UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN ANTONIO ABAD DEL CUSCO FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA, INFORMÁTICA Y MECÁNICA ESCUELA ESCUELA PROFE PROFE S I ONAL NAL DE I NGENI ER Í A ELÉ CTRI CTRI CA
TESIS:
“FACTIBILIDAD PARA EL USO DE CONTADORES DE
ENERGÍA PREPAGO EN ZONAS RURALES”
PRESENTADO POR:
BACHILLER JAVIER DANILO SALDIVAR TELLO
BACHILLER RONY GUZMAN CARRASCO
Para optar al título profesional de Ingeniero Electricista ASESOR
:
Ing. Manuel Lau Pacheco Cusco – Perú Perú 2017
INDICE INDICE ........................................................................................................................................................ II LISTADO DE TABLAS ............................................................................................................................ VI LISTADO DE FIGURAS .......................................................................................................................... VII LISTADO DE IMÁGENES .................................................................................................................... VIII LISTADO DE CUADROS ...................................................................................................................... VIII PRESENTACIÓN ....................................................................................................................................... X RESUMEN ................................................................................................................................................. XI GLOSARIO DE TERMINOS.................................................................................................................. XIII 1. CAPITULO I: ASPECTOS GENERALES1 GENERALES 1 1.1. AMBITO GEOGRÁFICO. ................................................................................................................ 1 1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ............................................................................................... 2 1.2.1 LA PROBLEMATICA. ............................................................................................................... 2 1.2.2 EL PROBLEMA .......................................................................................................................... 4 1.3. OBJETIVOS ...................................................................................................................................... 4 1.3.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................... 4 1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS. ...................................................................................................... 5 1.4. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO ................................................................................................... 5 1.5. ALCANCES Y LIMITACIONES. .................................................................................................... 6 1.5.1 ALCANCES ................................................................................................................................ 6 1.5.2 LIMITACIONES ......................................................................................................................... 6 1.6. HIPÓTESIS........................................................................................................................................ 6 1.7. VARIABLES E INDICADORES. ..................................................................................................... 7 1.7.1 VARIABLES ............................................................................................................................... 7 1.7.2 INDICADOR ............................................................................................................................... 7 1.8. METODO DE INVESTIGACION. ................................................................................................... 7 1.9. TÉCNICA DE RECOLECCIÓN DE DATOS .................................................................................. 8 1.10. PROCESAMIENTO DE DATOS. .................................................................................................. 9 1.11. ANÁLISIS DE DATOS. .................................................................................................................. 9 2. CAPITULO II: MARCO TEORICO 10 2.1. MEDICION DE LA ENERGIA ELECTRICA................................................................................ 10 2.1.1 SISTEMA DE MEDICIÓN CONVENCIONAL................................... .................. ................................... ................................... ................... 10 UNSAAC
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INDICE INDICE ........................................................................................................................................................ II LISTADO DE TABLAS ............................................................................................................................ VI LISTADO DE FIGURAS .......................................................................................................................... VII LISTADO DE IMÁGENES .................................................................................................................... VIII LISTADO DE CUADROS ...................................................................................................................... VIII PRESENTACIÓN ....................................................................................................................................... X RESUMEN ................................................................................................................................................. XI GLOSARIO DE TERMINOS.................................................................................................................. XIII 1. CAPITULO I: ASPECTOS GENERALES1 GENERALES 1 1.1. AMBITO GEOGRÁFICO. ................................................................................................................ 1 1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ............................................................................................... 2 1.2.1 LA PROBLEMATICA. ............................................................................................................... 2 1.2.2 EL PROBLEMA .......................................................................................................................... 4 1.3. OBJETIVOS ...................................................................................................................................... 4 1.3.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................... 4 1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS. ...................................................................................................... 5 1.4. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO ................................................................................................... 5 1.5. ALCANCES Y LIMITACIONES. .................................................................................................... 6 1.5.1 ALCANCES ................................................................................................................................ 6 1.5.2 LIMITACIONES ......................................................................................................................... 6 1.6. HIPÓTESIS........................................................................................................................................ 6 1.7. VARIABLES E INDICADORES. ..................................................................................................... 7 1.7.1 VARIABLES ............................................................................................................................... 7 1.7.2 INDICADOR ............................................................................................................................... 7 1.8. METODO DE INVESTIGACION. ................................................................................................... 7 1.9. TÉCNICA DE RECOLECCIÓN DE DATOS .................................................................................. 8 1.10. PROCESAMIENTO DE DATOS. .................................................................................................. 9 1.11. ANÁLISIS DE DATOS. .................................................................................................................. 9 2. CAPITULO II: MARCO TEORICO 10 2.1. MEDICION DE LA ENERGIA ELECTRICA................................................................................ 10 2.1.1 SISTEMA DE MEDICIÓN CONVENCIONAL................................... .................. ................................... ................................... ................... 10 UNSAAC
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2.2. MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA................................................................................... 12 2.2.1 MEDIDORES ESTÁTICOS (ELECTRÓNICOS) .................................................................... 15 2.2.2 SUBDIVISION DE UN MEDIDOR ......................................................................................... 18 2.2.3 MODOS DE OPERACIÓN ....................................................................................................... 19 2.3. PERDIDAS DE ENERGIA ............................................................................................................. 20 2.3.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS. ........................................................................................................... 20 2.3.2 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS ..................................................................................................... 20 2.4. PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION .................................................................... 21 2.5. MEDIDORES PRE-PAGO .............................................................................................................. 21 2.6. FUNCIONAMIENTO DE MEDIDORES PREPAGO ................................... ................. .................................... ................................. ............... 22 2.6.1 UNIDAD DE MEDICIÓN DE ENERGÍA ACTIVA (EMU) ................................... .................. ................................. ................ 22 2.6.2 UNIDAD DE INTERFACE CONTROL DEL USUARIO (CIU) ................................... .................. ........................... .......... 22 2.6.3 UNIDAD DE VENTA Y SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN Y GESTIÓN. ...................... 24 2.7. CLASIFICACION DE LOS CONTADORES DE ENERGIA PRE-PAGO .................................. ................. ................... 24 2.7.1 MEDIDOR PREPAGO MONOCUERPO ................................. ................ ................................... ................................... .............................. ............. 24 24 2.7.2 MEDIDOR PREPAGO BICUERPO ......................................................................................... 25 2.8. COMPARACION DE LOS DIFERENTES EQUIPOS DE MEDICION DE ENERGIA PREPAGO. ............................................................................................................................................. 27 2.8.1 CODIGOS NUMERICOS: ........................................................................................................ 28 2.8.2 TARJETAS MAGNETICAS ..................................................................................................... 29 2.9. CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD DE LOS MEDIDORE PRE-PAGO PRE -PAGO ............................. .................... ......... 31 31 2.9.1 SWITCH ANTI-APERTURA ................................................................................................... 32 2.9.2 TARJETA GENERADORA DE CÓDIGOS NUMÉRICOS ENCRIPTADOS ........................ 32 2.10. SOFTWARE PREPAGO ............................................................................................................... 33 2.11. CARACTERISTICAS FISICAS Y TECNICAS DE LOS MEDIDORES PREPAGOS............... PREPAGOS.............. . 33 3. CAPITULO III: MARCO NORMATIVO35 NORMATIVO35 3.1. NORMATIVA Y LEGISLACION QUE REGULA EL SISTEMA DE VENTA DE ENERGIA PRE-PAGO ............................................................................................................................................. 35 3.2. LEY DE CONCESIONES ELECTRICAS ................................. ............... ................................... .................................. ................................... .................... 35 3.2.1 DECRETO SUPREMO Nº 007-2006-EM ................................. ................ ................................... ................................... .............................. ............. 36 3.2.2 DECRETO SUPREMO Nº 031-2008-EM ................................. ................ ................................... ................................... .............................. ............. 44 3.2.3 DECRETO SUPREMO Nº 018-2007-EM ................................. ................ ................................... ................................... .............................. ............. 46 3.3. LEY GENERAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL (ley 28749) .................................. ................. ................................. ................ 48 3.4. NORMA TÉCNICA DE CALIDAD DE SERVICIOS ELÉCTRICOS RURALES R URALES (NTCSER). ... 49 UNSAAC
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3.5. MARCO LEGAL DE ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS CONTADORES DE ENERGIA ELECTRICA. ....................................................................................................................... 52 4. CAPITULO IV: DIAGNOSTICO ACTUAL Y ANALISIS DEL SISTEMA COMERCIAL POSTPAGO DE LA ZONA RURAL DE CUSCO54 4.1. INTRODUCCION ........................................................................................................................... 54 4.2. CARACTERISTICAS DE LOS USUARIO RESIDENCIALES DE LA S.A. DE PARURO ........ 54 4.3. TASA DE CRECIMIENTO MENSUAL DE LOS USUARIOS BT5B EN ZONA RURAL ......... 61 4.4. PRECIO DE LA ENERGIA ELECTRICA EN ZONA RURAL PARA EL USUARIO DE TARIBA BT5B ....................................................................................................................................... 62 4.4.1 PLIEGO TARIFARIO ............................................................................................................... 62 4.5. GESTION COMERCIAL EN ZONAS RURALES ........................................................................ 64 4.6. PROCESO DE LECTURA DE MEDIDORES. .............................................................................. 67 4.6.1 PRINCIPALES PROBLEMAS ................................................................................................. 67 4.6.2 ERRORES DE FACTURACION .............................................................................................. 68 4.6.3 COSTOS VALORIZADOS POR CONCEPTO DE TOMA DE LECTURAS ......................... 70 4.7. PROCESO DE REPARTO Y COBRANZA ................................................................................... 70 4.7.1 PRINCIPALES PROBLEMAS ENCONTRADOS................................................................... 71 4.7.2 COSTOS VALORIZADOS POR CONCEPTO DE REPARTO DE RECIBOS Y COBRANZA ............................................................................................................................................................ 74 4.8. PROCESO DE CORTE Y RECONEXION DEL SERVICIO ELECTRICO ................................. 75 4.8.1 PROBLEMAS CORTE Y RECONEXION ............................................................................... 80 4.8.2 COSTOS CANCELADOS POR ELECTRO SUR ESTE S.A.A. POR CORTE Y RECONEXION ................................................................................................................................... 80 4.8.3 VALORES COBRADOS AL CLIENTE POR CORTE Y RECONEXION ............................. 81 4.9. ATENCION DE RECLAMOS ........................................................................................................ 82 4.10. COSTOS TOTALES DEL SISTEMA COMERCIAL DE VENTA DE ENERGIA POSTPAGO. ................................................................................................................................................................ 83 4.11. FISCALIZACION Y SANCIONES .............................................................................................. 83 4.12. INDICES DE MOROSIDAD ........................................................................................................ 85 4.13. INDICE DE FRAUDE Y HURTO DE ENERGIA ....................................................................... 87 4.13.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS. ......................................................................................................... 87 4.13.2 PÉRDIDAS COMERCIALES. ................................................................................................ 88 4.14. FACTURACION MENSUAL ....................................................................................................... 89 4.15. FALLAS EN LOS EQUIPOS DE MEDICION ACTUALMENTE INSTALADOS EN LA S.A. DE PARURO .......................................................................................................................................... 91 UNSAAC
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4.16. DIAGNOSTICO FINAL................................................................................................................ 92
5. CAPITULO V: FACTIBILIDAD TECNICO-ECONOMICA 93 5.1. ANALISIS Y EVALUACION TECNICA ...................................................................................... 93 5.1.1 ANALISIS Y SELECCIÓN DEL TIPO DE MEDIDOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA PREPAGO .................................................................................................................................................. 94 5.1.2 VENTAJAS Y DESVENTAJAS: POR EL TIPO DE MEDIDOR ........................................... 94 5.1.3 ANALISIS DE LA SEGURIDAD ELECTRICA ...................................................................... 95 5.1.4 PERDIDAS DE ENERGÍA ELECTRICA ................................................................................ 96 5.1.5 NORMA TÉCNICA DE CALIDAD DE SERVICIOS ELÉCTRICOS RURALES (NTCSER) ............................................................................................................................................................ 96 5.1.6 DISPONIBILIDAD EN EL MERCADO .................................................................................. 97 5.1.7 CONCLUSION ........................................................................................................................ 100 5.1.8 ANALISIS Y SELECCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSFERENCIA DE ENERGIA ELECTRICA. .................................................................................................................................... 100 5.1.9 VENTAJAS Y DESVENTAJAS: POR EL SISTEMA DE TRANSFERENCIA ................... 100 5.1.10 EVALUACION DE LA TARJETA OBLIGATORIA vs. CODIGOS NUMERICOS.......... 101 5.1.11 CONCLUSION ...................................................................................................................... 102 5.1.12 ESPECIFICACIONES TECNICAS ...................................................................................... 103 5.1.13 INFRAESTRUCTURA PARA EL CONTADOR DE ENERGIA ELECTRICA PRE-PAGO .......................................................................................................................................................... 103 5.1.14 PROCEDIMIENTOS DEL SISTEMA PRE-PAGO ............................................................. 107 5.1.15 PROCESO DE VENTA DE ENERGIA ELECTRICA PRE-PAGO..................................... 107 5.1.16 DETERMINACION DE PUNTOS DE RECARGA DE ENERGIA ELECTRICA ............. 109 5.1.17 PROCESO DE CORTE Y RECONEXION .......................................................................... 118 5.1.18 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE VENTA DE ENERGIA PRE-PAGO............... 118 5.1.19 CAPACITACION AL USUARIO ......................................................................................... 121 5.1.20 CONCLUSIONES ................................................................................................................. 122 5.2. ANALISIS ECONOMICO ............................................................................................................ 122 5.2.1 PRECIO DE LA ENERGIA ELECTRICA PARA EL USUARIO FINAL ............................ 122 5.2.2 PRECIO DE ENERGIA EN TARIFA BT5B VS TARIFA BT7 EN ZONA RURAL ............ 122 5.2.3 FLUJO DE CAJA DEL SISTEMA POSTPAGO .................................................................... 124 5.2.4 INVERSIONES DEL PROYECTO ......................................................................................... 127 5.2.5 COSTOS DEL PROYECTO. .................................................................................................. 130 5.2.6 FLUJO DE CAJA CON PROYECTO ..................................................................................... 132 UNSAAC
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5.2.7 FLUJOS INCREMENTALES DEL PROYECTO .................................................................. 136 5.2.8 CONCLUSION ........................................................................................................................ 143 CONCLUSIONES. ................................................................................................................................... 144 RECOMENDACIONES ........................................................................................................................... 146 BIBLIOGRAFIA. ..................................................................................................................................... 147 ANEXOS.- ................................................................................................................................................ 148
LISTADO DE TABLAS Tabla 4.1 Características Generales De Sede Administrativa De Paruro ................................................... 55 Tabla 4.2. Características de conexiones en la sede administrativa de Paruro ........................................... 59 Tabla 4.3. Tipos de Instalaciones eléctricas usadas en la S.A. de Paruro ................................................... 59 Tabla 4.4. Rango Consumo promedio de los usuarios de la S.A de Paruro................................................ 60 Tabla 4.5. Consumo promedio mensual de energía eléctrica en la S.A. de Paruro .................................... 60 Tabla 4.6. Cantidad de usuarios en la S.A de Paruro .................................................................................. 61 Tabla 4.7. Costo promedio de energía y cargos fijos en tarifa BT5B ......................................................... 63 Tabla 4.8.Cargo Promedio Por Mantenimiento Y Reposición En Tarifa BT5B En La S.A. De Paruro..... 64 Tabla 4.9. Ejemplo de aplicación para el caso del FISE ............................................................................. 68 Tabla 4.10. Valorizaciones por concepto de toma de lecturas .................................................................... 70 Tabla 4.11. Costos valorizados por concepto de Reparto de Recibos ........................................................ 74 Tabla 4.12. Costos Valorizados por concepto de cobranza ........................................................................ 75 Tabla 4.13. Cortes programados en el periodo 2016-1 ............................................................................... 77 Tabla 4.14. Reconexiones programadas en el periodo 2016-1 ................................................................... 79 Tabla 4.15. Costos valorizados por concepto de Corte y Reconexión ........................................................ 81 Tabla 4.16. Costo Promedio De Corte Y Reconexión ................................................................................ 81 Tabla 4.17 Costos generados por atención de Reclamos ............................................................................ 82 Tabla 4.18. Costos totales del sistema postpago ......................................................................................... 83 Tabla 4.19. Sanciones Potenciales a la empresa concesionaria en el periodo 2016-I ................................. 84 Tabla 4.20. Facturación en la Sede Administrativa de Paruro .................................................................... 86 Tabla 4.21. Índice de Morosidad en la S.A. de Paruro ............................................................................... 87 Tabla 4.22. Porcentaje de Perdidas No Técnicas ........................................................................................ 88 Tabla 4.23.Perdidas de energía eléctrica no técnicas en la S.A. de Paruro ................................................. 89 UNSAAC
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Tabla 4.24.Montos totales recaudados en la S.A. de Paruro ....................................................................... 90 Tabla 4.25. Facturación Total Mensual En La S.A. De Paruro .................................................................. 90 Tabla 4.26. Análisis De Ingresos Y Egresos De La Gestión Comercial De La S.A De Paruro.................. 91 Tabla 4.27.Medidores contrastados en el periodo 2016-1 .......................................................................... 92 Tabla 5.1. Flujo de Caja del sistema BT5B .............................................................................................. 126 Tabla 5.2. Tabla resumen de los activos del sistema de medición y punto de recarga ............................. 128 Tabla 5.3.Costos Mano de Obra ............................................................................................................... 128 Tabla 5.4. Tabla resumen de los activos intangibles................................................................................. 129 Tabla 5.5. Tabla resumen de activos y gastos. .......................................................................................... 129 Tabla 5.6. Tabla resumen de los costos fijos para un año ......................................................................... 131 Tabla 5.7. Tabla resumen de costos variables de operación para un año .................................................. 132 Tabla 5.8. Flujo de Caja Sistema Prepago BT7 ........................................................................................ 134 Tabla 5.9. Flujo Incremental de Ingresos.................................................................................................. 137 Tabla 5.10. Flujo Incremental de costos o Egresos................................................................................... 139 Tabla 5.11. Flujo Neto Incremental .......................................................................................................... 141 Tabla 5.12. Indicadores de Rentabilidad del Proyecto Prepago................................................................ 143
LISTADO DE FIGURAS Figura 1.1 Área de concesión de la sede administrativa de Paruro.............................................................. 1 Figura 2.1. Estructura de medición convencional Postpago ...................................................................... 11 Figura 2.2. Panel Frontal De Un Medidor Electrónico .............................................................................. 16 Figura 2.3. Circuitos internos de un medidor electrónico .......................................................................... 17 Figura 2.4. Esquema de bloques de un medidor de energía eléctrica convencional .................................. 18 Figura 2.5. Diagrama de instalación de un medidor prepago tipo mono-cuerpo ....................................... 25 Figura 2.6: Medidor prepago tipo Bi-cuerpo ............................................................................................. 26 Figura 2.7. Módulo de control ................................................................................................................... 26 Figura 2.8. Esquema De Conexión De Medidor Prepago Tipo Bi-Cuerpo................................................ 27 Figura 2.9. Contador De Energía Manejado Por Códigos Numéricos Tipo Mono-Cuerpo ....................... 29 Figura 2.10. Contador de energía prepago controlado por tarjeta magnética ............................................ 31 Figura 2.11. Esquema de dispositivo HSP ................................................................................................. 33 Figura 4.1. Procesos comerciales del sistema de venta de energía Postpago............................................. 65 Figura 4.2. Errores de lecturación en el primer semestre del 2016 ............................................................ 69 UNSAAC
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Figura 4.3. Ilustración del proceso de cobranza en zonas rurales .............................................................. 72 Figura 5.1. Configuración para instalación de medidor prepago tipo BI-cuerpo ..................................... 104 Figura 5.2. Proceso de venta de energía en sistema PREPAGO .............................................................. 109 Figura 5.3. Flujograma propuesto para el funcionamiento del Sistema Prepago ..................................... 119 Figura 5.4. Gráficos de distribución de inversiones fijas del sistema prepago ......................................... 130
LISTADO DE IMÁGENES Imagen 5.1 Prueba de Instalación de módulo EMU en cajatoma normalizada existente ......................... 105 Imagen 5.2.Prueba De Instalación Final De Módulo EMU En Cajatoma Normalizada ........................... 106 Imagen 5.3.Módulo EMU en cajatoma normalizada ................................................................................ 106 Imagen 5.4. Tienda de abarrotes y recarga en Campesina Mapay ............................................................ 108
LISTADO DE CUADROS Cuadro 5.1 Análisis de ventajas y desventajas por tipo de medidor ........................................................... 95 Cuadro 5.2. Listado De Fabricantes De Medidores De Energía Eléctrica Prepago .................................... 98 Cuadro 5.3. Análisis de ventajas y desventajas por el sistema de transferencia ....................................... 101 Cuadro 5.4.Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ...................................... 111 Cuadro 5.5. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ..................................... 111 Cuadro 5.6. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ..................................... 111 Cuadro 5.7. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ..................................... 112 Cuadro 5.8. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ..................................... 112 Cuadro 5.9. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ..................................... 112 Cuadro 5.10. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 113 Cuadro 5.11. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 113 Cuadro 5.12. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 113 Cuadro 5.13. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 114 Cuadro 5.14. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 114 Cuadro 5.15. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 114 Cuadro 5.16. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 115 Cuadro 5.17. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 115 Cuadro 5.18. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 115 UNSAAC
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Cuadro 5.19. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 116 Cuadro 5.20. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 116 Cuadro 5.21. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago ................................... 116 Cuadro 5.22. Total puntos de recarga de energía prepago en la S.A. de Paruro ....................................... 117 Cuadro 5.23. Costo Promedio mensual de la tarifa BT5B ........................................................................ 123 Cuadro 5.24. Costo Promedio mensual de la tarifa BT7 ........................................................................... 123 Cuadro 5.25. Diferencia de costos entre tarifa BT7 Y BT5B ................................................................... 124
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PRESENTACIÓN La energía eléctrica es sinónimo del desarrollo tecnológico a nivel mundial, ya que es uno de los pilares fundamentales para el crecimiento de los pueblos, es por ello que el convivir diario de la humanidad no puede apartarse del avance de la tecnología, todo este desarrollo tiene una relación directa con la distribución y comercialización de energía eléctrica. En especial las formas de medición y facturación del consumo de electricidad han evolucionado en el mundo, ya que en este momento en los países desarrollados se ha implementado la instalación de contadores de energía prepago favoreciendo de esta manera tanto al distribuidor como al consumidor. Las empresas concesionarias encargadas de distribuir y comercializar la energía eléctrica en condiciones técnicas adecuadas, buscan mejorar siempre sus indicadores comerciales y por consiguiente el servicio al cliente; motivo por el cual estos no son ajenos a la aplicación de nuevas tecnologías que mejoren el proceso de comercialización de la energía y a su vez le permitan mejorar la relación existente entre la Empresa y sus clientes, reducir los costos operativos y administrativos del sistema tradicional de comercialización de energía eléctrica y eliminar o reducir el problema de morosidad de los clientes.
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RESUMEN Las características geográficas propias de las zonas rurales y el sistema actual de comercialización de energía eléctrica no solo generan problemas a la gestión comercial de la empresa concesionaria sino también al usuario final quien en ocasiones se ve afectado con la falta de continuidad del servicio eléctrico como consecuencia básicamente de su propia morosidad o de las dificultades para prestación del servicio en la zona. Como consecuencia se generan reclamos por parte del usuario los cuales son potenciales sanciones por parte del organismo supervisor, así mismo se generan pérdidas económicas para la empresa concesionaria y para las empresas contratistas. Sin embargo existe una tecnología y una opción tarifaria alternativa al actual sistema postpago la cual ayudaría a reducir algunos de los principales problemas propios de este sistema y de las zonas rurales, este es el caso del sistema de venta anticipada de energía con medidores tipo Pre pago. Estos de acuerdo a su construcción se clasifican en tipo Monocuerpo y Bicuerpo, el primero la unidad de medición (EMU) y la unidad de control (CIU) constituyen una sola unidad y para el segundo caso estos van separados. Así mismo de acuerdo al sistema de transferencia de energía se pueden distinguir 2 tipos; por códigos numéricos y por tarjetas magnéticas, cada uno con sus respectivas características y ventajas frente al otro. En el Perú el sistema Prepago se encuentra reglamentado desde el año 2006 y desde entonces se ha implementado periódicamente un marco normativo que establece los parámetros dentro de los cuales debe funcionar este sistema alternativo de venta de energía tanto para la zona rural como para la zona urbana. La sede administrativa de Paruro representa la zona rural de la ciudad del Cusco dentro de la concesión de la empresa Electro Sur Este S.A.A. la cual debido a su baja demanda de energía eléctrica inferior a 30 kW.h y a la cantidad de clientes residenciales, 5771 usuarios en tarifa BT5B, UNSAAC
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presentan deficiencias en la gestión comercial de venta de energía. La realidad de la sede administrativa de Paruro muestra que los costos propios del sistema postpago, tales como entrega y reparto de recibos, corte y reconexión y otros, son elevados no siendo rentables para la empresa contratista que las ejecuta, la cual opta por no realizar al 100% las tareas de la cuales es responsable generando así no solo una cadena de sanciones y penalidades que afecta tanto a la empresa contratista como a la concesionaria, sino también una mala relación entre usuarioempresa, informalidad y finalmente perdidas económicas. El sistema prepago se presenta como alternativa para solucionar los problemas existentes descritos en el párrafo anterior, sin embargo, se debe realizar los mínimos cambios posibles a las instalaciones que se encuentran actualmente en funcionamiento, esto para evitar costos adicionales así como también para no afectar la configuración del sistema de distribución de energía eléctrica desde la acometida. Finalmente se analiza los costos que significa la transición del sistema postpago al prepago tomando en cuenta la tarifa BT7 para el usuario final, los gastos de implementación del sistema Prepago, logística y demás inversiones y así determinar la factibilidad de aplicación de un sistema de comercialización de energía eléctrica prepagada en la sede administrativa de Paruro. Este proceso se realizó de manera investigativa y se determinaron las ventajas y desventajas tanto cuantitativas como cualitativas que presenta el sistema de medición de energía prepago comparado con un sistema de medición tradicional aplicado a las características de la zona rural. El presente es un estudio con un grado de detalle conceptual, sin embargo, se intentó llegar al mayor grado de detalle para poder determinar de una mejor manera las directrices para la realización de estudios posteriores con un grado de detalle superior.
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XII
GLOSARIO DE TERMINOS ADINELSA
:
Empresa De Administración De Infraestructura Eléctrica S.A.
BT5B
:
Tarifa De Usuario Residencial
BT7
:
Tarifa De Usuario Prepago
CIU
:
UNIDAD DE INTERFACE CONTROL DEL USUARIO
ELSE
:
Electro Sur Este S.A.A.
EMU
:
Unidad De Medición De Energía
FISE
:
Fondo De Inclusión Social Energético
FOSE
:
Fondo De Compensación Social Eléctrica
HSP
:
Procesador De Alta Seguridad
kW.h
:
Kilowatt Hora
NTCSER
:
Norma Técnica De Calidad De Los Servicios Eléctricos Rurales
OSINERGMIN
:
Organismo Supervisor De La Inversión En Energía Y Minería
S.A.
:
Sede Administrativa
S.E.R.
:
Sistemas Eléctricos Rurales
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XIII
1. CAPITULO I: ASPECTOS GENERALES “FACTIBILIDAD PARA EL USO DE CONTADORES DE ENERGIA PREPAGO EN ZONAS RURALES”
1.1. AMBITO GEOGRÁFICO. Abarca el ámbito de influencia de la zona rural de la ciudad del Cusco, denominada sede administrativa de Paruro de la concesionaria Electro Sur Este S.A.A. (ELSE). Figura 1.1 Área de concesión de la sede administrativa de Paruro
Fuente: Edición propia
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1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 1.2.1 LA PROBLEMATICA. La electrificación rural tiene como propósito, concertar la igualdad de los derechos de los ciudadanos, en particular, el de acceso al servicio básico de electricidad a la vivienda, resolviendo así las enormes brechas existentes en infraestructura entre las zonas urbanas y las áreas rurales y de frontera del país rurales, incorporando a sus beneficiarios al mercado, al consumo y al desarrollo, logrando así su inclusión social con la finalidad de reducir la pobreza. Las empresas concesionarias se encuentran en una constante campaña para reducir los altos índices de pérdidas no técnicas de energía eléctrica y que son ajenas a la empresa, así mismo para ser consideradas como socialmente responsables e inclusivas buscan fomentar el acceso de la población de las zonas más alejadas a este servicio tan básico en forma óptima tanto para la empresa como para el usuario. Actualmente se puede describir las siguientes características que se pueden encontrar en los usuarios y las instalaciones eléctricas rurales:
Redes de distribución extensas, en localidades y viviendas dispersas, ubicados en áreas con niveles de pobreza y pobreza extrema y bajos consumos de energía. Ubicados en zonas de difícil acceso, con insuficiente infraestructura vial y sistema de comunicación y en muchos casos con condiciones climáticas adversas.
Son de baja rentabilidad económica pero con rentabilidad social, requieren subsidio del Estado.
Localidades alejadas y con pocos clientes, gran dispersión de clientes (20 clientes/Km de redes eléctricas)
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Clientes con bajos recursos económicos (genera morosidad (25%) y deserción)
Bajo consumo de energía eléctrica por cliente (15 kW.h/mes)
Costos operativos elevados, subsidio comercial.
