EJESA

Revisión Tarifaria Quinquenal Campaña de Medición 2015

04/OCTUBRE/2016

Informe de Resultados

1

Revisión Tarifaria Quinquenal – Campaña de Medición de 2015

Contenido 1. Objeto .........................................................................................................................3 2. Antecedentes..............................................................................................................3 2.1. Muestreo .................................................................................................................3 2.2. Descripción del Mercado Objeto del muestreo ........................................................3 3. Proceso de datos- Resultados Finales........................................................................5 3.1. Datos obtenidos ......................................................................................................5 3.1.1. Curvas unitarias de demanda por estrato ............................................................5 3.1.2. Factor de Carga (FC) ...........................................................................................5 3.1.3. Factores de Demanda por Banda Horaria............................................................5 3.1.4. Factor de Simultaneidad (FS) ..............................................................................6 3.2. Otros factores que intervienen en el balance...........................................................6 3.2.1. Factor de Pérdidas de Potencia (FPP).................................................................6 3.2.2. Factor de Cuadratura (FCUADR) .........................................................................6 4. Proceso de Cálculo Final ............................................................................................6 5. Conclusiones ..............................................................................................................7 6. ANEXO 1: Curvas características ...............................................................................8 7. ANEXO 3 – Datos relevados.....................................................................................15 7.1. Factores Característicos por estratos ....................................................................15 7.2. Cuadro Factores característicos por categoría .....................................................16 7.3. Balance de Energía y Potencia .............................................................................17 8. ANEXO 4 – Comentarios acerca de las actividades .................................................18 8.1. SUBANEXO – Cronograma de Instalación y Retiro de Medidores .......................21

2

Revisión Tarifaria Quinquenal – Campaña de Medición de 2015 1. Objeto La finalidad del presente documento es informar los resultados de la Campaña de Medición llevada a cabo a partir del 01 ABRIL 2015 al 31 MARZO 2016. Los resultados implican los factores característicos de la demanda eléctrica y el balance de energía y de potencia asociada a cada estrato de consumo para los cuales se parte que poseen un patrón de demanda que los hace “agrupables”. 2. Antecedentes La Campaña de Medición es una de las herramientas fundamentales utilizadas en los procesos de Revisión Tarifaria Quinquenal (RTQ), los cuales se desarrollan cada cinco (5) años. La misma busca:i) caracterizar la demanda eléctrica estratificada y ii) balancear los flujos de energía y potencia del conjunto.

2.1. Muestreo La Campaña se realiza a través de mediciones efectivas aplicadas a muestras estratificadas de la demanda que han sido seleccionadas en forma aleatoria. La selección de la muestra se concretó sobre la base de un proceso de sorteo, con la intervención de la SUSEPU, en base a la Resolución SUSEPU Nº041-2015 “Metodología para la Campaña de Medición”. 2.2. Descripción del Mercado Objeto del muestreo El sistema eléctrico en estudio corresponde al sistema de distribución de Energía Eléctrica (E.E.) de la Provincia de Jujuy. Sistema atendido actualmente por la empresa EJE S.A. El mencionado sistema se compone de 3 administraciones denominadas Administración San Salvador de Jujuy (ASSJ), Administración Quebrada y Puna (A. QyP) y Administración Valles y Yungas (AVyY). Se menciona que la Empresa EJE S.A. cuenta con 203.448 usuarios (a julio de 2016), los cuales se encuentran distribuidos en SSJ (San Salvador de Jujuy) el 49%, en VyY (Valles y Yungas) el 34%, y AQYP (Quebrada y Puna) el 17%. Acompañado a esto se tienen las áreas de operación de cada administración, SSJ 2.384 km2, VyY 15.371 km2, y QyP 12.021 km2. Estos datos primarios nos fijan los diferentes escenarios, mostrándonos rápidamente que la administración de San Salvador concentra la mayor cantidad de usuarios en un área reducida de trabajo. En cambio en la administración Quebrada y Puna la cantidad de usuarios es minoritaria pero el área a cubrir es importante, es decir prevalecen las grandes distancias en el desarrollo de las tareas cotidianas.

3

Estrato 01) Tarifa Social 02) R 150 y 190 y 300 y 500 y 700 y 1400 kWh 09) G 250 y 500 y 1000 y 2000 kWh 14) Alumb. Publico 15) T2 Med.Demanda 16) T2E Med. Dem andas 17) T3E Gdes.Dem . Total general

San Salvador de Jujuy & Palpalá 34 40 42 84 100 73 46 39 42 42 31 133 85 1 32 3 1 827

Perico

San Pedro Libertador

Abra Tilcara & Pampa & Humahuaca La Quiaca

7 8 9 17 21 21 13 11 8 9 6 28 19

11 7 8 19 27 18 10 11 6 7 6 26 17

8 5 6 17 30 25 14 8 7 9 7 24 18

8 3 2 3 3 3 3 4 4 2 2 9 4

2 6 3 5 5 4 2 2 5 3 2 8 5

5 41 11 234

10 3 2 188

5 0 5 188

3 0 0 53

2 0 0 54

Total general 70 69 70 145 186 144 88 75 72 72 54 228 148 1 57 47 19 1545

De la totalidad de las muestras sorteadas se obtuvieron las mediciones validadas que se describen en planilla siguiente. Si bien la cobertura de la campaña fue completa, existe una pequeña cantidad de archivos defectuosos que los inhabilita para su empleo.

