [US$ ⁄ año] 1.317,65 [US$ ⁄ año]

Costo Producción SFVI = 0,2032 (US$ ⁄ kWH)

Rango de Consumo

0 51 101 151 201 251 301 351 501 701 1.001 1.501 2.501

Hasta

Superior 3.500

50 100 150 200 250 300 350 500 700 1.000 1.500 2.500 3.500

Energía US$/Kwh

0,0910 0,0930 0,0950 0,0970 0,0990 0,1010 0,1030 0,1050 0,1050 0,1450 0,1709 0,2752 0,4360 0,6812

CUADRO # 2: PLIEGO TARIFARIO RESIDENCIAL

edición

Evaluación Económica de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos conectados a la Red por parte de clientes Residenciales La evaluación económica permitirá establecer el segmento de clientes residenciales, para los cuales la sustitución parcial de sus requerimientos energéticos de la red pública, por la energía producida mediante la instalación de los SFVI, es rentable. Los índices financieros que serán evaluados son: El Valor Presente Neto, VPN; La Tasa Interna de Retorno, TIR, y Período de Recuperación del Capital Para la evaluación económica se elaborará un flujo de caja, detallando los Beneficios y Costos durante el período de evaluación, incluyendo los costos de inversión del SFVI.

Beneficios La producción de energía de los clientes regulados, mediante los SFVI, abastece parcialmente sus requerimientos, lo que se ve reflejado en la reducción de las facturas de consumo, con el correspondiente beneficio económico. Aplicando el Pliego Tarifario, un cliente residencial con un consumo mensual de 5.000 kWH, se obtiene un importe de facturación antes de impuesto de 1.934,06 US$. Para esta magnitud de consumo se propone la instalación de un SFVI, de una capacidad instalada de 20,00 kWp, cuya producción energética mensual es de 2.196 kWH. Una vez instalado y puesto en operación del SFVI, el consumo mensual del cliente residencial desde la red pública se reduce a 2.804 Kwh, consumo que, mediante la aplicación del pliego tarifario, se obtiene un importe de facturación de 608,77 US$, obteniéndose una disminución del pago de consumo de electricidad de US$ 1.325, 29, lo que se considera como beneficio en la evaluación económica.

Costos El Costo de inversión del Sistema Fotovoltaico conectado a la Red, es de US$ 2.000,00 por KWp. instalado, para el caso analizado se propone instalar un SFVI de 20,0 kWp de capacidad, con lo que se obtiene un costo de inversión de US$ 40.000,00.

Parámetros para la Evaluación Económica Tasa de descuento: 12% Vida útil del SFVI: 20 años Valor Residual: 0%

Flujo de Caja Los Ingresos y costos a lo largo de la vida útil del SFVI, se presentan en el cuadro # 3.

ARTÍCULO - CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS

Inversión (US$)

40.000,00

VAN (US$)

78.790,23

Beneﬁcio (US$)

15.903,49

PRC (años)

3,2

12%

Tasa descuento (%)

Vida útil (años)

AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

INVERSIÓN

-40.000,00

TIR (%)

2020

40%

BENEFICIO

BENEFICIO NETO

VPN BENEFICIO

VPN ACUMULADO

15.903,49

14.199,55

-25.800,45

15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49

-40.000,00 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49 15.903,49

-40.000,00 12.678,17 11.319,79 10.106,96

-40.000,00 -13.122,29 -1.802,50 8.304,46

9.024,07

17.328,52

7.193,93

32.579,66

8.057,20 6.423,15 5.734,96 5.120,50 4.571,87 4.082,03 3.644,67 3.254,17 2.905,51 2.594,20 2.316,25 2.068,08 1.846,50 1.648,66

25.385,73 39.002,81 44.737,77 49.858,27 54.430,14 58.512,17 62.156,84 65.411,01 68.316,52 70.910,72 73.226,98 75.295,06 77.141,56 78.790,23 CUADRO # 3: FLUJO DE CAJA

edición

RESULTADOS Evaluación Económica Clientes Residenciales

hasta 5.000 kWH., se presenta en el cuadro # 4, verificándose que el retorno de la inversión crece y el período de recuperación es menor, para clientes residenciales con consumos crecientes.

La evaluación económica para clientes residenciales con SFVI, de consumo promedio mensual de 2.000,

Consumo_i (kWH/mes)

Importe_i (US$/mes)

SFVI (kWp)

Energía SFVI (kWH/mes)

Consumo_f (kWH/mes)

Importe_f (US$/mes)

Beneﬁcio (US$/mes)

2.000

338,66

329

1.671

248,01

90,65

2.500

476,26

549

1.951

325,17

3.000

694,26

1.098

1.902

3.500

912,26

1.098

4.000

1.252,86

4.500

1.593,46

5.000

1.934,06

Beneﬁcio (US$/año)

VAN (US$))

TIR (%)

PRC (años)

1.087,85

2.125,64

17,4%

9,6

151,09

1.813,08

3.542,73

17,4%

9,6

311,68

382,58

4.590,97

14.291,97

22,6%

6,5

2.402

449,28

462,98

5.555,77

21.498,49

27,6%

5,0

1.647

2.353

435,79

817,07

9.804,85

43.236,78

32,6%

4,0

1.647

2.853

630,14

963,32

11.559,82

56.345,41

38,5%

3,2

2.196

2.804

608,77

1.325,29

15.903,49

78.790,23

39,7%

3,2

CUADRO # 4: EVALUACIÓN ECONÓMICA SFVI

Para establecer el impacto se realizará la evaluación de: # de clientes que instalen el SFVI, su capacidad nominal instalada en kWp., su producción energética anual kWH/año.

Previsiones de Clientes Residenciales con SFVI, en CNEL EP GLR La vigencia de la regulación de micro generación fotovoltaica, posibilita que los clientes regulados con determinadas características de consumo, opten por la instalación del SFVI, lo que tendrá un impacto sobre la facturación de las empresas de distribución.

Consumo De

Hasta

2.000

2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000

2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000

20.000

TOTAL

# clientes R

Consumo_i (kWh/mes)

Importe_i (US$/mes)

PMV_i (US$/kWH)

315.558

61.147.806

6.356.815

0,1040

512 210 101 60 30 19 28

316.518

1.132.763 570.044 324.048 221.094 125.240 89.481

232.790

63.843.266

202.921 119.070 78.908 62.293 41.155 32.988

117.367

7.011.517

0,1791 0,2089 0,2435 0,2817 0,3286 0,3687 0,5042 0,1098

A diciembre de 2018, la Unidad de Negocio Guayas Los Ríos, registró 316.518 clientes residenciales, con una facturación mensual de 63’843.266 kWH, y un importe de facturación de US$ 7’011.516,78, Cuadro # 5.

SFVI (u)

SFVI (kWp)

Energia SFVI (kWh/mes)

512

1.536

168.659

101

1.010

110.902

450

49.412

210 60 30 19 28

960

1.050

115.294

600

65.882

285

31.294

5.491

602.934

560

61.490

Consumo_f

Importe_f (US$/mes)

PMV_f (US$/kWH)

61.147.806

6.356.815

0,1040

964.104 454.750 213.146 155.212 75.828 58.187

171.300

63.240.332

156.911 80.682 37.272 30.010 14.858 13.708 76.688

6.766.944

Reduccion Importe (US$/mes)

0,1628

46.010

0,1749

41.636

0,1774 0,1933 0,1959 0,2356 0,4477 0,1070

38.388 32.283 26.297 19.279 40.679

244.573

CUADRO # 5: PREVISIONES CLIENTES RESIDENCIALES CON SFVI

De la evaluación se verifica que existe un potencial de 960 clientes residenciales con promedio de consumos mensuales superiores a 2.000 kWH, que podrían optar por la instalación del SFVI, con una demanda instalada

de 5.491 kWp, y una producción mensual de 602.934 kWh de energía solar fotovoltaica para el abastecimiento de los clientes residenciales.

ARTÍCULO - CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS

Nivel de Penetración de la Tecnología Micro Generación Sistema Fotovoltaico conectado a la red, SFVI, en CNEL EP GLR El grado o nivel de penetración, IPSVF, es otro tema muy importante, está relacionado con el número de clientes que instalan un sistema fotovoltaico conectado a la red para el número de clientes residenciales.

IPSFVcliente = (Clientes Residenciales con SFVI) = 960 = 0,3033% (Clientes Residenciales Totales) 316.518

(602.934 kWH/mes) IPSFVenergía (Producción Energía SFVI) = 0,9444% = = (Energía Clientes Residenciales) 63’ 843.266)

IPSFVIngresosVenta= (Reducción de Ingresos Clientes Residenciales) (Ingresos de Venta de Energía Clientes Residenciales)

IPSFVIngresosVenta=

-244.573 ( US$ ) Mensual ( US$ ) 7’011.517 Mensual

= -3,4888%

CONCLUSIONES Considerando el Pliego Tarifario para clientes residenciales y el costo de inversión de la tecnología de Sistema Fotovoltaicos Interconectados, SFVI, se establece que el segmento de clientes residenciales cuyo consumo mensual es superior a 2.000 kWH/ mes, les resulta rentable la sustitución parcial de la energía que reciben de la red pública por energía producida por SFVI.

2020

La reducción de ingresos que dejaría de percibir CNEL EP GLR por venta de energía, debido a la producción con SFVI, por parte del segmento de clientes residenciales de mayor consumo es de -3,488% de los ingresos de venta de la categoría residencial. Los 960 potenciales clientes residenciales que podrían optar por la instalación de un SFVI, representan una potencia instalada de 5.491 kWp, y una producción energética anual de 7’235.205 kWh/año.

RECOMENDACIONES El costo de inversión de la tecnología es significativamente alto, lo cual sumado a la falta de información al público constituyen barreras que afectan a la incorporación masiva de la Micro Generación Solar, se recomienda adoptar medidas de incentivo para su utilización, tales como el financiamiento a tasas preferenciales de los Sistemas Fotovoltaicos Interconectados utilizados en la micro generación y la difusión de la existencia de esta opción de abastecimiento parcial de los consumos, en la población.

BIBLIOGRAFÍA [1] Romero C. Jacobo, Análisis de Funcionamiento de Paneles Fotovoltaicos y su utilización en las regiones de la costa y sierra del Ecuador, Caso de Estudio, Universidad Politécnica de Cataluña, 2015. [2] Loza Moral Raúl y Palacios Monzón, Propuesta de Reducción del Consumo Eléctrico Residencial mediante un Sistema Solar Fotovoltaico conectado a la Red Eléctrica, Instituto Politécnico Nacional, México, 2014.