Medidores manipulados o medidores que cumplieron su vida útil.(medidores deteriorados)
Costos elevados para los usuarios (costo de energía eléctrica más costos fijos propios del sistema de medición convencional BT5B)
Fallas en la lecturación de los consumos de energía en los medidores (mala ubicación de los medidores o error humano): a. Consumos con lectura inferiores a los reales. b. Consumos con lectura igual a cero. c. Consumos estimados.
Dificultades en la tercerización para la lecturación, entrega de recibos y cobranza, debido a los costos poco atractivos para los contratistas.
Todas las características anteriormente mencionadas representan una gran traba a la empresa concesionaria
para poder llevar energía eléctrica a zonas rurales, puesto que los costos de
operación de la gestión comercial resultan muy elevados terminando estos proyectos de electrificación rural en el olvido o dando como resultado la no factibilidad del mismo. La determinación del tipo de medidor Eléctrico o la modalidad de operación en zonas rurales constituye una necesidad para optimizar la gestión comercial de las empresas concesionarias de distribución y resolver algunos de los actuales paradigmas energéticos:
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El derecho al acceso a la electricidad Página 3
El uso racional de la energía eléctrica
La responsabilidad social empresarial de promoción para la ampliación de la demanda energética
Las pérdidas no técnicas de energía eléctrica son provocadas en un mayor porcentaje por el hurto de energía esto ocurre en las redes de distribución secundarias, las acometidas, y los contadores de energía ya que son puntos muy vulnerables, estando expuestos a intervenciones por parte de los usuarios, ya sea por su estado deteriorado, por sus características de fábrica o por su mala ubicación. Además de lo mencionado anteriormente en nuestra ciudad del Cusco aún no se cuenta con un estudio técnico y económico adaptado a nuestra realidad, sobre todo para los zonas rurales, que sustente y sobre todo que muestre al interesado los beneficios del uso de medidores pre-pago en las zonas más alejadas de nuestra ciudad.
1.2.2 EL PROBLEMA Altos índices de morosidad y perdidas no técnicas de energía eléctrica, así como potenciales procesos sancionadores a la empresa concesionaria debido al Deficiente funcionamiento de la gestión comercial y del sistema post pago en la zona rural ocasionado por las características propias de las zonas rurales como son la baja demanda de energía eléctrica, lejanía y elevados costos de operación.
1.3. OBJETIVOS 1.3.1 OBJETIVO GENERAL Evaluar la factibilidad técnica, económica y operativa para el uso de medidores de energía eléctrica pre-pago y aplicación de tarifa BT7, para la optimización de los procesos de gestión comercial de la empresa concesionaria en zonas rurales. UNSAAC
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1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS. 1.
Realizar y evaluar la situación actual del sistema de medición convencional en las zonas rurales.
2.
Determinar las características y seleccionar el tipo de medidor
pre-pago adecuado para
implementar el sistema de medición en tarifa BT7. 3.
Evaluar la factibilidad técnico-económica para la implementación de medidores pre-pago en zonas rurales.
4.
Establecer el costo – beneficio de la aplicación del plan de sistema de venta de energía prepago.
1.4. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO La zona rural de nuestra ciudad actualmente mantiene el sistema de venta de energía post-pago con contadores de energía en los cuales los datos medidos se realizan de manera convencional y manual, es decir, esta información es tomada por un personal, quien transfiere esta data a una computadora, para posteriormente ser analizada y con ella se obtiene la información necesaria para realizar la facturación de la energía consumida por el usuario. En vista de que las características geográficas propias de la zona rural dificultan la ejecución de los procesos necesarios para obtenerse el monto total de facturación para el usuario, y como consecuencia inmediata de esto, se generan gastos adicionales por concepto de tiempo y dinero invertido en la recolección de estos datos, incumplimiento de plazos establecidos por entes fiscalizadores, no ejecución de ciertos procesos y finalmente posibles sanciones a la empresa concesionaria. Por lo tanto se plantea este estudio, en el cual los factores de tiempo y dinero esperan ser minimizados, así como también se espera mejorar la gestión comercial con la eliminación de procesos que generan potenciales UNSAAC
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reclamos y multas en contra de la empresa concesionaria. Como consecuencia directa de lo antes mencionado se deberían obtener también ventajas adicionales como son; una mayor facilidad para las personas que no pueden costear mensualmente una factura eléctrica, disminución considerable en el consumo de energía, Fomentar una cultura de ahorro y finalmente reducción de pérdidas de energía eléctrica no técnicas, todo esto en comparación con el sistema postpago. Así mismo esta tesis podría servir a futuro como referencia para la aplicación de planes de reducción de pérdidas de energía a corto y mediano plazo en zonas identificados como sectores conflictivos.
1.5. ALCANCES Y LIMITACIONES. 1.5.1 ALCANCES El presente trabajo abarca la zona de influencia de la sede administrativa Paruro, de la cual se involucra a los usuarios residenciales de la zona rural con tarifa BT5B dentro de un periodo de estudio de enero a junio del 2016.
1.5.2 LIMITACIONES
Dificultad de acceso a las zonas alejadas de la sede administrativa.
Reducido acceso a softwares de sistemas de facturación pre pago.
1.6. HIPÓTESIS La implementación de contadores de energía eléctrica pre-pago en zonas rurales optimizará la gestión comercial de la empresa concesionaria.
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1.7. VARIABLES E INDICADORES. 1.7.1 VARIABLES Variables dependientes
Gestión comercial
Índices de morosidad
Índices de pérdidas no técnicas
Variables independientes
Demanda de energía en Zona rural
Costos de operación
1.7.2 INDICADOR
Cantidad de reclamos hechos por el usuario con respecto a la facturación, cobranza y otros servicios de la energía eléctrica, En Unidades.
Energía facturada en S/.
1.8. METODO DE INVESTIGACION. Puesto que se analizó solo a la sede administrativa de Paruro dentro de un universo de poblacional como lo es la zona rural en general, y a su vez se mostraran características, cualidades y demás atributos de esta, el presente estudio tiene el nivel de estudio descriptivo y de análisis de caso, puesto que estos resultados pueden generalizarse para la aplicación de toda la zona rural en general debido a que se describe las causas y efectos de la gestión comercial del sistema de venta de energía post-pago, Haciendo uso de los métodos del Análisis, síntesis, deductivo, inductivo, , estadístico, entre otros. UNSAAC
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1.9. TÉCNICA DE RECOLECCIÓN DE DATOS Se utilizará principalmente técnicas de recolección de datos en campo y oficina y se realizará un diagnóstico actual de la zona rural materia de estudio, la misma que se fundamenta en la observación del comportamiento de los consumos de energía eléctrica, índices de la gestión comercial y demás datos estadísticos. Adicionalmente para ampliar el trabajo de investigación se aplicara una modalidad de investigación documental, bibliográfica y tecnológica así mismo haremos uso de los principios deductivos e inductivos que enriquecerán aún más los resultados de esta presente tesis. Se utilizaran técnicas como:
Las visitas a las comunidades campesinas de la sede administrativa de Paruro son una fuente de vital importancia para la recolección de información para realizar los estudios.
Observación visual de las características de las instalaciones de baja tensión en la sede administrativa de Paruro
Estudios de proyectos pilotos anteriormente realizados.
Recolección de información de la empresa Electro Sur Este S.A.A., ADINELSA así como de la empresas proveedoras de medidores pre-pago.
Consultas bibliográficas de temas relacionados con implementación de la tarifa BT7 en zonas rurales, electrificación sostenible en zonas rurales y medidores pre pago.
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Internet.
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1.10. PROCESAMIENTO DE DATOS. Se realizara un procesamiento adecuado de la información tanto estadísticamente, documental y computarización de los datos, mediante programas comerciales como:
Hojas de cálculo de Microsoft Excel.
Microsoft Office Word.
Sistema informático de Electro Sur Este S.A.A - SIELSE.
Otros según sea el caso
Demos de Software del medidor pre-pago
1.11. ANÁLISIS DE DATOS. En el presente estudio se aplicaran técnicas de análisis cualitativo, cuantitativo y estadístico también se usaran técnicas de análisis computacional donde se obtendrán y se interpretaran los resultados en forma de tablas, reportes y gráficos. El enfoque principal será aprovechar las características innatas de la instalación de medidores pre pago.
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2. CAPITULO II: MARCO TEORICO 2.1. MEDICION DE LA ENERGIA ELECTRICA. La medición de energía eléctrica es un procedimiento mediante el cual se calcula la energía utilizada por un circuito eléctrico o sistema eléctrico usando para ello un medidor de electricidad. Un medidor de electricidad o medidor de energía es un dispositivo que mide la cantidad de energía eléctrica suministrada a una residencia o compañía. El tipo más común es propiamente conocido como medidor de kilovatio-hora (kW.h). La capacidad de registrar los valores medidos es muy útil al momento de generar una factura de electricidad. La unidad más común de medición es muy útil al momento de generar una factura de electricidad. La unidad más común de medición de la electricidad es el kilovatio-hora, lo que es igual a la cantidad de energía utilizada por una carga de un kilovatio durante un periodo de una hora o 3600000 joule. La tecnología utilizada en el proceso de medición de energía debe permitir determinar el monto que el suscriptor debe cancelar por concepto de consumo de acuerdo a las políticas de precio de la empresa distribuidora del servicio, considerando que la energía eléctrica tiene costos de producción diferentes dependiendo de la región, época del año, horario del consumo y, hábitos y necesidades del suscriptor.
2.1.1 SISTEMA DE MEDICIÓN CONVENCIONAL El sistema de medición convencional requiere que de forma manual se tome la lectura del medidor. Dichos valores son digitalizados por otro funcionario y se guardan en la base de datos del operador de red.
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En la figura 2.1. se muestra la estructura del sistema de medición convencional, donde cada suscriptor viene identificado con un número denominado Número de suministro y un código de ubicación geográfica denominado código de Ruta, el cual sirve para orientar al funcionario que toma la lectura del medidor. Este sistema es vulnerable a cualquier tipo de error humano, ya que emplea procesos manuales tanto para la toma de lectura del medidor como para la digitalización. Además, su tiempo de respuesta depende del tiempo que tarde en llegar la información a la base de datos. Adicionalmente, la respuesta que recibe el usuario dependerá de la rapidez con la que opere la empresa prestadora del servicio. Así, en el caso en que un usuario necesite una reconexión del servicio, deberá esperar a que se envíe el funcionario respectivo para dicha labor. Figura 2.1. Estructura de medición convencional Postpago
Fuente: Edición propia
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Los Procesos para la venta de energía del sistema convencional, tomando en cuenta todas las situaciones que pueden darse, son:
Uso de la electricidad
Lectura del medidor
Facturación
Reparto de recibos
Cobranza
Corte y re-conexión
Morosidad y deudas
Quejas
2.2. MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA Casi desde el mismo momento que se desarrollaron los generadores eléctricos en corriente alterna, se crearon los transformadores. Estos son usados para disminuir significativamente las perdidas asociadas a la transformación de la energía. Poco tiempo después, se diseñaron los primeros medidores de energía eléctrica, ya que con estos se podría realizar la medición y posteriormente la facturación de la energía que consume un circuito eléctrico. Este tipo de medidores no serán materia de mención en la presente tesis debido a que actualmente en el Perú, estos vienen siendo reemplazados progresivamente, hasta su totalidad, por medidores estáticos o comúnmente llamados Electrónicos, los cuales si serán tratados más adelante.
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La función de un contador de energía es integrar en el tiempo la potencia eléctrica consumida. Por esto es impropio el nombre de medidor de energía, ya que no mide sino que cuenta la cantidad de energía. La energía utilizada o suministrada se puede determinar de la siguiente manera: Cuando de una línea se recibe una corriente "i" bajo la tensión "u", donde tanto "u" como "i" pueden variar en el tiempo (lo habitual es que "i" varíe y "u" se mantenga constante), la potencia eléctrica instantánea es p = u.i y la energía E utilizada entre los instantes t1 y t2 se puede expresar:
2 2 = ∫ .= ∫ .. Se distinguen 3 tipos de energía a saber: a) Energía eléctrica activa
2 =∫ ..cos∅.
[.ℎ]
b) Energía eléctrica reactiva
2 =∫ ..sen∅.
[.ℎ]
c) Energía eléctrica aparente
2 =∫ .. UNSAAC
[.ℎ] Página 13
Los contadores eléctricos pueden clasificarse en tres grupos según sus características constructivas: i.
Medidores electromecánicos: o medidores de inducción, compuesto por un conversor electromecánico (básicamente un vatímetro con su sistema móvil de giro libre) que actúa sobre un disco, cuya velocidad de giro es proporcional a la potencia demandada, provisto de un dispositivo integrador.
ii.
Medidores electromecánicos con registrador electrónico: el disco giratorio del medidor de inducción se configura para generar un tren de pulsos (un valor determinado por cada rotación del disco, por ejemplo 5 pulsos) mediante un captador óptico o magnético que censa marcas grabadas en su cara superior. Estos pulsos son procesados por un sistema digital el cual calcula y registra valores de energía y de demanda. El medidor y el registrador pueden estar alojados en la misma unidad o en módulos separados.
iii.
Medidores totalmente electrónicos: (Medidores Estáticos) la medición de energía y el registro se realizan por medio de un proceso analógico-digital (sistema totalmente electrónico) utilizando un microprocesador y memorias.
A efectos del estudio de la presente tesis; los contadores del tipo electromecánicos no serán materia de estudio ni de mención debido a que estos vienen siendo reemplazados progresivamente, hasta su totalidad, por medidores estáticos o comúnmente llamados Electrónicos, los cuales si serán tratados más adelante
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2.2.1 MEDIDORES ESTÁTICOS (ELECTRÓNICOS) Son medidores en los cuales la corriente y la tensión actúan sobre elementos de estado sólido (electrónicos) para producir pulsos de salida y cuya frecuencia es proporcional a los kWhora. Los medidores electrónicos están completamente desarrollados con circuitos electrónicos integrados, poseen sistemas de digitalización de todos los valores necesarios para realizar la medición de la energía. Estos medidores tienen la particularidad de que pueden mostrar muchos más parámetros adicionales como por ejemplo factor de carga, factor de potencia, potencia reactiva y activa consumida. Los medidores electrónicos son desarrollados para minimizar los errores en la lectura. Por lo general la mayoría de los medidores electrónicos están por debajo de la clase 0.2, es decir, con un error asociado a la lectura inferior al 0.2%. También tienen amplia capacidad de carga. Pueden medir corrientes desde 0.1 amperios hasta 100 amperios, en voltajes variables desde 100 hasta 240 voltios. Pueden medir potencia en dirección positiva o negativa, es decir, que consume el suscriptor, y la que el suscriptor entrega a la red de suministro eléctrico. Además cuentan con funciones integradas que evitan el hurto de energía, como lo son los puertos de comunicación que impiden que el usuario intente realizar un fraude o robo de energía. Y si se llegara a dar el caso, poseen indicadores de actividad que sirve para registrar y guardar toda la información medida y obtenida por los contadores para posteriormente ser recolectada.
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Figura 2.2. Panel Frontal De Un Medidor Electrónico
Fuente: www.afinidadelectrica.com Donde: 1- Pulsadores de lectura 2- Orificios para visualización de LEDs emisores de pulsos de Kw.h y kVArh 3- Visores para emisor y receptor del puerto óptico 4- Visor para el display Una vez retirada la tapa observamos el frente de la placa de circuito impreso.
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Figura 2.3. Circuitos internos de un medidor electrónico
Fuente: www.afinidadelectrica.com La misma está construida con tecnología de montaje superficial SMD (Surface Mount Device) y en ella reconocemos los siguientes componentes principales: 1- Display 2- Circuitos de medición de corriente 3- Circuitos de medición de tensión 4- Puerto óptico de comunicación 5- LEDs emisores de pulsos de energía activa y energía reactiva 6- Pulsador de lectura 7- Microprocesador 8- Memoria 9- Cristal oscilador 10- Cables de conexión de entrada de circuitos de medición El siguiente es un esquema de bloques del medidor analizado: UNSAAC
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Figura 2.4. Esquema de bloques de un medidor de energía eléctrica convencional
Fuente: www.afinidadelectrica.com Se trata de un Medidor de energía Activa y Reactiva, Trifásico, Monotarifa de 220 /por fase, frecuencia 60Hz, rango de corriente 5-120A. Contiene 3 elementos de medición independientes que permiten medir el consumo de energía en hasta 4 hilos. Mide y registra energía activa (kW.h) con precisión clase 1,0 y energía reactiva (kVAr) con precisión Clase 2,0. Posee 2 LEDs rojos montados en el panel frontal del medidor que emiten pulsos con una relación de 1.000 pulsos por kW.h y Kvar, medidos en los 3 elementos para la registración de energía.
2.2.2 SUBDIVISION DE UN MEDIDOR Un contador de energía eléctrica, así sea completamente electromecánico, hibrido o completamente electrónico, siempre puede dividirse en cuatro componentes elementales: i.
SENSOR: provee un interfaz entre el voltaje y corriente de entrada y el circuito de medición.
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ii.
MULTIPLICADOR: realiza la función primordial del medidor ejecutando el producto de la corriente y voltaje medidor para obtener la potencia consumida.
iii.
CONVERSOR NUMERICO: Realiza el proceso de conversión a la salida del multiplicador en una forma que pueda ser procesada por el registrador.
iv.
REGISTRADOR. Este dispositivo guarda y muestra las cantidades medidas.
2.2.3 MODOS DE OPERACIÓN Los medidores electrónicos tienen típicamente 3 modos de operación:
i.
Modo normal (Principal)
Modo alterno
Modo de prueba.
Modo normal: Este es el modo predeterminado y el medidor se encuentra en esta condición mientras esta en servicio. Típicamente este modo es usado para mostrar las cantidades principales de la facturación, talvez como los kilovatios hora, los kilovatios pico y el máximo de KVA.
ii.
Modo alterno: Es utilizado para exhibir las cantidades que no son normalmente necesarias, tales como factor de potencia, voltios, amperios, etc. Típicamente la lectura de estos valores es accesible a través de un interruptor magnético. Al finalizar la lectura el medidor regresa automáticamente al modo normal.
iii.
Modo de prueba: El propósito de este modo es proporcionar los medios convenientes para probar con exactitud los medidores. Permite la prueba de los registros del medidor sin la alteración de los datos de facturación.
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2.3. PERDIDAS DE ENERGIA Las pérdidas de energía eléctrica equivalen a la diferencia entre la energía Comprada y la energía vendida. Las Pérdidas de Energía Eléctrica se dividen en dos grupos: Perdidas Técnicas y Pérdidas no técnicas.
2.3.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS. Son causadas por los procesos inherentes al transporte, distribución y transformación de la energía eléctrica. Las pérdidas Técnicas son un fiel reflejo del estado y la Ingeniería de las instalaciones eléctricas, dependen básicamente, del grado de optimización de la estructura del sistema eléctrico, y de las políticas de operación y mantenimiento. Su mayor concentración, es ocasionada por la transmisión de energía eléctrica por medio de conductores, transformadores y otros equipos del sistema de distribución (efecto joule, pérdidas en el núcleo), así como por las ocasionadas en las líneas de transmisión por el efecto corona.
2.3.2 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS Es la energía consumida pero no facturada (pérdidas por fraude, robo y errores) o facturada erróneamente (pérdidas administrativas). Las pérdidas no técnicas o también perdidas comerciales son ocasionadas básicamente por:
Conexiones Clandestinas.
Intervención en equipos de Medición.
Errores en facturación
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2.4. PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION Los sistemas de distribución en especial los de Perú, se han caracterizado por poseer pérdidas eléctricas significativas, dentro de las cuales se encuentran las pérdidas no técnicas, asociadas con el fraude de energía o las conexiones ilegales por parte del usuario. Estos sistemas se han visto afectados por el robo de energía e incluso por el hurto de algunos elementos de la infraestructura de servicios públicos como medidores de energía, cables de energía, lámparas de alumbrado público, transformadores de potencia, interruptores termomagnético, entre otros. Esta situación no sólo genera importantes pérdidas para las empresas prestadoras concesionaria sino que también afecta la prestación del servicio y, por ende, al usuario. Además, la calidad de vida de la población se ve deteriorada en eventos concretos tales como la privación del servicio y riesgos de cualquier tipo de accidente.
2.5. MEDIDORES PRE-PAGO La tendencia del sistema prepago en cuanto a servicio públicos esenciales (electricidad, gas y agua) en el mundo, indica que el sector eléctrico es el que saca ventaja frente a los otros dos. Actualmente, el mercado prepago del servicio eléctrico está disponible en 26 países, la mayoría en vías de desarrollo, con una muy buena aceptación por parte de los usuarios que han valorado sus beneficios. El primer país que lo implementó fue Gran Bretaña, que lo utiliza desde hace 30 años. Pero el que se difundió como ejemplo fue el de Sudáfrica que lo implementa desde hace aproximadamente 15 años para elevar el nivel de electrificación sobre todo en las zonas más alejadas a los centros de consumo. Los contadores de energía pre-pago poseen la característica principal de que el pago de la electricidad se hace por adelantado. Para realizar esto, los medidores tienen adicionado a la UNSAAC
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parte que mide y registra la energía, un componente que es el encargado de realizar el abono equivalente al monto en la cuenta del suscriptor.
2.6. FUNCIONAMIENTO DE MEDIDORES PREPAGO El funcionamiento del sistema prepago para venta de energía requerido está compuesto básicamente de las siguientes unidades:
Unidad de Medición de Energía Activa (contador de energía).
Unidad de Control del Usuario (Display).
Unidad de Venta y Software de Programación y Gestión
2.6.1 UNIDAD DE MEDICIÓN DE ENERGÍA ACTIVA (EMU) Es el componente inteligente del sistema de medición encargado de controlar, conectar y desconectar el flujo de energía eléctrica, está compuesta de un microprocesador, un módulo de medición, una unidad de interrupción (contactor), circuitos sensores de tensión, corriente, reloj, memoria de almacenamiento, dispositivos anti-fraude, sistema de comunicación para lectura de tarjeta sin contacto.
2.6.2 UNIDAD DE INTERFACE CONTROL DEL USUARIO (CIU) Es el único medio por el cual el usuario interactúa con el medidor, permitiéndole ingresar la información de venta y la obtención de reportes; así como transferir el crédito de energía, el cual debe ser único para cada medidor y, mediante una interface de comunicación debe permitir obtener información y reportes históricos para la empresa.
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Las funciones del usuario deberán ser fácilmente identificables, para lo cual la unidad de control estará equipada con una pantalla de cristal líquido (LCD), que permitan identificar el estado del medidor sin la necesidad de tener que disponer de elementos especiales de verificación. En lo posible, deberán permitir identificar los estados siguientes:
Estado de activación de la unidad de medición.
Estado del detector de fraude.
Estado del crédito.
Valores instantáneos:
Potencia activa
Corriente RMS
Tensión RMS
Consumo acumulado en kW.h
Número de desconexiones.
Demanda máxima del último mes.
Saldo actual kW.h.
Alarma por saldo bajo, tanto en pantalla como en LED
Estado del dispositivo de corte (Conectado - Desconectado)
Asimismo, la unidad de medición deberá contar con un LED emisor de pulsos de luz para ensayos metrológicos.
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2.6.3 UNIDAD DE VENTA Y SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN Y GESTIÓN. La unidad de venta y software de programación y gestión será configurada de acuerdo al esquema de comercialización recomendado por la distribuidora, el cual considerara las diferentes tarifas a emplearse. Los códigos para cargar energía en las casas se venden en las agencias del distribuidor o en centros autorizados para el efecto.
2.7. CLASIFICACION DE LOS CONTADORES DE ENERGIA PRE-PAGO Por su construcción lo medidores prepago se clasifican en dos grupos diferentes:
medidores Mono-cuerpo
medidores Bi-cuerpo.
2.7.1 MEDIDOR PREPAGO MONOCUERPO Este equipo de medida está conformado por una sola pieza. Es un equipo similar al medidor postpago pero con teclado y va instalado al interior o al exterior de la casa del cliente. En el caso de los medidores tipo mono-cuerpo la Unidad de Medición (EMU) y la Unidad de Control (CIU) constituirán una sola unidad integrada de Medición-Control.
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Figura 2.5. Diagrama de instalación de un medidor prepago tipo mono-cuerpo
Fuente: Edición Propia
2.7.2 MEDIDOR PREPAGO BICUERPO Como su nombre lo indica este equipo de medida está conformado por 2 componentes:
Módulo de control.
Unidad de medición
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Figura 2.6: Medidor prepago tipo Bi-cuerpo
Fuente: Actaris
i.
MODULO DE CONTROL
También llamado unidad de interfaz con el usuario, posee display y teclado de 12 teclas el cual permite ingresar los números impresos en la factura y acceder a varias funciones de información. Este componente trabaja a 12 voltios DC a través de la conexión que existe con el medidor, con cable aislado de dos conductores no polarizados. Figura 2.7. Módulo de control
Fuente: Actaris
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El módulo de control además tiene luces de colores (como un semáforo), que indican el nivel de crédito remanente.
ii.
UNIDAD DE MEDICION
El EMU está constituido por los circuitos de medición y control, así como también por el dispositivo de desconexión (contactor). El EMU puede instalarse en un gabinete de medición con cerradura situado fuera de la propiedad del cliente, para permitir la inspección por parte del personal de la empresa de distribución de energía eléctrica. Figura 2.8. Esquema De Conexión De Medidor Prepago Tipo Bi-Cuerpo
Fuente: Edición propia
2.8. COMPARACION DE LOS DIFERENTES EQUIPOS DE MEDICION DE ENERGIA PREPAGO. La variedad de los contadores de energía eléctrica pre-pago es muy amplia, más aun si se discrimina por los parámetros que estos pueden medir. Particularmente los contadores electrónicos UNSAAC
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pueden ahorrar gran cantidad de datos que pueden tener mayor o menos relevancia, dependiendo del uso que pueda darle la empresa concesionaria o el usuario de la energía eléctrica. En vista de esto, se decidió comparar los equipos por características tales como la manera en la que se realiza el abono de crédito para el posterior consumo por el suscriptor. Este abono puede realizarse de múltiples maneras, sin embargo, pueden definirse 4 grandes renglones en los cuales se agrupan toda la variedad:
A través de códigos numéricos
A través de tarjetas magnéticas
2.8.1 CODIGOS NUMERICOS: Los contadores de energía eléctrica prepago controlados por códigos numéricos, tienen la principal característica física que poseen asociado un teclado numérico a través del cual se realiza el abono de energía eléctrica al medidor. El uso de códigos numéricos en el abono del crédito para la energía fue el primer sistema que se usó en los medidores electrónicos. Poseen la ventaja que son de uso muy simple, el código se puede obtener por muchísimos medios, ya sea una llamada telefónica, el uso de mensajería instantánea celular, compra del mismo en un agente autorizado o a través de internet. Esto hace que el sistema numérico sea sumamente versátil y otorga muchísimas facilidades al suscriptor para obtener el crédito para consumir la energía. Este contador tiene especial aplicación en zonas que son muy apartadas geográficamente, ya que como se mencionó anteriormente el código puede obtenerse con una llamada telefónica, a través de mensajería o a través de internet, lo que brinda al suscriptor o al encargado del centro de venta la facilidad de no tener que trasladarse hasta el centro de compra del concesionario de energía eléctrica, que en algunos casos representa un viaje de varias horas para realizar el pago de energía eléctrica. UNSAAC
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Figura 2.9. Contador De Energía Manejado Por Códigos Numéricos Tipo Mono-Cuerpo
Fuente: www.wikipedia.com
2.8.2 TARJETAS MAGNETICAS Fue el siguiente avance en desarrollo tecnológico, posteriores a los controlados por códigos numéricos, Poseen una ventaja respecto a los códigos numéricos, que las tarjetas magnéticas brindan una gran confiabilidad, y son mucho más complicadas al momento de clonar, duplicar o vencer su seguridad. Poseen la ventaja de que son sumamente sencillos de usar, solo se desliza la tarjeta magnética sobre el lector ubicado en el medidor, y este inmediatamente realiza el abono de la energía. Estos medidores son usados en gran medida en el mundo, por diversos motivos en primer lugar por su gran confiabilidad segunda el bajo costo de la tarjeta magnética, que en muchos casos puede ser reutilizada y tercero la facilidad para el suscriptor de la energía para realizar el abono al medidor. Es la mejor combinación en cuanto a la confiabilidad y simplicidad de uso se refiere. Sin embargo; posee una gran desventaja que la empresa de suministro pierde el contacto UNSAAC
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con el medidor esto, porque la tarjeta magnética es unidireccional, es decir solo entrega información al medidor, pero este no le devuelve ninguna información a la tarjeta, con lo cual, el suscriptor es el encargado de realizar la revisión del medidor y así, podría darse el caso en el que el medidor presente algún desperfecto que pueda beneficiar al suscriptor o la empresa de suministro, y no habrá forma de registrarlo. También posee la desventaja que la empresa pierde información personalizada del consumo de cada suscriptor de la energía, con lo que, la empresa solo tiene estimados de carga, y no un valor preciso, lo que trae consigo problemas al momento de estimar la demanda de una ciudad o consumidor en especial. Además, no será fácil detectar problemas como perdidas, o fallas asociadas al sistema de distribución, ya que no se tiene un control personalizado de cada suscriptor. Existe otro problema asociado a las tarjetas magnéticas, y es que son susceptibles a campos magnéticos fuertes, lo que puede ocasionar perdida en los datos guardados en las tarjetas y así, perdida en el crédito abonado en la tarjeta que iba a ser posteriormente usado en el medidor por el suscriptor. Este tipo de contadores de energía eléctrica controlados por tarjetas magnéticas, son ideales para el uso en un primer momento en zonas pobladas, ya que los medidores pueden ser acusados en cualquier momento para su revisión y mantenimiento. También, se debe tener en cuenta que el abono de la energía se hace a través de tarjetas magnéticas, con lo cual se debe prever un gran número de sitios para que el suscriptor pueda realizar el abono de la energía en su tarjeta magnética, y tampoco se debe olvidar que si estas son reutilizables o no. Lo que podría traer consigo gastos extras que son por lo general cubiertos por el suscriptor, lo que se traduciría en incrementos en las tarifas de energía eléctrica.