Categoría

Consumos Históricos Desde kWh 10 20 50 100 150 200 500 700

T1 - Residenciales

T1 - Generales

10 50 100 200 500 1000 2000

T1 - Alumbrado Público

Muestras Mediciones sorteadas validadas kWh/mes N° N° 20 49 49 50 50 51 100 71 67 150 145 140 200 186 185 500 144 141 700 89 88 1400 72 72 806 793 50 52 50 100 52 49 200 53 51 500 228 217 1000 147 143 2000 75 74 4000 33 34 640 618 0 18 0 26 Hasta

Total

-13

-22 26

4

Categoría

T2 - Medianas Demandas

Categoría

T3 - Grandes Demandas

Actividad

Aserraderos Bombas de Agua Comercio Industrias Organismos Públicos Riego Tabacalero

Muestras Mediciones sorteadas validadas N° N° 8 8 9 8 117 99 29 28 47 39 7 7 74 78 291 267

Total

-24

Actividad

T3 Estacional T3 No estacional

Muestras sorteadas N° 22 47 69

Mediciones validadas N° 22 44 66

Total

-3

3. Proceso de datos- Resultados Finales 3.1. Datos obtenidos 3.1.1. Curvas unitarias de demanda por estrato Para determinarlas se suman los perfiles de consumos de los clientes muestreados en forma sincrónica y se las relativiza en función de la demanda máxima de ese conjunto de clientes muestreados. De esta manera se obtiene los formatos de las curvas sobre las cuales se calcularán los factores característicos. A modo ilustrativo, en el ANEXO 1 se muestra los formatos de curvas de los estratos sobre las cuales de calcularon los Factores Característicos de las categorías tarifarias que se describen en 3.2.1, 3.2.2 y 3.2.3. 3.1.2. Factor de Carga (FC) FC = En/(730 x Pmáx) FC: Factor de Carga, dato muestral, se extrae a partir de la campaña de medición. En: Energía media facturada del estrato en un período de 730 horas corridas, tiempo equivalente a un mes de 30,4 días. Pmáx: potencia máxima del estrato, variable a determinar en base al FC medido. 3.1.3. Factores de Demanda por Banda Horaria kep: razón de la energía en las horas de pico y la energía total del estrato, dato muestral, se extrae a partir de la campaña de medición. ker: razón de la energía en las horas de resto y la energía total del estrato, dato muestral, se extrae a partir de la campaña de medición.

5

kev: razón de la energía en las horas de valle y la energía total del estrato, dato muestral, se extrae a partir de la campaña de medición. 3.1.4. Factor de Simultaneidad (FS) FS = Pestr / Pmáx estrato FS: Factor de Simultaneidad, dato muestral, se extrae a partir de la campaña de medición. Pestr: Demanda de potencia del estrato en la hora donde se verifica la demanda máxima de potencia del conjunto de todos los clientes de la Distribuidora. Pmáxestr: Demanda de potencia máxima del estrato. 3.2. Otros factores que intervienen en el balance 3.2.1. Factor de Pérdidas de Potencia (FPP) Tiene en cuenta la pérdida de potencia entre medición SMEC y acometidas a usuarios. 3.2.2. Factor de Cuadratura (FCUADR) Tiene en cuenta los estratos no muestreados en la campaña de medición, como ser los situados en los extremos de la demanda estratificada y las diferencias propias que surgen de la integración de demanda en los 12 meses diferentes y la máxima ocurrida en el mes de JULIO 2010. 4. Proceso de Cálculo Final En este apartado, cuya tabla final se muestra en ANEXO 3, se describe la Potencia media para los diferentes estratos. Empleando el FC (del ANEXO 2) se calcula la Potencia máx del estrato en la acometida del usuario. Considerando el FS se sitúa la Potencia máxima del estrato a la hora de la demanda máxima total. Junto al FPP se lleva a la Potencia máxima a la frontera Transporte – Distribución y con el FCUADRA se concilia la Potencia máxima simultánea de la demanda, más sus pérdidas, que coincide con la suma demanda máxima del sistema SMEC, más la potencia de la generación distribuida y la de la generación aislada. La tabla del ANEXO 3, se construye considerando lo siguiente: Se considera una demanda mensual de potencia que parten desde las acometidas a los usuarios, más sus pérdidas, las que deberán cuadrar con la compra de potencia al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA, a la generación distribuida y al sistema aislado (PMAX). La demanda mensual que es considera es la que resulta de promediar la del año 2015 tanto en energía y como en número de clientes de las Pequeñas, Medianas y Grandes Demandas. La PMAX es la demanda máxima de potencia del período de análisis, ocurrida en el mes de DICIEMBRE 2015. Este valor es el registrado en el límite transporte – distribución, o sea a nivel SMEC que considera a los usuarios propios y a los que hacen uso de la FTT. La componente de la Generación Distribuida y el Sistema