El Número de Clientes Residenciales Potenciales que podrían optar por la instalación de un SFVI, es de 960, cifra que, comparada, con la totalidad de clientes residenciales al cierre del 2018, de 316.518, representa un índice de penetración de clientes residenciales de 0,3033%. La energía producida por los potenciales clientes residenciales es de 602.934 kWh/mes, lo que comparado con el consumo residencial total de 63’843.266 kwh/mes, representa el 0.9444%, puesto que pertenecen al segmento de mayor consumo específico mensual.

edición

CONVOCATORIA PRESENTACIÓN DE RESÚMENES El Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional, ECUACIER, con los Comités Técnicos de las áreas de: Comercialización, Distribución, Energética, Corporativa, Generación y Transmisión, dan a conocer los temarios para este evento. Invitamos a los integrantes de nuestras empresas socias a participar en la elaboración de resúmenes, la fecha límite de entrega será: Viernes 31 de enero de 2020. Para descargar los temarios, por favor visitar nuestra página web en la sección: Seminario Nacional / Seminario Nacional 2020

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES Entrega de resúmenes

Viernes 31

/ enero /

2020

Reunión calificación de resúmenes

Martes 04

/ febrero /

2020

Entrega de trabajos

Viernes 20

/ marzo /

2020

Reunión de distribución de trabajos

Martes 24

/ marzo /

2020

Entrega de calificaciones

Martes 31

/ marzo /

2020

Publicación de trabajos calificados

Viernes 03

/ abril /

2020

Envío de notificaciones

Martes 07

/ abril /

2020

www.ecuacier.org.ec

/Ecuacier

@EcuacierEc

(593) 2 255 1192 (593) 98 690 3005

Diego de Almagro 1550 y Pradera Esq. Ed. Posada de las Artes Kingman. Piso 4.

2020

TEMARIO ÁREA DE DISTRIBUCIÓN Subestaciones y líneas de subtransmisión

D.1.

D.1.1. D.1.2. D.1.3. D.1.4. D.1.5. D.1.6. D.1.7. D.1.8.

Tendencias en el diseño. Métodos de diagnóstico de estado de sus componentes. Políticas y métodos de mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo. Propuestas y/o experiencias de sistemas inteligentes para operación y mantenimiento Gestión de riesgos y planes de contingencia. Análisis de conexión y suministro de energía a grandes clientes a nivel de subtransmisión. Optimización de la gestión en sistemas de subtransmisión. Planificación de subestaciones enfocada hacia la confiabilidad.

D.2.1. D.2.2. D.2.3. D.2.4.

Operación, control y mantenimiento. Coordinación de protecciones y/o automatización. Experiencias en el restablecimiento del servicio eléctrico. Gestión de riesgos y planes de contingencia.

D.3.1. D.3.2. D.3.3. D.3.4. D.3.5. D.3.6. D.3.7. D.3.8. D.3.9. D.3.10. D.3.11. D.3.12. D.3.13. D.3.14. D.3.15.

Propuestas y/o experiencias para el diagnóstico y planificación. Estudios de optimización y confiabilidad. Aplicación y experiencias con los sistemas de gestión en la distribución - ADMS. Sistema de información geográfico: aplicación y resultados. Experiencias de gestión en la reducción de pérdidas. Generación distribuida. Alumbrado público: experiencias y/o tendencias. Responsabilidad social y participación ciudadana en la gestión de la distribución. Gestión de riesgos y planes de contingencia. Experiencias en trabajos con líneas energizadas. Afectación a la infraestructura eléctrica por redes de telecomunicaciones. Marco normativo para el diseño y construcción. Análisis del impacto de las nuevas regulaciones en la operación y mantenimiento de los SEP. Metodologías para la determinación de precios unitarios de la mano de obra. Aplicación de las modalidades de Contratación Pública para proyectos: experiencias.

Operación y control de sistemas de distribución

D.2.

Sistemas de gestión de la distribución

D.3.

Calidad de servicio en la distribución

D.4. D.4.1. Calidad de Producto y Servicio Técnico e Indicadores de Gestión. D.4.2. Propuestas y/o experiencias en el mejoramiento de la calidad del servicio.

edición

TEMARIO ÁREA DE COMERCIALIZACIÓN C.1.

C.1.1. C.1.2.

Atención al cliente

C.1.3. C.1.4.

C.1.5. C.1.6. C.1.7. C.1.8.

C.2.

C.2.1. C.2.2. C.2.3. C.2.4. C.2.5.

Gestión comercial

C.2.6. C.2.7. C.2.8. C.2.9. C.2.10. C.2.11. C.2.12. C.2.13. C.2.14. C.2.15. C.2.16. C.2.17. C.2.18.

Políticas de eficiencia en el marco de la gestión comercial de servicios públicos. Implementación de procedimientos, acceso y uso de nuevas tecnologías, canales de comunicación y soluciones integrales para mejorar la atención al cliente. Experiencias y propuestas de mejora, en atención de solicitudes de indemnización por fallas imputables al servicio eléctrico cumpliendo con lo establecido dentro del marco regulatorio. Mercadeo: Estudios de mercado del comportamiento, necesidades y satisfactores de los consumidores, experiencias en las estrategias implementadas para incrementar la satisfacción, campañas de comunicación y socialización de los servicios, campañas para posicionamiento de marca e incrementar el nivel de la imagen. Experiencias y propuestas en la recepción tratamiento y solución de reclamos de clientes cumpliendo los tiempos establecidos del marco regulatorio. Experiencias en la ejecución de encuestas de satisfacción del cliente, análisis de resultados y estrategias de mejora de los procesos. Experiencias en la implementación del Centro de Contacto Nacional en el mejoramiento y la satisfacción del cliente. Experiencias en la implementación de programas, proyectos, procesos relacionados con la actualización de datos de los clientes para el mejoramiento de la gestión comercial. Estrategias y metodologías implementadas para alcanzar los niveles de calidad del servicio comercial. Propuestas y experiencias para mejorar los resultados de la gestión comercial. Experiencias y metodologías recomendadas para la reducción de pérdidas comerciales de energía. Estrategias, metodologías y experiencias para la gestión y recuperación de cartera. Experiencias y metodologías para la sistematización, automatización y optimización de procesos comerciales. Implementación de programas relacionados con la actualización de bases de datos comerciales y de catastros, para el mejoramiento de la gestión comercial. Experiencias en la implementación y explotación del Sistema Comercial CIS/CRM de SAP. Gestión comercial en proyectos financiados por organismos externos de crédito. Determinación de costos comparativos de los procesos comerciales enfocados hacia su optimización. Implementación, gestión y resultados de sistemas de medición inteligentes. Planificación, selección, operación y mantenimiento de sistemas de medición de energía. Experiencias en la gestión de transacciones comerciales de clientes No Regulados. Planeamiento operativo de la gestión comercial. Experiencias en la aplicación de sistemas tecnológicos para la gestión comercial (APP, WEB, Formas de pago, sistemas de turnos, GIS, Radiofrecuencia, lecto-facturación, entre otros). Propuestas y experiencias en la implementación comercial de la movilidad eléctrica. Experiencias en la gestión comercial de la compraventa de energía en las transacciones del sector eléctrico, (puntos frontera, clientes no regulados, autogeneradores, transacciones internacionales). Investigación de los efectos comerciales que tiene la implementación de la generación distribuida. Propuestas de gestión comercial para la generación de energía a través de micro generación a nivel de usuario final.

Uso eﬁciente de la energía

C.3.

C.3.1. C.3.2. C.3.3. C.3.4. C.3.5.

Programas sobre uso eficiente de la energía eléctrica. Experiencia en estudios y aplicaciones del uso final de la energía eléctrica en los sectores: residencial, comercial, industrial, otros. Experiencias o propuestas sobre el manejo de proyectos con fuentes renovables de energía y movilidad eléctrica. Análisis de modelos de administración de la demanda de energía eléctrica. Análisis del Programa de Cocción por Inducción y Calentamiento de Agua con Electricidad – PEC.

2020

Aplicación de la normativa en el área de comercialización

C.4.

C.4.1. C.4.2. C.4.3. C.4.4. C.4.5. C.4.6. C.4.7. C.4.8. C.4.9.

Análisis y experiencias sobre la aplicación de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica - LOSPEE, Reglamento, Regulaciones y pliegos tarifarios, vigentes. Implicaciones de la Ley Orgánica de Defensa del Consumidor en la gestión comercial de las Empresas de Distribución. Intervención de la Defensoría del Pueblo. Implicaciones económicas en las Distribuidoras y en los usuarios por la aplicación de subsidios en el Sector Eléctrico. Experiencias en la gestión para la recuperación de cartera a través de pre-coactiva y coactiva. Procedimientos legales para tratamiento de: infracciones, hurto, manipulación y alteración de los sistemas de medición de energía eléctrica. Experiencias en la aplicación del marco normativo de Contratación Publica para la adquisición de: bienes, obras, servicios, administración y fiscalización de contratos, para los procesos comerciales. Normativa técnica para el diseño de instalaciones eléctricas interiores para aplicaciones: residenciales, comerciales, industriales, y otras. Normativa del esquema tarifario para fuentes renovables y movilidad eléctrica. Experiencias en su aplicación y propuestas de mejora. Experiencias en la gestión para la recuperación de cartera de las transacciones por la compraventa de energía en el sector eléctrico.

TEMARIO ÁREA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

Gestión de la expansión

GT1. GT2.

Gestión de la operación

GT3.

ASPECTOS REGULATORIOS DE LA GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN GT2.1. Planificación y Ejecución de Proyectos de Generación. GT.2.1.1. Con energías convencionales. GT.2.1.2. Con energías no convencionales (híbridos eólica, fotovoltaica, biomasa, geotérmica, mareomotriz, hidrogeno, etc.). GT2.2. GT.2.2.1. GT2.2.2. GT2.2.3.

Planificación y Ejecución de Proyectos de Transmisión. Sistemas de alta tensión en AC y DC. Sistemas de extra alta tensión en AC y DC. Interconexiones Internacionales.

GT2.3. Planificación de sistemas eléctricos. GT2.3.1. Análisis de proyección de la demanda. GT2.3.2. Análisis económico financiero de la expansión. GT3.1. GT3.2. GT3.3. GT3.4. GT3.5. GT3.6. GT3.7. GT3.8.

Operación de Centrales y Sistemas de Generación en condiciones normales y de contingencia. Operación de Sistemas de Transmisión en condiciones normales y de contingencia. Operación de sistemas de comunicación en condiciones normales y de contingencia. Calidad de la energía en Centrales de Generación y Sistemas de transmisión. Interconexiones internacionales. Impacto de las Redes Inteligentes en transmisión y generación. Gestión y Control de combustibles para generación. Gestión de Recursos Hídricos para la generación (control de vertimiento).

Gestión del mantenimiento

GT4.

GT5.

GT4.1. Mantenimiento en Centrales de Generación. GT4.2. Mantenimiento en Sistemas de Transmisión. GT4.3. Gestión de activos y su mantenimiento.

IMPACTO DE LAS POLÍTICAS DE AUSTERIDAD EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

edición

Gestión ambiental y responsabilidad social, seguridad industrial y salud ocupacional

GT6.

Gestión de obras civiles

GT7.

Gestión de la modernización

GT8.