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Figura 2.10. Contador de energía prepago controlado por tarjeta magnética
Fuente: www.wikipedia.com
2.9. CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD DE LOS MEDIDORE PRE-PAGO Durante la instalación, la tapa de bornera se fija al medidor mediante un único tornillo de fijación. Luego la distribuidora coloca su respectivo sello de seguridad. La seguridad de los medidores prepago es muy elevada, y en algunos casos dependiendo de la base tecnológica en la cual esté desarrollado el medidor, es casi imposible romper su seguridad e integridad. En algunos casos puede tomar un número elevado de horas solo para romper la defensa que provee el algoritmo usado. Además, las acciones que intenten violar el sistema del medidor pueden ser detectados fácilmente, ya que el mismo cuenta con una base de datos la cual le ayuda a verificar rápidamente si este es víctima de un fraude. Cada medidor tiene programado esta opción
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de detección de información errónea, de manera que puede detectar y proceder contra esos clientes que estén intentando romper la seguridad e integridad del medidor prepago.
2.9.1 SWITCH ANTI-APERTURA El medidor está provisto de un sistema anti-apertura. Este sistema detecta automáticamente cualquier apertura de la cubierta del medidor; esta función indicara la condición de “manipulación”, causando la desconexión del suministro de energía eléctrica. El medidor
continuará en este estado, aun cuando se coloque nuevamente la tapa de bornera del medidor. Esta función de detección de apertura puede ser habilitada o inhabilitada durante la fabricación del medidor, o por medio de un código de configuración del registro de opciones del medidor.
2.9.2 TARJETA GENERADORA DE CÓDIGOS NUMÉRICOS ENCRIPTADOS El software de ventas del sistema prepago hace uso de un hardware de encriptación, denominado HSP (High Security Processor) para la generación de los códigos numéricos cifrados, denominados Números de Transferencia de Crédito. El software se comunica con un HSP mediante el puerto serial o bien a través del puerto USB. En todos los casos, el HSP genera cada Número de Transferencia de Crédito en respuesta a una solicitud del software del sistema de ventas y lo devuelve a éste, que en última instancia lo imprime en una Factura de Venta o en una Orden de Mantenimiento, luego lo almacena en la Base de Datos o lo re-transmite a otro componente de software. Por lo tanto, un sistema de ventas debe tener, además del software de ventas, uno o más dispositivos HSP para la generación de los Números de Transferencia.
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Figura 2.11. Esquema de dispositivo HSP
Fuente. Actaris
2.10. SOFTWARE PREPAGO El almacenamiento de datos está delegado a un software es decir que las transacciones realizadas, con el detalle del cliente, la hora y el monto comprado son almacenados a la base de datos del software. El sistema permite la conexión de varias PC’s para que operen interconectadas entre sí;
dado que en cada sistema de ventas existe una única base de datos central, el software debe operar interconectado a través de una red de datos. Los PC’s se conectan vía telefónica o mediante una red inalámbrica a un servidor central que
contiene las bases de datos y genera los códigos en ese mismo momento. Asimismo si una máquina deja de funcionar, se sabe inmediatamente, lo que permite arreglarlas lo antes posible.
2.11. CARACTERISTICAS FISICAS Y TECNICAS DE LOS MEDIDORES PREPAGOS. Al momento de implementar un medidor tipo prepago se deben tomar en cuenta ciertas características físicas y técnicas para así determinar cuál es el medidor que más se adapta a las UNSAAC
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especificaciones y exigencias del consumidor del servicio. A continuación se nombran algunas de las características físicas y técnicas que deben considerarse a la hora de hacerle una propuesta al cliente.
-
Tensión de operación
-
Rango de corriente
-
Medición de la energía
- Numero de hilo o fases que mide -
Frecuencia
-
Tecnologías de comunicaciones
-
Tipo de tarifa
-
Temperatura de operación
-
Medición por pulsos del medidor
-
Potencia consumida
-
Temperatura de almacenamiento
-
El uso
-
Modos de registro
-
Modos de comunicación
-
Clase de precisión
-
Pantalla (número de caracteres enteros/ decimales)
-
Tipo de pago
-
Tipo de funcionamiento
-
Resistencia del medidor contra elementos externos
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3. CAPITULO III MARCO NORMATIVO 3.1. NORMATIVA Y LEGISLACION QUE REGULA EL SISTEMA DE VENTA DE ENERGIA PRE-PAGO En el Perú existen marcos normativos los cuales establecen las pautas a seguir por las empresas suministradoras de energía eléctrica para la aplicación de tarifas eléctricas a los usuarios, así mismo también existen normas internacionales en cuanto al diseño técnico, seguridad, características de los equipos, tecnologías eléctricas, electrónicas y similares que los fabricantes deben cumplir para poder comercializar un medidor de este tipo. Debido a que el presente estudio aplica la factibilidad de instalar medidores pre pago en zonas rurales, se debe considerar la normativa referente a dichas zonas. A continuación se detallará todas aquellas normas que hacen mención a la venta de energía eléctrica prepagada con el fin de consolidar y analizar todas las condiciones necesarias aplicables a la implementación de medidores pre-pago en zonas rurales, puesto que estas marcaran las pautas para el presente estudio y para una posible aplicación por parte de la empresa concesionaria.
3.2. LEY DE CONCESIONES ELECTRICAS Mediante el decreto Ley N° 25844, publicado el 19 de noviembre de 1992, se aprobó la ley de concesiones eléctricas, La cual con respecto al presente tema de estudio, regula la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica. Posteriormente el 25 de febrero de 1993 se aprobó mediante decreto supremo N° 009-93-EM, el reglamento de la ley de concesiones eléctricas. Estableciendo el sistema post-pago de electricidad como el único sistema de comercialización previsto en nuestro marco jurídico.
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En base a las experiencias de proyectos pilotos llevados a cabo en diferentes puntos del norte y centro del Perú por algunas concesionarias de distribución, se ha observado que el sistema pre pago permite al usuario adquirir una cultura de eficiencia en la administración del consumo de energía eléctrica, toda vez que implica predeterminar un monto destinado a la compra de energía en función de las necesidades concretas, todo esto sumado a otros beneficios (los cuales se trataran más adelante en la presente tesis) hicieron que los órganos competentes consideren conveniente impulsar la aplicación del sistema pre pago en el país, como un sistema alternativo de venta de electricidad, para lo cual se tuvieron que introducir modificaciones en el reglamento de la ley de concesiones eléctricas, los cuales se mostraran a continuación:
3.2.1 DECRETO SUPREMO Nº 007-2006-EM Mediante este decreto supremo se establecieron las primeras disposiciones para la implementación del Sistema Prepago de Electricidad.
ARTICULO 1
Modificación del inciso i) del artículo 22 y de los artículos 142, 163, 164, 172, 175 y 184 del reglamento de la ley de concesiones eléctricas aprobado mediante el decreto supremo N° 009-93-EM,los cuales quedaron redactados en los términos siguientes: “Articulo 22.- (…)
i) Fijar, revisar y modificar los montos que deberán pagar los usuarios del servicio Público de Electricidad por el costo de acometida, equipo de medición y protección y su respectiva caja y el monto mensual cubre su mantenimiento y permite su reposición en un plazo de treinta (30) años. Tratándose de equipo de medición
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estático monofásico de medición simple, se considerara una vida útil no menor de quince (15) años; (…)” “Articulo 142.- Los costos asociados al usuario, que se tomaran en cuenta para el
cálculo del valor agregado de distribución son los costos unitarios de facturación, que comprenda la lectura, el procesamiento y emisión de la misma, su distribución y la comisión de cobranza, considerando una gestión empresarial eficiente. Tratándose del sistema prepago en electricidad, la tarifa deberá reflejar las variaciones que se presenten en el costo de comercialización asociados al usuario. “Articulo 163.- Para la obtención de un suministro de energía eléctrica, el usuario
solicitara al concesionario el servicio respectivo y abonara el presupuesto de instalación que incluya el costo de la acometida, del equipo de medición y protección y sus respectiva caja. Esta inversión quedara registrada a favor del usuario, el que deberá abonar al concesionario, mensualmente, un monto que cubra su mantenimiento y que permita su reposición en un plazo de treinta (30) años. Cuando la instalación comprenda un equipo de medición estático monofásico de medición simple, se considerará, únicamente para este equipo, una vida útil no menor de quince (15) años. Tratándose de suministro con sistema prepago de electricidad, el monto mensual por mantenimiento y reposición a que se hace referencia en el párrafo anterior, será deducido de la primera compra de energía de cada mes. Cuando el usuario deje de comprar energía durante periodos mayores a un mes, ese monto mensual se acumulara y será deducido de la siguiente compra de energía.”
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“Articulo 164.- El
concesionario podrá abstenerse de atender solicitudes de
nuevos suministros a aquellos solicitantes que tengan deudas pendientes de pago, derivadas de la prestación del servicio en el mismo predio o en otro ubicado en la concesión.” “Articulo 172.- El equipo de medición pos-pago deberá estar ubicado en un lugar
accesible para el respectivo control por parte del concesionario. De no cumplirse con este requisito de accesibilidad, el concesionario queda autorizado a efectuar la facturación empleando un sistema de promedios. De no existir información adecuada para este sistema se estimara el consumo mensual multiplicando la potencia contratada por 240 horas. Este sistema de facturación podrá efectuarse por un periodo máximo de seis meses, al cabo del cual y previa notificación al usuario, con treinta (30) días calendario de anticipación, el concesionario procederá a efectuar el corte de suministro, debiendo verificar y liquidar los consumos reales. Si se hubieran producido consumos mayores a los facturados, estos deberán ser pagados por el usuario al concesionario a la tarifa vigente en la fecha de liquidación, en una sola cuota y dentro del periodo de cobranza. En el caso contrario, de haberse producido consumos menores a los facturados, el concesionario deberá reembolsar la diferencia al usuario, valorizada a la tarifa vigente, en el mes siguiente de efectuada la liquidación.
El equipo de medición prepago del tipo mono-cuerpo se instalará al interior del predio del usuario, quien autorizará al concesionario el acceso al mismo las veces
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que éste lo requiera: tratándose de equipo de medición prepago del tipo bi-cuerpo, la unidad de medición se instalara en el exterior del predio del usuario, y al interior del mismo la respectiva unidad de control. Para ambos tipos de medición prepago, el concesionario establecerá las medidas de seguridad que estime conveniente.” “Articulo 175.- Los concesionarios considerarán en las facturas por prestación del
servicio, los detalles de los conceptos facturados en concordancia con lo que establezca la norma técnica de calidad de los servicios eléctricos. Asimismo, considerará cuanto menos lo siguiente: a) Para el sistema pos-pago: la fecha de emisión y la de vencimiento para su cancelación sin recargos, entre ambas fechas deberán transcurrir quince (15) días calendario como mínimo. b) Para el sistema prepago: la fecha y hora de emisión, el monto total pagado, la cantidad de energía acreditada, el número de compra o de la transferencia de crédito al usuario en el respectivo año,” “Articulo 184.- La facturación por servicio de alumbrado público de la concesión,
no deberá exceder del 5% del monto facturado total y será distribuida entre los usuarios en importes calculados de acuerdo a los siguientes factores de proporción: a) 1 para usuarios con un consumo igual o inferior a 30 kW.h; b) 3 para usuario con un consumo superior a 30 kW.h hasta 100 kW.h c) 5 para usuarios con un consumo superior a 100 kW.h hasta 150 kW.h; d) 10 para usuarios con un consumo superior a 150 kW.h hasta 300 kW.h; e) 15 para usuarios con un consumo superior a 300 kW.h hasta 500 kW.h; f) 30 para usuarios con un consumo superior a 500 kW.h hasta 1000 kW.h; UNSAAC
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g) 50 para usuarios con un consumo superior a 1000 kW.h hasta 5000 kW.h; h) 250 para usuarios con un consumo superior a 5000 kW.h Tratándose del sistema prepago, el factor de proporción se deducirá considerando un estimado de consumo promedio mensual de energía. Este consumo promedio mensual se estimará. Multiplicando la demanda media de potencia por el número de horas del mes en el que se realiza la nueva y primera compra de energía. La demanda media de potencia se determinara de la relación entre: i) La compra acumulada de energía en el periodo comprendió desde la primera compra (inclusive) del último mes que se adquirió energía, hasta un día antes de la fecha en que se realiza la nueva y primera compra de energía del mes; y, j) El número de horas del mismo periodo, al cual se descuenta la correspondiente duración real acumulada de interrupciones del suministro que hayan ocurrido en dicho periodo. Para usuarios del sistema prepago, de los cuales no exista historia de consumo de energía, el importe por alumbrado público correspondiente a su primer mes de compra, se deducirá en el siguiente mes que adquiera energía. Los concesionarios incorporarán en la factura del usuario, un rubro específico por el servicio del alumbrado público. Tratándose del sistema prepago, el importe correspondiente a ese concepto será deducido, únicamente, de la primera compra de energía del mes. Cuando el usuario no compre energía durante períodos mayores a un mes, el importe por alumbrado público se acumulará y será deducido de la siguiente compra de energía.
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El monto de los importes resultantes no podrá ser menor al 0,01% de una UIT ni mayor al 60% de una UIT. El Ministerio, con un informe del OSINERGMIN, podrá modificar las escalas, los factores de proporción y los porcentajes establecidos en el presente artículo. Las deudas pendientes que tuvieran los municipios, deberán ser canceladas por éstos, directamente al concesionario.”
ARTICULO 2. Aplicación Del Sistema Prepago En la solicitud de concesión definitiva de distribución, o en el informe previo de ampliación, se indicará el sistema de comercialización a ser utilizado por el concesionario en la nueva zona de concesión o en parte de ella. El usuario podrá optar por el sistema prepago, sólo en aquella zona de concesión, o parte de ella, dentro de las cuales el concesionario haya determinado la viabilidad económica de su aplicación. Para tal efecto, previamente el concesionario informará a los usuarios la ubicación de los puntos de venta y los límites dentro de los cuales el usuario podrá optar por dicho sistema. Tratándose de una zona de concesión o de una parte de la misma, en la que se esté aplicando el sistema postpago y el concesionario considere necesario sustituirlo por el sistema prepago como el único a aplicar en forma masiva, deberá contar con la autorización previa de OSINERGMIN. Para tal efecto, presentará una solicitud de autorización sustentando la necesidad de tal cambio especificando los límites de la zona de concesión o de la parte de ella, acompañando un cronograma de aplicación. OSINERGMIN deberá emitir un pronunciamiento dentro del plazo de treinta (30) días calendario de presentada la solicitud. De no pronunciarse dentro del plazo indicado, la solicitud se tendrá por aceptada
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y el concesionario procederá a la aplicación masiva del sistema prepago según el cronograma presentado, cuyo cumplimiento será fiscalizado por OSINERGMIN. En ninguno de los casos, el sistema prepago implicará para el usuario una mayor facturación respecto a la que resultaría con el sistema postpago correspondiente.
ARTÍCULO 3.- Tarifa Correspondiente Al Sistema Prepago El OSINERGMIN deberá considerar esquemas diferenciados en la regulación de tarifas de distribución que permitan incluir la variación en los costos de comercialización por aplicación del sistema prepago de electricidad. Asimismo, deberá considerar los costos de conexión correspondientes al sistema prepago, en concordancia con lo establecido en el inciso i) del Artículo 22 del Reglamento.
ARTÍCULO 4.-Compensaciones por calidad del servicio eléctrico Tratándose de suministros de electricidad con el sistema prepago, las compensaciones derivadas de la aplicación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos y/o de los Artículos 131 o 168 del Reglamento, se efectuarán en la primera compra de energía del período siguiente al que aconteció la deficiencia del servicio eléctrico. Para el cálculo de la compensación se considerará como energía registrada en el mes o en el semestre, un estimado de consumo promedio de energía. Este consumo promedio de energía se estimará, multiplicando la demanda media de potencia por el número de horas del mes o semestre, según corresponda, en que aconteció la deficiencia del servicio eléctrico; a este número de horas se le descontará la correspondiente duración real acumulada de interrupciones del suministro que hayan ocurrido en el correspondiente período. La demanda media de potencia se determinará de la relación entre:
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I.
La compra acumulada de energía en el período comprendido desde la primera compra (inclusive) del último mes o semestre, según corresponda, que se adquirió energía, hasta un día antes de la fecha en que se realiza la primera compra de energía del período siguiente al que aconteció la deficiencia del servicio eléctrico; y,
II.
El número de horas del período en el que se evalúa la compra acumulada de energía, al cual se descuenta la correspondiente duración real acumulada de interrupciones del suministro que hayan ocurrido en dicho período.
ARTÍCULO 5.- Aplicación Del FOSE Al Sistema Prepago Para suministros de electricidad con el sistema prepago, la aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) se realizará en la primera compra de energía del mes; esta aplicación se efectuará sobre la base de un estimado del consumo promedio mensual de energía. El consumo promedio mensual se estimará, multiplicando la demanda media de potencia por el número de horas del mes en el que se realiza la compra. La demanda media de potencia se determinará de la relación entre: I.
La compra acumulada de energía en el período comprendido desde la primera compra (inclusive) del último mes que se adquirió energía, hasta un día antes de la fecha en que se realiza la nueva y primera compra de energía del mes; y,
II.
El número de horas del mismo período, al cual se descuenta la correspondiente duración real acumulada de interrupciones del suministro que hayan ocurrido en dicho período.
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Tratándose de nuevos usuarios, de los cuales no exista historia de consumo de energía, el FOSE se aplicará a partir del segundo mes que adquieran energía.
ARTÍCULO 6.- Venta De Electricidad Mediante El Sistema Prepago El concesionario podrá valerse de terceros para p ara la venta de electricidad mediante el sistema prepago. La venta puede realizarse empleándose empleánd ose medios de comunicación e informáticos. Adicionalmente sobre la base de la experiencia de aplicación de las disposiciones contenidas en el decreto supremo anteriormente expuesto (D.S. N° 007-2006-EM), resultó necesario hacer algunas modificaciones y precisiones de dicho decreto supremo, así también fue necesario modificar un artículo del reglamento de la ley de concesiones eléctricas con relación a la instalación del equipo de medición prepago;
3.2.2 DECRETO SUPREMO Nº 031-2008-EM ARTICULO 1.- Modificación de los artículos 2° y 5° del Decreto Supremo N° 007-2006EM. Modifíquese el segundo párrafo del Artículo Artículo 2° y el primer párrafo del Artículo 5° del Decreto Supremo N° 007-2006-EM, los que quedarán redactados en los términos siguientes: “Articulo2°.-
Aplicación
del
sistema
prepago
(…)
En Sectores de Distribución Típicos Urbanos de Alta y Media Densidad, el sistema prepago será instalado por el concesionario a solicitud del usuario sin restricción alguna. Tratándose de los Sectores de distribución Típicos Urbano de Baja Densidad, Urbano-Rural y Rural, el usuario podrá optar por el sistema prepago sólo
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en aquella zona de concesión, o parte de ella, dentro de las cuales el concesionario haya determinado la viabilidad económica de su aplicación. Para tal efecto, previamente el concesionario informará a los usuarios la ubicación de los puntos de venta y los límites dentro de los cuales el usuario podrá optar por dicho sistema. (...)” “Artículo 5°.- Aplicación del FOSE al sistema prepago
Para suministros de electricidad con el sistema prepago, la aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) se realizará en la primera compra de energía del mes sobre la base de un estimado del consumo promedio mensual de energía. Para las siguientes compras de energía del mismo mes. La aplicación del FOSE corresponderá a la tarifa de la primera compra. El consumo promedio mensual se estimará, multiplicando la demanda media de potencia por el número de horas del mes en el que se realiza la compra. La demanda media de potencia se determinará de la relación entre: (...)”
ARTICULO 2°.-
Modificación del Artículo 172° del Reglamento de la Ley de
Concesiones Eléctricas Modifíquese el último párrafo del Artículo 172° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM. “Artículo
172°.-
(…) UNSAAC
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El equipo de medición prepago del tipo mono-cuerpo se instalará, a elección del usuario, al exterior o al interior de su predio. Cuando el usuario opte por la instalación al interior del predio, autorizará al concesionario el acceso al equipo de medición las veces que éste lo requiera. Tratándose de equipos de medición prepago del tipo bi-cuerpo, la unidad de medición se instalará al exterior del predio del usuario, y la unidad de control se instalará al interior del predio. Para ambos tipos de medición prepago, el concesionario establecerá las medidas de seguridad que estime conveniente.”
3.2.3 DECRETO SUPREMO Nº 018-2007-EM Artículo 1.- Modificación del Artículo 184 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas Modifíquese los factores de proporción establecidos en el Artículo 184 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante el Decreto Supremo Nº 009-93-EM y añádase un último párrafo, conforme se indica a continuación: “Artículo
184.- La facturación por servicio de alumbrado público de la concesión, no deberá
exceder del 5% del monto facturado total y será distribuida entre los usuarios en importes calculados de acuerdo a los siguientes factores de proporción: a) 1 Para usuarios con un consumo igual o inferior a 30 kW.h; b) 7 Para usuarios con un consumo superior a 30 kW.h hasta 100 kW.h; c) 12 Para usuarios con un consumo superior a 100 kW.h hasta 150 kW.h; d) 25 Para usuarios con un consumo superior a 150 kW.h hasta 300 kW.h; e) 35 Para usuarios con un consumo superior a UN kW.h hasta 500 kW.h; UNSAAC
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f) 70 Para usuarios con un consumo superior a 500 kW.h hasta 750 kW.h; g) 80 Para usuarios con un consumo superior a 750 kW.h hasta 1 000 kW.h; h) 120 Para usuarios con un consumo superior a 1 000 kW.h hasta 1 500 kW.h; i) 140 Para usuarios con un consumo superior a 1 500 kW.h hasta 3 000 kW.h; j) 150 Para usuarios con un consumo superior a 3 000 kW.h hasta 5 000 kW.h; k) 250 Para usuarios con un consumo superior a 5 000 kW.h hasta 7 500 kW.h; l) 300 Para usuarios con un consumo superior a 7 500 kW.h hasta 10 000 kW.h; m) 400 Para usuarios con un consumo superior a 10 000 kW.h hasta 12 500 kW.h; n) 500 Para usuarios con un consumo superior a 12 500 kW.h hasta 15 000 kW.h; o) 700 Para usuarios con un consumo superior a 15 000 kW.h hasta 17 500 kW.h; p) 900 Para usuarios con un consumo superior a 17 500 kW.h hasta 20 000 kW.h; q) 1 100 Para usuarios con un consumo superior a 20 000 kW.h hasta 25 000 kW.h; r) 1 250 Para usuarios con un consumo superior a 25 000 kW.h hasta 30 000 kW.h; s) 1 500 Para usuarios con un consumo superior a 30 000 kW.h hasta 50 000 kW.h; t) 1 750 Para usuarios con un consumo superior a 50 000 kW.h hasta 75 000 kW.h; u) 2 000 Para usuarios con un consumo superior a 75 000 kW.h hasta 100 000 kW.h; v) 3 000 Para usuarios con un consumo superior a 100 000 kW.h hasta 200 000 kW.h;
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w) 4 000 Para usuarios con un consumo superior a 200 000 kW.h hasta 400 000 kW.h; x) 5 000 Para usuarios con un consumo superior a 400 000 kW.h.
3.3. LEY GENERAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL (ley 28749) Con respecto al sistema de medición pre-pago, la ley general de electrificación rural cuenta solamente con un artículo en el cual menciona en forma explícita acerca de la medición pre-pago.
Articulo 1.- Objeto de la ley La presente Ley tiene por objeto establecer el marco normativo para la promoción y el desarrollo eficiente de la electrificación de zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país.
Articulo 3.-Definicion de sistemas eléctricos rurales (SER) Los sistemas Eléctricos Rurales (SER) son aquellos sistemas eléctricos de distribución desarrollados en zonas rurales, localidades aisladas, de frontera del país, y de preferente interés social, que se califiquen como tales por el ministerio de energía y minas de acuerdo al presente reglamento de la ley.
Artículo 13.- Medición Pre-pago Los sistemas Eléctricos Rurales (SER) pueden contar con equipos de medición Pre-pago, con la finalidad de facilitar la gestión comercial de la electrificación rural. El costo del sistema de medición se incluirá en el valor agregado de distribución – VAD que compone la tarifa.
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La dirección General de Electricidad (DGE) del ministerio de Energía y Minas emitirá las normas necesarias para la operación comercial de los referidos sistemas.
3.4. NORMA TÉCNICA DE CALIDAD DE SERVICIOS ELÉCTRICOS RURALES (NTCSER). El objetivo de la presente norma es establecer los niveles mínimos de calidad de los sistemas eléctricos rurales (SER), para lo cual establece 4 aspectos para el control de calidad: a) Calidad de producto: -
Tensión
b) Calidad de Suministro: -
Interrupciones
c) Calidad de servicio comercial -
Trato al Cliente
-
Medios de Atención
-
Precisión de Medida
d) Calidad de Alumbrado Publico -
Deficiencias en el alumbrado
Para efectos del presente estudio nos enfocaremos en el ítem c), Calidad de Servicio comercial puesto que es el aspecto en el cual se desarrolla el servicio del sistema de medición de energía eléctrica pre-pago A continuación se muestran los numerales correspondientes a la NTCSER en donde hace mención acerca del sistema de medición pre-pago.
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3.2.8. Todo Suministrador que realice la actividad de distribución deberá informar a todos los clientes en forma clara y didáctica, en el idioma o lengua que más se use en cada SER, sobre las obligaciones de sí mismo como suministrador, y sobre los derechos de los clientes; dicha información se adjuntara a las facturas correspondientes a los meses de enero y julio, y abril y setiembre de cada año, respectivamente. Tratándose de clientes con sistema de medición de prepago, dicha información se distribuirá a través de los centros de venta de energía prepagada en el momento que el cliente efectúe la compra correspondiente, durante dos meses al año como mínimo. Para el caso de los derechos de los clientes se deberá considerar lo siguiente: a) marco legal de la actividad eléctrica indicando normas y fechas de publicación; b) contribuciones reembolsables; c) calidad de servicio; d) contrastación de equipos; e) otros definidos por OSINERGMIN.
6. Calidad de Servicio Comercial 6.0.1 La calidad del servicio comercial se evalúa sobre tres aspectos, el mismo que solo son de aplicación en las actividades de distribución de la energía eléctrica. a) Trato al cliente: -
Solicitudes de nuevos suministros, modificación de los existentes o ampliación de potencia contratada:
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Opciones tarifarias Página 50
-
Reconexiones
-
Reclamaciones por errores de medición/facturación
-
Otros
b) Medios a disposición del cliente -
Facturas
-
Registro de reclamaciones
-
Centro de atención y sistemas de atención telefónica
-
Centros de venta de energía prepago
c) Precisión de medida de energía facturada
6.2.3 TOLERANCIAS: a) Facturas i.
El suministrador debe emitir facturas claras y correctas, que contengan solo aspectos relacionados con la prestación del servicio público de electricidad las cuales deben especificar obligatoriamente, además de lo establecido en el art. 175 del RLCE, las magnitudes físicas de consumo y las contratadas, el desagregado de los conceptos facturados indicando el cargo unitario de cada uno de los conceptos; en el caso del alumbrado público se deberá indicar con cargo unitario la alícuota correspondiente, entendiéndose por esta al cargo que corresponde a los clientes del primer rango de consumo de energía eléctrica según lo establecido en el art. 184 del RLCE, asimismo, se deberá indicar el tipo de conexión (C1.1, C1.2 etc.), tipo de contador de energía (electrónico o electromecánico), le fecha de corte por pagos pendientes de ser el caso, y las estadísticas mensuales de consumo del cliente correspondientes a los últimos
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12 meses de manera gráfica o estadísticas de las compras promedio mensual de energía de tratarse de clientes con sistema prepago. ii.
En el dorso de la factura o documento adjunto se debe indicar los lugares de pago o centro de venta de energía prepago según corresponda, la dirección, teléfono y horario de los locales de atención al público, los números de teléfono para la recepción de reclamaciones por falla de suministro.”
iii.
El pago del recibo o factura en los centros de cobranza autorizados por el suministrador, debe ser efectuado sin costo adicional alguno para el cliente.
d) Centro de venta de energía prepago.- Los suministradores que comercialicen energía a través del sistema prepago deberán garantizar un periodo de atención como mínimo de sesenta (60) horas mensuales distribuidas entre los días lunes a domingo según los horarios usuales de compra de energía en cada SER. En los casos que la tecnología del sistema prepago lo permita, se debe implementar la compra de energía prepago por internet.”
3.5. MARCO LEGAL DE ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS CONTADORES DE ENERGIA ELECTRICA. Puesto que en el artículo 13 de la ley general de electrificación rural (Ley Nº 28749) se autorizó que los Sistemas Eléctricos Rurales podían contar con equipos de medición prepago con la finalidad de facilitar la gestión comercial de la electrificación rural, La dirección General de Electricidad dispuso mediante la resolución directoral N° 097-2012-EM/DGE aprobar las especificaciones técnicas de diseño y construcción de los contadores de energía eléctrica prepago necesarias para la operación comercial de dicho sistema.