6

Aislado son los aportes coincidentales que el día de la demanda máxima al MEM hicieron las respectivas centrales de generación. Al considerar que la demanda máxima de potencia de las MD y GD se verifica en la extensión de un período anual y que la PMAX implica un hecho puntual, se emplea un factor de cuadratura (FCUADRA) a los efectos de balancear oferta y demanda de la PMAX. PMAXMEM + PMAXGD + PMAXSA = i (PMEDi / FCi x FSi) x FPP x FCUADRA Donde: “i”: categoría tarifaria Residencial, General, Alumbrado Público, Medianas y Grandes Demandas y Medianas y Grandes Demandas con FTT. PMEDi: potencia media, correspondiente a la categoría “i”. FCi: factor de carga, correspondiente a la categoría “i”. FSi: factor de simultaneidad, correspondiente a la categoría “i”. FPP: factor de pérdidas de potencia. FCUADRA: factor que concilia la brecha entre la demanda de potencia máxima de las diferentes categorías tarifarias y la demanda máxima al MEM. Síntesis La tabla del ANEXO 3, propone la asignación de la potencia máxima correspondiente al año 2015 (PMAX), a cada categoría tarifaria en forma proporcional a sus factores característicos derivados de la campaña de medición. 5. Conclusiones En cuadros previos, se puede observar que los estratos de menores consumos de energía poseen un menor Factor de Carga, lo que es consistente con la realidad. Los menores consumos se focalizan en el período de punta con el consiguiente incremento de la potencia de punta en relación a otros estratos de demanda que poseen un mayor factor de carga (consumos más distribuidos en el tiempo). De este modo se puede deducir, en función de 2.2.8, que los Costos de Distribución expresados en [$/kWh] para los clientes con menores FC serán mayores con relación a los que poseen mayores FC, lo que implica anular su incidencia en el FRESPO (ver 2.2.7). En esta oportunidad, los datos que se presentan no se encuentran afectados por ningún factor que implique redistribución de costos, aunque se define al mismo en 2.2.7 a los efectos de su posible empleo en otro estadío del proceso que se está llevando a cabo. En cuadros previos, se puede observar que los estratos de menores consumos de energía poseen un menor Factor de Carga, lo que es consistente con la realidad. Los menores consumos se focalizan en el período de punta con el consiguiente incremento de la potencia de punta en relación a otros estratos de demanda que poseen un mayor factor de carga (consumos más distribuidos en el tiempo).

7

6. ANEXO 1: Curvas características Perfil del Usuario Tarifa Social 1,00000 0,90000 0,80000 0,70000 0,60000 0,50000 0,40000 0,30000 0,20000 0,10000 0,00000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil del Usuario Residencial 500 y 700 y 1400 kWh/mes 1,00000 0,90000 0,80000 0,70000 0,60000 0,50000 0,40000 0,30000 0,20000 0,10000 0,00000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

11

Perfil del Usuario General estrato 250 250 y 1000 y 2000kWh/mes 1,00000 0,90000 0,80000 0,70000 0,60000 0,50000 0,40000 0,30000 0,20000 0,10000 0,00000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil del Alumbrado Público 1,00000 0,90000 0,80000 0,70000 0,60000 0,50000 0,40000 0,30000 0,20000 0,10000 0,00000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

14

7. ANEXO 3 – Datos relevados 7.1. Factores Característicos por estratos Categoría

Estrato Denominación

TS R1 (=150=190=300=500=700=1400) G1 250 y 500 y 1000 y 2000 kWh AP T2-MD T2-MDE T3-GDBT T3-GDBTE T3-GDMT PFTT-MD PFTT-GDBT PFTT-GDMT

RA RB RC RD RE RF RG RH GA GB GC GD GE AP

Rango Desde kWh 0 0 150 190 300 500 700 1.400 0 250 500 1.000 2.000

Hasta kWh 190 150 190 300 500 700 1.400 7.000 250 500 1.000 2.000 7.000

Clientes

Consumo medio:

dic-15

Potencia media

Factor de Carga

Pot.máx "no coinc"

dic-15 N° 5.147 73.214 23.469 44.874 24.104 5.255 2.893 483 9.443 3.527 3.016 1.779 975 1.633 661 293 229 102 19

