El documento describe el uso y beneficios del Sistema de Información Geográfico (SIG) para la gestión de la distribución eléctrica en Guayaquil. El SIG permite mantener un inventario actualizado de las redes eléctricas, vincular clientes con las redes, y mejorar la planificación, atención de clientes, y reducción de pérdidas. El SIG ha traído beneficios como una mejor gestión, optimización de personal, y atención preferencial a los clientes.
INDRA. PROYECTO DE RED INTELIGENTE INTEGRADA EN EL CORREDOR DEL HENARES (PRICE)
XXV_SNSE_TRABAJO_GIS_UNA_INVERSION_RENTABLE_20-04-2010 TOTAL
1. SISTEMA DE INFORMACION GEOGRAFICO - SIG, UNA INVERSION RENTABLE,
UNA OPORTUNIDAD DE INTEGRACION
1. OBJETIVO ESPECÍFICO
Aproximadamente 550.000 usuarios del
Sistema de Distribución de la ciudad de
Guayaquil, son beneficiados con la mejora en la
Gestión en la Eléctrica de Guayaquil debido al
uso de la herramienta SIG, además pueden
utilizarlo para hacer seguimiento de sus
requerimientos.
2. OBJETIVO GENERAL
Tener un inventario actualizado de las redes de
la Eléctrica de Guayaquil;
La identificación de los activos sirve como base
para poder obtener una valoración real de estos,
para lo cual se tendrá un sistema de inventario
de las redes tipo inteligente, mediante el cual se
puede determinar las características de todos
los equipos que conforman nuestro sistema de
distribución;
Vinculación de los clientes con las redes
eléctricas. Dar uso de la información que se
obtiene de la facturación, en cuanto a consumos
exactos de todos los clientes reales vinculados
a:
- Circuitos de baja tensión (Transformadores);
- Alimentadores;
- Subestaciones.
Esto da a lugar a que se tengan los siguientes
objetivos generales:
- Aumentar Circuitos de Baja Tensión, quizás
reducir estos circuitos en otras áreas;
-Tener en funcionamiento un alimentador o
crear nuevos alimentadores;
- Posiblemente construir una Subestación;
- Las pérdidas reales globales del sistema, sean
negras o técnicas;
- Encontrar donde se dan las pérdidas negras en
mayor porcentaje y estimar pérdidas técnicas,
se realizará mediante cálculos con los
consumos de Energía por alimentador vs los
consumos de energía registrados por los
medidores Totalizadores ubicados en las salidas
de los alimentadores de distribución a 13.8 kV;
Áreas Corporativas
AC.5.3
VICTOR HUGO MORALES VIVAR, INGENIERO EN SISTEMAS, Supervisor De Desarrollo.
DOUGLAS VICTOR TORO SOLÓRZANO, INGENIERO EN ELECTRICIDAD, Jefe De Digitalización Y
Control Planimétrico.
UNIDAD ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL
Dirección: Guayaquil
Teléfonos oficina: 04224800-4055/4052
Celular(es): 093351505 / 084812121
Fax: 042277124
E-mail: vmorales@electricaguayaquil.gov.ec
dtoro@electricaguayaquil.gov.ec
PALABRA CLAVE: GIS UNA
INVERSION RENTABLE
XXV SEMINARIO NACIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO
Esmeraldas, 26 – 28 mayo de 2010
TERMOESMERALDAS
2. - Se podrá conocer cuales son los puntos,
sectores o ramales que se desconectan de un
alimentador y se lo reconecta a otro
alimentador;
- Conectividad con otros sistemas
computacionales que posee la empresa
(inventario, ERP, Comercial, Financiero, corto-
circuitos, estabilidad y flujo de carga). Se
podrá utilizar herramientas de análisis de redes
de distribución, como el CYMDIST;
- Optimización del personal;
- Atención preferencial y mas estrecha con
nuestros clientes;
- Reducción en el tiempo de respuesta para
reparación de los daños;
- Determinar con exactitud la obsolescencia de
los equipos para su oportuna reposición o
mantenimiento;
- Planificación del crecimiento del sistema de
distribución en forma técnica y sostenida;
- Determinar el flujo de carga en la red para
realizar transferencia y balanceo en el sistema
de distribución.