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R.D. N° 097-2012- EM/DGE
ART. 1. - Aprobar las siguientes Especificaciones Técnicas: ETS-RS-PP1 "Medidor Prepago de Energía Activa con Teclado Numérico Monofásico para Corriente Alterna, Tipo Mono cuerpo, Recarga mediante Generación de Códigos Numéricos Encriptados" y la ETS-RS-PP2 "Medidor Prepago de Energía Activa con Teclado Numérico Monofásico para Corriente Alterna, Tipo Bicuerpo y Recarga mediante Generación de Códigos Numéricos Encriptados"; las mismas que son de cumplimiento obligatorio para los proyectos que se desarrollan en el marco de la Ley General de Electrificación Rural y constituyen una alternativa adicional para la instalación de medidores. Las especificaciones técnicas mencionadas se encuentran en los anexos I y II adjuntas a la presente tesis.
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4. CAPITULO IV DIAGNOSTICO ACTUAL Y ANALISIS DEL SISTEMA COMERCIAL POSTPAGO DE LA ZONA RURAL DE CUSCO. 4.1. INTRODUCCION La ciudad del Cusco cuenta con la zona rural denominada sede administrativa de Paruro (S.A. de Paruro), dentro del cual se encuentran todas las localidades tipificadas como rurales pertenecientes al sistema eléctrico Valle Sagrado 2 y SER Valle Sagrado, siendo en estas zonas donde se generan las mayores dificultades para la eficiente comercialización de la energía eléctrica debido entre otros factores a la lejanía de la zona y a la baja demanda de energía eléctrica de los usuarios residenciales. Así mismo los procesos propios del sistema post pago tales como son corte, reconexión, lectura y reparto de recibos tienen un costo mayor en zonas rurales y esto sumado a los altos índices de morosidad y perdidas existentes resultan en ocasiones en una gestión comercial deficiente y con muchos infracciones con respecto al cumplimiento de plazos para la empresa concesionaria y con potenciales sanciones o multas impuestas por OSINERGMIN.
4.2. CARACTERISTICAS DE LOS USUARIO RESIDENCIALES DE LA S.A. DE PARURO La S.A. de Paruro en la cual está distribuida todas las localidades tipificadas como rurales ( Resolución Directoral N° 154-2012 EM/DGE) dentro del área de concesión de la ciudad del Cusco, está compuesta por 12 distritos y estas a su vez por comunidades campesinas las cuales cuentan con las siguientes características generales expresadas en las siguientes tablas:
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Cabe mencionar que puesto que la cantidad de usuarios varía cada mes, los datos expresados en el cuadro anterior están actualizadas a julio del 2016. Tabla 4.1 Características Generales De Sede Administrativa De Paruro SISTEMA ELECTRICO
SECTOR TIPICO
DISTRITO
CENTRO POBLADO
LIBRO
CONSUMO CANTIDAD PROMEDIO DE MENSUAL USUARIOS kW.h
Valle Sagrado 2
5
Capacmarca
Com. Camp. De Tahuay Sector Mapay
010-30-60
28
5.56
Valle Sagrado 2
5
Capacmarca
Com. Camp. De Tahuay Sector Huancallo
010-30-70
23
2.65
Valle Sagrado 2
5
Capacmarca
Com. Camp. De Tahuay Sector Pumapuguio
010-30-80
29
4.14
Valle Sagrado 2
5
Cappi
Com. Camp. De Incaccona Sector Callancha
010-15-17
137
34.37
Valle Sagrado 2
5
Cappi
Com. Camp. De Incaccona Sector Vista Alegre
010-15-18
29
18.34
Valle Sagrado 2
5
Cappi
Com. Camp. De Ccoyabamba
010-15-21
171
23.99
Valle Sagrado 2
5
Ccapi
Com. Camp. De Huatta
010-01-20
29
8.94
Valle Sagrado 2
5
Ccapi
Com. Camp. De Tucuyachi
010-01-21
30
6.94
SER
Ccapi
Com. Camp. De Moyoc
010-04-17
7
3.02
Valle Sagrado 2
5
Ccapi
Com. Camp. De Cajapucara
010-15-22
76
12.56
Valle Sagrado 2
5
Ccapi
Com. Camp. De Callancha Uyllumpa
010-15-23
31
8.40
Valle Sagrado 2
5
Ccapi
Com. Camp. De Quehuayllo
010-15-24
29
6.57
Valle Sagrado 2
5
Ccapi
Com. Camp. De Parcco
010-15-25
27
5.23
SER
Ccapi
Com. Camp. De Percca
010-15-26
25
5.53
5
Ccapi
Com. Camp. De Chocho
010-15-27
16
5.70
SER
SER
Ccapi
Com. Camp. De Ayllullo
010-15-28
19
8.40
SER
SER
Ccapi
Com. Camp. De Ccosccoyte
010-15-29
19
6.68
5
Ccapi
Com. Camp. De Condorhueri
010-15-30
16
6.02
SER
SER
Ccapi
Com. Camp. De Huallabamba
010-15-31
14
6.06
SER
SER
Ccapi
Com. Camp. De Miscca
010-15-32
10
1.32
SER
SER
Ccapi
Com. Camp. De Pampahuata
010-15-33
25
13.72
5
Ccapi
Com. Camp. De Queuniyoc
010-15-34
11
5.96
SER
SER
Ccapi
Com. Camp. De Santa Ana
010-15-35
22
3.92
SER
SER
Ccapi
Com. Camp. De Tantarpata
010-15-36
55
7.27
SER
SER Valle Sagrado 2
Valle Sagrado 2
Valle Sagrado 2
UNSAAC
Página 55
SER
SER
Ccapi
Com. Camp. De Tauccabamba
010-15-37
12
5.56
Valle Sagrado 2
5
Ccorca
Com. Camp. De Huasampata
010-10-18
26
7.53
Valle Sagrado 2
5
Colcha
Com. Camp. De Cusibamba
010-01-10
15
10.13
Valle Sagrado 2
5
Colcha
Com. Camp. De Ccochirhuay
010-01-11
92
14.02
Valle Sagrado 2
5
Colcha
Com. Camp. De Araypallpa
010-01-12
81
10.87
Valle Sagrado 2
5
Colcha
Com. Camp. De San Lorenzo
010-01-13
53
8.11
Valle Sagrado 2
5
Colcha
Com. Camp. De Pacopata
010-01-14
48
11.13
Valle Sagrado 2
5
Colcha
Com. Camp. De Pampacucho
010-01-15
45
9.94
Valle Sagrado 2
5
Colcha
Com. Camp. De Colcha
010-03-01
96
19.52
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Huanoquite
010-05-01
241
37.19
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Llaspay
010-05-02
90
20.08
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Tihuicti
010-05-03
100
30.41
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Parpay
010-05-04
28
9.65
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Mantto
010-05-05
25
22.11
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Chifia Amaru
010-05-06
47
20.68
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Chanca
010-05-07
104
14.19
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Quenqonay
010-05-08
14
11.17
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Huanca Huanca
010-05-09
44
16.64
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Rocco
010-05-10
34
9.23
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Tantarcalla Sector Markjura
010-05-11
35
9.80
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Roccoto
010-05-12
52
14.88
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Coror
010-05-13
20
17.75
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Vilcabamba
010-05-14
26
5.57
Valle Sagrado 2
5
010-05-15
25
11.39
Com. Camp. De Incacona Ayllu Huanoquite
Chifiaparpayhuano
SER
SER
Huanoquite
Com. Camp. De Chocopinquillo
010-05-16
8
2.83
SER
SER
Huanoquite
Com. Camp. De Maska
010-05-17
19
2.10
SER
SER
Huanoquite
Com. Camp. De Pacco
010-05-18
27
10.36
SER
SER
Huanoquite
Com. Camp. De Tantarcalla
010-05-19
44
3.34
5
Huanoquite
Com. Camp. De Checco Puccca
010-10-15
40
6.75
Valle Sagrado 2
UNSAAC
Página 56
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Ancaschacca
010-10-17
66
7.69
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Molle Molle
010-12-01
53
16.10
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Llaspay Cotahuana
010-12-02
11
32.60
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Qqueaparo
010-15-14
17
9.72
Valle Sagrado 2
5
Huanoquite
Com. Camp. De Koricancha Arabito
010-15-15
27
30.35
SER
SER
Paccaritambo Com. Camp. De Quepo
010-04-18
13
9.08
SER
SER
Paccaritambo Com. Camp. De Pumatambo
010-10-20
10
4.92
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Toctohuaylla
010-12-03
23
8.97
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Paccaretambo
010-15-01
171
28.85
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Mollebamba
010-15-02
24
11.84
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Ccollpa
010-15-03
58
8.63
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Ayusbamba
010-15-04
33
9.85
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Huarobamba-Miscabamba
010-15-05
18
10.66
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De San Martin De Urbis
010-15-06
14
8.35
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Nayhua
010-15-07
34
3.52
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Ccolqueucro
010-15-08
25
6.27
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Huanimpampa
010-15-09
59
19.19
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Karuspampa
010-15-10
37
11.03
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Ayllu Pachicti
010-15-11
22
13.80
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Ppircca
010-15-12
23
3.03
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Manchaybamba Karhuacalla
010-15-13
31
17.90
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Pampahuaylla
010-15-16
12
11.87
Valle Sagrado 2
5
Paccaritambo Com. Camp. De Tandarccocha Paccaritambo
010-15-19
22
10.60
SER
SER
Paccaritambo Com. Camp. De Quinuara Grande
010-15-20
11
9.00
SER
SER
Paccaritambo Com. Camp. De Tarrupay
010-16-13
7
8.33
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Centro Poblado De Paruro
010-01-01
291
44.58
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Centro Poblado De Paruro
010-01-02
334
45.77
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Com. Camp. De Anansaya
010-01-03
98
9.67
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Com. Camp. De Misca
010-01-04
49
8.65
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Com. Camp. De Mayumbamba
010-01-05
53
12.30
UNSAAC
Página 57
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Com. Camp. De Valle De Cusibamba
010-01-06
44
13.64
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Com. Camp. De Incacona Tantar Ccosco
010-01-07
21
7.71
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Com. Camp. De Huancarqui
010-01-08
29
12.80
Valle Sagrado 2
5
Paruro
010-01-09
60
10.29
Com. Camp. De Varonia-MatarapampaChihuakurpay SER
SER
Paruro
Com. Camp. De Puca Puca
010-01-22
13
3.54
SER
SER
Paruro
Com. Camp. De Tambuque
010-01-23
8
2.23
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Com. Camp. De Yarccacunca
010-04-04
73
8.20
Valle Sagrado 2
5
Paruro
Com. Camp. De J Velasco Alvarado-Hiuspan
010-04-09
18
4.36
Valle Sagrado 2
5
010-04-10
8
6.00
010-04-11
17
15.01
Com. Camp. De J Velasco AlvaradoParuro
Parccocancha Com. Camp. De J Velasco Alvarado-
Valle Sagrado 2
5
Paruro Trancapampa
Valle Sagrado 2
5
Rondocan
Com. Camp. De Rondocan
010-04-01
96
27.01
Valle Sagrado 2
5
Rondocan
Com. Camp. De Kuo Tambo
010-04-02
84
8.60
Valle Sagrado 2
5
Rondocan
Com. Camp. De San Juan De Quihuares
010-04-03
85
11.93
Valle Sagrado 2
5
Rondocan
Com. Camp. De Paroccocha
010-04-05
31
17.97
Valle Sagrado 2
5
Rondocan
Com. Camp. De Pirque
010-04-06
90
11.40
Valle Sagrado 2
5
Rondocan
Com. Camp. De Parara
010-04-07
51
8.45
Valle Sagrado 2
5
Rondocan
Com. Camp. De Papres
010-04-08
68
9.43
SER
SER
Rondocan
Com. Camp. De Taccaraccay
010-04-12
24
7.46
SER
SER
Rondocan
Com. Camp. De Limacpampa
010-04-13
30
5.69
Valle Sagrado 2
5
Rondocan
Com. Camp. De Huacuy
010-04-15
32
7.12
Valle Sagrado 2
5
Santiago
Com. Camp. De Ccoyllorpuquio
010-10-04
36
16.21
Valle Sagrado 2
5
Santiago
Com. Camp. De Occopata
010-10-05
159
30.15
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Yaurisque
010-10-01
149
34.09
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Pomate
010-10-02
80
19.40
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Ranraccasa
010-10-03
85
38.72
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Punacancha
010-10-06
61
13.50
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Araycalla Rosaspata
010-10-07
81
21.74
UNSAAC
Página 58
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Ccochapata
010-10-08
55
22.41
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Anyarate
010-10-09
41
14.67
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Itunca
010-10-10
17
7.33
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Huancarqui
010-10-11
19
18.37
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De San Juan De Taray
010-10-12
41
15.70
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Minasmocco
010-10-13
20
28.87
Valle Sagrado 2
5
Yaurisque
Com. Camp. De Sayhuacalla
010-10-14
30
16.38
Fuente: Electro Sur Este S.A.A. Así mismo en las siguientes tablas podemos describir las siguientes características con respecto a las características de las d instalaciones de los usuarios en zonas rurales: Tabla 4.2. Características de conexiones en la sede administrativa de Paruro
FASES Monofásica Trifásica
TIPO SUBTIPO POT. CONTRATADA C1.1 Pc ≤ 3 kW C1 C1.2 3 kW < Pc ≤ 10 kW C2
C2.1
CANTIDAD 5307
PORCENTAJE 91.96 %
370
06.41 %
94
01.63 %
5771
100.00 %
Pc ≤ 10 kW
TOTAL USUARIOS: Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
Tabla 4.3. Tipos de Instalaciones eléctricas usadas en la S.A. de Paruro
INSTALACIONES EN BAJA TENSION Elemento Cantidad MEDIDORES ELECTRONICOS 5668
Porcentaje 98.22%
MEDIDORES ELECTROMECANICOS
103
1.78%
ACOMETIDA AEREA
5771
100.00%
CAJATOMA METALICA
5771
100.00%
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. Para realizar un estudio de factibilidad se debe conocer también la demanda de energía eléctrica existente en las zonas rurales representada por la sede administrativa de Paruro, por lo cual tenemos UNSAAC
Página 59
las siguientes tablas que nos muestran algunas de las características con respecto a la demanda de energía eléctrica: En la siguiente tabla se aprecia la cantidad de usuarios distribuidos de acuerdo al rango de consumo promedio mensual de energía eléctrica. Tabla 4.4. Rango Consumo promedio de los usuarios de la S.A de Paruro.
0 - 30 kW.h
CANTIDAD DE USUARIOS 88.18%
31 - 100 kW.h
9.91%
Mayor a 100 kW.h
1.91%
CONSUMO DE ENERGIA
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. Se puede apreciar en la Tabla 4.1 Características Generales De Sede Administrativa De Paruro que los consumos de energía eléctrica varían en cada centro poblado, Sin embargo estos en su mayoría son menores a los 30 kW.h, por lo tanto podemos determinar el consumo promedio mensual por usuario de la sede administrativa de Paruro en la siguiente tabla: Tabla 4.5. Consumo promedio mensual de energía eléctrica en la S.A. de Paruro
DESCRIPCIÓN Consumo Mensual Por Usuario Consumo Mensual Total En Zona Rural
PROMEDIO (kW.h) 19.99 116386.28
Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
UNSAAC
Página 60
4.3. TASA DE CRECIMIENTO MENSUAL DE LOS USUARIOS BT5B EN ZONA RURAL La cantidad de usuarios varía y se actualiza en forma mensual debido a las solicitudes de instalaciones nuevas o a los cortes definitivos existentes y aunque en zonas rurales estas cantidades varían en promedio muy pequeños estos deben ser mencionados. En la siguiente tabla se muestra la cantidad de usuarios residenciales en tarifa BT5B en las zonas rurales materia del presente estudio Tabla 4.6. Cantidad de usuarios en la S.A de Paruro
CANTIDAD DE USUARIOS Enero
5674
Febrero
5687
Marzo
5713
Abril
5731
Mayo
5756
Junio
5771
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. Con los datos de la tabla anterior podemos hallar la tasa de crecimiento mensual de usuarios residenciales BT5B en zonas rurales de acuerdo a la siguiente formula:
Tasa de crecimiento promedio mensual=
⁄ ( ) −1×100%
Donde: CF
:
Cantidad Final de Usuarios
CI
:
Cantidad Inicial de Usuarios
UNSAAC
Página 61
T
:
Periodo de tiempo
Tasa de crecimiento promedio mensual=
⁄ 5771 (5674) −1 100%
Tasa de crecimiento promedio mensual= 0.339596%
Se puede apreciar que esta tasa de crecimiento nos indica que mensualmente se conectan entre un promedio de 20 nuevos usuarios a las redes de distribución de energía, siendo esta una cantidad muy pequeña en comparación a las existentes en zona urbana (cerca de 500 nuevas conexiones mensuales).
4.4. PRECIO DE LA ENERGIA ELECTRICA EN ZONA RURAL PARA EL USUARIO DE TARIBA BT5B 4.4.1 PLIEGO TARIFARIO La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) evalúa los costos de generación, distribución, operación y comercialización en los que incurren las empresas concesionarias, emitiendo el cuarto día de cada mes los pliegos tarifarios de aplicación obligatoria al periodo de facturación correspondiente al mes en que se emite. Los pliegos tarifarios contienen los Precios Máximos que las Empresas Concesionarias de Distribución pueden cobrar a los usuarios del Servicio Público de Electricidad. Actualmente estos ya cuentan con un método de cálculo donde se incluye la aplicación de la LEY FOSE para las tarifas residenciales. En el siguiente cuadro se muestra el costo promedio de los cargos cobrados al usuario residencial correspondiente a la tarifa BT5B: Costo Promedio de energía y cargos fijos en Tarifa BT5B
UNSAAC
Página 62
Tabla 4.7. Costo promedio de energía y cargos fijos en tarifa BT5B Sistema Eléctrico Tarifa
Descripción
a) Residencial con consumo menor o iguales a 100 kW.h por mes 0-30 kW.h Cargo Fijo Mensual - Lectura Mensual Cargo por energía activa 31-100 kW.h Cargo Fijo Mensual - Lectura Mensual BT5B Cargo por energía activa-Primeros 30 kW.h Cargo por energía activa-Exceso de 30 kW.h b) Residencial con consumo mayor 100 kW.h por mes y No Residencial Cargo Fijo Mensual - Lectura Mensual Cargo por energía activa Fuente. OSINERGMIN
Unidad
Valle SER Sagrado Valle 2 Sagrado Costo Costo Promedio Promedio
S/./mes ctm.S/./kW.h
3.89 29.18
5.20 33.95
S/./mes S/./mes ctm.S/./kW.h
3.89 8.75 76.79
5.20 10.18 89.33
S/./mes ctm.S/./kW.h
4.012 79.09
5.36 92.01
Adicionalmente se realiza el cobro de los cargos por mantenimiento y reposición los cuales varían en función a la zona administrativa, la tarifa elegida por el usuario y las características de las instalaciones eléctricas en baja tensión. Puesto que en la Tabla 4.3. Tipos de Instalaciones eléctricas usadas en la S.A. de Paruro se pudo dar cuenta que existen características predominantes en zonas rurales se puede elaborar la siguiente tabla:
UNSAAC
Página 63
Tabla 4.8.Cargo Promedio Por Mantenimiento Y Reposición En Tarifa BT5B En La S.A. De Paruro
Características TARIFA
Medidor Electrónico - Cajatoma Metal-Acometida Aérea Fases
Potencia Conectada
COSTO
(Pc)
PROMEDIO
Tipo Subtipo
(S/.) BT5B (2 hilos) Rural (1)
Monofásica C1 Trifásica
C2
C1.1
Pc ≤ 3 kW
1.07
C1.2
3 kW < Pc ≤ 10 kW
1.04
C2.1
Pc ≤ 10 kW
1.47
(1) aplicable a sectores típicos 4, 5,6 y SER Fuente. OSINERGMIN Dentro del presente capitulo
no se han tomado en cuenta los costos tales como ley de
electrificación rural, Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética y cargo por alumbrado público puesto que estos cargos se calculan en función al consumo de energía eléctrica y son independientes de la tarifa con la que cuenta el usuario.
4.5. GESTION COMERCIAL EN ZONAS RURALES A continuación se muestra el diagrama de procesos de venta de energía post pago:
UNSAAC
Página 64
Figura 4.1. Procesos comerciales del sistema de venta de energía Postpago
UNSAAC
Página 65
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. UNSAAC
Página 66
Este flujograma presenta el diagrama de procesos ideal que debería cumplirse a cabalidad, sin embargo por las características de la zona rural expuestas anteriormente estos procesos sufren modificaciones sobre todo en la toma de lecturas y reparto de Recibos las cuales se explican en los párrafos siguientes.
4.6. PROCESO DE LECTURA DE MEDIDORES. Considera la ejecución, registro e informe de la lectura de todos los equipos de medida de energía eléctrica, con y sin registro de consumo, ubicados en toda la zona rural dentro del área de concesión de la sede administrativa del Cusco, conforme al calendario de facturación. Para la ejecución de este procedimiento se cuenta con un digitador y personal de campo, este último tiene que visitar cerca de 5771 usuarios distribuidos en toda la zona rural del área de concesión de la sede administrativa del cusco y al final del día tiene la obligación de entregar las lecturas realizadas para posteriormente al día siguiente estas tiene que ser digitalizadas, siendo este un proceso eminentemente manual y expuesto a posibles errores humanos.
4.6.1 PRINCIPALES PROBLEMAS La concesionaria delega la función de lectura a una Empresa contratista, la cual tiene un día calendario para recopilar la lectura en campo, en muchos casos un solo lecturador tiene que efectuar este trabajo en varias localidades, lo cual resulta imposible debido a la lejanía y la cantidad de clientes, por ende se recopila las lecturas en más de un día (hasta 5 días) teniendo un amplio margen de error entre cada mes facturado es decir, no se factura exactamente por el periodo normal que comprende 30 días, ocasionando embalses de consumo para el siguiente mes, por lo tanto; se puede facturar un mes 25 días y el siguiente 35 días, lo cual por ser esta zona rural y con un promedio de consumo relativamente bajo también encuentra repercusión en el tema del FISE
UNSAAC
Página 67
puesto que; si un cliente con un consumo menor a 30 kW.h sufre estas alteraciones en el proceso de lectura, hay la posibilidad que para el mes siguiente no llegue a ser beneficiario de este programa social. Para comprender mejor este problema se tiene el siguiente ejemplo: Si un cliente tiene un consumo promedio diario de 1 kW.h, lo normal a facturar son 30
kW.h en el mes, sin embargo, si el personal de lectura de medidores realiza una variación en este proceso, el cliente se verá afectado en su siguiente periodo de facturación puesto que tendrá un consumo mayor a los 30 kW.h que realmente consume, lo cual no le permitiría ser acreedor a su vale FISE. Tabla 4.9. Ejemplo de aplicación para el caso del FISE CONSUMO PROMEDIO = 1kW.h/Dia PERIODO DE
MES 1
MES 2
MES 3
MES 4
LECTURA
30 Dias
35 dias
25 dias
30 dias
CONSUMO
30 kW.H
35kW.h
25 kW.h
30 kW.h
FACTURACION
S/.13.71
S/.17.55
S/.12.25
S/.13.71
FISE
APLICA
NO APLICA
APLICA
APLICA
Fuente. Edición Propia Así mismo en muchas oportunidades después de una supervisión interna se verifica que el
personal encargado no llega al suministro a realizar el proceso de lecturación, asumiendo un consumo promedio lo cual ocasiona embalses de consumo y a la larga; un reclamo comercial de insatisfacción por parte del usuario generando a su vez potenciales sanciones por OSINERGMIN.
4.6.2 ERRORES DE FACTURACION Cuando la empresa contratista encargada culmina con el proceso de ingresar todas las lecturas por códigos de ruta, se procede a realizar el proceso de facturación, básicamente es un proceso de digitación y tomando en cuenta que en la S.A. de Paruro se cuenta con un total de 5771contadores UNSAAC
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de energía eléctrica instalados, por estadística se puede decir que siempre existirá una cadena de errores humanos que pueden ser los siguientes:
El lector interpreta mal la lectura del medidor.
El lector interpreta bien, pero lo digita mal.
Estos errores son frecuentes en el sistema post-pago y se podría decir que son sencillos de solucionar en zonas urbanas por la cercanía que existe para ir a verificar nuevamente la lectura del contador de energía eléctrica. Situación distinta sucede en zonas rurales, en caso de algún error el usuario recibe la factura con un monto equivocado de cobranza y tiene que desplazarse hasta la oficina más cercana, que en muchas ocasiones se encuentra a varias horas de viaje, para poder realizar el reclamo correspondiente, seguidamente la empresa concesionaria tiene que programar un viaje exclusivo hacia la zona para poder realizar la verificación y corrección necesaria. Figura 4.2. Errores de lecturación en el primer semestre s emestre del 2016 ERRORES EN LECTURACION LECTURACION PERIODO 2016-I 80
CLIENTES REFACTURADOS
75
70 60
51
50
38
40
44 34
30
22
20 10 0 ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
Fuente: OSINERGMIN
UNSAAC
Página 69
Como se ve en el grafico anterior se puede pued e apreciar que se cuenta con un promedio aproximado de 45 potenciales reclamos presentados a OSINERGMIN en forma mensual, siendo estos potenciales casos de fiscalización y posteriormente una sanción o multa a la empresa concesionaria.
4.6.3 COSTOS VALORIZADOS POR CONCEPTO DE TOMA DE LECTURAS Electro Sur Este S.A.A dentro de sus políticas empresariales, contrata una empresa de servicios técnicos especializados para la toma de lecturas en todos los clientes dentro de su área de concesión. Los valores cancelados a esta empresa por concepto de toma de lecturas en zona rural en el primer semestre del 2016 son los siguientes: s iguientes: Tabla 4.10. Valorizaciones por concepto de toma de lecturas LECTURA DE MEDIDORES COSTO UNITARIO (S/.)
TOTAL USUARIOS
TOTAL LECTURADOS
SIN LECTURAR
ENERO
5674
5433
241
S/.
FEBRERO
5687
5264
423
MARZO
5713
5292
ABRIL
5731
MAYO JUNIO
MES
S UB TOTAL (S/.)
IGV (S/ (S/..)
TOTAL (S/. S/.)
0.89 S/. 4,835.37
S/. 870.37
S/. 5,705.74
S/.
0.89 S/. 4,684.96
S/. 843.29
S/. 5,528.25
421
S/.
0.89 S/. 4,709.88
S/. 847.78
S/. 5,557.66
5457
274
S/.
0.89 S/. 4,856.73
S/. 874.21
S/. 5,730.94
5756
5439
317
S/.
0.89 S/. 4,840.71
S/. 871.33
S/. 5,712.04
5771
5477
294
S/.
0.89 S/. 4,874.53
S/. 877.42
S/. 5,751.95
COSTO PROMEDIO M ENSUAL ENSUAL
S/. 5,664.43
Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
4.7. PROCESO DE REPARTO Y COBRANZA El Reparto de Recibos es un proceso que consiste en la distribución de las facturas a los predios, las cuales indican el valor que será cobrado en la cuenta mensual por el servicio eléctrico brindado. Esta actividad es ejecutada de acuerdo a fechas establecidas que se consideran de lunes a sábado. Por su parte el proceso de cobranza consiste consis te en recaudar o cobrar el monto indicado en cada factura
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Página 70
o recibo de energía eléctrica a cada usuario del servicio eléctrico para que este pueda continuar con la prestación del servicio. Sin embargo debido a las características de las zonas rurales estos procesos en la sede administrativa de Paruro se realizan como se describe a continuación: I.
Actualmente para algunas comunidades donde existe una concentración considerable de usuarios existe un personal encargado por la empresa contratista para realizar el reparto de recibos y la cobranza de los mismos, por lo general este personal es algún residente de la misma zona, usualmente dueño de algún pequeño o mediano centro de comercio, de tal forma que garantiza la atención permanente a los usuarios quienes pueden visitarlo en su centro de comercio y realizar sus pagos correspondientes.
II.
Específicamente para el centro poblado de Paruro existe una oficina de atención administrada por la misma empresa contratista la cual es la encargada de realizar las cobranzas del servicio de energía eléctrica.
III.
Solo para las comunidades campesinas más alejadas y con pocos usuarios el proceso de reparto de recibos se realiza simultáneamente con el proceso de cobranza, de tal forma que el personal responsable de acuerdo a un cronograma previamente establecido viaja a cada comunidad campesina y visita cada domicilio para entregar el respectivo recibo de energía eléctrica y además está autorizado a realizar el cobro del mismo en caso el usuario desee realizar su pago en ese mismo momento.
4.7.1 PRINCIPALES PROBLEMAS ENCONTRADOS El principal problema radica en la baja densidad poblacional de las zonas rurales que genera dispersión entre las viviendas, y en ocasiones están separadas una de la otra hasta por un kilómetro UNSAAC
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de distancia, de tal forma que el trabajador encargado de la empresa contratista debe caminar grandes tramos para llegar a cada vivienda y realizar su labor, ya que no todas las viviendas se encuentran próximas a la carretera. Este proceso se ilustra de mejor manera en el siguiente gráfico: Figura 4.3. Ilustración del proceso de cobranza en zonas rurales
Fuente. Edicion Propia Otros problemas que derivan de esta forma de realizar el proceso de cobranza son los siguientes:
Incumplimiento de plazos normalizados.