GT6.1. En los proyectos de generación y transmisión. GT6.2. En la explotación de las instalaciones de generación y transmisión. GT6.3. Mecanismos de Desarrollo Limpio en generación y transmisión.

GT7.1. En infraestructura de Generación. GT7.2. En infraestructura de Transmisión. GT7.3. Aspectos geológicos, geotécnicos y geopolíticos.

GT8.1. Modernización, adecuación y optimización de sistemas de control y adquisición de datos para generación y transmisión. GT8.2. Modernización, repotenciación, adecuación y optimización de equipos principales en centrales de generación y sistemas de transmisión.

Servicios para la operación y mantenimiento de generacion y transmision

GT9. GT9.1. Laboratorios. GT9.2. Talleres. GT9.3. Pruebas y calibración de equipos. GT9.4. Otros servicios.

TEMARIO ÁREA ENERGÉTICA

Escenarios de energía (energy scenarios)

WEC1.

WEC2.

Escenarios globales de energía para retratar los posibles caminos hacia el futuro, lo que permitirá entender de mejor manera las incertidumbres y puntos de decisión críticos. WEC1.1. Producción y usos de la Energía: Prospectiva energética, balances energéticos, Matriz Energética, planificación energética, políticas energéticas, normativas y regulaciones. WEC1.2. Energía y Transporte: Enfoque especial en el transporte, la demanda de combustibles, EV (Vehículos Eléctricos), Gas Natural, entre otros. WEC1.3. Vínculos Energía-Agua-Alimentación: Atención especial a la interacción de la infraestructura energética y las tecnologías del agua (consumo, contaminación) y / o alimentos. WEC1.4. Prioridades de Energía Regionales y Globales: Atención especial a la emisión del Mapa de Monitoreo del WEC para proporcionar una visión regional y global del programa de energía (consulte www.worldenergy.org/issues). ¿Cuáles son los mensajes clave de los recursos energéticos y tecnologías innovadoras? Atención especial a los recursos no convencionales, las energías renovables y el almacenamiento de energía.

2020

WEC2.1. Limpieza de Combustibles Fósiles: Posibles aplicaciones y usos; estudios de casos con potencial de escalamiento; y CCUS (captura de carbono, utilización y almacenamiento). WEC2.2. Eficiencia Energética: Políticas y Medidas; estudios de casos con potencial de escalamiento; indicadores; y mejores prácticas (por ejemplo: cogeneración). WEC2.3. El rendimiento y la eficiencia de la Planta de Generación: Los estudios de casos con potencial de escalamiento; la evaluación comparativa; y las mejores prácticas. WEC2.4. Energía Renovable: Temas relacionados con energía eólica, energía solar, biocombustibles, biomasa, almacenamiento de energía, la generación distribuida y su integración, etc. WEC2.5. Confiabilidad energética: tecnologías para mejorar la seguridad y confiabilidad de la producción, transporte y suministro de energía.

WEC3.

¿Cómo superar el trilema de política energética - el equilibrio entre las tres dimensiones: ¿La seguridad energética, la equidad social (acceso a la energía y la capacidad de pago) y mitigación del impacto ambiental (contaminación local y el cambio climático)?

Trilema de energía (energy policy trilemma)

Recursos y tecnologías energéticas (energy resources and technologies)

WEC2.

Acceso a la energía (energy access)

WEC4.

Energía e innovación urbana (energy and urban innovation)

WEC5.

Atención especial a la revisión del índice de la política energética del WEC (consulte www.worldenergy.org/publications/3800.asp). WEC3.1. Trilema de la Política Energética y Riesgos de Inversión: Vínculos entre la atracción de inversión y el balance del trilema de la política energética. WEC3.2. Estrategias para lograr equilibrio entre las tres dimensiones (seguridad energética, equidad energética y sustentabilidad medioambiental): Atención especial a los países que logran un buen desempeño en las tres dimensiones del trilema de la energía; y casos de éxito. WEC3.3. Estabilidad vs. Flexibilidad: La inversión privada, tanto en pequeña y gran escala, requiere un marco político estable, mientras que se necesita más experimentación de políticas, así como también una revisión de las mismas. WEC3.4. Urgencia vs. Legitimidad: La mayor intervención gubernamental y las políticas radicales que se necesitan para lograr sistemas de energía sostenible debe ser vista como necesaria entre el público en general, ya que sólo funcionan si hay un apoyo político y un alto grado de consenso. WEC3.5. Mercado vs. Planificación: Hay un fuerte deseo por parte de muchos gobiernos para tratar de establecer marcos de planificación y dejar libre al "mercado". Velocidad de cambio necesario para lograr sistemas de energía sostenible desde el punto de vista privado. Enfoque pragmático para promover el acceso de la energía; atención especial a los esquemas de financiamiento e historias de éxito en zonas rurales. WEC4.1. Acceso a la Energía y Post-MDGs (Post-Millennium Development Goals - Objetivos de Desarrollo Post-Milenio): Papel de acceso a la energía para lograr Post-MDGs. Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). WEC4.2. Casos de estudio de enfoques integrados con potencial escalamiento: Las mejores prácticas en proyectos piloto probados y cómo replicarlos y ampliar el potencial (e.g. energización de zonas aisladas, microredes, micro centrales, etc.). WEC4.3. Modelos de Gestión: Mecanismos de financiamiento innovadores, sustentabilidad de los proyectos. Enfoques innovadores están siendo implementados en una serie de ciudades de todo el mundo, se centran en cuestiones intersectoriales que las ciudades se enfrentan actualmente: ¿Cuáles son las barreras?, ¿Qué necesitamos hacer para superarlos? WEC5.1. Los casos de estudio con potencial de escalamiento: Enfoque especial en el transporte, las redes inteligentes, casas / edificios inteligentes, ciudades inteligentes, la energía descentralizada, y la innovación de los consumidores. WEC5.2. Modelos de Gestión: Mecanismos de financiamiento innovadores, sustentabilidad de los proyectos.

edición

Estructuras de energías globales y gobernanza (global energy frameworks and governance)

WEC6. Propuestas constructivas para ser compartidos con las organizaciones y cumbres internacionales como la OMC, ONU, CEM (Clean Energy Ministerial) y el G20. WEC6.1. Reglas de Comercio: Identificar enfoques nuevos y no tradicionales a la ley de comercio; Atención especial a los bienes y servicios ecológicos, los ajustes fiscales en la frontera, y derechos de propiedad intelectual (derechos de propiedad intelectual). WEC6.2. Gobernanza Global: Marco legal, institucionalidad, mecanismos de financiamiento, mecanismos de control y seguimiento, modelos internacionales de gestión de riesgos.

TEMARIO ÁREAS CORPORATIVAS

Sistemas de gestión

AC.1.

Regulación del sector eléctrico y aspectos legales

AC.2.

Talento humano

AC.3.

AC.1.1. AC.1.2. AC.1.3. AC.1.4. AC.1.5. AC.1.6. AC.1.7. AC.1.8. AC.1.9. AC.1.10. AC.1.11.

Experiencias con herramientas para el diagnóstico y planificación de sistemas eléctricos. Métodos y modelos de previsión de la demanda. Estudios de optimización de los sistemas de energía eléctrica. Administración de sistemas de información geográfica y/o su integración con otros sistemas de información. Experiencias en implementación de sistemas y modelos de gestión, planificación estratégica, gestión por procesos, gestión de riesgos institucionales, gestión de sistemas integrados de calidad, TIC’s y prestación de servicios. Experiencias en la aplicación del Gobierno por Resultados GPR para empresas públicas y simplificación de trámites ciudadanos. Gestión de comunicación corporativa en las empresas del Sector Eléctrico Ecuatoriano. Experiencias en la gestión de proyectos con estándares internacionales. Análisis de las concesiones en las empresas del sector eléctrico a la empresa privada. Experiencias en la implementación de Inteligencia de Negocios. Beneficios de la aplicación de las tecnologías de transformación digital 4.0 en las empresas del sector eléctrico.

AC.2.1. Análisis del marco legal del sector eléctrico ecuatoriano. AC.2.2. Análisis y propuestas de mejora para la definición y asignación de costos de calidad en el sector eléctrico. AC.2.3. Análisis de Interconexiones internacionales, aspectos técnicos, comerciales y regulatorios. AC.2.4. Evaluación de la gestión de calidad del servicio de energía eléctrica y su impacto en el consumidor o usuario final. AC.2.5. Métodos de regulación y tarifación de la transmisión de datos y energía eléctrica. AC.2.6. Propuestas para reglamentar la Ley Orgánica de Empresas Públicas. AC.2.7. Análisis de la Ley de Defensa del Consumidor, Subsidios y Ley Orgánica de Discapacidades. AC.2.8. Cumplimiento de los títulos habilitantes y auditorias de la ARCONEL. AC.2.9. Análisis de la implementación de la Regulación de Servicios de Alumbrado Público. AC.2.10. Análisis de la aplicación de las Normas de Control Interno de la Contraloría General del Estado en las Empresas Públicas. AC.2.11. Análisis y/o propuestas de mejoras de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento. AC.3.1. AC.3.2. AC.3.3. AC.3.4. AC.3.5. AC.3.6.

Experiencia en la formación, capacitación y actualización de conocimientos del personal. Sistemas de valoración de clima laboral y cambio en la cultura organizacional. Evaluación del desempeño y sistemas de compensaciones en la organización. Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional. Implementación de Buenas Prácticas en la gestión del talento humano. Políticas salariales en Empresas Públicas y su impacto en el sector eléctrico.

2020

Gestión ambiental y responsabilidad social

AC.4. AC4.1. Experiencias en la implementación de la gestión ambiental y riesgos. AC.4.2. Experiencias de la gestión de responsabilidad social en el sector eléctrico, Plan de Desarrollo Territorial, Plan de Manejo Ambiental en proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. AC.4.3. Experiencias de interacción con GADs.