3. INTRODUCCION
Desde que la Empresa Eléctrica del Ecuador
Inc., perdió la concesión para la Distribución
de energía para la ciudad de Guayaquil,
siempre ha sido una necesidad conocer el
inventario real de las Redes de Distribución,
que conforman su principal activo. Hay que
considerar también que a partir de los años 90,
las Empresas de Servicio en el mundo se han
preocupado de tener claramente identificados
sus activos que sirven para la operación de las
mismas, con el propósito de mejorar la gestión
y servicio que se da a la Comunidad. Antes
los Activos de las Empresas eran únicamente
cuantitativos.
Por otro lado con lo evolución de leyes a favor
de los usuarios de las empresas de servicio
público, lo sofisticado de los procesos que se
llevan a cabo en cado empresa para poder
atender y mantener satisfecho a los clientes es
necesario contar con el apoyo de herramientas
que nos ayuden a cumplir los procesos y
mejorar la gestión de la Empresa, es por este
motivo que hemos considerado que el Sistema
de Información Geográfico (SIG) es una
herramienta de apoyo fundamental en el día a
día de una empresa de Servicio Público.
4. INICIO DEL SIG
Debido a toda la problemática del control de
activos se decidió hacer un Inventario de la Red
de Distribución, Acometidas y Medidores de la
Corporación para la Administración Temporal
Eléctrica de Guayaquil, y la Digitalización del
Inventario de las Redes en un Sistema de
Información Geográfico e interrelación con los
Sistemas Comercial y de Análisis de Energía.
El Proyecto se desarrollaría dentro del
Perímetro urbano de la Ciudad de Guayaquil,
en que corresponde el área de Concesión de la
Corporación para la Administración Temporal
Eléctrica de Guayaquil.
Como base de operaciones del proyecto se creó
la oficina de la Unidad de Digitalización y
Control Planimétrico, hoy en día Jefatura
Digitalización y Control Planimétrico.
5. ALCANCE DEL PROYECTO
Alcance Inicial
- El proyecto incluye un sistema de
inventario de las redes tipo inteligente,
mediante el cual se podrá determinar las
características de todos los equipos que
conforman el Sistema de Distribución de
la Corporación para la Administración
Temporal Eléctrica de Guayaquil.
- Conectividad con otros sistemas
computacionales que posee la empresa
(corto-circuitos, estabilidad y flujo de
carga).
- Vinculación de los clientes con las redes
eléctricas, por medio de la realización del
enlace entre el GTechnology y el Sistema
Comercial.
- Consultas y reportes directos que podrán
ser diseñados de acuerdo a las
necesidades de la compañía.
- Operaciones matemáticas y cálculos para
proyectos, planificación, sistema
comercial y otros.
3. Alcance Actual
La jefatura de Digitalización ha seguido
innovando y los alcances iniciales para inicios
del 2009 fueron en su mayoría superados.
Por lo tanto los retos diarios y de la actualidad
también han cambiado, por lo que se tienen
nuevos alcances:
• Crear interoperatibilidad entre el
Sistema de Quejas de Luminarias y el
SIG.
• Crear interoperatibilidad entre el
Sistema de Administración de
Transformadores.
• Hacer del SIG, una herramienta de
Gestión de Vehículos.
• Aprovechar la interoperabilidad entre
el SIG y el software de análisis técnico
(CYMDIST).
Este proyecto beneficia a la Gestión de la
Eléctrica de Guayaquil, siendo una herramienta
de uso diario por técnicos, personal
administrativo y de apoyo de las distintas áreas
que componen todo el proceso del Negocio de
la Distribución de Energía Eléctrica. De este
modo se tiene mejoras significativas en los
indicadores de Gestión Técnica, Administrativa
y Operacional como consecuencia de tener
identificado sus Redes de Distribución y poder
accederse fácil y libremente por medio del
Sistema de Información Geográfico a cualquier
requerimiento de cada uno de los siguientes
departamentos: Planificación, Ingeniería,
Control de Calidad, Distribución, Alumbrado
Público, Medidores, Redes, Subestaciones,
Construcciones, Consultas, Adquisiciones,
Comercialización, Control de Pérdidas, Control
Técnico, Contabilidad, Activos Fijos y
Sistemas.
6. CONFORMACION DEL EQUIPO DE
TRABAJO
Para poder manejar el flujo de información
proveniente del inventario de la red de
distribución de la Eléctrica de Guayaquil, la
digitalización de esta información y el
mantenimiento para que la misma no se
desactualice en el Sistema de Información
Geográfico se ha creado la Unidad de
Digitalización y Control Planimétrico, que es
el departamento encargado de la
Administración, Control y manejo del SIG.
