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RENDICIÓN DE CUENTAS AÑO 2013

EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A. Representante Legal : Ing. Joe Ruales P. Dirección: Larrea 22-60 y Primera Constituyente Teléfonos: 032 962940 – 032 962939 Pagina Web: www.eersa.com.ec Correo electrónico: e-mail.eersa.com.ec

Marzo 2014

http://www.eersa.com.ec/

http://www.energia.gob.ec http://www.eersa.com.ec

Empresa Eléctrica Riobamba S.A.

La Empresa entrega el servicio de energía

eléctrica en su área de concesión que es la

Provincia de Chimborazo con un área de

5960 Km2.

Tiene una cobertura del 97,38% sirviendo a

una población de 472.436 habitantes.


CARACTERÍSTICAS DE LA EMPRESA

Para entregar el servicio el Sistema Eléctrico de la Empresa está

constituido por las siguientes etapas:

Etapa de subestaciones y líneas de subtransmisión.

Etapa de distribución y alumbrado público

Etapa de acometidas y medidores

SUBESTACIÓN REDES EN MT REDES EN BT

69 kV / 13,8 kV 13,8 KV / 220 -127 V

SUBTRANSMISIÓN


Las líneas de subtransmisión interconectan las diferentes subestaciones

con un total de 138,46 km.

Cuenta con 11 subestaciones distribuidas en los diferentes cantones con

una potencia instalada de 84,5 MVA :

• En Riobamba

Nombre de la subestación

Capacidad (MVA) Localización

1 15/18,75 Sector del Cementerio

2 15/18,75 Salida a Guano

3 10/12,5 Parque industrial

4 15/18,75 Sector Bypass

Subestación 4

Subestaciones y líneas de subtransmisión


Subestaciones y líneas de subtransmisión

• Cantones de la Provincia

Nombre de la subestación

Capacidad (MVA)

Localización

Gatazo Gatazo (alimenta Cemento)

7 5/6.125 Cajabamba

8 5/6.125 Guamote

9 5 Alausí

10 2 Chunchi

14 10/12.5 Multitud

13 2.5 Alao Sub. Chunchi


Etapa de distribución

Cuenta con 31 alimentadores con una longitud total de 3.675,42 km.

A través de los 10.963 transformadores de distribución sirve a 3.941,28 km

de redes secundarias.

Para atender el Alumbrado Público a lo largo de toda la provincia tiene

instaladas 38.136 luminarias con una potencia de 5.181 kW.

Trabajos en Al 3/2 Parque Maldonado


Etapa de acometidas y medidores

A diciembre del 2013 tiene instalado 161.446 medidores, para servir a

igual número de clientes clasificados de la siguiente manera:

Incremento respecto al 2012 de 2.84%. Incremento respecto al 2012 de 9,5%.


Atención al Cliente

Para la atención al Cliente y Recaudación posee 5 agencias:

• Matriz en Riobamba

•Agencia Alausí

•Agencia Chunchi

•Agencia Pallatanga

•Agencia Cumandá.


Atención al Cliente

Con la finalidad de dar facilidades de pago a sus clientes la Empresa

posee agencias de recaudación en:

• Riobamba: Terminal Terrestre,

Barrio La Dolorosa, Mercado

Mayorista, Terminal a Baños y en el

Mercado La Condamine.

• Chambo, Guano, Cajabamba,

Guamote.


OBJETIVO ESTRATÉGICO INSTITUCIONAL

PROYECTOS EJECUTADOS INDICADOR RESULTADO ALCANZADO

Reducir las pérdidas de energía a los niveles exigidos

por los entes de control

• PlanRep 2013. Normalización de 1200 clientes con consumos ceros. •Telemedición a 8 clientes con consumos importantes. •Revisión continua de clientes especiales •Cambio de 6216 medidores obsoletos

Porcentaje de pérdidas de energía

10,24%

Incrementar el uso eficiente de la demanda de energía

eléctrica.

• PlanRenova. Sustitución de refrigeradoras ineficientes.