Aspectos de inversion, economicos–ﬁnancieros

AC.5. AC.5.1. Experiencias en la implementación de los proyectos de inversión en generación, transmisión y distribución de energía en el sector eléctrico en cuanto a beneficios cualitativos y cuantitativos e impacto en los costos directos e indirectos. AC.5.2. Financiación de proyectos energéticos y sus experiencias. AC.5.3. Experiencias en la ejecución de los procesos de contratación pública. AC.5.4. Experiencias en la implementación de las normas internacionales de información financiera (NIIFs). AC.5.5. Experiencias en el seguimiento y control presupuestario.

ediciรณn

2020

EVALUACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN DE PARARRAYOS DE ÓXIDO DE ZN SIN EXPLOSORES ACORDE A LA IEC 60099-4 Mtr. Wilian Patricio Guamán Cuenca Docente Mtr. Gabriel Napoleón Pesántez Palacios Docente UNIVERSIDAD TÉCNICA DE COTOPAXI

PRESENTACIÓN DEL TEMA El presente artículo evalúa el procedimiento de selección de pararrayos de óxido de Zinc sin explosores para sistemas de transmisión de energía eléctrica utilizado por CELEC-Transelectric. Para ello, se ha desarrollado una herramienta con hojas de cálculo que aplica las recomendaciones de la IEC 60071-1 y 60071-2 respecto a los criterios de coordinación de aislamiento y la IEC

60099-4 e IEC 60099-5 para la selección de pararrayos. Dicha normativa es utilizada en el procedimiento desarrollado por CELEC-Transelectric, al igual que por la mayoría de fabricantes de apartarrayos como ABB. El resultado de este trabajo es la validación del procedimiento desarrollado por CELEC-Transelectric tomando como referencia pararrayos instalados en las subestaciones Quevedo, San Gregorio y San Juan de Manta.

edición

CARACTERÍSTICAS GENERALES Las sobretensiones en sistemas eléctricos de potencia son comunes, ya sean por maniobra, interrupciones bruscas de carga o por descargas atmosféricas, siendo estas últimas las más perjudiciales. De ahí que, es necesario instalar equipos de protección que drenen a tierra estas sobretensiones (pararrayos). La inadecuada selección de estos puede provocar la destrucción de los equipos instalados aguas abajo y consecuentes pérdidas económicas. Para brindar una protección efectiva de los sistemas eléctricos de potencia, además de la coordinación de protecciones se requiere realizar la coordinación del aislamiento, y ello implica una adecuada selección del pararrayos que generalmente está asociado al uso de costosos programas para el cálculo y determinación de elementos que pueden ser seleccionados de manera

relativamente sencilla. La herramienta desarrollada por los autores usa hojas de cálculo que simplifican el proceso de selección y permite al usuario tomar como referencia un descargador de la firma ABB.

DESARROLLO En la selección de pararrayos influye el nivel isoceráunico de la zona, por ejemplo, la línea de transmisión El Inga-Tisaleo, que forma parte del sistema de 500kV, con una longitud de 150 km, atraviesa las provincias de Pichincha, Cotopaxi y Tungurahua (Ver Figura 1). Justamente en esta zona se presenta una alta densidad de descargas atmosféricas, causantes de las sobretensiones más peligrosas del sistema. La IEC 60071-1 a las sobretensiones en: permanentes, temporales (TOV) y transitorias.

El Inga

Tisaleo FIGURA 1. NIVEL ISOCERÁUNICO EN ECUADOR ASOCIADO A LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN EL INGA-TISALEO [1]

Es necesario conocer algunas definiciones básicas para comprender el proceso de selección y el funcionamiento de los descargadores de sobretensión:

Coordinación de aislamiento:

Selección de la rigidez dieléctrica de los materiales en relación a las tensiones de funcionamiento y sobretensiones que puedan aparecer en la red.

Tensión de funcionamiento continuo (Uc):

Es el valor de la tensión eficaz a frecuencia industrial que puede aplicarse de forma continua entre los bornes de un pararrayos.

Tensión asignada de un pararrayos (Ur):

Valor eficaz máximo de la tensión a frecuencia industrial admisible entre sus bornes para la cual esta previste un funcionamiento correcto en condiciones temporales. Se utiliza como un parámetro de referencia.

Tensión de descarga o tensión residual (Ures):

Valor de cresta de la tensión que aparece entre los bornes de un pararrayos durante el paso de la corriente de descarga.

ARTÍCULO - UNIVERSIDAD TÉCNICA DE COTOPAXI

Nivel de protección a impulso tipo rayo (o tipo maniobra), Upl (o Ups): Máximo valor de cresta admisible en bornes de un dispositivo de protección sometido a un impulso tipo rayo (o tipo maniobra) bajo unas condiciones especificadas.

Corriente nominal pararrayos (In):

FÓRMULAS PARA UC

Uc ≥

Capacidad de alivio de presión o capacidad de cortocircuito (Icc): Es la capacidad del pararrayo, en caso de sobrecarga debido a alguna razón, para conducir la corriente de cortocircuito resultante del sistema a través de esta sin una explosión violenta que puede dañar equipos cercanos o lesiones al personal [2]. Para ejemplificar el procedimiento de selección de pararrayos se han tomado como referencia voltajes de 69kV, 138kV, 230kV y 500kV, que son valores típicos en subestaciones del sistema de trasmisión de energía eléctrica en Ecuador. Los pasos se detallan como sigue y son válidos para todos los niveles de tensión antes mencionados:

Paso 1. Determinar la tensión máxima de la red (Us): Us Depende del nivel de tensión nominal del sistema, suele considerarse un 5% adicional <CELECTranselectric>, pero viene dada conforme la IEC 60071-1. Para los niveles de tensión de referencia corresponderían 72,5 kV, 142 kV, 245 kV y 550 kV respectivamente.

Sistemas con neutro aislado o resonante

Us √3

Sistemas con presencia de armónicos

TABLA 1. EXPRESIONES DE UC PARA CADA TIPO DEL SISTEMA [3]

Corriente de descarga:

Onda de corriente que circula a través de un pararrayos.

√3

Uc ≥ 1.05*

TIPO DE SISTEMA Sistemas con neutro rígidamente conectado a Tierra.

Uc ≥ Us

de descarga de un

Valor de cresta del impulso de corriente de descarga que se usa para designar un pararrayos. Es el parámetro principal para las características de protección y la capacidad de absorción de energía del pararrayos.

2020

Paso 3. Determinar la tensión asignada del pararrayos (Ur) utilizando tres parámetros: Sobretensión temporal más representativa (Ut) en base a la causa de la sobretensión, Sobretensión equivalente para 10 segundos (Ueq) y Mínimo valor de tensión Asignada del pararrayosTOV10s.

Paso 4. Calcular la corriente nominal de descarga de línea (In):

In es la corriente que circula por el pararrayos por efecto de la sobretensión, seleccionado de acuerdo al nivel de tensión máxima de la red, por ejemplo, para 69 kV corresponden 5kA.

Tensión Máxima del Sistema Vs ≤ 72.5 Kv 72.5 kV ≤ Vs ≤ 245 kV 245 kV ≤ Vs ≤ 420 kV Vs ≥ 420 Kv

Corriente Nominal de Descarga In 5 kA 10 kA 10 kA 10 kA

TABLA 2. CORRIENTE NOMINAL DE DESCARGA EN BASE A LA TENSIÓN DEL SISTEMA [3]

Paso 2. Determinar la tensión de operación continua (Uc): Se considera siempre entre fase y neutro y para los sistemas con neutro rígidamente conectado a tierra, debe ser mayor que Us de fase. Para otro tipo de sistemas aplica el criterio descrito a continuación:

edición

Paso 5. Determinar la clase de Alivio de presión y capacidad de cortocircuito (Icc): La capacidad de cortocircuito proviene del estudio de cortocircuito, de ahí que, es un dato a ingresar manualmente en la herramienta.

Paso 6. Calcular la Línea de Fuga:

Es una medida de la capacidad del equipo respecto al riesgo de contorneo exterior en entornos contaminados.

Línea de Fuga(mm)=Vs (kV)* Fuga específica en (mm/kV) (5)

Paso 7. Calcular el aislamiento tipo rayo (BIL) y tipo maniobra (SIL) de la aparamenta a proteger: El nivel de aislamiento tanto para ondas de impulso tipo rayo como tipo maniobra es seleccionado en función de la máxima tensión del sistema. Un criterio más preciso debería considerar el emplazamiento de la subestación, es decir, donde está instalada. Debido al efecto que tiene una mayor altura sobre el aislamiento. Para ello, este documento utiliza el factor de altitud (K) planteado por [4], corrigiendo el BIL y SIL en función de la altura:

Paso 9. Clase de descarga de Línea en función de tres parámetros:

Energía absorbida por el pararrayos (W), Energía especificada y Clase de línea de descarga. En el desarrollo de la herramienta realizada se contemplan dos opciones para obtener la clase de descarga (manual o automática), donde tiene especial importancia el determinar la tensión residual del pararrayos. La primera opción se basa con referencia al procedimiento de CELEC-Transelectric, realizando la selección de la clase de descarga según la Figura 2:

W’

kJ kV

[ ]

Clase 5 Clase 4

5 4

Clase 3

3 Clase 2

BIL(kV)=Us (kV)/ k

(6)

SIL(kV)=Us (kV)/k

(7)

Clase 1

Ures / Ur

FIGURA 2. CLASE DE DESCARGA PARA UN PARARRAYOS [5]

Paso 8. Determinar los niveles a proteger (Upl) (Ups): Estos representan los márgenes de protección que brindará el descargador, las características del pararrayos no deberán superar los niveles establecidos de las siguientes expresiones:

IEC Margen de protección a impulsos tipo rayo.(Upl)

BIL ≥ 1.2 Upl

Margen de protección a impulsos tipo maniobra.(Ups)

SIL ≥ 1.15 Ups

CELEC EP TRANSELECTRIC

LIW ≥ 1.2 Vpl SIW ≥ 1.15 Vps

TABLA 7. NIVELES DE PROTECCIÓN TIPO RAYO Y MANIOBRA

La segunda opción se basa en buscar un modelo en el catálogo ABB, de tal manera que se podrá obtener la clase de descarga en forma automática. Se consideran tres parámetros: la familia de productos, la corriente nominal y la tensión máxima de la red que abarca cada modelo de la familia de productos, como se observa en la Tabla 4.

ARTÍCULO - UNIVERSIDAD TÉCNICA DE COTOPAXI

FAMILIA DE PRODUCTOS

PEXLIM

MODELO

INTENSIDAD DE DESCARGA ELECTRICA

TENSION NOMINAL UR

RESISTENCIA MECANICA NM

CLASIFICACION DE DESCARGADORES KA.