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Página 72
Fatiga muscular del trabajador de la empresa contratista por el hecho de desplazarse caminando grandes tramos afectando la salud del trabajador e incumpliendo la ley 29783( ley de seguridad y salud en el trabajo)
Existen ocasiones que cuando el trabajador llega a la vivienda para realizar la cobranza, el usuario en ese momento no cuenta con el dinero necesario para realizar el pago de su factura de energía eléctrica. En esos casos el trabajador le indica al usuario que debe apersonarse a la oficina más cercana de la empresa concesionaria para realizar el pago antes de una determinada fecha. Entonces el usuario debe viajar un promedio de 2 o 3 horas, en ocasiones viajes a pie, hacia la oficina de la empresa concesionaria para poder realizar el pago respectivo. Generando una pérdida considerable de tiempo al usuario así como un malestar por el largo viaje.
Se han detectado casos en que el trabajador de la empresa contratista realiza cobros adicionales e indebidos a los usuarios por desplazarse a sus viviendas para realizar el cobro de su factura de energía eléctrica, generando una pésima imagen de Electro Sur Este S.A.A. frente a los usuarios quienes se sienten estafados por la empresa. Estos trabajadores al momento de ser detectados y entrevistados sobre el motivo de estos cobros indebidos aducían que la empresa contratista les paga un sueldo muy bajo comparado con el esfuerzo de realizar grandes caminatas para llegar a cada vivienda y realizar su trabajo.
en época de lluvias no se puede cumplir a cabalidad con el proceso de reparto y cobranza, debido a que el trabajador no puede desplazarse caminando a través de la lluvia hacia cada vivienda por el hecho de estar expuesto a caídas o rayos que son frecuentes en las zonas rurales. Generando que el cumplimiento de este proceso sea sensible y muy dependiente al comportamiento del clima de la zona.
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Página 73
4.7.2 COSTOS VALORIZADOS POR CONCEPTO DE REPARTO DE RECIBOS Y COBRANZA Este proceso es terciarizado a una empresa contratista, durante el periodo de un año, la cual previamente en el proceso de licitación establece sus costos unitarios para cada actividad a realizar y valoriza en forma mensual la cantidad de trabajos ejecutados. Estos procesos al igual que el de lectura actualmente son ejecutados por la misma empresa contratista la cual se adjudicó la licitación durante el año 2016. En la siguiente tabla se muestran las valorizaciones presentadas por la empresa contratista durante el primer semestre del año 2016. Tabla 4.11. Costos valorizados por concepto de Reparto de Recibos REPARTO DE RECIBOS COSTO UNITARIO (S/.)
TOTAL USUARIOS
TOTAL LECTURADOS
SIN LECTURAR
ENERO
5674
5607
67
S/.
FEBRERO
5687
5622
65
MARZO
5713
5629
ABRIL
5731
MAYO JUNIO
MES
SUB TOTAL (S/.)
IGV (S/.)
TOTAL (S/.)
0.78 S/. 4,373.46
S/. 787.22
S/. 5,160.68
S/.
0.78 S/. 4,385.16
S/. 789.33
S/. 5,174.49
84
S/.
0.78 S/. 4,390.62
S/. 790.31
S/. 5,180.93
5639
92
S/.
0.78 S/. 4,398.42
S/. 791.72
S/. 5,190.14
5756
5639
117
S/.
0.78 S/. 4,398.42
S/. 791.72
S/. 5,190.14
5771
5655
116
S/.
0.78 S/. 4,410.90
S/. 793.96
S/. 5,204.86
COSTO PROMEDIO M ENSUAL
S/. 5,183.54
Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
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Página 74
Tabla 4.12. Costos Valorizados por concepto de cobranza COBRANZA COSTO SUB TOTAL POR (S/.) TALON (S/.)
TOTAL USUARIOS
TALONES COBRADOS
SIN COBRAR
ENERO
5674
4142
1532
S/.
0.75
S/. 3,106.50
S/. 559.17 S/. 3,665.67
FEBRERO
5687
4549
1138
S/.
0.75
S/. 3,411.75
S/. 614.12 S/. 4,025.87
MARZO
5713
4399
1314
S/.
0.75
S/. 3,299.25
S/. 593.87 S/. 3,893.12
ABRIL
5731
4584
1147
S/.
0.75
S/. 3,438.00
S/. 618.84 S/. 4,056.84
MAYO
5756
4489
1267
S/.
0.75
S/. 3,366.75
S/. 606.02 S/. 3,972.77
JUNIO
5771
4501
1270
S/.
0.75
S/. 3,375.75
S/. 607.64 S/. 3,983.39
MES
IGV (S/.)
TOTAL (S/.)
COSTO PROMEDIO M ENSUAL S/. 3,932.94
Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
4.8. PROCESO DE CORTE Y RECONEXION DEL SERVICIO ELECTRICO En el sistema postpago en zonas rurales una vez emitida la factura de pago por energía eléctrica, los encargados de la empresa contratista se dirigen con las facturas hacia las comunidades más alejadas y con menos cantidad de usuarios, con el fin de entregar las facturas a cada usuario y realizar el cobro respectivo, en caso el usuario no pueda realizar el pago al momento de la visita del trabajador encargado, el usuario podrá realizar el pago en la oficina central más cercana dentro de un cronograma emitido por la concesionaria a inicios de año. En caso el usuario no cancele el total de la deuda pendiente luego de dos meses, la concesionaria autorizará el corte o suspensión del servicio, así mismo si el usuario no cancela la deuda pendiente dentro de los seis meses siguientes se procede al corte definitivo del servicio por lo que la empresa concesionaria está en la obligación de retirar la acometida y entregarla al usuario mediante acta. Estos cortes se programan y delegan automáticamente al día siguiente del último día de pago (07:30 am a 08:30 am) a una empresa contratista, la cual imprime la lista de usuarios deudores con los valores y los meses impagos, estas órdenes son entregadas a las respectivas cuadrillas de corte
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ordenadas por código de ruta y finalmente se ejecuta el corte o suspensión del servicio en el transcurso del día. Aproximadamente en el sector rural cada cuadrilla realiza un promedio de siete Cortes por día, en caso el usuario que ha sido suspendido del servicio procede a cancelar inmediatamente la deuda pendiente además de los intereses acumulados se le reconectara el servicio en el transcurso 24 o 48 horas de acuerdo a lo establecido en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales (NTCSER). Debido a las características propias de las zonas rurales, los plazos normados para la ejecución de cada orden se ven afectadas y suelen ejecutarse con un retraso hasta de varios días, afectando o en otros casos beneficiando al usuario y generando una cadena de sanciones en la cual la empresa contratista es penalizada por Electro Sur este S.A.A. y esta a su vez es multada por OSINERGMIN, dando lugar así a una inestabilidad y constante preocupación en Los procesos de la gestión comercial. A continuación se muestra la cantidad de cortes y reconexiones programados por la Concesionaria Electro Sur Este S.A.A. a la Empresa Contratista COPROSER S.R.L. durante los periodos comprendidos entre enero y junio del año 2016.
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Tabla 4.13. Cortes programados en el periodo 2016-1 ACCION CORTE 201601 TIPO CORTE 1 2 TOTAL TIPO CORTE
NRO. OT CORTES 803 1 804 NRO. OT CORTES
1 2 TOTAL TIPO CORTE
731 1 732 NRO. OT CORTES
1 2 TOTAL TIPO CORTE
757 1 758 NRO. OT CORTES
1 2 TOTAL TIPO CORTE
683 1 684 NRO. OT CORTES
1 2 TOTAL TIPO CORTE
765 1 766 NRO. OT CORTES
1 2 TOTAL
730 1 731
IA
IB
II
75 1 76
0 0 0 0 0 0 0 0 0 ACCION CORTE 201602
IA
IB
63 1 64
0 0 0 0 0 0 0 0 0 ACCION CORTE 201603
IA
IB
58 1 59
0 0 0 0 0 0 0 0 0 ACCION CORTE 201604
IA
IB
63 1 64
0 0 0 0 0 0 0 0 0 ACCION CORTE 201605
IA
IB
55 1 56
0 0 0 0 0 0 0 0 0 ACCION CORTE 201606
IA
IB
II
III
67 1 68
0 0 0
0 0 0
0 0 0
II
II
II
II
III
III
III
III
III
TOT. EJEC. 75 1 76 TOT. EJEC. 63 1 64 TOT. EJEC. 58 1 59 TOT. EJEC. 63 1 64 TOT. EJEC. 55 1 56 TOT. EJEC. 67 1 68
CORT. EFECT % 9.34 0.00 9.45 CORT. EFECT. % 0.27 0.00 0.27 CORT. EFECT. % 7.66 0.00 7.78 CORT. EFECT. % 9.22 0.00 9.36 CORT. EFECT. % 7.19 0.00 7.31 CORT. EFECT. % 9.18 0.00 9.30
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. Se puede apreciar que el porcentaje de cortes efectivos no supera el 10% del total de órdenes de corte programadas, esto básicamente refleja dos características importantes de la zona rural:
UNSAAC
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El incumplimiento del total de las órdenes de corte promueve la morosidad en la cultura del usuario, puesto que este notará que sigue contando con el servicio eléctrico a pesar de no haber cancelado el total de su factura.
Las características geográficas, la falta de personal y en ocasiones las condiciones climáticas imposibilitan el cumplimiento de la ejecución del total de órdenes de corte, beneficiando a los clientes morosos y ocasionando pérdidas de energía no técnicas a la empresa concesionaria.
UNSAAC
Página 78
Tabla 4.14. Reconexiones programadas en el periodo 2016-1 TIPO CORTE 1 2 TOTAL
NRO. OT RECONEXION 547 1 547
IA 58 1 59
IB 0 0 0
TIPO CORTE 1 2 TOTAL
NRO. OT RECONEXION 496 1 496
IA 45 1 46
IB 0 0 0
TIPO CORTE 1 2 TOTAL
NRO. OT RECONEXION 526 1 526
IA 57 1 58
IB 0 0 0
TIPO CORTE 1 2 TOTAL
NRO. OT RECONEXION 455 1 455
IA 51 1 52
IB 0 0 0
TIPO CORTE 1 2 TOTAL
NRO. OT RECONEXION 524 1 524
IA 52 1 53
IB 0 0 0
TIPO CORTE 1 2 TOTAL
NRO. OT RECONEXION 467 0 467
IA 43 1 44
IB 0 0 0
ACCION RECONEXION 201601 COBRABLE NO COBRABLE II III PMI CEL CA OC DC NU PV 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 ACCION RECONEXION 201602 COBRABLE NO COBRABLE II III PMI CEL CA OC DC NU PV 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 ACCION RECONEXION 201603 COBRABLE NO COBRABLE II III PMI CEL CA OC DC NU PV 0 0 0 0 0 0 1 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 4 ACCION RECONEXION 201604 COBRABLE NO COBRABLE II III PMI CEL CA OC DC NU PV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ACCION RECONEXION 201605 COBRABLE NO COBRABLE II III PMI CEL CA OC DC NU PV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ACCION RECONEXION 201606 COBRABLE NO COBRABLE II III PMI CEL CA OC DC NU PV 0 0 0 0 0 0 2 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 1
Otros 545 0 545
Otros 494 0 494
Otros 521 0 521
Otros 455 0 455
Otros 524 0 524
Otros 464 0 464
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. La diferencia encontrada entre la suma de los cortes cobrables y no cobrables con el número de Ordenes de trabajo de reconexión radica en el hecho en que se han ejecutado más reconexiones es decir se han regularizado reconexiones pendientes de meses anteriores, evidenciando el
UNSAAC
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incumplimiento de plazos que existe en estos procesos que perjudican tanto al usuario como a la concesionaria.
4.8.1 PROBLEMAS CORTE Y RECONEXION
La empresa contratista, por la lejanía y la falta de supervisión por parte de la concesionaria no realiza los cortes programados y ocasiona que el usuario siga con el servicio, acumule su deuda y se registre perdidas de energía ante una posible anulación del suministro.
Luego de que el cliente cancela la deuda de un corte de energía por falta de pago, La Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales (NTCSER) indica que la concesionaria está obligada a reponer el servicio dentro de un plazo máximo de veinticuatro (24) horas para SER Rural Concentrado y en un plazo máximo de cuarenta y ocho (48) horas para SER Rural Disperso, lo cual no se cumple por la lejanía y en ocasiones por las condiciones climáticas, creando un malestar e insatisfacción en el cliente.
En reiteradas oportunidades se puede evidenciar que al cliente se le factura derechos de corte y reconexión cuando este procedimiento jamás se ejecutó.
4.8.2 COSTOS CANCELADOS POR ELECTRO SUR ESTE S.A.A. POR CORTE Y RECONEXION Este proceso al igual que todos los demás también es terciarizado con la misma empresa encargada de lectura, reparto de recibos y cobranza teniéndose los siguientes datos tomados para el segundo semestre del 2016.
UNSAAC
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Tabla 4.15. Costos valorizados por concepto de Corte y Reconexión CORTE Y RECONEXION MES
CORTES CORTES COSTO EJECUTADOS EJECUTADOS UNITARIO TIPO I TIPO II TIPO I
COSTO UNITARIO TIPO II
TOTAL (S/.)
ENERO
75
1
S/. 11.44 S/. 11.59 S/. 870.59
FEBRERO
63
1
S/. 11.44 S/. 11.59 S/. 733.31
MARZO
58
1
S/. 11.44 S/. 11.59 S/. 676.11
ABRIL
63
1
S/. 11.44 S/. 11.59 S/. 733.31
MAYO
55
1
S/. 11.44 S/. 11.59 S/. 641.79
JUNIO
67
1
S/. 11.44 S/. 11.59 S/. 779.07
COSTO PROMEDIO MENSUAL
S/. 739.03
Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
4.8.3 VALORES COBRADOS AL CLIENTE POR CORTE Y RECONEXION Estos valores son regulados por OSINERGMIN quien publica en forma mensual las cantidades máximas que la empresa concesionaria puede cobrar por concepto de corte y reconexión en el recibo de energía eléctrica del usuario final. Tabla 4.16. Costo Promedio De Corte Y Reconexión
Descripción Tipo de Conexión
Monofásica hasta 10 kW BT5B
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Tipo
Modalidad
Fusible o interruptor (tapa sin ranura) Interruptor (tapa con ranura) Corte Caja de medición (aislamiento acometida) Línea aérea (empalme) Fusible o interruptor (tapa sin ranura) Interruptor (tapa con ranura) Reconexión Caja de medición (aislamiento acometida) Línea aérea (empalme) Fuente. OSINERGMIN
Costo Total Promedio (S/.) 5.62 7.11 7.14 21.72 6.62 8.78 9.05 25.72
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Estos costos en comparación con la zona urbana tienden a ser mayores y debido a que los índices de morosidad en la zona rural son elevados estos generan problemas principalmente a los usuarios quienes prácticamente ven duplicado el gasto que deben realizar para tener el servicio de energía eléctrica.
4.9. ATENCION DE RECLAMOS Debido a los problemas del sistema postpago, antes mencionados, es natural que se genere el ingreso de reclamos por parte del cliente, por lo tanto la concesionaria, a través de la oficina de instalaciones y mediciones, mensualmente debe programar visitas de campo (usualmente de 2 días de duración) a las comunidades donde estos se originan para poder atender dichos reclamos, todos estos por concepto de excesiva facturación y otros tantos por corte indebido del servicio eléctrico. Estos viajes representan desplazamiento de logística y de personal lo que a su vez representa costos mensuales para la empresa concesionaria, estos gastos se pueden distinguir en la siguiente tabla: Tabla 4.17 Costos generados por atención de Reclamos ATENCIÓN DE RECLAMOS CONCEPTO CAMIONETA
COSTO POR DIA (S/.) S/.
100.00
COMBUSTIBLE S/.
80.00
VIATICOS
S/.
60.00
HOSPEDAJE
S/.
80.00
OTROS
S/.
50.00
TOTAL
S/.
370.00
Fuente: Electro Sur Este S.A.A. Puesto que las visitas a campo suelen tener una duración de 2 días el costo mensual por concepto de atención de reclamos generados por excesiva facturación y/o corte indebido es de S/. 740 UNSAAC
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4.10. COSTOS TOTALES DEL SISTEMA COMERCIAL DE VENTA DE ENERGIA POSTPAGO. A continuación se muestra en el siguiente cuadro el resumen total de todos los gastos que realiza la empresa concesionaria para llevar a cabo los procesos comerciales de venta de energía post pago en zonas rurales. Tabla 4.18. Costos totales del sistema postpago SERVICIOS COM ERCIALES MES
LECTURA DE
REPARTO DE
MEDIDORES
RECIBOS
COBRANZA
CORTE Y
ATENCION DE
RECONEXION
RECLAMOS
TOTAL
ENERO
S/.
5,705.74 S/.
5,160.68 S/.
3,665.67 S/.
870.59 S/.
740.00 S/.
16,142.68
FEBRERO
S/.
5,528.25 S/.
5,174.49 S/.
4,025.87 S/.
733.31 S/.
740.00 S/.
16,201.92
MARZO
S/.
5,557.66 S/.
5,180.93 S/.
3,893.12 S/.
676.11 S/.
740.00 S/.
16,047.82
ABRIL
S/.
5,730.94 S/.
5,190.14 S/.
4,056.84 S/.
733.31 S/.
740.00 S/.
16,451.23
MAYO
S/.
5,712.04 S/.
5,190.14 S/.
3,972.77 S/.
641.79 S/.
740.00 S/.
16,256.73
JUNIO
S/.
5,751.95 S/.
5,204.86 S/.
3,983.39 S/.
779.07 S/.
740.00 S/.
16,459.26
S/. 5,664.43 S/.
5,183.54 S/.
3,932.94 S/.
739.03
740.00 S/.
16,259.94
PROMEDIO MENSUAL
S/.
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. Podemos apreciar que el costo mensual para mantener el sistema postpago en zonas rurales es equivalente a S/. 16,259.94
4.11. FISCALIZACION Y SANCIONES La Ley del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía Nº 26734 en el Artículo 2º establece como misión del OSINERGMIN el supervisar y fiscalizar, a nivel nacional, el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas relacionadas con las actividades del sub sector electricidad. Estas Supervisiones se realizan mediante indicadores de gestión en los resultados de los procesos
UNSAAC
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comerciales de facturación, cobranza y atención al usuario; dichos indicadores se evalúan cada semestre en base a inspecciones de campo y análisis de gabinete. A continuación se muestran las fiscalizaciones realizadas a la empresa, las potenciales sanciones y el estado de dichas sanciones Tabla 4.19. Sanciones Potenciales a la empresa concesionaria en el periodo 2016-I MULTA PROCEDIMIENTO
INFRACCION
ESTADO UIT
S OLES
1.- Errores en proceso de Facturación 2.- Corrección de Recibos 3.-
Inconsistencia de la información contenida en los recibos emitidos
SUPERVISIÓN DE LA FACTURACIÓN, APELADO/ SE COBRANZA Y ATENCIÓN AL USUARIO 8 UIT S/. 31,600.00 LEVANTÓ 4.Periodo de facturación fuera del plazo establecido RES. N° 047-2009-OS/CD OBSERVACIONES 5.- Sobrecostos por cobranza de recibos. 6.-
Incumplimiento de plazos en atención de reclamos
PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVISIÓN Incumplimiento de plazos en atención de DEL CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS 1.Reconexión del servicio eléctrico VIGENTES SOBRE CORTE Y RECONEXIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE Cobro indebido por concepto de corte y/o 2.ELECTRICIDAD reconexión TOTAL:
APELADO/ SE 13 UIT S/. 51,3 50.00 LEVANTÓ OBSERVACIONES S/. 82,950.00
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. En la tabla anterior se aprecia una potencial multa aplicada a la empresa concesionaria por las diferentes infracciones incurridas por la empresa concesionaria en la fiscalización realizada en el primer semestre del 2016 por el OSINERGMIN en la S.A. de Paruro. No obstante estas infracciones del periodo 2016-I fueron subsanadas y levantadas por la empresa concesionaria por lo que quedaron sin efecto, sin embargo estas constituyen potenciales sanciones y por consiguiente pérdidas económicas para la empresa concesionaria, debido a que no todas las observaciones pueden ser subsanadas y se tiene que pagar la multa impuesta por OSINERGMIN. UNSAAC
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Analizando esta potencial multa, esta constituye una sanción semestral por lo tanto podemos hallar la equivalencia mensual de esta potencial sanción, obteniéndose S/.13,825.00 por mes y comparando este monto con el gasto promedio mensual de S/.16,259.94; vemos que prácticamente se duplicarían los gastos para la empresa concesionaria por el uso del sistema de venta de energía postpago con un gasto total mensual de S/.30,084.94
4.12. INDICES DE MOROSIDAD El índice de morosidad es una porción del total de clientes que reportan mensualmente atraso en el cumplimiento de sus obligaciones de pago, en resumen este índice de morosidad lo componen los clientes que por alguna razón no pagan a tiempo sus facturas de energía Eléctrica en el sistema Postpago. Si bien la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en zonas rurales no busca una alta rentabilidad económica, esta tiene que mantenerse en niveles adecuados razonables que permitan continuar y mantener el servicio. Tomando en cuenta lo expuesto anteriormente, se hace evidente que una de las principales preocupación de la concesionaria, es la gestión de este índice de morosidad, a continuación se muestra una tabla con dichos índices correspondientes a primer semestre del año 2016.
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Tabla 4.20. Facturación en la Sede Administrativa de Paruro
FACTURACIÓN Periodo Clientes
COBRANZAS
Mes
Deuda
Total
(FM)
(FD)
(FT)
Clientes
SALDOS
Mes
Deuda
Total
Mes
Deuda
Total
(CM)
(CD)
(CT)
(SM)
(SD)
(ST)
201601
5,674
99,821.82 45,891.70 145,713.52
4,836
72,973.50 24,504.20 97,477.70 26,848.32 21,387.50 48,235.82
201602
5,687
106,672.01 46,160.70 152,832.71
4,674
85,513.00 21,253.45 106,766.45 21,159.01 24,907.25 46,066.26
201603
5,713
101,077.67 45,074.90 146,152.57
4,779
78,328.05 19,666.20 97,994.25 22,749.62 25,408.70 48,158.32
201604
5,731
105,198.27 44,589.15 149,787.42
4,683
84,601.70 26,798.10 111,399.80 20,596.57 17,791.05 38,387.62
201605
5,756
113,753.74 34,923.30 148,677.04
4,765
89,541.85 18,435.75 107,977.60 24,211.89 16,487.55 40,699.44
501606
5,771
111,342.26 39,935.00 151,277.26
4664
87,643.64 21,081.39 108,725.03 23,698.61 18,853.61 42,552.23
Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
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Tabla 4.21. Índice de Morosidad en la S.A. de Paruro
INDICES Recaudación
Morosidad Mes
Deuda
(ISR)
(IM)
66.90
18.43
14.68
69.86
13.84
67.05
Cobranza Mes
Deuda
(IC)
(ISC)
33.10
73.10
26.90
16.30
30.14
80.16
19.84
15.57
17.39
32.95
77.49
22.51
74.37
13.75
11.88
25.63
80.42
19.58
72.63
16.28
11.09
27.37
78.72
21.28
71.87
15.67
12.46
28.13
78.72
21.28
(IR)
Total
Tabla 4.21. Índice de Morosidad en la S.A. de Paruro
INDICES Recaudación
Morosidad Mes
Deuda
(ISR)
(IM)
66.90
18.43
14.68
69.86
13.84
67.05
Cobranza Mes
Deuda
(IC)
(ISC)
33.10
73.10
26.90
16.30
30.14
80.16
19.84
15.57
17.39
32.95
77.49
22.51
74.37
13.75
11.88
25.63
80.42
19.58
72.63
16.28
11.09
27.37
78.72
21.28
71.87
15.67
12.46
28.13
78.72
21.28
(IR)
Total
Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
DONDE: FM: FD: CM: CD: SM: SD:
Facturación del Mes Facturación de Meses Anteriores Cobranza del Mes Cobranza de Meses Anteriores Saldo del Mes Saldo de Meses Anteriores
IR: IM: ISR: IC: ISC:
Índice de Recaudación Índice de Morosidad Índices de Saldos de Mes (R) Índice de Cobranza del Mes Índice de Saldos del Mes (C)
SM = FM - CM SD = FD - CD
IR= IM=
CT/FT * 100 SD/FT * 100
ISR= SM/FT * 100 IR + IM + ISR = 100% IC= CM/FM * 100 ISC= SM/FM * 100 IC + ISC = 100%
4.13. INDICE DE FRAUDE Y HURTO DE ENERGIA 4.13.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS. El nivel de pérdidas totales en toda el área de concesión de Electro Sur Este S.A.A. en los sistemas de transmisión y distribución, alcanzado al final del ejercicio 2015 fue de 12.11% y como pérdidas de distribución se registró un nivel de 11.67%, estas pérdidas se deben a la energía consumida por los equipos relacionados a los procesos de transmisión y distribución, la misma que no es UNSAAC
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facturada. Es un fiel reflejo del estado y la ingeniería de las instalaciones eléctricas, dependen básicamente, del grado de optimización de la estructura del sistema eléctrico, y de las políticas de operación y mantenimiento. Su mayor concentración, es ocasionada por la transmisión de energía eléctrica por medio de conductores, transformadores y otros equipos del sistema de distribución (efecto joule, pérdidas en el núcleo), así como por las ocasionadas en las líneas de transmisión por el efecto corona. Tabla 4.22. Porcentaje de Perdidas No Técnicas
AÑO Pérdidas Totales
2011
2012
2013
2014
2015
11.05 %
10.73 %
10.45 %
10.43 %
12.11 %
Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
4.13.2 PÉRDIDAS COMERCIALES. El nivel de pérdidas comerciales (no técnicas) de energía en Electro Sur Este S.A.A. en la sede administrativa de Paruro durante el primer semestre del año 2016 estuvieron en promedio por el 9.51 %, las cuales se deben principalmente a:
Conexiones Clandestinas.
Intervención en equipos de Medición.
Errores en facturación.
A continuación se detalla en forma mensual las pérdidas de energía tanto técnicas como no técnicas producidas en la sede administrativa de Paruro en el primer semestre del año 2016.
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Tabla 4.23.Perdidas de energía eléctrica no técnicas en la S.A. de Paruro PERDIDAS ENERGIA ENERGIA PERDIDAS NO PERDIDA PERDIDA TECNICAS TECNICAS (S/.) (%) (%) (%) 103218.00 14191.81 11393.18 13.52 4.82 8.70 108173.00 13178.81 10598.40 10.86 3.24 7.62 102817.00 13176.91 10633.76 11.36 2.63 8.73 112550.00 17988.16 14066.74 13.78 2.65 11.13 121056.00 21346.07 16487.70 14.99 3.68 11.31 115073.00 15410.05 11973.61 11.81 2.27 9.54 662887.00 95291.80 75153.39 12.72 3.22 9.51 PROMEDIO Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
ENERGIA ENERGIA ENERGIA PERIODO DISPONIBLE FACTURADA PERDIDA (kW.h) (kW.h) (kW.h) 201601 201602 201603 201604 201605 201606 TOTAL
117409.81 121351.81 115993.91 130538.16 142402.07 130483.05 758178.80
4.14. FACTURACION MENSUAL En los siguientes cuadros se muestran las cantidades recaudadas por Electro Sur Este S.A.A. por cada periodo de facturación en forma detallada:
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Tabla 4.24.Montos totales recaudados en la S.A. de Paruro ENERGIA CARGO ENERGIA CARGO PERIODO FACTURADA POR A.P. ACTIVA (S/.) FIJO (S/.) (kW.h) (S/.) 201601 201602 201603 201604 201605 201606
103218 108173 102817 112550 121056 115073
51294.37 55316.65 52650.71 58179.67 61735.83 55548.67
22830.48 22925.68 22737.99 22862.43 22887.47 22921.26
2741.06 3315.40 3165.96 3387.52 3817.96 3446.16
CARGO POR MTTO (S/.) 5572.94 5587.85 5743.12 5812.75 5724.78 5734.35
INTERESES OTROS COMPENSATORIOS AFECTOS (S/.) (S/.) 416.26 438.52 388.94 402.65 381.16 392.52
179.87 943.46 701.60 930.01 973.94 3988.57
SUB TOTAL (S/.)
IGV (S/.)
CASE (S/.)
MORA OTROS NO (S/.) AFECTO (S/.)
83034.98 88527.56 85388.32 91575.03 95521.14 92031.53
14946.30 15934.96 15369.90 16483.51 17193.81 16565.68
795.75 855.34 812.82 889.88 957.26 909.64
41.18 47.44 40.70 40.79 40.77 35.57
1003.61 1306.71 -534.07 -3790.94 40.76 1799.84
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. Tabla 4.25. Facturación Total Mensual En La S.A. De Paruro
TOTAL DEUDA PERIODO FACTURACION (S/.) DEL MES (S/.) 201601 99821.82 45891.70 201602 106672.01 46160.70 201603 101077.67 45074.90 201604 105198.27 44589.15 201605 113753.74 34923.30 201606 111342.26 39935.00 Fuente. Electro Sur Este S.A.A.