Se formó un equipo básico de profesionales,
especialistas en cada una de sus ramas para el
desarrollo integral del SIG.
El equipo de trabajo esta conformado por 3
divisiones: Area Eléctrica, Area Sistemas,
Area Planimetría.
El Area Eléctrica dictaba las normas y
procedimientos que iban a formar parte del
SIG.
El Area de Sistemas, está compuesto de dos
divisiones principales, la que Administra y da
soporte a la Base de Datos del SIG, y la que
Desarrolla y da soporte a Aplicaciones
Complementarias al SIG.
El área de planimetría, dictará las normas,
procedimientos y actualización de la
planimetría de la Ciudad.
7. EXPERIENCIAS:
Para cumplir los objetivos y alcances
propuestos a más de crear la Unidad de
Digitalización y Control Planimétrico se tuvo
que obtener experiencias malas y buenas para
poder justificar la importancia y trascendencias
del SIG dentro de los procesos de la Eléctrica
de Guayaquil, entre las cuales se resaltan las
siguientes:
a. Integración Sistema Comercial
La integración al Sistema Comercial a
tenido varias etapas, estas han sido
elaboradas con el paso del tiempo,
dependiendo de las necesidades que han ido
imponiendo los usuarios del SIG.
En una primera etapa, se creó la vinculación
de un feature llamado “Medidor” con el
Dato del consumo que se encontraba en el
Sistema Comercial. Con esto el usuario
seleccionando un medidor específico del
SIG observaba la información enlazada al
Sistema Comercial para nuestro caso se
muestra el consumo del medidor.
En una segunda etapa, se elaboraron una
serie de consultas espaciales, usando como
4. fuente de información estos datos: Ejemplo:
Medidores con consumo superior a 104
KvH, con esto podíamos ubicar
geográficamente los clientes que gozaron de
la tarifa de la dignidad.
En una tercera etapa: Se comenzó con el
desarrollo del Módulo de Pérdidas de
Energía, con el cual se ha podido focalizar
los operativos para frenar el hurto de energía
y adicionalmente este módulo nos ha
servido para detectar transformadores que
están subdimensionados y
sobredimensionados con el consecuente
ahorro al predecir tomar los correctivos para
evitar el daño del transformador en los casos
que están sobrecargados, también se han
movilizado transformadores
sobredimensionados para ser reemplazados
por los adecuados de menor potencia, en
donde también se obtiene un ahorro al
momento de hacer las compras de
transformadores.
En la cuarta etapa, se ha integrado el
Módulo de Cartera Vencida de Clientes.
Esta permite ubicar geográficamente los
clientes con más de una factura vencida, y
de esta forma hacer énfasis en los operativos
de corte que se realizan y hacer una
fiscalización eficiente a los contratistas que
se encargan de esta labor.
b. Dispositivos Móviles
Siendo la Eléctrica de Guayaquil, una empresa
con un gran número de clientes, el proceso de
levantamiento, ingreso manual y control de
calidad de información al SIG se volvía
demasiado lento. Esto originó la creación de
un módulo informático para el levantamiento
de medidores de la ciudad. El uso de este
recurso fue todo un éxito, con resultados
sorprendentes de rapidez de ingreso,
disminución de Costos, confiabilidad de la
información. Pero lo más importante, tener
información disponible geográficamente de los
usuarios, que nos ha permitido hacer gestión en
la recuperación de cartera y de pérdidas.
c. Telemetría
En la actualidad para hacer el balance de las
Alimentadoras en el SIG, se espera cada corte
de fin de mes para que el departamento de
Subestaciones realice el levantamiento de la
información de todos y cada uno de los
medidores a una base de datos en que se hacen
procesos de compra-venta de energía.
Debido a la necesidad de disponer información
inmediata para procesos de Control de
Pérdidas, Balance Energético y para análisis de
expansión del Sistema que se los realiza en el
SIG, se está integrando la Plataforma SIG con
la función telemétrica de los medidores
instalados en las alimentadoras, con lo cual se
satisface esta necesidad de tener información
inmediata y oportuna.