TIPO DE CLASE

PEXLIM R

24-170

18-144

Moderada

1600

10 kA

PEXLIM P

52-420

42-360

Muy alta

4000

20 KA

52-420

PEXLIM Q HS PEXLIM P HS PEXLIM T EXLIM R

EXLIM

TENSION DE RED MAXIMA UM

2020

EXLIM Q-E

EXLIM Q-D EXLIM P EXLIM T

245-550 245-800 52-170 52-245

170-420 52-550

245-800

42-360

Alta

Muy alta

180-444 180-612

Muy alta

Moderada

42-168 42-228

Alta

132-420

Alta

42-444

Muy alta Muy alta

180-624

4000

10 kA

28000

20 KA

28000

20 KA

7500

10 KA

7500

10 KA

18000

10 KA

18000

10 KA 20 KA

18000

3 4 5 2 3 3 4 5

TABLA 4. SELECCIÓN DE LA CLASE DEL PARARRAYOS [6]

RESULTADOS Tomando como referencia los cuatro niveles de tensión utilizados en transmisión de energía eléctrica, se compararon el procedimiento de la IEC con el de la guía de selección de pararrayos de CELEC-Transelectric, obteniendo los siguientes resultados:

Niveles de voltaje Uc Ur Linea de fuga BIL SIL Upl Ups W’

69kV

138kV

230kV

500kV

IEC-CELEC

0.07%

1.43%

4.55%

1.4%

4.55%

10.77%

N/A

-2.52%

-2.53%

-0.52%

13.33%

-13.33%

1.30%

-12.73%

0.07% 0% 0% 0%

-19.63%

0.07% 0% 0%

-10.77%

-0.4% N/A N/A N/A

N/A

TABLA 5. COMPARACIONES DE RESULTADOS CON DIFERENTES NIVELES DE TENSIÓN

El error porcentual entre ambos procedimientos, tomando como valores referencia los resultados de la IEC, se muestran en la Tabla 13. La energía específica (W’) es el parámetro que tiene la mayor variación, especialmente para 69kV. Sin embargo, dado que las unidades entran dentro del rango admisible para

la clase de descarga correspondientes, este error prácticamente no influye en la selección del pararrayos. Para tensiones menores de hasta 138kV se observa en Ur un error de -2.52%, teniendo en cuenta que la tensión está en el orden de los kilovoltios, dicha variación es prácticamente despreciable. Por otra parte, para

edición

tensiones nominales mayores a 230 kV, aumentan las variaciones de cada parámetro, dado que la mayoría de valores son función de la tensión máxima del sistema y en ese sentido la herramienta no considera el 5% adicional que utiliza CELEC-Transelectric, sino que utiliza los valores estándar que dicta la IEC 60071-1.

69kV

Niveles de voltaje

230kV S/E SAN JUAN DE MANTA

IEC

S/E QUEVEDO, GREGORIO, SAN JUAN DE MANTA

IEC

41.8578 kV

41.86 kV

141.45 kV

60 kV

58,76 kV

204 kV

198,57 kV

Linea de fuga

5 kA

10 kA

BIL

1812.5

1813

6125

SIL

325 kV

1050 kV

Upl

140 kV

460 kV

Ups

270.833 kV

270.83 kV

875 kV

W’

121.7391 kV

121.74 kV

400 kV

Clase

TABLA 6. COMPARACIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS Y LA NORMA IEC

Finalmente, se valida la herramienta desde el punto de vista operativo, aplicado el algoritmo a la selección de pararrayos en subestaciones existentes como lo son: Quevedo, San Gregorio y San Juan de Manta. Como se evidencia en la Tabla 14, para sistemas de 230 kV la selección prácticamente coincide con los resultados de la herramienta, inclusive en la clase de descarga. En el caso del sistema de 69 kV, difiere la corriente nominal (In) para la S/E San Juan de Manta, siendo el valor de 5kA el adecuado según la IEC, pero CELEC sobredimensiona y toma 10kA. Además la clase de descarga debería ser tipo 2 y nuevamente CELEC-Transelectric sobredimensiona para garantizar mayor margen de protección del equipo.

Niveles de voltaje

69kV IEC

138kV CELEC

IEC

500kV

230kV CELEC

IEC

CELEC

IEC

CELEC

41.85kV

41.83 kV

83.71 kV

83.66 kV

141.45 kV

139.43 kV

317.54 kV

303.11 kV

60 kV

61.51 kV

120 kV

123.03 kV

204 kV

205.05 kV

444 kV

445.775 kV

Linea de fuga

1160

1159.2

2320

2318.4

3920

3864

8800

8400

BIL

325 kV

550 kV

750 kV

850 kV

1425 kV

N/A

SIL

140 kV

230 kV

325 kV

360 kV

1175 kV

N/A

Upl

270.83 kV

458.23 kV

458.33 kV

625 kV

708.33 kV

1187.5 kV

N/A

Ups

121.74 kV

200 kV

282.60 kV

313.04 kV

1021.73 kV

N/A

W’

0.055KJ/kV

0.066 KJ/kV

0.41 KJ/kV

0.42 KJ/kV

0.9296 KJ/kV

1.048 KJ/kV

4.49 KJ/kV

N/A

Clase

TABLA 7. ERROR PORCENTUAL ENTRE PROCEDIMIENTOS IEC Y CELEC-TRANSELECTRIC

ARTÍCULO - UNIVERSIDAD TÉCNICA DE COTOPAXI

CONCLUSIONES La selección de elementos de protección contra sobretensiones consiste en un amplio estudio de los fenómenos que las involucran y la aplicación de criterios estandarizados que garantizan la confiabilidad y seguridad de la instalación, la guía de selección de pararrayos de CELEC-Transelectric cumple dichos requisitos al basar su procedimiento en las recomendaciones de la IEC 60099-4 y 60099-5. CELEC-Transelectric no contempla en su guía los niveles de tensión correspondientes a la Gama II, por lo cual, en caso de trabajar con voltajes superiores a 245kV, la herramienta desarrollada para este trabajo es de gran utilidad, este sería el caso de la línea de transmisión de 500 kV del Sistema Nacional Interconectado. La clase de descarga que CELEC-Transelectric utiliza se encuentra sobredimensionada para niveles de 69 y 138Kv, lo cual representa un impacto económico a considerarse, ante ello debería analizarse sí sobredimensionar la clase de descarga es estrictamente necesario para la institución. Igual análisis debería hacerse para la corriente nominal en el caso de sistemas de 69kV.

RECOMENDACIONES La selección de pararrayos y en general, la coordinación de aislamiento requiere tener previamente realizado el estudio de cortocircuito donde se establezca la corriente de cortocircuito y la tensión critica de flameo en el punto más cercano del pararrayo, este proyecto podría derivar en una nueva aplicación relacionada justamente con los cálculos relacionados con dicho estudio para ampliar las bondades de la herramienta.

2020

Además de los criterios de experiencia, el BIL y SIL que utiliza CELEC-Transelectric debería determinarse en función del factor de corrección por altura para cada uno de los niveles de tensión máxima del sistema. 5.

BIBLIOGRAFÍA [1] E. ORBEA, «EL ESTUDIANTE ELECTROMECANICO,» EDISON ORBEA, 09 MARZO 2015. [En línea]. Available: http://elestudianteelectromecanico. blogspot.com/2015/09/mapa-isoceraunico-del-ecuador.html. [Último acceso: 19 NOVIEMBRE 2018]. [2] G. A. Rodríguez Salinas, «Protección contra Sobretensiones impulsionales en Sistemas de Alta Tensión,» Lima - Perú, 2006. [3] IEC 60099-5, Pararrayos: Recomendaciones para la seleccion y utilizacion, Madrid-España: AENOR, 1996. [4] G. Enriquez Harper, Elementos de diseño de Subestaciones Eléctricas, México: LIMUSA, 2005. [5] IEC 60099-4, Parte 4: Pararrayos de óxido metalico sin explosores para sistemas de corriente alterna, Mdrid, España: AENOR, 1991. [6] ABB Surge Arrester, Descargadores de sobretensiones de Alto Voltaje Guia para el Comprador, LUDVIKA, 2004. [7] IEC 60071-1, Coordinacion de aislamiento, Madrid: AENOR, 2006. [8] Norma IEEE Std C62.11, Estándar IEEE para pararrayos de óxido de metal para circuitos de alimentación de CA (> 1 kV), USA, 2012. [9] IEC 60071-2, Coordinación de aislamiento: Guia de aplicación, Madrid-España: AENOR, 1999. [10] IEC 60815, Guia para la seleccion de Aisladores bajo condiciones de Contaminación, Madrid-España: AENOR, 1986. [11] INSTALECTRA, Protección contra sobretensiones, 2015.

La selección obtenida con la herramienta aplica para un fabricante de la gran variedad existente en el mercado, de ahí que, con los valores obtenidos de Uc, Ur, In, Clase de descarga entre otros, se deberán comparar los descargadores con múltiples firmas con la finalidad de evaluar los costos de los equipos.

2020

PUNTO DE INFLEXIÓN EN LA GESTIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS EN LA CNEL MANABÍ PERIODO JUNIO-NOVIEMBRE DE 2009 Ing. Ramiro Estuardo Peñafiel Peñafiel Jefe de Control de Pérdidas EMPRESA ELÉCTRICA AZOGUES C.A.

PRESENTACIÓN DEL TEMA El presente artículo trata sobre la experiencia que se tuvo durante el período junio-noviembre de 2009, al frente de la Dirección Comercial de la CNEL Manabí, enfocada en la gestión de la reducción de pérdidas no técnicas de energía; es pertinente su comunicación, por el impacto de los resultados alcanzados, en tan corto plazo.

CARACTERÍSTICAS GENERALES Básicamente las acciones para el logro de los resultados

que se indican a continuación, se focalizó en el control de la facturación aplicada a los consumidores; en la revisión de los sistemas de medición de los clientes especiales (medio y alto voltaje); y, en base a un muestreo piloto, que se realizó con la finalidad de lograr mayores beneficios, en los sectores residencialescomerciales; se optó por revisar en los de estrato económicos altos y medios. Durante todo el tiempo existió un ambiente fuertemente hostil, generado por los consumidores o usuarios que fueron refacturados y sancionados, porque se encontraron manipularon los sistemas de medición (el 50% de los medidores revisados estaban manipulados).

edición

DESARROLLO El modelo que se aplicó, fue el de Gestión por Objetivos y Resultados, se fijaron las metas para el período julio hasta diciembre de 2009; mismas que fueron muy optimistas; para adquirir el compromiso del personal involucrado en este proyecto, se optó por contratar a los mejores egresados de las carreras de Ingeniería Eléctrica e Ingeniería de Sistemas, de la Universidad Laica “Eloy Alfaro” de Manabí (SE RESALTA, LA ACTITUD DE ESTOS JÓVENES); para la mejora en el logro de los resultados se efectuó la evaluación del desempeño de manera semanal de los resultados obtenidos por cada equipo de trabajo, con una socialización general al final de cada mes, que conllevó al logro de la competitividad interna por mejorar la productividad; la motivación en el aspecto remunerativo fue muy limitada, además existía mucho riesgo en el trabajo. Por las limitaciones de presupuesto, no se disponía de los recursos mínimos para la revisión de los sistemas de medición; en tal virtud, como actos proactivos del personal contratado, se solicitó colaborar con un amperímetro y armar una carga fantasma (resistiva), para aplicar el método de revisión de: Amperímetro-cronómetro. Los indicadores definidos fueron: Porcentaje de medidores revisados con observaciones; y, Recuperación energética y financiera por refacturaciones y sanciones, por cada equipo de trabajo, Para las sanciones se aplicó lo que rezaba en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico.

RESULTADOS 1.Línea base:

Pérdidas año 2008: 40.66%. Pérdidas período enero-mayo de 2009: 40,36% MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo TOTAL

ENERGÍA DISPONIBLE (kWh) 103.779.284,5 93.048.453,0

106.379.241,0 104.384.428,3 106.168.124,1

513.759.530,9

ENERGÍA FACTURADA (kWh)

PÉRDIDAS %

68.534.417,2

33,96%

67.116.924,5

36,91%

63.809.389,1

31,42%

46.673.390,4

55,29%

306.431.057,6

40,36%

60.296.936,4

43,21%

2. Objetivos. (Período julio-diciembre de 2009)

Reducir las Pérdidas en el periodo junio-diciembre de 2009, en un 3%. Revisar 25.000 equipos de medición. Recuperar 1´000.000 kWh, por refacturaciones, mensualmente.