Número de refrigeradoras sustituidas

267

Lograr ser una empresa de excelencia con infraestructura

innovadora con alta responsabilidad social y cuidado del ambiente

•Plan de mejora de la distribución PMD 2013 . Instalación de acometidas y medidores para usuarios nuevos.

Número de medidores instalados

5982

•Fondo de electrificación rural urbano marginal . FERUM BID 2012 ( 47 proyectos atendidos con 3065 viviendas)

Porcentaje de obras construidas

100%

CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE LA INSTITUCIÓN:


OBJETIVO ESTRATÉGICO INSTITUCIONAL

PROYECTOS EJECUTADOS INDICADOR RESULTADO ALCANZADO

Cumplir con las regulaciones sectoriales

• Mejorar las protecciones y operación el sistema de distribución.

(Instalación de 20 reconectadores trifásicos en el sistema de

distribución) • Ejecutar con la limpieza de franja de

servicio en las líneas de subtransmisión anualmente .

• Mantenimiento de los centros de transformación . En la subestación 1

con 768 transformadores de distribución y en la subestación 9, 14

con 1327 transformadores de distribución

•Frecuencia de las interrupciones (FAL)

•Tiempo de las interrupciones (TAL)

FAL = 16,98 TAL= 18,78

Mantener el índice de errores en la facturación menor al 1 % (Correcta ejecución de la toma de lecturas y

fiscalización permanente)

Porcentaje de errores en la facturación (PEF)

PEF = 0,22%

Mantener el índice de recaudación superior al 98% ( Ejecutar los cortes y

reconexiones en toda el área de concesión)

Porcentaje de recaudación

98,26%

CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE LA INSTITUCIÓN:


La Empresa tiene por objeto la prestación del servicio público de electricidad en su área de concesión, mediante la generación, compra , intercambio, distribución y comercialización de la energía eléctrica. Con la finalidad de cumplir con dichas funciones a más de ejecutar los programas PMD, PLANREP y FERUM a ejecutado los siguientes proyectos: Se encuentra participando en la primera etapa de implementación del sistema SCADA para las Empresas Distribuidoras. Se encuentra en proceso de consolidación el sistema de información Geográfica.

Ejecución de la operación y mantenimiento de las centrales de generación que pertenecen a la EERSA.

CUMPLIMIENTO DE FUNCIONES, ATRIBUCIONES, COMPETENCIAS LEGALES


La Empresa realiza la conservación de

la microcuenca del río Alao y Maguazo

para lo cual a realizado las siguientes

actividades:

Se realizó 7 charlas técnicas.

beneficiando a 179 familias

Se produjo 71.742 plantas entre nativas

y exóticas

Se plantó 81.585 plantas beneficiando a

347 familias.

Compromisos asumidos con la comunidad


ITEM PRESUPUESTO

CODIFICADO (USD) PRESUPUESTO

EJECUTADO (USD) PORCENTAJE DE CUMPLIMIENTO

FERUM BID 12-14 2.952.471,83 2.954.312,38 100%

PROYECTOS PLAN REP 2013

229.980 129.570,49 56%

PROYECTOS PMD 2013

480.390 480.390 100%

1.129.380,00 205.894,15 18% PLAN RENOVA

OTRAS INVERSIONES 21.068.558,87 9.575.094,53 45%

CUMPLIMIENTO DE LA EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA: INVERSIONES


PLANIFICADO EJECUTADO

24.731.400,7

13.139.367,4

Presupuesto de inversión en USD

Respecto del presupuesto de inversión éste se ejecutó en el 53,12%

Del valor ejecutado, el 55% son recursos propios, el 32% son fondos del

Estado (MEER), el 12% aportes de otros accionistas y 1% corresponde a

contribuciones de usuarios.

EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA:


PLANIFICADO EJECUTADO

35.730.938,62

33.497.649,63

Presupuesto corriente en USD

EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA:

Respecto del presupuesto corriente éste se ejecutó en el 93,74%.


LOGROS ALCANZADOS 2013:

Es importante resaltar que para la ejecución de las obras de

electrificación, la empresa ha utilizado recursos propios provenientes de

las utilidades generadas en los distintos períodos económicos.