TOTAL (S/.) 145713.52 152832.71 146152.57 149787.42 148677.04 151277.26
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De los cuadros anteriores debemos prestar atención a los montos recaudados por concepto de “Cargo fijo”, debido a que estos gastos son los llamados a cubrir los procesos del sistema de
comercialización POST-PAGO. Tabla 4.26. Análisis De Ingresos Y Egresos De La Gestión Comercial De La S.A De Paruro INGRESO PERIODO 201601 201602 201603 201604 201605
CARGO FIJO (S/.) S/. S/. S/. S/. S/.
22,830.48 22,925.68 22,737.99 22,862.43 22 887 47
EGRESOS TOTAL (S/.)
POTENCIALES MULTAS (S/.)
PERDIDAS PERDIDAS NO TECNICAS (S/.)
S/. S/. S/. S/. S/.
S/. S/. S/. S/. S/.
S/. S/. S/. S/. S/.
16,142.68 16,201.92 16,047.82 16,451.23 16,256.73
13,825.00 13,825.00 13,825.00 13,825.00 13,825.00
991.21 807.60 928.33 1,565.63 1,864.76
DIFERENCIA (S/.) S/. S/. S/. S/. S/.
-8,128.41 -7,908.83 -8,063.15 -8,979.43 -9,059.02
De los cuadros anteriores debemos prestar atención a los montos recaudados por concepto de “Cargo fijo”, debido a que estos gastos son los llamados a cubrir los procesos del sistema de
comercialización POST-PAGO. Tabla 4.26. Análisis De Ingresos Y Egresos De La Gestión Comercial De La S.A De Paruro INGRESO PERIODO 201601 201602 201603 201604 201605 201606 PROMEDIO MENSUAL
CARGO FIJO (S/.)
EGRESOS TOTAL (S/.)
POTENCIALES MULTAS (S/.)
PERDIDAS PERDIDAS NO TECNICAS (S/.)
S/. S/. S/. S/. S/. S/.
S/. S/. S/. S/. S/. S/.
S/. S/. S/. S/. S/. S/.
S/. S/. S/. S/. S/. S/.
22,830.48 22,925.68 22,737.99 22,862.43 22,887.47 22,921.26
16,142.68 16,201.92 16,047.82 16,451.23 16,256.73 16,459.26
S/.
22,860.89 S/. 16,259.94 S/.
13,825.00 13,825.00 13,825.00 13,825.00 13,825.00 13,825.00
13,825.00 S/.
991.21 807.60 928.33 1,565.63 1,864.76 1,142.28
DIFERENCIA (S/.) S/. S/. S/. S/. S/. S/.
-8,128.41 -7,908.83 -8,063.15 -8,979.43 -9,059.02 -8,505.28
1,216.63 S/.
-8,440.69
Fuente. Electro Sur Este S.A.A. Se aprecia que en caso de aplicación de las potenciales multas a la empresa concesionaria, esta tendría un déficit mensual promedio de S/.8,440.69; Por lo tanto resultaría en una gestión deficiente y subsidiada.
4.15. FALLAS EN LOS EQUIPOS DE MEDICION ACTUALMENTE INSTALADOS EN LA S.A. DE PARURO En condiciones normales el medidor electrónico tiene una vida útil de 15 años de vida. Motivo por el cual, durante ese período de tiempo no debería sufrir fallas ni deterioros. De acuerdo a la base metodológica para la aplicación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales, la empresa concesionaria debe realiza contrastaciones semestrales de una muestra del total de contadores de energía eléctrica instalados en toda la zona rural; a continuación se detallan las estadísticas de los contadores revisados en el primer semestre del 2016. UNSAAC
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Tabla 4.27.Medidores contrastados en el periodo 2016-1
Nro. Mes
Mes
1 ENERO 2 FEBRERO 3 MARZO 4 ABRIL 5 MAYO 6 JUNIO TOTAL
Numero de Mediciones 0 0 1197 1240 998 583 4018
Numero de Mediciones que no superan limites 0 0 1178 1174 953 567 3872
Numero de Mediciones que superan limites 0 0 19 66 45 16 146
Porcentaje de mediciones que superan limites 0% 0% 2% 5% 5% 3% 4%
Fuente. Electro Sur Este Este S.A.A.
4.16. DIAGNOSTICO FINAL. Se puede apreciar que la gestión comercial del sistema postpago en zonas rurales es deficiente tanto en sus procesos como en el aspecto económico. Debido básicamente a las características propias de la zona rural, que dificulta las labores para la ejecución de los procesos propios del sistema postpago, y a la de sus usuarios, quienes por presentar consumos de energía eléctrica bajos y por sus ingresos económicos irregulares incurren en la morosidad generando endeudamientos para ellos mismos y pérdidas para la empresa concesionaria, siendo esto es to perjudicial para las dos partes interesadas.
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5. CAPITULO V FACTIBILIDAD TECNICO-ECONOMICA 5.1. ANALISIS Y EVALUACION TECNICA Para la implementación del Sistema de venta de energía prepagada se debe seleccionar la tecnología adecuada, contar con procedimientos que aseguren su correcto funcionamiento en forma eficaz y sobre todo debe garantizar la continuidad del servicio. El sistema de venta de energía prepagada no debe ser complejo para los usuarios ni para los que operan el sistema, hay que evitar que el usuario ocupe el sistema de manera que pueda ocasionar errores o darle un uso indebido, simplificar las funciones y dar todo por servido. Los medidores prepago tienen como premisa que se debe cancelar la electricidad antes de ser utilizada. El usuario realiza la compra y después utiliza el recurso, controlando constantemente su consumo de energía eléctrica hasta que expira su crédito. Para la implementación de un sistema pre-pago en zonas rurales se debe analizar los aspectos técnicos necesarios del contador de energía eléctrica de tal forma que la elección de un determinado tipo resuelva o minimice los problemas actualmente existentes y muestre mayores ventajas al usuario para su correcta operación, así mismo se debe analizar la infraestructura necesaria para la instalación y los procedimientos necesarios para la puesta en marcha de este sistema en zonas rurales.
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5.1.1 ANALISIS Y SELECCIÓN DEL TIPO DE MEDIDOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA PRE-PAGO El marco normativo vigente autoriza la utilización de equipos de medición prepago para los proyectos que se desarrollan en el marco de la Ley General de Electrificación Rural y constituyen una alternativa adicional para la instalación de medidores, así mismo se establecen las especificaciones técnicas para los 2 tipos de contadores de energía eléctrica autorizados por la R.D.
N° 097-2012- EM/DGE, estos son:
Medidor Prepago de Energía Activa con Teclado Numérico Monofásico para Corriente Alterna, Tipo Mono cuerpo, Recarga mediante Generación de Códigos Numéricos Encriptados
Medidor Prepago de Energía Activa con Teclado Numérico Monofásico para Corriente Alterna, Tipo Bi-cuerpo y Recarga mediante Generación de Códigos Numéricos Encriptados.
Sin embargo para aquellas zonas rurales que ya se encuentran en operación, en aplicación del decreto supremo Nº 007-2006-EM, la empresa concesionaria puede sustituir el sistema postpago por el pre-pago, siempre y cuando cuente con autorización previa de OSINERGMIN.
5.1.2 VENTAJAS Y DESVENTAJAS: POR EL TIPO DE MEDIDOR Puesto que la R.D. N° 097-2012- EM/DGE nos indica los contadores de energía eléctrica pre-pago autorizados como premisa, se deben realizar comparaciones entre estos con el fin de determinar las diferentes ventajas y desventajas en la aplicación al sector rural, por lo cual tenemos los siguientes cuadros de comparación:
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Cuadro 5.1 Análisis de ventajas y desventajas por tipo de medidor ITE M
CUALIDADES Y BONDADES DEL EQUIPO MEDIDOR PREPAGO
MONOCUERPO
BICUERPO
FAVORECE
Cliente
1
Fácil acceso al cliente para el control y transferencia de energía por estar el dispositivo de control dentro de la vivienda (mejor ubicación de la unidad de control).
2
Menor costo del equipo por estar en una sola unidad todos los componentes.
Cliente / Empresa
3
Menor costo de instalación (Instalación de menos componentes)
Cliente / Empresa
4
Mayor seguridad en el uso del equipo por estar separado la parte de energía y control
Cliente / Empresa
5
Disminuye costos de supervisión y posibilidad de hurto de energía por conexión directa
Empresa
6
Otorga mayor precisión en la medición y posibilidad de autocontrol y uso racional de energía
Cliente / Empresa
Fuente. ADINELSA
5.1.3 ANALISIS DE LA SEGURIDAD ELECTRICA En el medidor mono cuerpo, es decir contenido en una sola unidad física, se encuentran alojados tanto la electrónica de control, el dispositivo de medición (shunt), como los comandos administrativos de mando y carga. Esto obliga a instalar el medidor al alcance del usuario (normalmente dentro de la casa del usuario) dado que debe tener acceso al medidor a fin de poder insertar una tarjeta o un código y obtener la acreditación de la energía adquirida.
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Desde el punto de vista de LA SEGURIDAD ELECTRICA DEL USUARIO, la instalación del medidor dentro o fuera de la casa del usuario, pero a su alcance (y al alcance de los niños) es inaceptable y generará un riesgo y una responsabilidad adicional para la empresa Distribuidora de Energía Eléctrica.
5.1.4 PERDIDAS DE ENERGÍA ELECTRICA El hecho de tener que instalar un medidor MONOCUERPO al alcance del usuario, especialmente al interior del domicilio facilita el fraude pues le permite al usuario el acceso directo a la parte sensible del medidor. Tal circunstancia ha sido largamente probada en la práctica no solo en el caso de medidores pre-pago sino también en aquellos clientes postpago quienes tienen sus medidores de energía eléctrica dentro de un condominio residencial. Puesto que uno de los principales problemas a solucionar en la comercialización de la energía eléctrica en zonas rurales son las pérdidas de energía eléctrica por fraude, no es aceptable darle al usuario acceso directo al medidor para que pueda realizar conexiones clandestinas y alguna otra acción en perjuicio de la empresa concesionaria. Por lo tanto no es recomendable la instalación del medidor prepago tipo mono cuerpo al interior de la vivienda del usuario.
5.1.5 NORMA TÉCNICA DE CALIDAD DE SERVICIOS ELÉCTRICOS RURALES (NTCSER) La Base metodológica para la aplicación de la NTCSER establece que las empresas distribuidoras deben efectuar una campaña de contraste de medidores a fin de determinar la precisión de la medida de la energía de su parque de medidores, OSINERGMIN determina la cantidad de contrastes a realizar mediante una selección aleatoria de los suministros donde se evaluara la precisión.
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Para la ejecución del contraste, la empresa encargada debe tener acceso directo al equipo de medición, con el fin de realizar las pruebas correspondientes por lo tanto si un medidor se encuentra al interior de una vivienda se producirán dificultades y retrasos en la ejecución de estos trabajos por los siguientes motivos:
Desconfianza del usuario para dejar ingresar a su vivienda a los encargados de realizar el contraste en el equipo de medición
Ausencia de los usuarios durante la llegada del equipo de trabajo puesto que en zonas rurales es muy frecuente que todos los miembros de la familia se desplacen hacia sus tierras de cultivo a realizar sus actividades diarias.
Por lo expuesto resultan evidente las dificultades que traería la instalación de un medidor del tipo mono cuerpo al interior de una vivienda para el cumplimiento de la norma técnica de calidad de los servicios eléctricos rurales (NTCSER). Por el contrario; la instalación de un medidor del tipo Bi-cuerpo facilita La ejecución de las pruebas requeridas por OSINEGMIN, debido a que el modulo a ser evaluado, en este caso el módulo EMU, se encuentra al exterior del domicilio del usuario y el modulo CIU que es de uso exclusivo del cliente se encuentra ubicado en el interior.
5.1.6 DISPONIBILIDAD EN EL MERCADO En la actualidad los equipos de medición del tipo Bi-cuerpo y del tipo Mono-cuerpo son ampliamente comercializados por empresas descritas en el Cuadro 5.2. Listado De Fabricantes De Medidores De Energía Eléctrica Prepago, así mismo estas empresas diseñan y fabrican equipos de medición para determinadas características de operación, como es el caso de las zonas rurales donde se debe tener en cuenta las condiciones ambientales de operación por lo tanto la UNSAAC
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disponibilidad en el mercado no está limitada y cuenta con una amplia oferta con respecto al tipo y características requeridas. Cuadro 5.2. Listado De Fabricantes De Medidores De Energía Eléctrica Prepago
Fabricantes De Medidores Prepagos De
Modelo De Medidor, O Línea De Medidores Prepagos.
Energía Eléctrica. I.
Actaris.
Keypad meters (ACE9000 Taurus ISP and ACE9000 Taurus ITP). Smart key meter (ACE9000 KBD).
Smart
card
meter attachment
(ACE9000 PayGuard). II.
III.
Landis & Gtr.
Holley.
Cashpower Gem CM single-phase meter.
Cashpower split meters Gemini CSM and Gemini PLC. Cashpower power-Rail.
Cashpower Sabre plug-in meter.
Cashpower ECU plug-in meter.
Cashpower Form 2S ANSI meter.
Cashpower Form 2S ANSI PLC meter.
Cashpower Three Phase Prepayment Electricity Meter.
Single
Phase
Prepayment
Meter
DSY283
UNSAAC
Página 98
IV.
V.
VI.
VII.
Energy Controls.
Ampy.
CBI.
Conlog.
Single phase
Polyphase(5057A)
Smart card
Digicard 6005 Contactless Reader
Digicard CCR2 5035 Reader
Digicard Crusader 5016 Reader Single phase
Twin element
Polyphase
Smart card
Ecolec 570 ECU
Ecolec 570 ED
ECON 3
BEC23 Series
BEC41 Series BEC44 Series BEC32 Series BEC33 Series BEC33HC Series
VIII.
MIM.
Metronix G2.
Metronix Stabil.
Fuente: Internet Además de los fabricantes antes mencionados, existen otros que se mencionan a continuación.
Siemens.
Eskom.
ABB.
Elster.
Schneider Electric.
UNSAAC
Página 99
5.1.7 CONCLUSION Por lo expuesto anteriormente se puede concluir que para usuarios residenciales de zonas rurales es recomendable y se puede calificar como la mejor opción; a los Contadores De Energía
Eléctrica Del Tipo Bi-Cuerpo Electrónico. 5.1.8 ANALISIS Y SELECCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSFERENCIA DE ENERGIA ELECTRICA. Se cuenta básicamente con 2 métodos de trasferencia de energía eléctrica los cuales son: -
Recarga mediante tarjetas magnéticas obligatorias.
-
Recarga mediante generación de códigos numéricos encriptados.
Ambos métodos cuentan con sus respectivas características de funcionamientos y deberán ser analizadas con el fin de determinar la mejor opción para el fácil y práctico uso en un sistema de comercialización de energía eléctrica prepagada.
5.1.9 VENTAJAS Y DESVENTAJAS: POR EL SISTEMA DE TRANSFERENCIA A continuación Mostraremos el siguiente cuadro de comparación:
UNSAAC
Página 100
Cuadro 5.3. Análisis de ventajas y desventajas por el sistema de transferencia
ITEM
CUALIDADES Y BONDADES DEL EQUIPO MEDIDOR PREPAGO
1
El cliente no requiere de un dispositivo físico para efectuar la compra de energía. No hay costo por el dispositivo de transferencia.
CODIGOS
TARJETA
FAVORECE
Cliente
2
El cliente no requiere mayor esfuerzo y capacitación para efectuar la transferencia. Información en doble vía
Cliente / Empresa
3
En caso de pérdida o deterioro del dispositivo de transferencia, no se pierde la compra de energía y no implica costo alguno la emisión del duplicado.
Cliente
4
La venta de energía se puede efectuar sin que el cliente se constituya en el punto de venta. (Teléfono, internet, celular)
Cliente / Empresa
5
La información que se genera al dispositivo de transferencia es muy seguro y único para cada cliente
Cliente / Empresa
Ventaja Desventaja Fuente: ADINELSA
5.1.10 EVALUACION DE LA TARJETA OBLIGATORIA vs. CODIGOS NUMERICOS El método de utilizar una tarjeta obligatoria para la recarga de los kW.h adquiridos por el usuario tiene los siguientes inconvenientes: a) No es de modo alguno una manera “ágil de acceder a la compra de energía” dado que requiere la instalación de máquinas especiales en todos los puntos de venta de energía, en los cuales se deberá recargar o suministrar una nueva tarjeta. Es engorroso para el usuario
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Página 101
depender de la presencia física de la tarjeta para poder obtener la energía que desea consumir. b) La tarjeta se deteriora por infinidad de circunstancias y no asegura al usuario el buen funcionamiento de la misma. c) Genera un costo adicional al sistema por todo el escenario colateral que implica su reposición permanente, distribución, almacenamiento, guarda (seguro) y logística. d) También genera un costo adicional los dispositivos especiales que deben instalarse en cada punto de venta. e) Hace al método MONO operativo. Es decir, no admite varias maneras de entregar a los usuarios un simple código para que alimente su medidor. f) Obliga al usuario a “ir y venir con una tarjeta en mano”. Esto es inaceptable habiendo sistemas que evitan esta modalidad, como es el caso de los medidores con ingreso de códigos numéricos de 20 dígitos. El sistema de códigos en cambio, permite múltiples maneras de enviar el código y evitan tener que depender de un medio físico (la tarjeta) para acreditar la energía. g) Tanto para las tarjetas magnéticas como para los códigos numéricos la información de los kW.h adquiridos es única para cada usuario. h) Los códigos, adicionalmente a su impresión en la factura, pueden enviarse, en forma telefónica, , por telefonía celular, vía internet (mail), etc
5.1.11 CONCLUSION Para la selección del método de transferencia de energía eléctrica no se requiere mayor análisis puesto que se busca implementar un sistema práctico y de fácil utilización, por lo tanto se puede concluir y recomendar que la Recarga Mediante La Generación De Códigos Numéricos UNSAAC
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Encriptados es la mejor opción para la comercialización de la energía eléctrica para usuarios residenciales en zonas rurales.
5.1.12 ESPECIFICACIONES TECNICAS Como resultado del análisis realizado en párrafos anteriores se determinó que el medidor prepago tipo bi-cuerpo electrónico con sistema de transferencia mediante códigos numéricos encriptados es la mejor opción para la implementación de contadores de energía eléctrica para usuarios residenciales en zonas rurales. Debido a las características ambientales propias de las zonas rurales este sistema de medición debe cumplir ciertas especificaciones técnicas que garanticen su correcta operación. Para nuestro análisis se debe cumplir con el marco normativo establecido por R.D. N° 097-
2012- EM/DGE, la misma que aprueba las especificaciones técnicas: ETS-RS-PP2 “"Medidor Prepago de Energía Activa con Teclado Numérico Monofásico para Corriente Alterna, Tipo Bicuerpo y Recarga mediante Generación de Códigos Numéricos Encriptados” (ANEXO II.)
5.1.13 INFRAESTRUCTURA PARA EL CONTADOR DE ENERGIA ELECTRICA PREPAGO La infraestructura necesaria que albergará al contador electrónico tipo bi-cuerpo debe garantizar que el módulo EMU estará instalado en el exterior de la vivienda y no debe ser accesible o debe estar protegido de la manipulación del público en general, así mismo el modulo CIU debe estar instalado en el interior de la vivienda para la comodidad del usuario de realizar sus trasferencias de energía eléctrica. Esta infraestructura necesaria podría desarrollarse realizando modificaciones a la plataforma ya existente del sistema tradicional postpago, puesto que ejecutar modificaciones significativas en la infraestructura ya existente demandaría costos adicionales que tendrían que ser cubiertos por UNSAAC
Página 103
la empresa concesionaria o por el usuario y esto en definitiva no es una solución eficiente para ninguna de las partes interesadas. Por lo tanto mediante pruebas realizadas en campo se ha verificado que las instalaciones en baja tensión existentes del sistema postpago se adecuan perfectamente para la instalación
de los
contadores de energía eléctrica prepago electrónico tipo bi-cuerpo. En el siguiente grafico se aprecia la configuración recomendada:
Figura 5.1. Configuración para instalación de medidor prepago tipo BI-cuerpo
Fuente. Edición Propia Como se puede apreciar en el grafico la acometida (A) y el templador (B) no sufren variación alguna, sin embargo la cajatoma (c) ya existente ahora aloja en su interior al módulo EMU del UNSAAC
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sistema prepago y por lo tanto; por encontrarse ubicada al exterior de la vivienda es accesible para que la empresa concesionaria pueda realizar las pruebas exigidas por OSINERGMIN sin inconvenientes ni retrasos. Seguidamente se utiliza el ducto ya existente que transporta el cable de carga (D) para poder realizar la conexión entre el módulo EMU (F) y el módulo CIU (E) el cual se encuentra en el interior de la vivienda, mediante un cable de comunicación. De esta forma no se realiza ninguna modificación en el conjunto de instalaciones existentes del sistema postpago, quedando demostrado que puede utilizarse absolutamente todos los elementos ya instalados y adecuarlos para la instalación de los contadores de energía eléctrica tipo Bi-cuerpo. En las siguientes imágenes se pueden apreciar las pruebas realizadas dela instalación de medidores prepago utilizando la infraestructura ya existente del sistema convencional. Imagen 5.1 Prueba de Instalación de módulo EMU en cajatoma normalizada existente
Fuente. Edición Propia UNSAAC
Página 105
Imagen 5.2.Prueba De Instalación Final De Módulo EMU En Cajatoma Normalizada
Fuente. Edición Propia Imagen 5.3.Módulo EMU en cajatoma normalizada
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 106
5.1.14 PROCEDIMIENTOS DEL SISTEMA PRE-PAGO Como se describe en el presente estudio, el sistema de venta de energía eléctrica pre-pago elimina procedimientos propios del sistema convencional como son lectura, reparto de recibos, corte y reconexión, sin embargo agrega el proceso de recarga de energía, para lo cual se debe determinar principalmente los puntos donde los usuarios puedan realizar este proceso.
5.1.15 PROCESO DE VENTA DE ENERGIA ELECTRICA PRE-PAGO Puesto que el abono de energía se realizará mediante códigos numéricos que serán entregados al usuario se debe determinar el medio por el cual la concesionaria genere y entregue estos códigos. La normativa vigente indica que el concesionario podrá valerse de terceros para la venta de electricidad así mismo indica que esta venta puede realizarse empleándose medios de comunicación e informáticos. La ley de concesiones nos indica que en las facturas pre-pago se deben consignar mínimamente la fecha y hora de emisión, el monto total pagado, la cantidad de energía acreditada, el número de compra o de la transferencia de crédito al usuario en el respectivo año, por lo tanto debe entregarse una factura física en la cual se adjunten todos estos datos. La infraestructura necesaria para la implementación de un punto de venta de energía eléctrica pre-pago es la siguiente:
01 computadora Instalada con el software de recarga de energía eléctrica pre-pago
01 Impresora con Sistema de impresión Laser
01 generador Aleatorio de códigos numéricos (dispositivos HSP)
Punto de Conexión a internet inalámbrico o red.