3.Ejecución

A continuación, se indica el formato de resultados que se tenía de forma mensual; para el presente artículo; se ejemplifica los resultados del mes de noviembre de 2009 (último mes de gestión).

Revisión de los medidores de clientes masivos de Manta-Portoviejo Se presenta los resultados por semana de los equipos de trabajo; detallando el número de medidores revisados, el porcentaje de medidores con observaciones; y, la recuperación energética y financiera. Los valores energéticos y financieros fueron ingresados al Sistema Comercial, previo comunicación y aceptación de los consumidores.

ARTÍCULO - EMPRESA ELÉCTRICA AZOGUES C.A.

Portoviejo

Recuperación ﬁnanciera (U.S.D)

Semana

Medidores revisados

Medidores con observación

Porcentaje de Medidores con observación

05-06 Nov

382

159

42%

247362

$ 31,272

16-20 Nov

578

247

43%

269047

$ 34,265

09-13 Nov 23-27 Nov Total

639

299

47%

211

495

2094

Recuperación energética (kWh)

43%

916

$ 53,500

227222

$ 31,074

1,179,450

44%

$ 150,112

Medidores revisados

05-06 Nov

247

16-20 Nov

516

Total

Multa $ 8,309

$ 12,165

$ 8,671 $ 7,337

$ 36,480

Recuperación ﬁnanciera (U.S.D)

Semana

23-27 Nov

Refacturación

435819

Manta

09-13 Nov

2020

Medidores con observación

Porcentaje de Medidores con observación

40%

253

49%

626

238

591

240

829

1980

Recuperación energética (kWh) 74168

$ 6,510

236156

$ 18,012

605,130

$ 48,283

38%

127785

41%

167021

42%

Refacturación

Multa $ 786

$ 7,978

$ 1,984

$ 15,782

$ 3,977

$ 3,842 $ 10,590

Revisión de los medidores de los clientes masivos en Agencias Bahía

Recuperación ﬁnanciera (U.S.D)

Semana

Medidores revisados

Medidores con observación

Porcentaje de Medidores con observación

05-06 Nov

185

136

74%

16-20 Nov

246

193

78%

09-13 Nov 23-27 Nov Total

274

213

191

159

896

701

Recuperación energética (kWh)

Refacturación

70509

$ 8,896

$ 1,681

$ 7,739

$ 815

78%

130164

$ 16,550

83%

46389

$ 4,864

71158

78%

318,220

Multa

$ 38,048

$1,210

$ 511

$4,218

Resumen del sector residencial y comercial. (Noviembre de 2009) En el mes de noviembre de 2009, en el sector residencial y comercial existió una recuperación energética de 3`171.827 kWh; y una recuperación financiera por refacturaciones y por sancionaes de U.S.D. 356.444. El 49% de los medidores revisados estaban con observaciones (manipulados). Recuperación ﬁnanciera (U.S.D) Agencias

Medidores revisados

Manta Bahía

1980

829

42%

Portoviejo

896

701

78%

605130

Multa

$ 48,283

$ 10,590

$38,048

$ 4,218

Aporte de otras Agencias

662661

$ 42,580

$ 7,833

Aporte de personal Recuperación de Cartera

219957

$ 16,028

$ 2,273

Aporte de Lectores

186409 $ 295,050

$61,394

2446

44%

Refacturación

$ 150,112

4970

916

Recuperación energética (kWh) 1179450

TOTAL

2094

Medidores con observación

Porcentaje de Medidores con observación

49%

318220

3,171,827

$ 36,480

edición

Número de inspecciones; y, energía recuperada durante el periodo enero-noviembre 2009

Mes

Recuperación energética (kWh)

Residencial y Comercial N. de medidores revisados

Medidores con observaciones

Enero

380

120

74.000

Marzo

420

140

81.552

Febrero

320

Abril

130

330

Mayo

125

335

Junio

68.000 8.000

138

789

7.000

306

271.441

Julio

5.896

3.230

1.669.969

Septiembre

6.377

3.328

2.787.481

Agosto

5.801

Octubre

2.709

6.275

Noviembre

2.666

4.970

Total

1.605.318 3.114.859

2.446

31.893

3.171.827

15.338

12.859.447

A continuación se detalla la mejora obtenida en los resultados, comparando el período enero-mayo de 2009 (anterior), con el periodo de actuación julio-noviembre de 2009. Residencial y Comercial N. de medidores revisados

Período

Medidores con observaciones

Recuperación energética (kWh)

Promedio mensual anterior a la Gestión (enero – mayo)

357

131

47710

Promedio mensual de la Gestión (julio-nov)

5.864

2.876

2.469.891

Porcentaje de mejora

1543%

2102%

5077%

Revisión de sistemas de medición de consumidores con demanda Sistemas de medición revisados y recuperación energética Sistemas de medición revisados

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Total

Con observaciones

170

249

149

703

Normal funcionamiento

225

249

126

183

881

Total

395

347

135

375

332

1584

928.336

1.348.023

493.246

709.438

514.641

3.993.684

Recuperación energética (kWh)

ARTÍCULO - EMPRESA ELÉCTRICA AZOGUES C.A.

2020

Telemetría A noviembre de 2009, se instalaron un total de 441 dispositivos electrónicos por parte de la compañía SERCOEL, en conjunto con inspectores de CNEL Manabí, en los medidores de las marcas: ABB- Elster; y, General Electric, los mismos que reemplazaron a los existentes, para cumplir con este objetivo.

Balance energético Mes

Energía disponible (kWh)

Energía facturada (kWh)

Pérdidas de energía (%)

PERIODO ENERO - MAYO

513.759.531

306.431.058

40,36%

Junio

103.356.733

62.212.844

39,81%

Julio

107.061.024

65.605.981

38,72%

Agosto

108.216.494

70.918.375

34,47%

Septiembre

103.108.131

70.355.449

31,77%

Octubre

107.101.263

71.471.832

33,27%

Noviembre

92.665.923

67.927.679

26,70%

PERIODO JUN.-NOV.

621.509.568

408.492.159

34,27%

La reducción de las pérdidas de energía mensuales fue sostenida, llegando en el mes de noviembre al 26,70%. Comparando el período junio–noviembre, con el período enero-mayo; existe una reducción del 6,09%.

CONCLUSIONES Durante el período julio-noviembre de 2009, en el sector residencial-comercial se revisó 29.319 sistemas de medición, dando una recuperación energética de 12.349.454 kWh; y, una recuperación financiera por refacturaciones y sanciones de U.S.D. 1.387.810. A los consumidores con demanda, se revisaron 1.584 sistemas de medición, dando una recuperación energética de 3.993.684 kWh; y, una recuperación financiera por refacturaciones y sanciones de U.S.D. 559.115. Estos valores se ingresaron en el Sistema Comercial. Los resultados obtenidos, se debe a la proactividad, trabajo en equipo y principalmente transparencia, de todo el personal, inmerso en esta gestión. Los peligros, amenazas y presiones fueron recurrentes (armas, daños a bienes particulares de los trabajadores, presencia de sicarios para amedrentar, se intentó incendiar una Agencia con personal en el interior de la misma, etc.).

RECOMENDACIONES Para obtener resultados favorables en los planes de reducción de pérdidas, que se implementen en las Distribuidoras, los modelos de gestión que se apliquen deben estar enfocados en la mejora de la productividad y el uso eficiente de los recursos. La transparencia y meritocracia, debe ser el eje fundamental para que el personal más idóneo y competente, estén direccionando las empresas de distribución y comercialización de energía eléctrica; y, eliminar toda presión interna y/o externa que dificulte su accionar. En los sectores donde es difícil efectuar el control por parte de las Distribuidoras; (asentamientos humanos irregulares-invasiones), se deben implementar programas de gobierno integrales con la finalidad de obtener la mejora de este hábitat.

ediciรณn

2020

54ª REUNIÓN DE ALTOS EJECUTIVOS DE LA CIER RAE ECUADOR 2019

nualmente la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), reúne a los máximos directivos del sector en esta actividad académica que permite a todos los actores involucrados: reflexionar, analizar y debatir acerca de los temas de mayor interés que inciden en el desenvolvimiento del sector. En esta oportunidad la CIER delegó al ECUACIER, la organización de la 54ª Reunión de Altos Ejecutivos de Empresas y Organismos de la CIER, cuyo lema central fue: “LA TRANSFORMACIÓN ENERGÉTICA – RETOS Y OPORTUNIDADES PARA LA INDUSTRIA ELÉCTRICA”. Esta reunión constituyó una excelente oportunidad para que las empresas y organismos miembros de la CIER, las autoridades energéticas de los países asociados, los entes reguladores, las universidades, firmas consultoras, empresas suministradoras de bienes y servicios, entre otras relacionadas con el sector energético, participen activamente en uno de los espacios de mayor jerarquía sobre energía eléctrica en la región.

Esta reunión se realizó el 26, 27 y 28 de noviembre del 2019, en las instalaciones del Hotel Mercure, en la ciudad de Quito, participaron 152 personas; 73 representantes nacionales y 79 representantes internacionales. En la RAE se analizaron por medio de paneles a cargo de especialistas de jerarquía internacional; los retos que enfrenta el sector y los nuevos escenarios que habrán de enmarcar el accionar de la industria eléctrica en los próximos años, como así también las soluciones que permitan atender adecuadamente una demanda cada vez más exigente. También fue el escenario dónde se entregaron los Premios CIER – Satisfacción de Clientes, producto de los resultados de la encuesta realizada a diferentes empresas a nivel regional, que evalúa la calidad percibida por los consumidores residenciales de energía eléctrica. A continuación, la participación de los conferencistas, moderadores y panelistas que intervinieron durante el evento:

edición

MIÉRCOLES 27 DE NOVIEMBRE CONFERENCIA MAGISTRAL Las nuevas tecnologías disruptivas (D's): Retos y oportunidades para las empresas de energía y la sociedad. Ing. Márcio Szechtman Vicepresidente Técnico y Presidente del Consejo Técnico CIGRE. Director de Transmisión / ELETROBRÁS. CONVERSATORIO Las nuevas tecnologías (D´s) entre el presentador y asistentes. MÓDULO 1 Impacto de las 3D's (Descarbonización, Descentralización y Digitalización) para el negocio de Transmisión de Energía. CONFERENCISTA Ing. Luis Everley Llano Director Operaciones Corporativas TE / ISA. PANEL Moderador: Ing. Fredy Zuleta / Gerente General de Transmisión GEB. Panelista: Mgtr. Raúl Canelos / Gerente CELEC EP TRANSELECTRIC. Panelista: Ing. Roberto La Rosa / Gerente Corporativo DISTRILUZ. Panelista: Ing. Marco Antonio Resende / Director Técnico TAESA. MÓDULO 2 La Integración Energética regional como dinamizadora de la transformación debido a los cambios climáticos y para garantizar la oferta en base a las nuevas tecnologías con generación renovable. CONFERENCISTA Ing. Gabriel Argüello / Director Ejecutivo CENACE. MÓDULO 2 – 1 PANEL – Subregión Centroamérica y Pacífico/Andina. Moderador: Ing. Bolívar Lucio/ Director Ejecutivo ARCONEL. Panelista: Ing. Juan Carlos Morales Ruiz / Director de Planeación y Operaciones XM. Panelista: Ing. Carlos Mario Caro / vicepresidente PECIER. Panelista: Ing. Benjamín Mac-Clure / Profesional del Departamento Regulación Económica CNE CHILE. Panelista: Ing. Armando Muñoz / Jefe de Negocio de Transmisión ICE.