AÑO INGRESOS GASTOS

UTILIDAD ANTES DE

IMPUESTOS

2004 22,901.64 25,884.92 -2,983.27

2005 23,766.78 24,626.43 -859.65

2006 25,278.35 23,986.51 1,291.84

2007 30,726.39 24,340.91 6,385.48

2008 34,031.89 26,165.59 7,866.31

2009 28,254.42 28,145.20 109.22

2010 31,789.73 27,995.00 3,794.72

2011 35,262.31 28,761.14 6,501.17

2012 32,953.98 30,439.15 2,514.82



Concepto 2012 2013

% Variación

DIFERENCIA 2011-2012

Clientes 156,982 161,433 2.84% 4,451

MWh facturados 269,719 295,755 9.65% 26,035

US$ facturados 28,581,320 31,227,370 9.26% 2,646,050

US$ Recaudados 28,156,970 30,874,360 9.65% 2,717,390

Cartera Total (US$) 2,713,850 2,976,410 9.67% 262,560

Cartera Vencida (US$) 1,938,700 2,150,540 10.93% 211,840

Emisiones Vencidas 0.89 0.90 1.12% 0.010

Pérdidas de Energía 12.09% 10.24% -1.85% (0.0185) Calidad de Facturación 0.17 0.22 29.41% 0.050

# de clientes por trabajador 339 347 2.42% 8.190

Gestión Comercial



Gestión Comercial OBJETIVOS PLANTEADAS Y CUMPLIMIENTO

Concepto OBJETIVO EJECUTADO Diferencia Porcentaje

% de Recaudación 98,00% 98,87% 0,87% 0,88%

% Perdidas de energía del sistema 12,09% 10,19% 1,90% 15,71%

Instalación de Nuevos Servicios 6.000 5.982 -18,00 -0,30%

Cambio y/o reubicación medidores 6.000,00 6.216,00 216,00 3,60%

Retiro de medidores 1.000,00 1.705,00 1.171,00 70,50%

Inspección de medidores 7.000 7.527 527 7,53%

Calidad de facturación 1 0,22 -0,78 -78,00%


7.517 7.837

6.400 6.859

5.982

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2009 2010 2011 2012 2013

Nuevos Clientes

140.417

147.123

152.029

156.981

161.432

125.000

130.000

135.000

140.000

145.000

150.000

155.000

160.000

165.000

2009 2010 2011 2012 2013

Número de Clientes



22.648 23.760 25.519

28.581 31.227

22.380 23.586

25.190

28.157 30.874

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2009 2010 2011 2012 2013

Facturación y Recaudación (miles USD)

98,82% 99,27% 98,71% 98,52% 98,87%

80%

85%

90%

95%

100%

105%

1 2 3 4 5

% de Recaudación



14,61%

13,17%

11,88% 12,09%

10,24%

8,00%

9,00%

10,00%

11,00%

12,00%

13,00%

14,00%

15,00%

2009 2010 2011 2012 2013

Pérdidas de Energía T. del Sistema



Reducción de Pérdidas de Energía:

Control de clientela masiva, realizando inspecciones integrales de acometidas

y medidores.

7.527 inspecciones, con 103 novedades.

Clientes especiales. 282 inspecciones, encontrando 41 novedades

Cambiado la medición electrónica con memoria interna por medición

inteligente, tenemos 23 clientes de alto consumo con este sistema inteligente.

Cambio y/o reubicación de 6149 medidores obsoletos.

Readecuaciones de redes secundarias utilizando cable aislado dentro del

programa FERUM en 91 circuitos secundarios.

Normalización de consumos ceros. Con un total de 1.921 inspecciones, de las

cuales fue necesario cambiar 895 medidores, lo que representa el 46,6%.



PROGRAMAS PARA MEJORAR EL SERVICIO TÉCNICO Y COMERCIAL A

CORTO Y MEDIANO PLAZO

En el mes de marzo de 2013 se concluyó el levantamiento de información

del Sistema de Distribución de la EERSA. Concomitante a este trabajo se

realizó la digitalización de la información del Sistema de Distribución, el

mismo que se concluyó en el mes de julio de 2013, información fundamental

de la base de datos SIG.