Unitario kWh/mes 107 80 170 237 374 580 898 2.421 89 361 705 1.380 3.533 2.153 5.262 3.984 29.019 13.285 226.980

Estrato kWh/mes 552.855 5.875.984 3.979.279 10.635.824 9.022.258 3.045.726 2.597.429 1.169.475 844.727 1.273.241 2.125.760 2.454.842 3.444.972 3.516.069 3.476.252 1.167.999 6.630.787 1.358.414 4.331.534

kW 757 8.049 5.451 14.570 12.359 4.172 3.558 1.602 1.157 1.744 2.912 3.363 4.719 4.817 4.762 1.600 9.083 1.861 5.934

pu 0,5990 0,6419 0,6673 0,6939 0,7787 0,7639 0,7754 0,7448 0,5934 0,7641 0,6811 0,7298 0,7589 0,4869 0,3620 0,2243 0,4173 0,2463 0,6113

Estrato kW 1.264 12.540 8.169 20.998 15.871 5.462 4.589 2.151 1.950 2.283 4.276 4.608 6.219 9.892 13.154 7.132 21.769 7.554 9.707

2 4 201.122

154.387 681.764

270.178 2.840.684 70.614.290

370 3.891 96.732

0,6199 0,6779 0,5830

597 5.740 165.923

fs

Pot.máx "coinc"

fpp

Estrato pu 1,0000 0,9803 0,9877 0,9950 0,9977 1,0000 1,0000 1,0000 0,7629 0,9219 0,7751 0,9175 0,9283 0,9793 0,8459 0,9425 0,9065 0,9755 0,9289 0,9851 0,9624

1.264 12.293 8.069 20.893 15.835 5.462 4.589 2.151 1.488 2.104 3.314 4.227 5.773 9.687 11.127 6.722 19.734 7.369 9.017

pu 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,1560 1,0482

588 5.524 157.231

1,1560 1,0482 14.272

Pot.máx "coinc"+pérd . Barra MT kW 1.462 14.211 9.327 24.153 18.305 6.314 5.305 2.486 1.720 2.433 3.831 4.887 6.674 11.199 12.863 7.771 22.813 8.519 9.452 680 5.790 180.195

Pot.máx "coinc"

Pérdidas Potencia

pu 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0000 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392 1,0392

Barra MT kW 1.519 14.768 9.693 25.100 19.023 6.562 5.512 2.584 1.787 2.528 3.981 5.079 6.935 11.199 13.367 8.076 23.707 8.852 9.822

Área Dist. kW 255 2.475 1.624 4.206 3.188 1.100 924 433 300 424 667 851 1.162 1.511 2.240 1.353 3.973 1.484 805

1,0392 1,0392 6.623

707 6.017 186.818

118 493 29.586

fcuadra

15

7.2. Cuadro Factores característicos por categoría Categoría

Estrato Denominación

Rango

Clientes

kW 14.258 36.261 50.519

pu 0,6489 0,7390 0,7111

Estrato kW 21.973 49.071 71.043

163 1391

2.117.969 8.025.574 10.143.543

2.901 10.994

0,6855 0,7280

bt

1.633

2153

3.516.069

4.817

5.262 3.984

bt

661 293 954

3.476.252 1.167.999 4.644.252

29.019 13.285

bt

229 102 331

Grandes Demandas en MT Grandes Demandas en MT

mt

19

PFTT Grandes Demandas en BT Grandes Demandas en MT

bt

PFTT Grandes Demandas en MT Grandes Demandas en MT mt

GA-GC GD-GG bt

500 4000

Pot.máx "no coinc"

12.970 5.770 18.740

General

0 500

Factor de Carga

Categoría kWh/mes 10.408.118 26.470.712 36.878.831

RA-RD RE-RH bt

Hasta kWh 190 7000

Potencia media

Unitario kWh/mes 102 341

Residencial

Desde kWh 0 190

Consumo medio

fs

Pot.máx "coinc"