UNSAAC
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01 Teléfono fijo
Estas Instalaciones no requieren mayor infraestructura que la de un domicilio típico por lo que al igual que para los celulares pre-pago estas pueden instalarse en centros de comercio o pequeñas tiendas existentes en las zonas. Imagen 5.4. Tienda de abarrotes y recarga en Campesina Mapay
Fuente. Edición Propia Una vez instalados los puntos de venta, este proceso es sencillo y de fácil entendimiento para el usuario puesto que solo debe apersonarse al punto de venta, realiza la adquisición anticipada de energía y finalmente usa racionalmente el recurso obtenido. UNSAAC
Página 108
Figura 5.2. Proceso de venta de energía en sistema PREPAGO
Fuente. ADINELSA
5.1.16 DETERMINACION DE PUNTOS DE RECARGA DE ENERGIA ELECTRICA Los puntos de venta o recarga de energía eléctrica constan de una computadora con conexión a internet, un generador de códigos y una impresora; por lo que se puede afirmar que no requieren de mayor infraestructura más que la de un domicilio típico, por lo tanto al igual que en el caso de los celulares pre-pago, los puntos de recarga de energía eléctrica deben ser instalados en tiendas y/o centros de comercio existentes. Programas pilotos anteriormente realizados por ADINELSA concluyen que debe existir como mínimo un punto de venta o recarga por cada 300 usuarios así mismo deben existir centros de comercio disponibles que alberguen al punto de recarga. Como se indicó anteriormente existen 15 localidades que concentran el mayor movimiento comercial en la zona y mediante viajes realizados se encontró otras 14 tiendas en otras comunidades en las cuales existen pequeños centros de comercio que si bien no son para poblaciones grandes algunos son puntos de paso de buses de transporte; para estas Comunidades no representa ningún problema implementar en un centro de comercio existente el punto de recarga de energía eléctrica pre-pago puesto que la cantidad de UNSAAC
Página 109
usuarios, el consumo de energía eléctrica promedio y la existencia de centros de comercio lo justifican. Sin embargo existen comunidades en las cuales no existen centros de comercio, ni siquiera pequeñas tiendas donde pueda instalarse un punto de recarga de energía eléctrica pre-pago, estas por lo general tienen las características de contar con poca cantidad de usuarios y bajo consumo de energía eléctrica mensual (menos de 10 kW.h); por lo tanto no resultaría factible ni económica y técnicamente la instalación de puntos de recarga o venta de energía eléctrica en las comunidades con estas características. Pero si en estas comunidades no existen tiendas ni mucho menos centros de comercio, ¿Cómo se abastecen los pobladores de productos de primera necesidad para su consumo?, la respuesta a esta interrogante resulta también ser una solución para la recarga de energía eléctrica. Los habitantes de estas comunidades frecuentan ferias semanales en los centros poblados más densos, en donde realizan compras de alimentos o trueques, por lo tanto también pueden incluir en sus actividades la compra o recarga de energía eléctrica en sus visitas semanales a dichas ferias. Con esta forma de comercialización en ferias se facilita la inclusión de todos los usuarios de zonas rurales al sistema de venta de energía eléctrica pre-pago. Se ha dispuesto la ubicación de los puntos de venta o recarga de energía eléctrica en toda la sede administrativa de Paruro tomando en cuenta principalmente la cercanía entre comunidades de acuerdo a los siguientes cuadros:
UNSAAC
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Cuadro 5.4.Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA X X X
LIBROS 010-01-01 010-01-02 010-01-03 010-01-04 010-01-06 010-01-07 010-01-08 010-01-09
COMUNIDAD CAMPESINA O CENTRO POBLA DO
USUARIOS
PROVINCIA PARURO PROVINCIA PARURO ANANSAYA-NIHUACALLA(PARURO) MISCA COMUNIDAD - PARURO VALLE DE CUSIBAMBA COMUNIDAD PARURO SECTOR LIMACPATA COMUNIDAD- PARURO HUANCARQUI COMUNIDAD PARURO C.C. CHIHUAKURPAY-MATARAPAMPA-VARONIA
291 334 98 49 44 21 29 60
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
926 3
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.5. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIBROS
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POBLADO
US UARIOS
010-04-03 010-04-05 010-01-05 010-04-04 010-04-09
SAN JUAN DE QUIHUARES COMUNIDAD RONDOCAN PAROCCOCHA COMUNIDAD RONDOCAN MAYUMBAMBA COMUNIDAD - PARURO YARCCACUNCA COMUNIDAD RONDOCAN SECTOR HUISPAN-RONDOCAN
85 31 53 73 18
010-04-10 010-04-11
PARCCOCANCHA-RONDOCAN SECTOR TRANCCAPAMPA-RONDOCAN - J.V.ALVARADO
8 17
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
285 1
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.6. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X X X
LIB ROS
010-04-01 010-04-02 010-04-06 010-04-07 010-04-08 010-04-12 010-04-13 010-04-15 010-04-17 010-04-18
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
RONDOCAN DISTRITO ACOMAYO KUÑOTAMBO COMUNIDAD RONDOCAN PIRQUE COMUNIDAD RONDOCAN PARARA COMUNIDAD RONDOCAN PAPRES COMUNIDAD RONDOCAN CC.TACCARACCAY - RONDOCAN CC.LIMACPAMPA - RONDOCAN HUACUY - RONDOCAN COMUNIDAD CAMPESINA MOYOC COMUNIDAD CAMPESINA QUEPO TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
US UARIOS
96 84 90 51 68 24 30 32 7 13 495 3
Fuente. Edición Propia UNSAAC
Página 111
Cuadro 5.7. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
X
LIB ROS
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POBLADO
US UARIOS
010-15-17
INCACONA CCAPI DISTRITO
137
010-15-18 010-15-29
COMUNIDAD INCACONA SECTOR VISTA ALEGRE COMUNIDAD CAMPESINA CCOSCCOYTE
29 19
010-15-30 010-15-31 010-15-32 010-15-33 010-15-34 010-15-35 010-15-36 010-15-37 010-15-22 010-15-23 010-15-24 010-15-26 010-15-27 010-15-28
COMUNIDAD CAMPESINA CONDORHUERI COMUNIDAD CAMPESINA HUALLABAMBA COMUNIDAD CAMPESINA MISCCA COMUNIDAD CAMPESINA PAMPAHUATA COMUNIDAD CAMPESINA QUEUNIYOC COMUNIDAD CAMPESINA SANTA ANA COMUNIDAD CAMPESINA TANTARPATA COMUNIDAD CAMPESINA TAUCCABAMBA COMUNIDAD CAJAPUCARA CCASCCAS CCAPI C.C.CALLANCHA-UYLLUNPA QQUEHUAYLLO - CCAPI C.C. CHOCO C.C. PERCCA C.C. PARCCO
16 14 10 25 11 22 55 12 76 31 29 25 16 19
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
546 2
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.8. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIB ROS
010-15-25 010-15-21
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POBLADO
C.C. UYLLULOO COMUNIDAD DE CCOYABAMBA TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
US UARIOS
27 171 198 1
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.9. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIBROS 010-01-12 010-01-10 010-01-13 010-03-01
COMUNIDAD CAMPESINA O CENTRO POBLADO
USUARIOS
C.C. ARAYPALLPA - COLCHA C.C. CUSIBAMBA ALTO- COLCHA C.C. SAN LORENZO-COLCHA COLCHA DISTRITO
81 15 53 96
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
245 1
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 112
Cuadro 5.10. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X X
LIB ROS
010-10-01 010-10-03 010-10-02 010-10-13 010-10-11 010-10-12
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
US UARIOS
YAURISQUI(PROV. PARURO) YAURISQUI RANRACCASA(PROV. PARURO) POMATE COMUNIDAD CAMPESINA MINASMOCCO HUANCARQUI COMUNIDAD YAURISQUI SAN JUAN DE TARAY
149 85 80 20 19 41
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
394 2
Fuente. Edición Propia
Cuadro 5.11. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X X X
LIB ROS
010-05-01 010-05-03 010-05-17 010-05-02 010-12-02
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
HUANOQUITE(PROV. PARURO) TIHUICTI-COMUNIDAD HUANOQUITE COMUNIDAD CAMPESINA MASKA LLASPAY- COMUNIDAD HUANOQUITE COTAHUANA COMUNIDAD HUANOQUITE TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
US UARIOS
241 100 19 90 11 461 3
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.12. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIB ROS
010-05-09 010-05-12 010-05-13 010-05-18 010-15-14 010-15-15
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
HUANCA HUANCA COMUNIDAD HUANOQUITE ROCCOTO- COMUNIDAD HUANOQUITE COROR-COMUNIDAD-HUANOQUITE COMUNIDAD CAMPESINA PACCO QUEÑAPARO - COMUNIDAD HUANOQUITE ARABITO COMUNIDAD HUANOQUITE TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
US UARIOS
44 52 20 27 17 27 187 1
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 113
Cuadro 5.13. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
X
LIB ROS
010-05-06 010-05-04 010-05-05 010-05-15 010-12-01 010-05-16 010-12-03
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
US UARIOS
CHIPYA- COMUNIDAD HUANOQUITE PARPAY COMUNIDA-HUANOQUITE MANTO- COMUNIDA HUANOQUITE - CHANCA COMUNIDAD PAUCARPATA MOLLE MOLLE COMUNIDAD HUAONQUITE COMUNIDAD CAMPESINA CHOCOPINQUILLO COMUNIDAD TOCTOHUAYLLA
47 28 25 25 53 8 23
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
209 2
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.14. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIB ROS
010-15-09 010-10-14 010-15-02 010-15-10 010-15-13 010-15-20 010-16-13 010-15-11 010-15-16 010-15-19
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
US UARIOS
HUANINPAMPA COMUNIDAD PACCARECTAMBO COMUNIDAD DE SAYHUACALLA MOLLEBAMBA-PACCARECTAMBO KARUSPAMPA COMUNIDAD PACCARECTAMBO KARHUACALLA COMUNIDAD PACCARECTAMBO QUINUARA GRANDE COMUNIDAD TARROPAY A YLLU PACHICTI COMUNIDAD PACCA RECTA MBO PAMPAHUAYLLA COMUNIDAD PACCARECTA MBO TANDARCCOCHA - PACCARECTAMBO
59 30 24 37 31 11 7 22 12 22
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
255 1
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.15. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIB ROS
010-10-08 010-10-06 010-10-07 010-10-09 010-10-10
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
US UARIOS
CCOCHAPATA COMUNIDAD YAURISQUI PUNACANCHA COMUNIDAD YAURISQUI ARAYCALLA COMUNIDAD YAURISQUI ANYARATE COMUNIDAD YAURISQUI ITUNCA COMUNIDAD YAURISQUI
55 61 81 41 17
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
255 1
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 114
Cuadro 5.16. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIB ROS
010-05-08 010-05-10 010-05-14 010-05-07 010-05-11
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
KENKONAY- COMUNIDAD HUANOQUITE ROCCO- COMUNIDAD HUANOQUITE VILCABAMBA-COMUNIDAD-HUANOQUITE CHANCA COMUNIDAD-HUANOQUITE MARCURA COMUNIDAD- HUANOQUITE TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
US UARIOS
14 34 26 104 35 213 1
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.17. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
X
LIB ROS
010-10-05 010-10-04 010-10-15 010-10-17 010-05-19 010-10-18
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
US UARIOS
OCCOPATA- COMUNIDAD PARURO CCOYLLORPUJIO C. CAMP. CHECCO PUCCA C.C. ANCASCHACA SANTIAGO COM. TANTARCALLA COM. HUASAMPATA
159 36 40 66 44 26
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
371 2
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.18. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIB ROS
010-30-60 010-30-70 010-30-80
COMUNIDAD CAMPES INA O CENTRO POB LADO
US UARIOS
C.CAMPESINA MAPAY - TAHUAY C.CAMPESINA HUANCALLO C.CAMPESINA PUMAPUJIO
28 23 29
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
80 1
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 115
Cuadro 5.19. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X
LIBROS
COMUNIDAD CAMPESINA O CENTRO POBLADO
USUARIOS
010-01-11 010-01-22 010-01-23
C.C. CCOCHIRHUAY - COLCHA COMUNIDAD CAMPESINA PUCA PUCA COMUNIDAD CAMPESINA TAMBUQUE
92 13 8
010-01-15 010-01-14
C.C. PAMPACHUCHO-COLCHA C.C.PACOPATA-COLCHA
45 48
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
206 1
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.20. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
X X
LIBROS
COMUNIDAD CAMPESINA O CENTRO POBLADO
USUARIOS
010-15-01 010-15-03 010-15-04 010-15-06
DISTRITO PACCARECTAMBO CCOYPA-PACCARECTAMBO AYUSBAMAB-PACCARECTAMBO URBIS-COM UNIDA D-PA CCA RECTA MBO
171 58 33 14
010-15-08 010-10-20
CCOLQUE UCRO COMUNIDAD PACCARECTAMBO COM UNIDA D CA MPESINA PUM ATA MBO
25 10
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
311 2
Fuente. Edición Propia Cuadro 5.21. Determinación de puntos de venta y/o Recarga de energía prepago PUNTO DE VENTA
x
LIBROS
COMUNIDAD CAMPESINA O CENTRO POBLADO
USUARIOS
010-15-12
PPIRCA COMUNIDAD PACCARECTAMBO
23
010-15-07
NAYHUA COMUNIDAD PACCARECTAMBO
34
010-01-20
COMUN. CAMP. HUATTA- PARURO
29
010-15-05
HUAROBAMBA-MISCCABAMBA-PACCARECTAMBO
18
010-01-21
COMUN. CAMP. TUCUYACHI-PARURO
30
TOTAL USUARIOS TOTAL PUNTOS DE RECARGA
134 1
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 116
Con esta disposición de los centros de recarga se tienen los siguientes datos: Cuadro 5.22. Total puntos de recarga de energía prepago en la S.A. de Paruro DESCRIPCION COMUNIDAD CAMPESINA O CENTROS POBLADO TOTAL USUARIOS
CANTIDAD 116 5771
TOTAL CENTROS DE RECARGA PROMEDIO DE USUA RIOS POR CENTRO DE RECARGA
29 199
Fuente. Edición Propia En los cuadros anteriores se han agrupado las comunidades por su cercanía, ubicando los centros de recarga en los centros poblados con mayor densidad poblacional y que además cuenten con centros de comercio o pequeñas tiendas donde albergarían las instalaciones necesarias para el funcionamiento de los centros de recarga. Con esta distribución de los puntos de recarga en toda la sede administrativa de Paruro se puede garantizar el acceso de todos los usuarios que deseen formar parte del sistema de comercialización de energía prepagada por los siguientes motivos:
Todos los jefes de familias parten cada semana a las ferias semanales por lo que pueden realizar la recarga de energía eléctrica sin afectar su actividades cotidianas.
La cercanía de los puntos de recarga hacia todas las comunidades campesinas más alejadas facilita la cobertura del sistema pre-pago.
El usuario aprenderá a regular su propio consumo de energía eléctrica, evitando así moras, menos gasto para el usuario y sobre todo cultura de ahorro de energía eléctrica.
UNSAAC
Página 117
5.1.17 PROCESO DE CORTE Y RECONEXION El proceso de corte y reconexión en el sistema pre-pago es automático, el servicio se interrumpe cuando el usuario consume el total de su saldo disponible y se reestablece una vez que se realiza la recarga respectiva.
5.1.18 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE VENTA DE ENERGIA PRE-PAGO El funcionamiento de este sistema de comercialización de energía debe significar reducción de pasos con respecto al funcionamiento del sistema de venta de energía convencional,
UNSAAC
Página 118
Figura 5.3. Flujograma propuesto para el funcionamiento del Sistema Prepago
UNSAAC
Página 119
Fuente. Edición Propia UNSAAC
Página 120
Se aprecia que esta propuesta eliminaría la presencia de una empresa contratista y significaría una reducción de pasos para la comercialización de la energía eléctrica prepagada lo que se traduce en reducción de gastos para la empresa concesionaria, así mismo empodera al usuario en el control de su consumo de energía eléctrica debido a que este tendrá que racionalizar su consumo de acuerdo a su economía.
5.1.19 CAPACITACION AL USUARIO Este sistema de comercialización representaría la introducción de nuevas tecnologías para los usuarios de las zonas rurales, para la cual se debe establecer un cronograma de capacitaciones en el uso de este sistema a todos los usuarios. Programas piloto desarrollados por ADINELSA indican que son generalmente los hijos quienes muestran mayor predisposición y entusiasmo en aprender este sistema de recarga, así mismo por ser un sistema intuitivo resulta de fácil entendimiento y no son necesarias extensos programas de capacitación. Los programas de capacitación constaran de:
Folletos y manuales para el usuario anexos a cada factura de compra de energía pre-pago.
Carpas Itinerantes en ferias semanales
Visitas a las Comunidades campesinas
Capacitación a cada usuario al momento del cambio de medidor.
Todos estos programas se deben ejecutar hasta que se tenga la certeza de que el sistema ha sido aceptado y se ha convertido en uso habitual de los usuarios.
UNSAAC
Página 121
5.1.20 CONCLUSIONES Las instalaciones actuales del sistema convencional de la S.A. de Paruro posibilitan el montaje o ubicación del conjunto de instalaciones eléctricas del sistema pre-pago, sin realizar modificación alguna y sin incurrir a gastos extras para la adecuación o acondicionamiento, Así mismo se puede lograr la cobertura del servicio aprovechando las costumbres de los pobladores emplazando puntos de recarga de acuerdo a la cercanía de las comunidades en ferias o lugares de abasto de productos de primera necesidad.
5.2. ANALISIS ECONOMICO 5.2.1 PRECIO DE LA ENERGIA ELECTRICA PARA EL USUARIO FINAL o
PLIEGO TARIFARIO
La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) evalúa los costos de generación, distribución, operación y comercialización en los que incurren las empresas concesionarias, emitiendo el cuarto día de cada mes los pliegos tarifarios de aplicación obligatoria al periodo de facturación correspondiente al mes en que se emite. Los pliegos tarifarios contienen los Precios Máximos que las Empresas Concesionarias de Distribución pueden cobrar a los usuarios del Servicio Público de Electricidad. Actualmente estos ya cuentan con un método de cálculo donde se incluye la aplicación de la LEY FOSE para las tarifas BT5B Y BT7.
5.2.2 PRECIO DE ENERGIA EN TARIFA BT5B VS TARIFA BT7 EN ZONA RURAL El precio de la energía eléctrica así como los otros cargos facturados al usuario varían mensualmente, en función a la tarifa elegida y al sistema eléctrico al cual pertenece, los mismos que están indicados en el pliego tarifario publicado por OSINERGMIN. UNSAAC
Página 122
A continuación se muestran los cuadros comparativos del precio de la energía entre la tarifa BT5B y BT7 dentro de los sectores calificados como rurales para los meses comprendidos entre enero y Diciembre del 2016. Cuadro 5.23. Costo Promedio mensual de la tarifa BT5B VALLE SER VALLE SAGRADO SAGRADO 2
SISTEMA ELECTRICO
TARIFA
DESCRIPCION
UNIDAD
COSTO PROMEDIO
COSTO PROMEDIO
a) Residencial con consumo me nor o iguales a 100 kW.h por m es 0-30 kWh Cargo Fijo Mensual - Lectura Mensual
S/./mes
3.89
5.20
Cargo por energía activa
ctm.S/./kW.h
29.18
33.95
Cargo Fijo Mensual - Lectura Mensual
S/./mes
3.89
5.20
Cargo por energía activa-Primeros 30 kWh
S/./mes
8.75
10.18
Cargo por energía activa-Exceso de 30 kWh
ctm.S/./kW.h
76.79
89.33
Cargo Fijo Mensual - Lectura Mensual
S/./mes
4.012
5.36
Cargo por energía activa
ctm.S/./kW.h
79.09
92.01
31-100 kWh BT5B
b) Residencial con consumo mayor 100 kW.h por mes y No Residencial
Fuente. OSINERGMIN Cuadro 5.24. Costo Promedio mensual de la tarifa BT7 VALLE SER VALLE SAGRADO SAGRADO 2
SISTEMA ELECTRICO
TARIFA
DESCRIPCION
UNIDAD
COSTO PROMEDIO
COSTO PROMEDIO
a) Residencial con cons umo menor o iguales a 100 kW.h por mes 0-30 kWh Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga por códigos
S/./mes
2.78
3.57
Cargo por energía activa
ctm.S/./kW.h
28.70
33.40
Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga por códigos
S/./mes
2.78
3.57
Cargo por energía activa-Primeros 30 kWh
S/./mes
8.61
10.02
Cargo por energía activa-Exc eso de 30 kWh
ctm.S/./kW.h
75.52
87.90
Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga por códigos
S/./mes
2.86
3.68
Cargo por energía activa
ctm.S/./kW.h
77.78
90.54
31-100 kWh BT7
b) Residencial con cons umo mayor 100 kW.h por mes y No Residencial
Fuente. OSINERGMIN UNSAAC
Página 123
Cuadro 5.25. Diferencia de costos entre tarifa BT7 Y BT5B VALLE SER VALLE SAGRADO 2 SAGRADO
SISTEMA ELECTRICO DESCRIPCION
UNIDAD
DIFERENCIA
DIFERENCIA
a) Reside ncial con consumo m enor o iguales a 100 kW.h por m es 0-30 kWh Diferencia entre CCSP y Cargo Fijo Mensual
S/./mes
1.11
1.63
Cargo por energía activa
ctm.S/./kW.h
0.48
0.54
Diferencia entre CCSP y Cargo Fijo Mensual
S/./mes
1.11
1.63
Cargo por energía activa-Primeros 30 kWh
S/./mes
0.14
0.16
Cargo por energía activa-Exceso de 30 kWh
ctm.S/./kW.h
1.27
1.43
Diferencia entre CCSP y Cargo Fijo Mensual
S/./mes
1.15
1.68
Cargo por energía activa
ctm.S/./kW.h
1.31
1.47
31-100 kWh
b) Residencial con consumo mayor 100 kW.h por mes y No Residencial
Fuente. Edición Propia El Cuadro anterior muestra que el cambio a la tarifa BT7 beneficia También a los consumidores, debido principalmente a que se elimina parte de los cargos fijos como son lectura y reparto de recibos.
5.2.3 FLUJO DE CAJA DEL SISTEMA POSTPAGO Para la determinación del impacto de la migración a medidores prepago que se generara para Electro Sur Este S.A.A. se determinaron los costos de operación asociados al sistema de facturación actual. Los costos directos de operación corresponden a los gastos que realiza la empresa concesionaria para la ejecución de los procesos propios del Sistema Postpago, Para lo cual utilizaremos los valores mostrados en la tabla 18 (costos totales del sistema postpago). La sumatorio total de los costos promedios mensuales en los que incurre Electro Sur Este S.A.A durante la operación del área comercial en la zona de estudio es de S/. 16,259.94 soles, este monto UNSAAC
Página 124
corresponde al promedio de las valorizaciones pagadas a la empresa contratistas encargadas de esas actividades, así mismo para el siguiente calculo contamos con las siguientes especificaciones: o
Tasa Anual de Cambio de Medidores: 10%
o
Costo de cambio de Medidor, Incluye Mano de Obra: S/.54.00 (Fuente Siconex)
o
Gastos Administrativos: Se consideran por lo general el 2 % del total de ingresos
o
Tasa de crecimiento : 0.3% (ver Capitulo 4)
o
Ingreso Promedio Mensual por Cargo Fijo: S/. 22860.89 (ver Tabla 4.24.Montos totales recaudados en la S.A. de Paruro )
o
Ingreso Promedio Mensual por Energía Activa: S/. 55787.65 (Ver Tabla 4.24.Montos totales recaudados en la S.A. de Paruro)
o
Ingreso Promedio Mensual por Corte y Reconexión: S/. 1286.24 (Ver Tabla 4.24.Montos totales recaudados en la S.A. de Paruro)
o
Valorización de contratista y atención de Reclamos: S/. 16259.94 (ver Tabla 4.18. Costos totales del sistema postpago)
El flujo de caja de la operación actual de la concesionaria en la zona de estudio se plantea como se muestra en el siguiente cuadro hasta el año 15 de proyección, puesto que es este el Tiempo de vida establecido para Medidores Electrónicos.
UNSAAC
Página 125
Tabla 5.1. Flujo de Caja del sistema BT5B PERIODO RUBROS
Cantidad De Usuarios Ingresos Por Cargo Fijo Ingresos Por Energia Activa Ingresos por Corte y Reconexión
1 AÑO
2 AÑO
3 AÑO
4 AÑO
5 AÑO
6 AÑO
7 AÑO
8 AÑO
5890
6130
6379
6638
6909
7190
7482
7786
S/.
274,330.62 S/.
275,153.61 S/.
275,979.07 S/.
276,807.01 S/.
277,637.43 S/.
278,470.34 S/.
279,305.75 S/.
280,143.67
S/.
669,451.80 S/.
671,460.16 S/.
673,474.54 S/.
675,494.96 S/.
677,521.44 S/.
679,554.01 S/.
681,592.67 S/.
683,637.45
S/.
15,434.90 S/.
15,481.20 S/.
15,527.65 S/.
15,574.23 S/.
15,620.95 S/.
15,667.82 S/.
15,714.82 S/.
15,761.96
TOTAL INGRESOS( S/.) GASTOS DE OPERACI N
S/. 959,217.32 S/. 962,094.97 S/. 964,981.26 S/. 967,876.20 S/. 970,779.83 S/. 973,692.17 S/. 976,613.25 S/. 979,543.08
Cambio De Medidores por NTCSER
S/.
31,806.00 S/.
33,099.87 S/.
34,446.37 S/.
35,847.65 S/.
37,305.93 S/.
38,823.54 S/.
40,402.88 S/.
42,046.47
S/.
195,119.28 S/.
202,143.57 S/.
209,420.74 S/.
216,959.89 S/.
224,770.45 S/.
232,862.18 S/.
241,245.22 S/.
249,930.05
S/.
19,184.35 S/.
19,241.90 S/.
19,299.63 S/.
19,357.52 S/.
19,415.60 S/.
19,473.84 S/.
19,532.26 S/.
19,590.86
Valorizaciones del contratista y atención de Reclamos Gastos Administrativos
TOTAL de COSTOS SALDO (Ingresos-Costos)
S/. 246,109.63 S/. 254,485.34 S/. 263,166.74 S/. 272,165.06 S/. 281,491.97 S/. 291,159.56 S/. 301,180.36 S/. 311,567.38 S/. 713,107.69 S/. 707,609.63 S/. 701,814.52 S/. 695,711.14 S/. 689,287.86 S/. 682,532.61 S/. 675,432.88 S/. 667,975.71
RUBROS
Cantidad De Usuarios Ingresos Por Cargo Fijo Ingresos Por Energia Activa Ingresos por Corte y Reconexión
PERIODO 12 AÑO
9 AÑO
10 AÑO
11 AÑO
13 AÑO
14 AÑO
15 AÑO
8103
8433
8776
9133
9504
9891
10293
S/.
280,984.10 S/.
281,827.05 S/.
282,672.54 S/.
283,520.55 S/.
284,371.12 S/.
285,224.23 S/.
286,079.90
S/.
685,688.36 S/.
687,745.43 S/.
689,808.66 S/.
691,878.09 S/.
693,953.72 S/.
696,035.58 S/.
698,123.69
S/.
15,809.25 S/.
15,856.68 S/.
15,904.25 S/.
15,951.96 S/.
15,999.82 S/.
16,047.82
S/.
16,095.96
TOTAL INGRESOS( S/.) GASTOS DE OPERACIÓN
S/. 982,481.71 S/. 985,429.16 S/. 988,385.45 S/. 991,350.60 S/. 994,324.65 S/. 997,307.63 S/. 1,000,299.55
Cambio De Medidores por NTCSER
S/.
43,756.92 S/.
45,536.95 S/.
47,389.39 S/.
49,317.19 S/.
51,323.42 S/.
S/.
258,927.53 S/.
268,248.92 S/.
277,905.88 S/.
287,910.49 S/.
298,275.27 S/.
S/.
19,649.63 S/.
19,708.58 S/.
19,767.71 S/.
19,827.01 S/.
19,886.49 S/.
Valorizaciones del contratista y atención de Reclamos Gastos Administrativos
TOTAL de COSTOS SALDO (Ingresos-Costos)
53,411.25
S/.
55,584.02
309,013.18 S/.
320,137.66
19,946.15
S/.
20,005.99
S/. 322,334.08 S/. 333,494.45 S/. 345,062.98 S/. 357,054.70 S/. 369,485.18 S/. 382,370.59 S/. S/. 660,147.63 S/. 651,934.71 S/. 643,322.46 S/. 634,295.90 S/. 624,839.47 S/. 614,937.04 S/.
395,727.67 604,571.88
Fuente. Edicion Propia
UNSAAC
Página 126
5.2.4 INVERSIONES DEL PROYECTO Las inversiones asociadas al proyecto Incluyen a la inversión física, obras civiles, instalaciones y equipamiento en general y además inversión en intangibles, como los gastos de puesta en marcha. Todos los datos del proyecto serán entregados en soles (S/.). Así mismo Los datos que van a ser presentados se refieren a la instalación de 5890 medidores tipo Bi-cuerpo (De acuerdo a la tasa de crecimiento a diciembre del 2016), y del total de 29 puntos de venta y/o recarga necesaria para el funcionamiento del sistema en la S.A. de Paruro.
a) INVERSIONES FIJAS
5.2.4 INVERSIONES DEL PROYECTO Las inversiones asociadas al proyecto Incluyen a la inversión física, obras civiles, instalaciones y equipamiento en general y además inversión en intangibles, como los gastos de puesta en marcha. Todos los datos del proyecto serán entregados en soles (S/.). Así mismo Los datos que van a ser presentados se refieren a la instalación de 5890 medidores tipo Bi-cuerpo (De acuerdo a la tasa de crecimiento a diciembre del 2016), y del total de 29 puntos de venta y/o recarga necesaria para el funcionamiento del sistema en la S.A. de Paruro.
a) INVERSIONES FIJAS Las inversiones fijas se realizarán durante el momento en el cual se desarrolla el proyecto, y por ser inversiones se ubican en el flujo en el momento inicial. A continuación, se desglosa cada uno de estos activos, mostrando el valor de cada uno de los elementos de los cuales está compuesto. o
Activos Sistema de Medición y Puntos de recarga. - Estos Activos solo los mínimos para implementar el punto de venta y/o recarga de energía Pre-pago. Ver Tabla 5.2.
UNSAAC
Página 127
Tabla 5.2. Tabla resumen de los activos del sistema de medición y punto de recarga ACTIVOS FIJOS DEL SISTEMA DE MEDICION Y PUNTO DE RECARGAY/O VENTA DE ENERGIA ELECTRICA PREPAGO DESCRIPCIÓN
Computadora
S/.
C/TOTAL 59,160.00 2,040.00 S/.
Impresora Telefono Escritorio para Computadora Silla Para Encargado Artículos de oficina Medidor de energia activa pre-pago tipo Bi-cuerpo Tarjeta Generadora de Codigos HSP
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
CANTIDAD
29 29 29 29 29 29 5890 29
C/U
TOTAL:
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
5,800.00 1,305.00 8,120.00 1,740.00 2,900.00 1,001,300.00 29,580.00
S/.
1,109,905.00
Fuente. Edición Propia o
Mano de Obra. – Asumiremos este proceso como un traslado de medidor por lo tanto Recurriremos al Sistema de Información de los Costos de Conexión (SICONEX), Ver Tabla 5.3. Tabla 5.3.Costos Mano de Obra MANO DE OBRA
CANTIDAD
5890
DESCRIPCIÓN Retiro e instalación de medidor Pre-pago
C/U S/.
C/TOTAL
20.80 S/.
122,512.00
Fuente. Edición Propia o
Activos Intangibles. - Hacen parte de estos activos las adecuaciones de la oficina, Los servicios de telecomunicación de lugares potenciales para la instalación de puntos de recarga. Ver Tabla 5.4.
UNSAAC
Página 128
Tabla 5.4. Tabla resumen de los activos intangibles. ACTIVOS INTANGIBLES CANTIDAD
29 29 1
DESCRIPCIÓN
Adecuacion de la oficina Servicios de telecomunicación Licencia de Software para la Administracion y venta de Energia Estaciones ON/OFF LINE
C/U
S/. S/.
C/TOTAL
100.00 S/. 80.00 S/.
2,900.00 2,320.00
S/. 9,880.00 S/.
9,880.00
TOTAL :
S/. 15,100.00
Fuente. Edición Propia A continuación, se presenta una tabla resumen de los activos y gastos a invertir: Tabla 5.5. Tabla resumen de activos y gastos. INVERSIONES FIJAS DESCRIPCIÓN
VALOR (S/.)
Activos Fijos Del Sistema De Medicion Y Punto De Recarga y/o Venta De Energia Eléctrica Prepago
S/. 1,109,905.00
Mano de Obra Activos Intangibles
S/. S/.
TOTAL INVERSIONES
122,512.00 15,100.00
S/. 1,247,517.00
Fuente. Edición Propia
A continuación, se muestra un gráfico donde se puede observar que tipo de inversión es la que más afecta de forma directa al proyecto. Ver Figura 5.4. Gráficos de distribución de inversiones fijas del sistema prepago.
UNSAAC
Página 129
Figura 5.4. Gráficos de distribución de inversiones fijas del de l sistema prepago INVERSIONES FIJAS DEL PROYECTO
S/.1,109,905.00
S/.1,200,000.00 S/.1,200,000.00 S/.1,000,000.00 S/.1,000,000.0 0 S/.800,000.00 S/.600,000.00 S/.400,000.00 S/.200,000.00 S/.-
S/.122,512.00
S/.15,100.00 INVERSIONES FIJAS
ACTIVOS FIJOS DEL SISTEMA DE MEDICION Y PUNTO DE RECARGA Y/O VENTA DE ENERGIA ELÉCTRICA PREPAGO
MANO DE OBRA
ACTIVOS INTANGIBLES
Fuente. Edición Propia Se puede ver que los activos del sistema de medición y punto de recarga son los mayores. Estos representan cerca del 90% del total de las inversiones fijas del proyecto.
5.2.5 COSTOS DEL PROYECTO. Los costos considerados en el estudio, incluyen costos directos de operación a, pero adicionalmente están los costos indirectos como el personal administrativo, los gastos de comercialización, gastos en servicios básicos, gastos generales y otros. I.
Costos fijos. - Son aquellos que su magnitud permanece constante en el desarrollo del proyecto o son independientes de los volúmenes de producción y/o venta del sistema propuesto. A continuación, se describen ciertos gastos que deben realizarse para la implementación de 100 medidores prepago
UNSAAC
Página 130
Costos de Publicidad. Se refiere al costo de dar a conocer a la comunidad el nuevo
o
sistema (folletos, charlas, visitas, etc.). Se estima alrededor de S/. 2000 para pautas publicitarias por medios impresos y visitas programadas, esto se realizará simultáneamente y después de la instalación de los medidores Prepago. Se prevé estos gastos para los primeros dos años de operación del proyecto, tiempo en el cual se considerará consolidado el funcionamiento de este sistema de medición en la cultura de los usuarios.
Capacitación: Hace referencia a los costos de las capacitaciones que son
o
necesarias brindar al personal encargado de la instalación de los medidores prepago así como a el conjunto de usuarios de las localidades acerca del funcionamiento del sistema Prepago, Se considerará también por un periodo de 2 años. A continuación, se presenta una tabla resumen de los costos fijos para un año: Tabla 5.6. Tabla resumen de los costos fijos para un año
CANTIDAD 1 1
COSTOS FIJOS PARA EL PRIMER AÑO. Publicidad. Capacitación.
C/U
TOTAL (S/.)
2000 2000
S/. S/.
2,000.00 2,000.00
TOTAL COSTOS FIJOS
S/.
4,000.00
Fuente. Edición Propia
II.
Costos Variables.