100

54ª RAE - ECUADOR 2019

2020

MÓDULO 2 –2 PANEL – Subregión MERCOSUR. Moderador: Ing. Carlos Ribeiro / Gerente de Departamento de Operación ISA CTEEP. Panelista: Cont. Juan Garade / Presidente CACIER. Panelista: Ing. Francisco Escudero / Director de Planificación ANDE. Panelista: Cr. Carlos Pombo / Vicepresidente de Integración CIER. CONVERSATORIO Moderadores de los dos subgrupos.

CELEBRACIÓN DE TÉRMINOS DE COOPERACIÓN TÉCNICA SENAI – CIER.

LANZAMIENTO DEL PREMIO CIER DE INNOVACIÓN. Presentación de Trabajos Premiados en el IX CIERTEC- BRACIER

Yumi Tagawa (Cteep) - “Generación distribuida a precio por hora para la mitigación de riesgos de submercado” (Generación distribuida).

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edición

Benedito Roberto dos Santos, Clóvis Albernaze de Albuquerque Neto (IE Madeira) - “Implementación y mantenimiento de nuevas líneas de transmisión de +/- 600 KV CC” (corredores de transmisión).

MÓDULO 3 Proyecto CIER 12 – Premiación: Estudio/ENCUESTA REGIONAL CIER DE CALIDAD - DE SATISFACCIÓN DE CLIENTES 2019.

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54ª RAE - ECUADOR 2019

2020

EMPRESAS VENCEDORAS CIER 12 ENCUESTA REGIONAL CIER DE CALIDAD DE SATISFACCIÓN DE CLIENTES 2019 GRUPO 1 – EMPRESAS CON MÁS DE 500.000 CONSUMIDORES

LOGRO CATEGORÍA

Premio

PAÍS

EMPRESA

DESCRIPCIÓN

UTE Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), cuenta con centrales de generación hidráulica, eólica, solar y térmica para satisfacer la demanda eléctrica de un millón cuatrocientos mil clientes ubicados en los 176.215 km2 del territorio nacional uruguayo. La producción se complementa con la energía proveniente de la Central Hidroeléctrica de Salto Grande (emprendimiento binacional entre Argentina y Uruguay) y con la energía suministrada por plantas de generación propiedad de terceros con fuente eólica, solar y biomasa. Durante 2018 el 98 % de la generación de energía eléctrica producida en el país provino de fuentes renovables, compuesta por: 50% hidráulica, 38 % eólica, 3% fotovoltaica y 7% biomasa. El 10% de lo generado en Uruguay fue exportado a los países vecinos.

COPEL - COPEL Distribuição S.A.

COPEL es una empresa de economía mixta, del Estado de Paraná, Brasil bajo el control público. Fundada el 26 de octubre de 1954, completó 65 años y atiende más de 4,6 millones de clientes en 394 ciudades, con casi 200,000 km de líneas. Posee 45 usinas generadoras propias y participaciones en otras 11, con un total de 6.286MW de capacidad instalada, el equivalente al 3,7% del total de la generación brasileña. La subsidiaria de distribución de energía de COPEL es la cuarta mayor de Brasil en número de conexiones. COPEL atiende prácticamente el 100% de la población en las zonas urbanas y regiones rurales en su área de concesión.

EDENORTE Edenorte Dominicana S.A.

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edición

LOGRO CATEGORÍA Mayor Evolución del Índice de Mención Satisfacción con la especial Calidad Percibida ISCAL

Mayor Evaluación Mención en los especial atributos de Responsabilidad Social

PAÍS

EMPRESA

DESCRIPCIÓN

UTE Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), es una empresa propiedad del Estado uruguayo, fundada en 1912, integrada verticalmente y que tiene como competencias generar, transformar, trasmitir, distribuir, exportar, importar y comercializar energía eléctrica, así como la prestación de servicios anexos y consultoría. Su finalidad es trabajar para que el servicio eléctrico, en un marco de sustentabilidad económica, social y ambiental, pueda llegar a todos los hogares y actividades del país, en forma confiable, con un nivel de calidad que satisfaga a nuestra sociedad y al menor precio posible. Actualmente el nivel de cobertura eléctrica en el país alcanza el 98,8%.

CRE Cooperativa Rural de Electrificación

CRE – Cooperativa Rural de Electrificación es una empresa cooperativa, fundada el 14 de noviembre de 1962 con 10.000 socios. Actualmente cuenta con más de 712.000 consumidores, opera una red de 30.800 kilómetros de línea y ha hecho del departamento de Santa Cruz el más electrificado de Bolivia con un 94% de cobertura. Es la distribuidora de energía eléctrica más grande de Bolivia y representa un 40% de la demanda del sistema interconectado nacional.

GRUPO 2 – EMPRESAS HASTA 500.000 CONSUMIDORES

Premio

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COOPEGUANA CASTE Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L.

CEPM – Consorcio Energético Punta Cana-Macao

La Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L. (Coopeguanacaste, R.L.) es una cooperativa que brinda el servicio de distribución de energía eléctrica en un área de 3.696 kilómetros cuadrados en la Península de Nicoya, Guanacaste, Costa Rica. Actualmente la cooperativa tiene 57.399 asociados y 76.811 abonados con una cobertura del 99,7% y es la tercera empresa más grande del país en cuanto a la extensión territorial. Coopeguanacaste, R.L. es la distribuidora más rural de Costa Rica, con 25 abonados por kilómetro cuadrado. Con una disponibilidad del servicio del 99,84%, Coopeguanacaste, R.L. genera el 56% de la electricidad que distribuye, pues cuenta con un parque de generación de energía eléctrica a base de fuentes renovables: dos centrales hidroeléctricas, un parque solar y dos parques eólicos en operación. Recientemente, la cooperativa se certificó en la norma de calidad internacional INTE/ISO 9001: 2015, en el área de distribución y comercialización de energía eléctrica. El Consorcio Energético Punta Cana – Macao, S.A. (CEPM) es una empresa verticalmente integrada que genera, transmite, distribuye y comercializa energía eléctrica en la región Este de la República Dominicana, con una capacidad instalada de más de 300 MW a través de 1,237 kilómetros de líneas de transmisión de alta, media y baja tensión. La compañía le provee energía al 66% del sector turístico nacional – más de 50 mil habitaciones – y más de 40 mil clientes residenciales, convirtiéndose en el principal promotor de crecimiento y desarrollo en la zona en las últimas dos décadas. Además de su oferta eléctrica, la compañía suple otras soluciones energéticas, a través de su división CEPM Térmicas, la cual provee energía térmica para la producción eficiente en el sector hotelero de Agua Helada, Agua Caliente Sanitaria (ACS), Vapor, y Aceite Térmico. CEPM ha optimizado sus operaciones gracias a la implementación de tecnología para redes eléctricas inteligentes (Smart Grid), cuya cobertura es del 100% de sus clientes. Entre las innovaciones y herramientas destacan el sistema prepago virtual, operaciones móviles, sistema de MDM, sistema de balance de energía en tiempo real.

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LOGRO CATEGORÍA

Premio

Mayor Evolución del Índice de Mención especial Satisfacción con la Calidad Percibida ISCAL

PAÍS

EMPRESA

EERSSA – Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

ELECTROHUILA – Electrificadora del Huila S.A. E.S.P.

2020

DESCRIPCIÓN La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A (EERSSA), se constituye en la primera empresa eléctrica del Ecuador, hecho histórico que tuvo lugar gracias a la actitud visionaria y empresarial del Sr. Alberto Rhor, creándose así la primera Sociedad Anónima de Luz Eléctrica el 23 de abril de 1897. Actualmente, el área de concesión de la EERSSA cubre una superficie de 22.788 Km2, correspondiente a las provincias de Loja, Zamora Chinchipe y parte de la provincia de Morona Santiago, donde se registran 207.540 clientes, con una facturación de energía de 377,93 GWh al año, cuenta con 22 subestaciones de distribución con una capacidad instalada de 147.4 MW, a las cuales se conectan 8.149 km de redes en media tensión, teniendo una cobertura del servicio del 98.16%. La Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. – ElectroHuila es una empresa de servicios públicos, de naturaleza mixta, que provee soluciones integrales en distribución y comercialización de energía eléctrica en el departamento del Huila y en otras ciudades del país. Su mercado actual es de 382.920 clientes, concentrados en un 92% en el sector residencial; su ruralidad es del 34%. Cuenta con 2 puntos de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (468 MVA), con 49 puntos de transformación a 34,5/13,8 kV (305 MVA) y 8 puntos de transformación a 115/34,5 kV (291 MVA). Posee 328,5 km de líneas del Sistema de Transmisión Regional y 10.976,5 km de redes de media tensión en el Sistema de Distribución Local, permitiendo una cobertura del 97%.

JUEVES 28 DE NOVIEMBRE MÓDULO 4 Impacto de las 3D´s para el negocio de Generación de Energía. CONFERENCISTA Ing. Carolina Hernández Senior Manager Energy & Climate Change / ERNEST AND YOUNG – CHILE. PANEL Moderador: Ing. Antonio Augusto Gonçalves / Secretario Ejecutivo Adjunto BRACIER. Panelista: Ing. Jorge Cabrera / Presidente CUCIER. Panelista: Ing. Antonio Borrero / Gerente General ELECAUSTRO.

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MÓDULO 5 Impacto de las 3D´s para el negocio de Distribución y Comercialización de Energía. CONFERENCISTA Ing. Eduardo Nery Gestor CIER. MÓDULO 5 – 1 PANEL - Innovaciones y tecnologías disponibles Moderador: Ing. Javier Muro Rosado / Presidente PECIER. Panelista: Ing. Marcelo Cassin / Vicepresidente CACIER. Panelista: Ing. Gustavo Encina /Jefe de División Regional Sur ANDE. Panelista: Ing. Gonzalo Casaravilla / Presidente UTE. Panelista: Ing. Heriberto Idrovo / Director de Planificación CENTROSUR.