fpp

pu 0,9842 0,9971

Estrato pu 21.626 48.929

pu 1,1560 1,1560

4.233 15.102 19.335

0,8487 0,8816

3.592 13.315

1,1560 1,1560

0,4869

9.892

0,9793

9.687

4.762 1.600

0,3620 0,2243

13.154 7.132 20.286

0,8459 0,9425

6.630.787 1.358.414 7.989.201

9.083 1.861

0,4173 0,2463

21.769 7.554 29.322

226.980

4.331.534

5.934

0,6113

2

154.387

270.178

370

4

681.764

2.840.684

3.891

N° 101.830 77.609 179.439

Pot.máx "coinc"+pérd . Barra MT kW 25.000 56.564 81.564

fajuste

Pot.máx "coinc" MT

Pérdidas Potencia

pu 1,0392 1,0392

kW 25.980 58.780 84.760

kW 4.354 9.851 14.205

4.153 15.392 19.545

1,0392 1,0392

4.315 15.995 20.311

723 2.681 3.404

1,1560

11.199

1,0000

11.199

1.511

11.127 6.722

1,1560 1,1560

12.863 7.771 20.634

1,0392 1,0392

13.367 8.076 21.443

2.240 1.353 3.594

0,9065 0,9755

19.734 7.369

1,1560 1,1560

22.813 8.519 31.331

1,0392 1,0392

23.707 8.852 32.559

3.973 1.484 5.457

9.707

0,9289

9.017

1,0482

9.452

1,0392

9.822

805

0,6199

597

0,9851

588

1,1560

680

1,0392

707

118

0,6779

5.740

0,9624

5.524

1,0482

5.790

1,0392

6.017

493

Alumbrado Público

Medianas Demandas Medianas Demandas Medianas Demandas Estacionales

Grandes Demandas en BT Grandes Demandas en BT Grandes Demandas en BTE

16

7.3. Balance de Energía y Potencia 1 Entrada a red 33 y 13,2 kV 1.1 Pérdidas MT Líneas 13,2 y 33 kV Transformación 13,2/,38, 33/0,38 1.2 Resumen Facturación MT T3-GDMT PFTT-GDMT

Energía Pot.media MWh MW 79.992 109,6 282,4 0,4

FC/FS

FC

FS

0,6580 0,7044

0,6113 0,6779

0,9289 0,9624

Potencia MW 186,82 1,30

7.172 4.332 2.841

9,82 5,93 3,89

14,54 9,02 5,52

2 Entrada a red de BT 2.1 Pérdidas BT Líneas BT Acometidas Medidores

72.538 9.096

99,4 12

2.2 Resumen Facturación TS R1 (=150=190=300=500=700=1400) G1 250 y 500 y 1000 y 2000 kWh AP T2-MD T2-MDE T3-GDBT T3-GDBTE T3-GDMT PFTT-MD PFTT-GDBT PFTT-GDMT

63.442 553 5.876 3.979 10.636 9.022 3.046 2.597 1.169 845 1.273 2.126 2.455 3.445 3.516 3.476 1.168 6.631 1.358

86,91 0,757 8,049 5,451 14,570 12,359 4,172 3,558 1,602 1,157 1,744 2,912 3,363 4,719 4,817 4,762 1,600 9,083 1,861

0,5990 0,6548 0,6756 0,6973 0,7805 0,7639 0,7754 0,7448 0,7778 0,8288 0,8786 0,7955 0,8175 0,4972 0,4280 0,2380 0,4603 0,2525

0,5990 0,6419 0,6673 0,6939 0,7787 0,7639 0,7754 0,7448 0,5934 0,7641 0,6811 0,7298 0,7589 0,4869 0,3620 0,2243 0,4173 0,2463

1,0000 0,9803 0,9877 0,9950 0,9977 1,0000 1,0000 1,0000 0,7629 0,9219 0,7751 0,9175 0,9283 0,9793 0,8459 0,9425 0,9065 0,9755

142,69 1,26 12,29 8,07 20,89 15,83 5,46 4,59 2,15 1,49 2,10 3,31 4,23 5,77 9,69 11,13 6,72 19,73 7,37

270

0,370

0,6293

0,6199

0,9851

0,59

170,98 28,29

17

8. ANEXO4 – Comentarios acerca de las actividades Actividades de Campo Generalidades El sector Laboratorio de Medidores Eléctricos (LME) procedió a generar el cronograma de instalaciones de acuerdo a la disponibilidad de 107 medidores del tipo A1R-AL (100 de 15-120 A y 7 de 1-6A) disponibles para la Campaña de Medición (CM) 2015-2016. Para este cometido se estableció crear para los días hábiles cuasi quincenas, para poder cumplir con los 14 días de registros de cada cliente sorteado; por lo que se dispuso de 15 a 24 medidores por semana calendaría, respetando que al regreso de cada medidor al laboratorio, los mismos debían ser leídos y programados nuevamente según características de cada estrato además de adjuntar la planilla o formulario CM1 el cual refleja los datos de instalación y retiro . A raíz de ello al total de clientes sorteados resulto dividido en 90 períodos a lo largo y ancho del área de concesión de EJE S.A., situación que posibilitó que en las distintas regiones geográficas de nuestra provincia se recopilara simultáneamente los datos especificados por la Resolución 41/15de la SUSEPU. En el Subanexo 8.1se puede apreciar el Cronograma de instalación y retiro de medidores. Descripción de laProceso Se describen a continuación los pasos desarrollados en las labores de campo y laboratorio para lograr un conjunto de mediciones de magnitudes eléctricas relativas a los distintos clientes estudiados. Estas magnitudes se materializan a través de una serie de archivos en formato .TXT: 1-Una vez seleccionados los equipos (Medidores) y calibrados en laboratorio; los cuales a su vez fueron revisados por la SUSEPU, se dispusieron a ser instalados en gabinetes o cajas de distribución para su protección mecánica, instalando (en sus borneras) en cada caso los conductores necesarios en longitud y sección, según la característica del cliente. Para este cometido especial atención se tuvo sobre las tarifas T2 y T3. Estos fueron los conductores estandarizados en 6 mm, 10 mm, 16 mm y 25 mm (Clientes T1-T2) y Cable Tipo taller 4x 2,5mm en clientes T3. También se adiciono el uso de terminales, para su mejor contacto. 2-Seleccionados los servicios; se procedían a energizar los equipos A1R-AL y a la respectiva programación del medidor, con el programa apropiado para la grabación y recopilación de datos. Nombrando a cada uno de acuerdo a lo estipulado en la resolución, los que al final nos dará el nombre del archivo, vinculado al estrato y el servicio estudiado; por ejemplo en el medidor figura con 11G9500 lo que significa medidor ubicado en Administración San Salvador (11) , de Tarifa General (G), estrato 9 (A) y en el servicio número 500. Mientras que en los archivos en formato TXT exportados se traspasa a GA500. 3-Una vez preparados los equipos se notificaban vía Correo Electrónico a los referentes de la CM de cada administración, con lo cual oportunamente se quedaba de acuerdo, para su retiro desde laboratorio.