Estos costos fluctúan en proporción al volumen total de la producción, en este caso varia con el número de medidores instalados. Estos son:
UNSAAC
Página 131
o
Comisión Del Punto de Venta: Se estima pagar un valor de S/. 0.5 por la compra mensual de cada Usuario del sistema Prepago BT7.
o
Servicios: se refiere al valor de los servicios de teléfono, Internet. Se estima alrededor de S/.80.00, este varía en función a la cantidad de puntos de venta, que a su vez varía en función a la cantidad de usuarios. Como referencia se debe tomar los programas pilotos anteriores realizados por ADINELSA la cual indica que la cantidad ideal de atención de usuarios por cada punto de venta es de 300 usuarios por lo tanto a partir del año 12 se debe adicionar los gastos para la instalación de un nuevo punto de venta cada año.
o
Gastos Administrativos: Varían en función a los ingresos anuales, por lo general se toma un valor de 2% de los mismos.
A continuación, se presenta una tabla resumen de costos variables para el primer año. Ver Tabla 5.7. Tabla 5.7. Tabla resumen de costos variables de operación para un año COSTOS VARIABLES VARIAB LES DE OPERACIÓN COSTOS VARIABLES Comi Comision sion por Pun Punto de Venta enta Servicios(internet y telefonia) por un un Año Año
TOTAL (S/.) (S/. ) S/. S/.
0.50 0.50
S/.
80.00
Fuente. Edición Propia
5.2.6 FLUJO DE CAJA CON PROYECTO Evaluaremos el flujo de caja para proyecto de implantación de medidores Pre-pago en la S.A. de Paruro, analizando ingresos y egresos propios de la Tarifa BT7, para lo cual además de los costos expuestos en párrafos anteriores tomaremos las siguientes consideraciones. UNSAAC
Página 132
Reducción de precio de tarifa BT5B a BT7 por concepto de cargo comercial por servicio pre-pago (CCSP): 28.54 % (Ver Cuadro 5.25. Diferencia de costos entre tarifa BT7 Y BT5B)
Reducción de precio de tarifa BT5B a BT7 por concepto de Energía Activa: 1.64 % (Ver Cuadro 5.25. Diferencia de costos entre tarifa BT7 Y BT5B)
Gastos Administrativos: Se tomara el 2% de los ingresos anuales.
Cambio de medidores por NTCSER: Por ser medidores completamente Nuevos se estima una cambio del 5% anual del total, a partir del año 4 debido a que la garantía cubre un periodo de 3 años.
UNSAAC
Página 133
Tabla 5.8. Flujo de Caja Sistema Prepago BT7
0 AÑO
RUBROS Cantidad De Usuarios Ingreso Por Cargo Comercial Ingreso Por Energía Activa
1 AÑO S/. S/.
TOTAL INGRESOS(S/.) INVERSION Computadora Impresora Telefono Escritorio para Computadora Silla Para Encargado Artículos de oficina Medidor de energia activa pre-pago tipo Bi- cuerpo Tarjeta Generadora de Codigos HSP Retiro e Instalacion de Medidor Prepago Activos Inta ngibles
2 AÑO
5,890 196,036.66 S/. 658,472.79 S/.
PERIODO 4 AÑO
3 AÑO
6,130 196,624.77 S/. 660,448.21 S/.
6,379 197,214.65 S/. 662,429.55 S/.
6,638 197,806.29 S/. 664,416.84 S/.
5 AÑO
6 AÑO
6,909 198,399.71 S/. 666,410.09 S/.
7 AÑO
7,190 198,994.91 S/. 668,409.32 S/.
8 AÑO
7,482 199,591.89 S/. 670,414.55 S/.
7,786 200,190.67 672,425.79
S/. 854,509.45 S/. 857,072.98 S/. 859,644.20 S/. 862,223.13 S/. 864,809.80 S/. 867,404.23 S/. 870,006.44 S/. 872,616.46 S/. 59,160.00 S/. 5,800.00 S/. 1,305.00 S/. 8,120.00 S/. 1,740.00 S/. 2,900.00 S/. 1,001,3 00.00 S/. 29,580.00 S/. 122,512.00 S/. 15,100.00
GASTOS DE OPERACION Cambio De Medidores por NTCSER Publicidad Capacitacion Costos De Operación Comision Punto de Venta Gastos Administrativos
TOTAL de COSTOS (S/.) SALDO (Ingresos-Costos)
S/. S/. S/. S/. S/.
2,000.00 2,000.00 27,840.00 2,945.00 17,090.19
S/. S/. S/. S/. S/.
2,000.00 2,000.00 27,840.00 S/. 3,064.80 S/. 17,141.46 S/.
S/.
59,414.16 S/.
61,831.13 S/.
64,346.42 S/.
66,964.03 S/.
69,688.13
27,840.00 S/. 3,189.48 S/. 17,192.88 S/.
27,840.00 S/. 3,319.23 S/. 17,244.46 S/.
27,840.00 S/. 3,454.25 S/. 17,296.20 S/.
27,840.00 S/. 3,594.77 S/. 17,348.08 S/.
27,840.00 S/. 3,741.01 S/. 17,400.13 S/.
27,840.00 3,893.19 17,452.33
S/. 51,875.19 S/. 52,046.26 S/. 48,222.36 S/. 107,817.85 S/. 110,421.58 S/. 113,129.27 S/. 115,945.17 S/. 118,873.65 S/. 1,247,517.00 S/.
802,634.26 S/.
805,026.72 S/.
811,421.84 S/.
754,405.28 S/.
754,388.22 S/.
754,274.96 S/.
UNSAAC
754,061.28 S/.
753,742.82
Página 134
RUBROS Cantidad De Usuarios Ingreso Por Cargo Comercial Ingreso Por Energía Activa
TOTAL INGRESOS(S/.) INVERSION
9 AÑO S/. S/.
10 AÑO
8,103 200,791.24 S/. 674,443.07 S/.
8,433 201,393.61 676,466.40
PERIODO 12 AÑO
11 AÑO S/. S/.
8,776 201,997.79 678,495.80
S/. S/.
9,133 202,603.79 680,531.29
13 AÑO S/. S/.
9,504 203,211.60 682,572.88
14 AÑO S/. S/.
S/. 875,234.31 S/. 877,860.01 S/. 880,493.59 S/. 883,135.08 S/. 885,784.48 S/. 888,441.83
Computadora Impresora Telefono Escritorio para Computadora Silla Para Encargado Artículos de oficina Medidor de energia activa pre-pago tipo Bi-cuerpo Tarjeta Generadora de Codigos HSP Retiro e Instalacion de Medidor Prepago Activos Intangibles
15 AÑO
9,891 203,821.23 S/. 684,620.60 S/.
10,293 204,432.70 686,674.46
S/.
891,107.16
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
2,040.00 200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
2,040.00 200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
2,040.00 200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
2,040.00 200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
S/.
81,738.68
S/.
85,063.81
S/.
88,524.21
S/.
92,125.37
27,840.00 S/. 4,945.49 S/. 17,768.84 S/.
27,840.00 5,146.67 17,822.14
GASTOS DE OPERACION Cambio De Medidores por NTCSER Publicidad Capacitacion Costos De Operación Comision Punto de Venta Gastos Administrativos
TOTAL de COSTOS (S/.) SALDO (Ingresos-Costos )
S/.
72,523.04
S/.
S/. S/. S/.
27,840.00 S/. 4,051.57 S/. 17,504.69 S/.
75,473.28
S/.
27,840.00 S/. 4,216.38 S/. 17,557.20 S/.
78,543.53
27,840.00 S/. 4,387.91 S/. 17,609.87 S/.
27,840.00 S/. 4,566.41 S/. 17,662.70 S/.
27,840.00 S/. 4,752.17 S/. 17,715.69 S/.
S/. 121,919.29
S/. 125,086.86 S/. 128,381.31 S/. 135,722.79 S/. 139,286.67 S/. 142,993.53
S/.
S/.
753,315.02
752,773.15
S/.
752,112.29
S/.
747,412.29
S/.
746,497.81
S/.
S/.
146,849.18
745,448.31 S/.
744,257.98
RUBROS Cantidad De Usuarios Ingreso Por Cargo Comercial Ingreso Por Energía Activa
TOTAL INGRESOS(S/.) INVERSION
9 AÑO S/. S/.
10 AÑO
8,103 200,791.24 S/. 674,443.07 S/.
8,433 201,393.61 676,466.40
PERIODO 12 AÑO
11 AÑO S/. S/.
8,776 201,997.79 678,495.80
S/. S/.
9,133 202,603.79 680,531.29
13 AÑO S/. S/.
9,504 203,211.60 682,572.88
14 AÑO S/. S/.
15 AÑO
9,891 203,821.23 S/. 684,620.60 S/.
S/. 875,234.31 S/. 877,860.01 S/. 880,493.59 S/. 883,135.08 S/. 885,784.48 S/. 888,441.83
Computadora Impresora Telefono Escritorio para Computadora Silla Para Encargado Artículos de oficina Medidor de energia activa pre-pago tipo Bi-cuerpo Tarjeta Generadora de Codigos HSP Retiro e Instalacion de Medidor Prepago Activos Intangibles
10,293 204,432.70 686,674.46
S/.
891,107.16
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
2,040.00 200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
2,040.00 200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
2,040.00 200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.
2,040.00 200.00 45.00 280.00 60.00 100.00 170.00 1,020.00
S/.
81,738.68
S/.
85,063.81
S/.
88,524.21
S/.
92,125.37
27,840.00 S/. 4,945.49 S/. 17,768.84 S/.
27,840.00 5,146.67 17,822.14
GASTOS DE OPERACION Cambio De Medidores por NTCSER Publicidad Capacitacion Costos De Operación Comision Punto de Venta Gastos Administrativos
TOTAL de COSTOS (S/.) SALDO (Ingresos-Costos )
S/.
72,523.04
S/.
S/. S/. S/.
27,840.00 S/. 4,051.57 S/. 17,504.69 S/.
75,473.28
S/.
27,840.00 S/. 4,216.38 S/. 17,557.20 S/.
78,543.53
27,840.00 S/. 4,387.91 S/. 17,609.87 S/.
27,840.00 S/. 4,566.41 S/. 17,662.70 S/.
27,840.00 S/. 4,752.17 S/. 17,715.69 S/.
S/. 121,919.29
S/. 125,086.86 S/. 128,381.31 S/. 135,722.79 S/. 139,286.67 S/. 142,993.53
S/.
S/.
753,315.02
752,773.15
S/.
752,112.29
S/.
747,412.29
S/.
746,497.81
S/.
S/.
146,849.18
745,448.31 S/.
744,257.98
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 135
En los cuadros anteriores se puede apreciar que a partir del año 12 se debe implementar un punto de venta de energia pre-pago cada año, esto con el objetivo de garantizar la atencion de 300 usuarios por cada punto de venta o recarga. Se han tomado en cuenta solo los costos relacionados a las tarifas materia de comparacion, dejandose de lado otros costos e ingresos los cuales no representan grandes variaciones en el flujo de caja desarrollado. Se observa además que con la propuesta se proyecta reducir los costos operativos relacionados a las contratistas, sobre todo las valorizaciones explicadas anteriormente.
5.2.7 FLUJOS INCREMENTALES DEL PROYECTO
En los cuadros anteriores se puede apreciar que a partir del año 12 se debe implementar un punto de venta de energia pre-pago cada año, esto con el objetivo de garantizar la atencion de 300 usuarios por cada punto de venta o recarga. Se han tomado en cuenta solo los costos relacionados a las tarifas materia de comparacion, dejandose de lado otros costos e ingresos los cuales no representan grandes variaciones en el flujo de caja desarrollado. Se observa además que con la propuesta se proyecta reducir los costos operativos relacionados a las contratistas, sobre todo las valorizaciones explicadas anteriormente.
5.2.7 FLUJOS INCREMENTALES DEL PROYECTO Para la determinación de los indicadores económicos se determinaron los flujos incrementales del proyecto, los flujos incrementales corresponden a los ingresos, costos y flujo incremental neto que es la suma de los resultados de los dos anteriores.
I.
FLUJO INCREMENTAL DE INGRESOS En la siguiente tabla se evalúa el flujo de ingresos correspondientes a actual sistema en funcionamiento en comparación con el proyecto propuesto, es decir una comparación de ingresos anuales entre el sistema postpago y el sistema prepago.
UNSAAC
Página 136
Tabla 5.9. Flujo Incremental de Ingresos
DESCRIPCIÓN
0
1
2
AÑO 4
3
5
6
7
8
INGRESOS ALTERNATIVA BT7
S/. 854,509.45 S/. 857,072.98 S/. 859,644.20 S/. 862,223.13 S/. 864,809.80 S/. 867,404.23 S/. 870,006.44 S/. 872,616.46
INGRESOS ACTUALES BT5B
S/. 959,217.32 S/. 962,094.97 S/. 964,981.26 S/. 967,876.20 S/. 970,779.83 S/. 973,692.17 S/. 976,613.25 S/. 979,543.08
FLUJO INCREMENTAL INGRESOS
S/. -104,707.87 S/. -105,021.99 S/. -105,337.06 S/. -105,653.07 S/. -105,970.03 S/. -106,287.94 S/. -106,606.80 S/. -106,926.62
DESCRIPCIÓN INGRESOS ALTERNATIVA BT7
9
10
AÑO 12
11
13
14
15
S/.
875,234.31
S/.
877,860.01
S/.
880,493.59
S/.
883,135.08
S/.
885,784.48
S/.
888,441.83 S/. 13,300,106.86
INGRESOS ACTUALES BT5B
S/.
982,481.71
S/.
985,429.16
S/.
988,385.45
S/.
991,350.60
S/.
994,324.65
S/.
997,307.63 S/. 14,929,844.06
FLUJO INC REMENTAL INGRESOS
S/. -107,247.40 S/. -107,569.14 S/. -107,891.85 S/. -108,215.53 S/. -108,540.17 S/. -108,865.79 S/. -1,629,737.20
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 137
Del cuadro anterior se aprecia que con la implementación del proyecto de Medidores Prepago; los ingresos incrementales se hacen negativos, esto se debe a lo expuesto en el Cuadro 5.25. Diferencia de costos entre tarifa BT7 Y BT5B, donde se muestra que la nueva tarifa BT7 es menor a la tarifa convencional, lo que significará beneficios económicos para el usuario quién pagará menos por su consumo mensual de energía eléctrica, lo que a su vez significará una reducción en los ingresos anuales para el empresa concesionaria en las cantidades indicadas en la Tabla 5.9. Flujo Incremental de Ingresos.
II.
FLUJO INCREMENTAL DE COSTOS Este flujo muestra la variación de los costos o egresos para la empresa concesionaria en
Del cuadro anterior se aprecia que con la implementación del proyecto de Medidores Prepago; los ingresos incrementales se hacen negativos, esto se debe a lo expuesto en el Cuadro 5.25. Diferencia de costos entre tarifa BT7 Y BT5B, donde se muestra que la nueva tarifa BT7 es menor a la tarifa convencional, lo que significará beneficios económicos para el usuario quién pagará menos por su consumo mensual de energía eléctrica, lo que a su vez significará una reducción en los ingresos anuales para el empresa concesionaria en las cantidades indicadas en la Tabla 5.9. Flujo Incremental de Ingresos.
II.
FLUJO INCREMENTAL DE COSTOS Este flujo muestra la variación de los costos o egresos para la empresa concesionaria en caso esta ejecute el proyecto de implementación de medidores prepago en la S.A. de Paruro. En la siguiente tabla se evalúa el flujo de costos o egresos correspondientes a actual sistema en funcionamiento en comparación con el proyecto propuesto, es decir una comparación de egresos anuales entre el sistema postpago y el sistema prepago.
UNSAAC
Página 138
Tabla 5.10. Flujo Incremental de costos o Egresos
AÑO DESCRIPCIÓN COSTOS ALTERNATIVA BT7
0 S/. 1,247,517.00 S/.
5
7
8
2
3
51,875.19 S/.
52,046.26 S/.
48,222.36 S/. 107,817.85 S/. 110,421.58 S/. 113,129.27 S/. 115,945.17 S/. 118,873.65
S/. 246,109.63 S/. 254,485.34 S/. 263,166.74 S/. 272,165.06 S/. 281,491.97 S/. 291,159.56 S/. 301,180.36 S/. 311,567.38
COSTOS ACTUALES BT5 FLUJO INCREMENTAL COSTOS
4
6
1
S/. 1,247,517.00 S/. -194,234.44 S/. -202,439.08 S/. -214,944.38 S/. -164,347.21 S/. -171,070.40 S/. -178,030.29 S/. -185,235.20 S/. -192,693.73
DESCRIPCIÓN
9
10
11
AÑO 12
13
14
15
COSTOS ALTERNATIVA BT7
S/.
121,919.29 S/.
125,086.86 S/.
128,381.31 S/.
135,722.79 S/.
139,286.67 S/.
142,993.53 S/.
2,191,778.84
COSTOS ACTUALES BT5
S/.
322,334.08 S/.
333,494.45 S/.
345,062.98 S/.
357,054.70 S/.
369,485.18 S/.
382,370.59 S/.
5,906,383.12
FLUJO INCREMENTAL COSTOS
S/. -200,414.79 S/. -208,407.59 S/. -216,681.67 S/. -221,331.91 S/. -230,198.51 S/. -239,377.06 S/. -3,714,604.28
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 139
En la tabla anterior se visualiza que el flujo incremental de costos o egresos también es negativo, Lo cual significa que los costos o egresos para la empresa concesionaria también se reducirían en comparación a la situación actual (Sistema Postpago), generando directamente un beneficio económico a la empresa en caso esta decida ejecuta el proyecto. Como se vio anteriormente en la Tabla 5.9. Flujo Incremental de Ingresos, en caso se dé la ejecución del proyecto del sistema Prepago; la empresa concesionaria vería reducido sus ingresos anuales, sin embargo esta a su vez reduciría en mayor proporción sus costos o egresos anuales.
III.
FLUJO NETO INCREMENTAL
En la tabla anterior se visualiza que el flujo incremental de costos o egresos también es negativo, Lo cual significa que los costos o egresos para la empresa concesionaria también se reducirían en comparación a la situación actual (Sistema Postpago), generando directamente un beneficio económico a la empresa en caso esta decida ejecuta el proyecto. Como se vio anteriormente en la Tabla 5.9. Flujo Incremental de Ingresos, en caso se dé la ejecución del proyecto del sistema Prepago; la empresa concesionaria vería reducido sus ingresos anuales, sin embargo esta a su vez reduciría en mayor proporción sus costos o egresos anuales.
III.
FLUJO NETO INCREMENTAL Con los resultados de la Tabla 5.9. Flujo Incremental de Ingresos y la Tabla 5.10. Flujo Incremental de costos o Egresos podemos desarrollar el flujo incremental del proyecto o también llamado Flujo Neto Incremental que es sobre el cual se deberá calcular los indicadores económicos de rentabilidad como VAN y TIR, los cuales nos indicaran si el proyecto del Sistema Prepago es rentable económicamente.
UNSAAC
Página 140
Tabla 5.11. Flujo Neto Incremental DESCRIPCIÓN
0
1
2
3
AÑO 4
5
6
7
8
FLUJO INCREMENTAL COSTOS
S/. - S/. -104,707.87 S/. -105,021.99 S/. -105,337.06 S/. -105,653.07 S/. -105,970.03 S/. -106,287.94 S/. -106,606.80 S/. -106,926.62 S/. 1,247,517.00 S/. -194,234.44 S/. -202,439.08 S/. -214,944.38 S/. -164,347.21 S/. -171,070.40 S/. -178,030.29 S/. -185,235.20 S/. -192,693.73
FLUJO NETO INCREMENTAL
S/. -1,247,517.00 S/.
FLUJO INCREMENTAL INGRESOS
DESCRIPCIÓN
89,526.57 S/.
9
97,417.09 S/. 109,607.32 S/.
10
58,694.14 S/.
65,100.37 S/.
A O 12
11
71,742.35 S/.
13
78,628.40 S/.
14
85,767.11
15
FLUJO INCREMENTAL INGRESOS
S/.
-107,247.40 S/.
-107,569.14 S/.
-107,891.85 S/.
-108,215.53 S/.
-108,540.17 S/.
-108,865.79
S/. -1,629,737.20
FLUJO INCREMENTAL COSTOS
S/.
-200,414.79 S/.
-208,407.59 S/.
-216,681.67 S/.
-221,331.91 S/.
-230,198.51 S/.
-239,377.06
S/. -3,714,604.28
FLUJO NETO INCREMENTAL
S/.
93,167.39 S/.
100,838.45 S/.
108,789.82 S/.
113,116.38 S/.
121,658.34 S/.
130,511.26 S/.
Fuente. Edición Propia
UNSAAC
Página 141
Los valores positivos obtenidos en la tabla anterior indican ganancias para la empresa concesionaria con la ejecución del proyecto del sistema Prepago.
IV.
INDICADORES VAN Y TIR
VAN.- El Valor Actualizado Neto (VAN) es un método de valoración de inversiones que puede definirse como la diferencia entre el valor actualizado de los cobros y de los pagos generados por una inversión. Es decir se utiliza para estimar si cierta compra o inversión traerá más beneficios a largo plazo que si se invirtiera un monto de dinero equivalente en una caja de ahorros de un banco
2,084,867.09
Los valores positivos obtenidos en la tabla anterior indican ganancias para la empresa concesionaria con la ejecución del proyecto del sistema Prepago.
IV.
INDICADORES VAN Y TIR
VAN.- El Valor Actualizado Neto (VAN) es un método de valoración de inversiones que puede definirse como la diferencia entre el valor actualizado de los cobros y de los pagos generados por una inversión. Es decir se utiliza para estimar si cierta compra o inversión traerá más beneficios a largo plazo que si se invirtiera un monto de dinero equivalente en una caja de ahorros de un banco
TIR.- La Tasa Interna de Retorno (TIR) es la tasa de interés o rentabilidad que ofrece una inversión. Es decir, es el porcentaje de beneficio o pérdida que tendrá una inversión, Las tasas internas de retorno se utilizan habitualmente para evaluar la conveniencia de las inversiones o proyectos.
Tasa de Interés de Ahorro del Banco.- es el porcentaje al que está invertido un capital en una unidad de tiempo, Podría decirse que es el precio que tiene el Dinero en el mercado financiero al ser ahorrado en un año en una entidad bancaria. Para el presente estudio se debe tener en cuenta que la Taza a plazo fijo que paga la entidad financiera titular de las cuentas de Electro Sur Este S.A.A. es de 7%, por lo que tomaremos este valor para el cálculo de los siguientes indicadores:
UNSAAC
Página 142
Tabla 5.12. Indicadores de Rentabilidad del Proyecto Prepago INDICADOR VAN
VALOR S/.
TIR Tasa de Interes de Ahorro del Banco
309,192.43 9.28% 7.00%
Fuente. Edición Propia Se considera una taza de descuento del 8% por considerarse que la mejor taza a plazo fijo que paga la entidad financiera titular de las cuentas de Electro Sur Este S.A.A. es de 7%. Por lo tanto ejecutar el proyecto del sistema Prepago generará más beneficios económicos a la empresa concesionaria que manteniendo la misma cantidad de dinero depositada a plazo fijo en el banco. Sobre lo expuesto anteriormente se puede ver que la TIR es mayor a la tasa de descuento así como también mayor a cualquier taza de interés que brinda alguna institución financiera por lo tanto el proyecto traerá mayores beneficios económicos al momento de ejecutarlo.
5.2.8 CONCLUSION De los indicadores mostrados así como también del flujo neto incremental se concluye que el proyecto de instalación de medidores prepago en la S.A. de Paruro es rentable económicamente.
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CONCLUSIONES. El objeto de este estudio es determinar la factibilidad técnica y económica de la implementación del sistema de medidores prepago la zona rural tomando como referencia la S.A. de Paruro. En cuanto a la factibilidad técnica, existe una amplia gama para la Elección de los equipos, de las tecnologías y características físicas del sistema Prepago, Técnicamente hablando, todos los equipos ofrecen buenas características de diseño, durabilidad, bajo mantenimiento, confiabilidad y reconocimiento internacional. Así mismo la Infraestructura actual del sistema postpago permite la renovación por el sistema Prepago sin ninguna restricción. Sin embargo nos encontramos con puntos críticos en el diseño de procesos, decimos críticos porque son en estos puntos donde encontramos oportunidades de mejora con respecto a la propuesta actual, estos son el proceso de recaudación y la ubicación de los puntos de recarga, los cuales se espera que con la masificación del uso de teléfonos celulares e internet móvil estos puedan simplificarse aún más hasta el punto de convertirse en procesos netamente virtuales. Así mismo analizamos el aspecto económico que también es el fundamento del presente estudio, dado que como seres humanos todos tenemos recursos limitados y tenemos infinitas opciones para emplear dichos recursos. Al evaluar la combinación entre costos y beneficios del sistema Prepago, se concluye que esta inversión y ejecución es rentable económicamente tanto para la concesionaria como para el usuario final puesto que reduce costos y potenciales sanciones a la empresa concesionaria, así mismo conlleva más ventajas para ambas partes, situación que motiva a estudios mucho más profundos que permitan expandir y masificar el uso de este tipo de comercialización de energía eléctrica.
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La aplicación de la propuesta de medidores prepago a los sistemas de distribución de energía eléctrica Rurales no es del todo novedosa, ya que como se mencionó en algunos países ha sido exitosamente implementada desde hace aproximadamente tres décadas, y aún en estos días continua funcionando satisfactoriamente además que, por el hecho de fomentar el ahorro energético y la autogestión del consumo de energía hacen que este sistema sea amigable con el medio ambiente siendo una buena alternativa para incluirla en los programas de uso racional de energía eléctrica. Se debe resaltar también el hecho de que Perú cuenta con normativa y legislación vigente en el área de medidores prepagados. Esto es de vital importancia por el hecho de que establece bases y pautas para la implementación de este sistema de venta de energía lo que se convierte en uno de los pilares fundamentales para la implementación a gran escala en el país. Con este estudio conceptual se consigue que una empresa de suministro energético en este caso Electro Sur Este S.A.A. Reduzca sus gastos, evite penalidades y mejora su gestión comercial si se aplica este tipo de tecnología. Aún si lo ahorrado no representan grandes ganancias, la empresa obtiene una mejor gestión del tiempo y trabajo. Esto debido a que la empresa prescinde de los procesos críticos como son cobranza, lectura y reparto de recibos, corte y reconexión, esto se traduce en que la utilidad final de la empresa a lo largo de un período de tiempo mayor al previsto por el estudio será mucho mayor que si se continúa con el actual sistema tradicional. Así mismo la empresa de suministro energético siempre manejará flujos de caja positiva, ya que al ser un sistema prepagado la cancelación se hace por adelantado. En cuanto al usuario, este también siente los beneficios de una tarifa la cual es menor que la existente, así mismo el hecho de que el medidor puede cortar el suministro energético al expirar
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el crédito y reactivarse inmediatamente al realizarse un abono, hace auto gestionable el consumo, elimina los recargos adicionales por concepto de corte y reconexión, evita que el usuario se desplace hasta la oficina central para el pago de su deuda y finalmente el cliente no tiene sorpresas en su recibo mensual, traduciéndose esto en una mejor relación usuario-empresa. Las campañas de capacitación y concientización son vitales en este proyecto ya que son la base fundamental para la aceptación de un nuevo sistema de comercialización de energía eléctrica, además de un factor determinante del éxito del mismo. El sistema de medición prepago desarrollado en este estudio, es factible técnica y económicamente según los análisis realizados.
RECOMENDACIONES Se recomienda poner en marcha un proyecto piloto tomando como base el presente estudio, para así evaluar aspectos como la actitud del usuario frente al sistema pre-pago o identificar posibles inconvenientes en el proceso de transición de renovación al sistema Prepago Se recomienda que la aplicación a gran escala de los medidores prepago no sea impuesta, la aplicación debe ser en principio opcional, por dos motivos primordiales: El primero se refiere a la campaña de posicionamiento en el mercado del sistema prepagado, con la cual, muchos clientes podrían verse atraídos por las bondades de un sistema que les permite fraccionar el pago, evitar moras así como multas, y sentirse seguro de que paga lo que consume. El segundo motivo es el cumplimiento estricto de la normativa que indica que el usuario es libre de elegir la tarifa que más le convenga.
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Se recomienda una continua investigación que sea de producción propia, original, oportuna y adecuada dentro del ámbito científico e ingenieril de nuestro país, referente al estudio de toda la tecnología asociada a este tipo de medidores prepago específicamente en los temas relacionado s con la infraestructura, programas computacionales, métodos de validación, uso de tarjetas, uso de códigos, materiales ajustados a la geografía regional, venta de energía online o virtual y el uso de diferentes tipos de telemetría para su implementación en la zona rural.
BIBLIOGRAFIA. 1. Ley de concesiones eléctricas 2. Reglamento de la Ley de concesiones Eléctricas 3. Norma Técnica de Calidad de los servicios eléctricos rurales 4. Base metodológica para la aplicación de la Norma Técnica de Calidad de Los Servicios Eléctricos 5. Ley de Electrificación Rural 6. http://www.osinergmin.gob.pe 7. http://www.else.com.pe/else 8. Guía de Evaluación de Medidores de Electricidad Prepago. ADINELSA. 9. Actaris. Disponible en: http://www.actaris.com/html/eng/ELECTRICITY 10. Ampy Metering. Disponible en: http://www.ampymetering.co.uk/uk/prepay.htm 11. Conlog. Disponible en: http://www.conlog.co.za/electricity/index.html 12. Elster. Disponible en: http://www.elstermetering.com 13. Holley metering: http://www.holleymeter.com/htmnew/electricity.htm 14. Landis & Gtr : http://www.za.landisgyr.com/za/prepay/prepay.htm UNSAAC
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