De acuerdo al requerimiento establecido en el Reglamento de Suministro de

Electricidad, la Empresa participó en LA ENCUESTA REGIONAL DE

SATISFACCION AL CLIENTE, organizada por la CIER, cuyos resultados

fueron presentados y recibidos por la EERSA en el año 2013 y en donde se

puede observar entre otros índices el ISG (Índice de satisfacción general)

con un valor de 78,4% en el año 2012, mientras que el IAC (Índice de

aprobación del Cliente) tiene un valor de 84,7%.



• IAC - INDICE DE APROBACION DEL CLIENTE

• Promedio CIER 76,2%.

• EERSA 84,7%.



• ISG - INDICE DE SATISFACCION GENERAL

• Promedio CIER 74,4%.

• EERSA 78,%.





Para evitar desconexiones de las líneas, se realizaron inspecciones y

limpieza en líneas de 69 KV del, ya sea por mantenimiento programado o a

su vez por fallas ocurridas.

Se tenía previsto la intervención en 1510 centros de transformación que

corresponden las subestaciones 1 y 2, y hasta la presente fecha se ha

realizado el mantenimiento en 2095 centros de transformación, lo que

equivale a un cumplimiento 138,7%, los cuales se muestran en los gráficos

siguientes:


A1/1 A2/1 A3/1 A4/1 A5/1 A6/1 A1/14 A2/14 A3/14 A2/9 A3/9 A4/9 TOTAL

83 90 202 17 128 248 265 260 103 287 230 182 2095




Se trabajaron en 183 intervenciones de mejoramiento, realizados en

sistema de distribución de energía, tales como:

• Divisiones de circuito

• Extensiones de red de MT y/o BT para nuevo servicio.

• Incrementos de red para balance de carga y

• Cambios de red aérea desnuda a red aérea aislada por obsolescencia

de la existente.





En la Dirección de Ingeniería y Construcción se desarrollaron actividades

de Diseño, Construcción y Fiscalización de Obras tanto con personal propio

como mediante contratos, a través de sus Departamentos. Ingeniería y

Diseño presenta el siguiente resumen:


DESCRIPCIÓN 2013 2012 2013/2012

Diseños Comunidades, Barrios,

603 con 374,85 km de líneas M.T y

417,76 km de B.T

484 con 200,8 km de líneas M.T y 417,76

km de B.T

1,25 No. Proy. 1,75 (km)

Revisión proyectos 197 213 0,92

Insp. y factib. 558 497 1,12




A continuación se presenta un cuadro comparativo con lo ejecutado en el

año 2.012:


km Transformadores Luminarias Año M. T. B. T. No. kVA 100 w 150 w 250 w Kw

2012 115.17 140.11 316 3.800 2.016 195 86 262.15

2013 190.53 254.23 568 6.445 3.310 343 98 406.95

2013/2012 1,65 1,81 1,8 1,7 1,64 1,76 1,14 1,55


RETOS 2014

Levantar, diagramar e implantar el 100% de procesos de apoyo,

gobernantes y asesores.

Mejorar los procesos en Readecuación de Subestaciones.

Readecuar Redes de Distribución.

Integrar las RTUS de las subestaciones 7, 8, 9, 10.

Mejorar los índices de regulación de calidad del servicio.

Reducir las pérdidas de energía de acuerdo a lo dispuesto por el

CONELEC, con el valor del 10%.


Cumplir con los programas de Inversiones coordinados con el MEER como son:

PLAN DE MEJORAMIENTO DE DISTRIBUCION PMD

Readecuación de Redes USD 724.580,17

Nuevos Clientes USD 927.242,56

Subtransmisión y Subestaciones USD 922.202,64

PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA USD 278.297,76

PROGRAMA FERUM USD 66.697,83

OBRAS FINANCIADAS CON RECURSOS PROPIOS USD 3’837.917,25

RETOS 2014


MUCHAS GRACIAS

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