18

4-Llegando al momento de la instalación; la cuadrilla de técnicos, previo estudio de factibilidad de la misma, procede a ejecutar la inserción del Equipo, primordialmente en el servicio titular, o en su defecto en el 1er o 2do suplente teniendo como premisa observar que la tarifa coincida con la actividad del servicio. 5-Pasados los 14 días de instalación cada referente de la CM es notificado /recordatorio sobre el trabajo de retiro, haciendo hincapié en el envío del mismo a su lugar de origen (LME). 6-Una vez recibidos los mimos en el LME, se procede a leer cada medidor, controlando la planilla adjunta CM1, donde se constata lugar donde fuera instalado, así como detalles sobre los valores de energía acumulados, etc. 7- Se dispone a una Revisión General del Equipo para disponer de su nueva reprogramación y puesta a punto a su nuevo destino de instalación pudiendo según necesidad cambiar de administración. Se menciona como aspecto final que para el caso de cada una de las administraciones, al momento de contar con los equipos, la planilla de instalación y formularios, su tarea consistió, en supervisar y alinear en su cronogramas de actividades, como lo es el control de energía, con los de la CM 2015-2016, velando en tal ocasión se cumpla en tiempo y forma la instalación y retiro según lo especificado en cada formulario, notificando novedades en caso de variación del mismo. Otros aspectos a destacar Se menciona que algunos de los aspectos relevantes, se relacionan con la posibilidad de vincular recursos humanos propios de la Empresa, relativos al Área de Control de Energía, así como también herramientas e infraestructura. La articulación de estos aspectos permitió el correcto desarrollo de las conexiones de los equipos y a su vez el modo y forma más óptima de concretar las mismas. Labores logradas gracias al empleo de técnicas y prácticas confiables, lo cual repercutió en la calidad de servicio prestado, es decir se buscó fundamentalmente evitar cortes de suministro de energía eléctrica y eventos innecesarios y/o imprevistos en el marco del correcto accionar en lo relativo a los aspectos de Seguridad e Higiene. Además es sumamente importante mencionar el correcto accionar de los operadores, cuales al haberse ejecutado trabajos técnicos en terreno, con labores en altura casi en el 95 % de los casos, a su vez con instalaciones energizadas y en carga en algunos casos, los mismos respetaron las normativas de seguridad, y con ello se obtuvo para toda la campaña de medición un resultado de cero accidentes. Otro de los aspectos destacados se vincula con el modo de selección de clientes para el sorteo en cada estrato, para la presente campaña de medición. Este aspecto fue estratégico al momento de involucrar únicamente los grandes centros urbanos y de las misma Región y Ruta, consiguiendo con ello acceder de forma más inmediata a los servicios suplentes, primero, y segundo al estar cercanos al titular, disminuyendo con ello los tiempos en la ejecución de cada instalación, para los casos en que fue necesario una segunda o tercera opción. Un aspecto final se vincula con mencionar que en el caso de las Administraciones, las distancias geográficas de algunos servicios, como por ejemplo La Quiaca, Abra Pampa, Libertador, etc. resultaron en un potencial problema. Sin embargo gracias a la organización consciente de las labores y objetivos perseguidos se articuló un constante tránsito de móviles propios de la empresa para con ello facilitar el envío y recepción de equipos de medición.