MÓDULO 5 – 2 Ing. Marcos Aurelio Madureira Silva Presidente ABRADEE. PANEL - Visión del Mercado Moderador: Ing. Jaime Astudillo / Presidente Ejecutivo EEASA. Panelista: Ing. Alexandra Arias / Coordinadora Internacional CIER. Panelista: Ing. José Camilo Manzur / Director Ejecutivo ASOCODIS. Panelista: Ing. Víctor Solís Rodríguez / Gerente General CNFL.

PRESENTACIÓN DE PROYECTOS IMPLEMENTADOS Inserción de Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE) en Sistemas Eléctricos de Potencia e Instalaciones de Consumo. Ing. Carlos Leite Brandao Director Ejecutivo ABAQUE.

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2020

La experiencia en el desarrollo del proyecto de generación limpia para las Islas Galápagos. Ing. Juan Carlos López Presidente Ejecutivo ELECGALÁPAGOS.

Enmarcados en el lema del evento, La Transformación Energética, Retos y Oportunidades para la Industria Eléctrica, contamos con conferencistas y panelistas del más alto nivel de Brasil, Colombia, Perú, Uruguay, Chile, Costa Rica, Paraguay, Argentina y el anfitrión Ecuador. Se inició con la contextualización de las 3D´s: Descentralización, Descarbonización y Digitalización, uno de los puntos para complementar es que por D encontramos más temas de importancia, Democratización, Dinámica, Derecho y Dreams (Sueños). Nuestro evento se estructuró pensando en la cadena de valor usual: Generación, Transmisión, Distribución, Comercialización y la nueva realidad del sector con Electromovilidad, Generación Distribuida, encontramos que este enfoque estándar ha sido modificado. Con la generación distribuida aparece el Prosumidor (Productor – Consumidor) que ya no es el cliente pasivo, es un agente activo, ya que no nos sirve para pensar que la empresa tradicional quedó en el pasado. En el primer día se analizaron las interconexiones, algunas de ellas binacionales, pero queda claro que tenemos un reto muy importante para garantizar una integración efectiva. Hoy contamos en Centroamérica con el SIEPAC, interconexiones Colombia Ecuador, Ecuador Perú y en Mercosur varias asociadas a los proyectos de generación Itaipú, Yaciretá, Salto Grande. También revisamos los nuevos proyectos Interconexión Colombia - Panamá (ICP), Ecuador – Perú, Perú – Chile y más proyectos de Argentina, Chile, Brasil, Uruguay, Paraguay.

La integración pasa por aspectos técnicos Corriente Alterna (AC), o Directa (DC), nivel de voltaje, etc.; y son temas con solución desde la ingeniería eléctrica. Sin embargo, lo más importante es la confianza entre los gobiernos, ajustes en la regulación y reglas claras de mercado. Una adecuada planeación y realización de las interconexiones permitirá optimizar la generación a través y basados en complementariedad hidrológica y diferencias horarias entre otros, logrando la integración en la que el más beneficiado será el usuario final, que es la razón de ser de nuestras empresas. Es evidente que la salud del planeta ha llegado a un punto en el cual urge tomar acciones que eviten llegar a una catástrofe, sabemos el impacto del Calentamiento Global y las consecuencias indeseadas si no tomamos prontamente acciones efectivas. Nos encaminamos a un futuro eléctrico, con la energía como base del desarrollo para toda la sociedad, las exigencias actuales hacen necesaria una red diferente, con nuevas oportunidades y más exigencias; el reto es constituirse en una plataforma para servicios distribuidos, por lo que la transformación del sector eléctrico requiere innovación. Las redes del futuro requieren ser confiables, flexibles, seguras y resilientes, atributos que serán posibles con la incorporación de tecnología, en donde la transformación digital jugará un papel fundamental. Una red basada en la gestión de activos permite a las organizaciones lograr sus objetivos explícitos de manera estructurada, las herramientas y tecnologías son importantes, pero el compromiso del talento humano, el liderazgo y la colaboración son los

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verdaderos diferenciadores de una organización. La mejora continua debería ser considerada como una actividad continua iterativa, con el fin último de lograr los objetivos organizacionales.

EJES DE LAS “D” Disrupción Las nuevas tecnologías disruptivas buscan la integración de los sistemas para alcanzar una revolución industrial (4.0). Esta integración es necesaria para los sistemas eléctricos de potencia, sistemas industriales, sistemas regulatorios, mercadeo, etc.

Descarbonización Al ser el sector eléctrico responsable de más del 38% de la contaminación por CO2 a nivel mundial, es necesaria una disminución del uso de combustibles fósiles o carbón para la generación de electricidad. El desarrollo de proyectos renovables no convencionales y su implementación en forma distribuida es el camino a seguir, pero por ser fuentes intermitentes requieren contar con acumuladores de energía (baterías), cualquier modelo de descarbonización que se quiera implementar dependerá de sus características particulares, en lo que se refiere a: geografía, clima, recursos, regulaciones, políticas generales de cada país.

Digitalización Las redes futuras de transmisión y distribución requieren ser confiables, flexibles, seguras y resilientes. Para ello, se requiere una evolución en el uso de tecnologías: Redes Inteligentes (Smart Grids); Ciudades Inteligentes (Smart Cities); Gestión de activos; Medición avanzada; Nuevos esquemas de comunicación, control y protecciones; Automatización de instalaciones y servicios; Electromovilidad; Protecciones inteligentes; Drones; Big data; Inteligenica Artifcial (IA); Machine Learning; Medición avanzada. Esta es la nueva realidad de las compañías.

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Descentralización Participación más activa de la carga, generación distribuida, intercambio de información masiva, redes de distribución activas, bidireccionalidad en la transferencia de energía e información. Se prevé que la generación y distribución competirán por los clientes en un escenario de descentralización, el sector eléctrico tradicional pasará a ser uno basado en servicios. Es necesario conocer el entorno mundial para promover un cambio en innovación en el sector eléctrico de los países. El reto es actualización permanente, el futuro de la sociedad es la electrificación y esa es la responsabilidad que tenemos como sector, debemos ver todos estos cambios como nuevas oportunidades. Nuestro reto no es generar, transportar y distribuir energía, nuestro reto es generar, transportar y distribuir energía para mejorar la sociedad y la calidad de vida de nuestros conciudadanos. Requerimos formar ingenieros para esta nueva realidad, con habilidades y especialidades acorde con todos los cambios tecnológicos que se avecinan. Las telecomunicaciones, el control y la energía eléctrica son ahora conceptos que se interrelacionan en procura de sistemas robustos y eficientes. Es importante seguir trabajando de manera intensiva en la integración regional para aprovechar el potencial de generación que tiene América Latina, las nuevas empresas no gestionan redes, gestionan una plataforma de servicios de energía y comunicaciones. Nos queda la certeza que en los países miembros de CIER contamos con capacidad técnica de primer nivel para atender los nuevos retos. Jornadas como esta RAE, son espacios propicios para conocernos, interactuar, enterarnos de las experiencias en otras empresas, actualizarnos en el estado del arte y saber que nuestro vecino, otra empresa de CIER en nuestro país o en otro país, está afrontando la misma realidad y que juntos podemos construir las mejores alternativas de solución. Finalmente, reiteramos la invitación a fortalecer el trabajo conjunto desde CIER y ECUACIER, con los Grupos de Trabajo por temas y con los proyectos de referenciamiento como: CIER 11 en Transmisión, CIER 14 en Generación y CIER 17 en Distribución. Conocer nuestra gestión en comparación con otras empresas nos permite mejorar y es el reto, ¡Sigamos fortaleciendo y promoviendo la integración energética regional!

2020

CONGRESOS, REUNIONES, SEMINARIOS Y TALLERES 2020 EVENTO

INSTRUCTOR

HORAS

VI CONGRESO NACIONAL DE SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL

VARIOS

Taller sobre generación distribuida, movilidad electrónica y temas de actualidad en el campo de nuevas tecnologías

Phd. Eduardo Nery

Convención de linieros - mesas de trabajo

Sector Eléctrico

SEMINARIO NACIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO

Sector Eléctrico

Taller: Areas de Recursos Humanos

Sector Eléctrico

Taller: Areas Financieras y contables

Sector Eléctrico

Planificación redes eléctricas de la distribución

CIER

Protecciones Eléctricas

Phd. Orlys Torres

Diseño de subestaciones

CIER

Diseño de líneas de transmisión

CIER

Contratación Pública para entidades contratantes con módulo facilitador Ushay

Mgs. Luis Eduardo Acosta

Taller: Comité de Seguridad y Salud Ocupacional

Comités

Taller: Comité de trabajos de sistemas eléctricos energizados

Comités

Taller de linieros - Cultura de Alto Rendimiento y Prevención de Accidentes Graves

Moyses Baez y José Luis Bueno

Seguridad contra incendios para plantas de generación eléctrica

Ing. Jaime Moncada

Fiscalización de obras civiles y eléctricas

CIER

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edición

CONGRESOS, REUNIONES, SEMINARIOS Y TALLERES 2020 EVENTO

INSTRUCTOR

HORAS

Riesgos laborales

Sector Eléctrico

Taller: Diseno de líneas soterradas

Sector Eléctrico

Gestión de Activos

CIER

Atención al cliente interno y externo

José Villacis

Taller: Generación distribuida

Sector Eléctrico

Taller: Telemedición

Sector Eléctrico

Taller: Regulación sobre generación distribuida

Sector Eléctrico

Seminario Internacional Caminos para la Excelencia en Servicios de

CIER

Termografía Nivel I

Jacob Lemus

Termografía Nivel III

Jacob Lemus

Taller: Procesos para control de proyectos

Sector Eléctrico

Ortograﬁa y manejo de Lenguaje, redacción y elaboración de documentos

Mgs. Magdalena Freire

Elaboración, ejecución y control de presupuesto

Sector Eléctrico

Taller: Alumbrado público

Sector Eléctrico

Fundamentos de la seguridad y salud en el Trabajo

Ing. Mario Zorrilla

Termografía Nivel II

Jacob Lemus

Taller: Áreas Jurídicas

Sector Eléctrico

Distribución. XVIII SICESD.

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2020

SOCIOS ECUACIER

MIEMBROS ASOCIADOS

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ESTRUCTURA ING. HERNÁN VERDUGO CRESPO Director Ejecutivo MBA. MARISOL ÁLVAREZ CHICAIZA Jefa Administrativa LCDA. MARÍA JOSÉ CASTRO PALLAROSO Relacionista Pública ING. ANDREA ESPINOSA GARCÍA Secretaria SRA. ROCÍO GARCÍA PUNGUIL Asistente Administrativa ING. DANNY ZAMBRANO BORJA Analista de Sistemas LCDA. TERESA POZO FLOR Contadora General

Integrando al sector ElĂŠctrico Ecuatoriano

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(593) 2 255 1192 (593) 98 690 3005

Diego de Almagro 1550 y Pradera Esq. Ed. Posada de las Artes Kingman. Piso 4.