19

Descripción de las Actividades de Gabinete Generalidades Una de las tareas que compone a la Campaña de Medición (CM) 2015-2016, es el desarrollo de labores en Gabinete, vinculadas las mismas con el proceso de los datos brindados por el área de Laboratorio, a partir de las mediciones y labores de campo. El procesamiento de los datos permite obtener información respecto a valores numéricos así como también gráficos bidimensionales de magnitudes eléctricas de interés. Descripción del proceso Se describen a continuación los pasos desarrollados en las labores de Gabinete para lograr la información mencionada anteriormente: 1- Partiendo de los datos brindados por el área de Laboratorio, los cuales consisten en una serie de registros (o archivos) en formato “.txt”, se inicia el procesamiento de los datos. Se menciona que los archivos en .txt, consisten en datos relativos a las mediciones de energía eléctrica registradas por el equipo de medición cada 15 minutos sobre el usuario en estudio. Los registros se encuentran ordenados en columnas. 2-Contando con los archivos, los mismos son ordenados y almacenados en carpetas digitales de acuerdo al estrato al que pertenezcan. 3-Ordenadas los registros por estratos se procede a analizar los mismos. Se analizan los archivos estratos a estratos. 4-Una primer labor consiste en migrar estos datos en formato .txt a formato .xls, logrando de esta manera almacenar los datos en una pestaña auxiliar dentro del archivo .xls, del cliente y estrato en análisis. Conseguido ello se transfieren los datos a la pestaña de análisis, la cual posee una herramienta normativa cual calcula y determina las factores de interés así como también las curvas características de Potencia Activa y Reactiva para ese usuario. Este procedimiento de migración y determinación de valores numéricos se repite tantas veces como registros existan para el estrato en estudio. 5-Una vez obtenidos todos los archivos en formato .xls, para cada estrato, se procede a vincular los datos obtenidos de cada uno de los registros en el estrato correspondiente con una planilla integradora. La misma posee una herramienta normativa la cual integra todos los registros durante 24 hs de cada uno de los clientes en valores de Potencia Activa y Reactiva para un único registro. Esto permite construir la curva de carga característica para un periodo de 24 hs del estrato en estudio. Además de ello permite determinar los valores numéricos de distintos factores como ser: factor de carga, kp, kr, kv, cos fi, Pmedia, Pmax, Pmedia estrato, Pmax estrato, etc. El procedimiento desarrollado permite asimismo determinar indicadores estadísticos característicos del estrato relativos a valores numéricos del estadístico media y desvío estándar. A modo ilustrativo, en el ANEXO Nº 2 se muestra los formatos de curvas de los distintos estratos estudiados. Estratos sobre las cuales de calcularon los Factores Característicos de las categorías tarifarias, los cuales se desarrollan en la siguiente sección y se muestran en ANEXOS Nº 3 y 4.

20

8.1. SUBANEXO – Cronograma de Instalación y Retiro de Medidores CRONOGRAMA DE INSTALACION Y RETIRO Cantidad de clientes Cantidad de Cantidad de estudiados clientes estudiados clientes estudiados DE MEDIDORES de E.E. POR 827 608 106 ADMINISTRACIONES DP

Arch. Entreg

S.S.J

VYY

QYP

T Inst.

Sem

INSTALACION

1

01/04/2015

15/04/2015 14

SI

7

7

3

17

2

06/04/2015

20/04/2015 14

SI

11

9

3

23

3

07/04/2015

21/04/2015 14

SI

12

8

3

23

4

09/04/2015

23/04/2015 14

SI

10

8

3

21

5

16/04/2015

30/04/2015 14

SI

14

8

2

24

6

22/04/2015

06/05/2015 14

SI

11

8

2

21

7

24/04/2015

08/05/2015 14

SI

12

8

2

22

8

27/04/2015

11/05/2015 14

SI

12

7

2

21

9

04/05/2015

18/05/2015 14

SI

11

8

2

21

10

07/05/2015

21/05/2015 14

SI

10

8

1

19

11

12/05/2015

26/05/2015 14

SI

12

8

2

22

12

13/05/2015

27/05/2015 14

SI

11

8

1

20

13

19/05/2015

02/06/2015 14

SI

12

8

2

22

14

22/05/2015

05/06/2015 14

SI

10

9

1

20

15

28/05/2015

11/06/2015 14

SI

12

8

2

22

16

29/05/2015

12/06/2015 14

SI

12

7

1

20

17

03/06/2015

17/06/2015 14

SI

11

8

2

21

18

08/06/2015

22/06/2015 14

SI

11

9

1

21

19

15/06/2015

29/06/2015 14

SI

11

8

2

21

20

16/06/2015

30/06/2015 14

SI

11

8

1

20

21

18/06/2015

02/07/2015 14

SI

9

7

1

17

22

23/06/2015

07/07/2015 14

SI

11

8

1

20

23

26/06/2015

10/07/2015 14

SI

8

5

0

13

24

01/07/2015

15/07/2015 14

SI

9

7

1

17

25

03/07/2015

17/07/2015 14

SI

9

7

1

17

26

06/07/2015

20/07/2015 14

SI

9

7

1

17

27

08/07/2015

22/07/2015 14

SI

8

7

1

16

28

14/07/2015

28/07/2015 14

SI

8

7

0

15

29

16/07/2015

30/07/2015 14

SI

9

7

1

17

30

21/07/2015

04/08/2015 14

SI

10

7

0

17

31

23/07/2015

06/08/2015 14

SI

9

6

1

16

32

24/07/2015

07/08/2015 14

SI

8

7

1

16

RETIRO

21

33

29/07/2015

12/08/2015 14

SI

9

7

0

16

34

31/07/2015

14/08/2015 14

SI

7

5

1

13

35

05/08/2015

19/08/2015 14

SI

10

8

1

19

36

10/08/2015

24/08/2015 14

SI

8

8

0

16

37

11/08/2015

25/08/2015 14

SI

10

6

1

17

38

13/08/2015

27/08/2015 14

SI

9

6

0

15

39

18/08/2015

01/09/2015 14

SI

9

7

1

17

40

21/08/2015

04/09/2015 14

SI

8

6

1

15

41

26/08/2015

09/09/2015 14

SI

9

6

1

16

42

28/08/2015

11/09/2015 14

SI

9

6

1

16

43

31/08/2015

14/09/2015 14

SI

9

6

1

16

44

02/09/2015

16/09/2015 14

SI

10

6

1

17

45

07/09/2015

21/09/2015 14

SI

9

6

2

17

46

10/09/2015

24/09/2015 14

SI

9

6

1

16

47

15/09/2015

29/09/2015 14

SI

9

6

1

16

48

17/09/2015

01/10/2015 14

SI

9

5

1

15

49

18/09/2015

02/10/2015 14

SI

8

6

1

15

50

23/09/2015

08/10/2015 15

SI

8

5

1

14

51

28/09/2015

13/10/2015 15

SI

8

7

1

16

52

30/09/2015

14/10/2015 14

SI

8

7

2

17

53

05/10/2015

19/10/2015 14

SI

10

7

2

19

54

06/10/2015

20/10/2015 14

SI

9

7

1

17

55

15/10/2015

29/10/2015 14

SI

9

8

1

18

56

16/10/2015

30/10/2015 14

SI

10

8

1

19

57

21/10/2015

04/11/2015 14

SI

9

7

1

17

58

22/10/2015

05/11/2015 14

SI

9

7

1

17

59

23/10/2015

06/11/2015 14

SI

8

7

1

16

60

26/10/2015

09/11/2015 14

SI

6

4

0

10

61

02/11/2015

16/11/2015 14

SI

9

7

1

17

62

03/11/2015

17/11/2015 14

SI

5

3

1

9

63

10/11/2015

24/11/2015 14

SI

12

9

2

23

64

11/11/2015

25/11/2015 14

SI

10

7

1

18

65

12/11/2015

26/11/2015 14

SI

9

6

1

16

66

13/11/2015

27/11/2015 14

SI

10

6

1

17

67

19/11/2015

03/12/2015 14

SI

8

6

2

16

68

30/11/2015

14/12/2015 14

SI

9

7

1

17

69

01/12/2015

15/12/2015 14

SI

9

8

1

18

70

02/12/2015

16/12/2015 14

SI

9

6

1

16

71

03/12/2015

17/12/2015 14

SI

6

5

1

12

72

09/12/2015

23/12/2015 14

SI

9

6

1

16

73

10/12/2015

24/12/2015 14

SI

5

5

1

11

22

74

17/12/2015

30/12/2015 13

SI

9

7

1

17

75

21/12/2015

04/01/2016 14

SI

8

5

1

14

76

22/12/2015

05/01/2016 14

SI

7

7

1

15

77

28/12/2015

11/01/2016 14

SI

7

6

1

14

78

06/01/2016

20/01/2016 14

SI

8

6

1

15

79

07/01/2016

21/01/2016 14

SI

10

6

1

17

80

08/01/2016

22/01/2016 14

SI

9

7

1

17

81

12/01/2016

26/01/2016 14

SI

9

7

1

17

82

13/01/2016

27/01/2016 14

SI

9

6

1

16

83

14/01/2016

28/01/2016 14

SI

2

3

1

6

84

25/01/2016

08/02/2016 14

SI

9

6

1

16

85

29/01/2016

12/02/2016 14

SI

10

8

2

20

86

01/02/2016

15/02/2016 14

SI

9

8

1

18

87

02/02/2016

16/02/2016 14

SI

6

6

1

13

88

03/02/2016

17/02/2016 14

SI

10

6

1

17

89

04/02/2016

18/02/2016 14

SI

0

10

1

11

90

17/02/2016

02/03/2016 14

SI

20

1

0

21

0

NO

0

0

0

0

0

NO

0

0

0

0

0

NO

0

0

0

0

827

608

106

1544

23