Esta implementación reduciría
considerablemente, las visitas de los técnicos a
zonas que requieren ser analizadas y medidas,
dado que se podrán hacer cálculos de flujo de
carga para simular con precisión los parámetros
que se requieren para la toma de decisiones en
diversos proyectos eléctricos.
d. Otros SIG
Se tuvo la oportunidad de probar la
interoperatibilidad de nuestro SIG con otros
SIG como Arc GIS, Mapinfo, MapServer. El
proceso de homologación y trabajo en paralelo
fue exitoso y sin contratiempos. Con esto
quedó confirmada la naturaleza robusta e
interoperable de nuestro SIG con otros
Sistemas de información Geográficos. Es de
resaltar el SIG-Semaforización que se
implementó para el control de la cantidad y
consumo energético de los semáforos, con lo
que se ha obtenido una recuperación del valor
facturado a las entidades concesionarias de los
semáforos como el Municipio y la Comisión de
Tránsito del Guayas, y adicionalmente disponer
de información que podrían incidir en los
cálculos de pérdidas.
Esta interoperabilidad también se la demostró
al migrar las 132.000 luminarias del SIG que el
departamento de Alumbrado Público tenía en la
Plataforma Alfa-GIS, con lo cual se ahorró un
enorme recurso de tiempo en el proceso de
migración y se ganó la disponibilidad inmediata
de las luminarias para ser consideradas en los
procesos de cálculos de pérdidas.
5. e. Flujo de Energía
Actualmente se ha culminado un módulo de
cálculo de Flujo de Energía, desarrollado por la
UEG, siendo el SIG, el origen de información y
además el visor de los resultados. Con esto
lograríamos tener una herramienta de Cálculos
Eléctricos encapsulada en el SIG, cabe
mencionar que esta herramienta considera
parámetros propuestos por el CONELEC (ente
de Control del Ecuador). Este módulo será
un complemento al software de Análisis
Técnico CYMDIST, que en conjunto
contribuirán a una disminución y control de las
pérdidas técnicas de la UEG.
8. COSTOS DE INVERSIÓN
Para poder implementar todos los utilitarios que
se emplean para conformar el SIG de la UEG y
recabar la información de la Red de
Distribución de la UEG, se ha presupuestado
invertir de manera intensiva durante 30 meses
el valor de $ 2,470,038.50, el desglose de este
valor se lo presenta en el ANEXO 1.
Para nuestro análisis final se ha considerado
que la inversión en nuestro proyecto se inicia
en Junio del 2009, pero se han considerado
valores invertidos durante años anteriores tales
como compra de Hardware y Software como un
valor inicial de inversión para nuestro Cálculos.
De acuerdo a este antecedente se resume la
Inversión del Proyecto en tres grandes rubros:
- Levantamiento de Información
- Digitalización de Datos
- Costos de Adquisiciones
En los seis meses finales del año 2009 se
presupuestó invertir $ 545,770.51.
En el año 2010 se tiene presupuestado invertir
$1,363,952.43.
Y para el año 2011 se invertirá $560,315.56.
9. GASTOS OPERACIONALES
Para nuestro análisis se han considerado los
Gastos Operacionales que se dan durante el
período de recuperación de la inversión los
cuales se desglosan en los ANEXOS 2a y 2b.
Estos costos suman un valor de $1,863,088.86,
En los seis meses finales del año 2009 se
presupuestó $ 227,846.00.
Se tiene presupuestado gastar lo siguiente para
los años:
2010 $ 443,842.00.
2011 $ 359,375.80
2012 $ 399,274.60 , y
2014 $ 432,750.46
10. BENEFICIOS
Para el cálculo de los ahorros o beneficios del
SIG para la UEG se ha considerado
principalmente la reducción de salidas al campo
para poder realizar las inspecciones de parte de
los Ingenieros, la rapidez en la atención al
cliente, en todos los ámbitos de la líneas de
negocio que desarrolla la empresa, por otro
lado el soporte que el SIG da para la gestión de
control de pérdidas y reducción de las mismas.
El impacto en el ahorro de combustible que
tiene en los choferes y operadores de vehículos
de la empresa al saber que están monitoreados.
Con estos considerandos se ha podido calcular
los beneficios del Proyecto SIG en el período
de recuperación de la inversión que llegan a
$5,800,082.64. Detalles de muestran en los
ANEXO 3a, 3b, 3c, 3d , 3e y 4.
11. ANALISIS DEL COSTO BENEFICIO
Esta evaluación (ANEXO 4) ha sido realizada
con el supuesto de que la Tasa de Descuento es
del 12%, valor considerado aplicable para el
Ecuador.
Se ha considerado únicamente el Período de
estudio en el tiempo requerido para la
recuperación de la inversión.
En los Costos Operacionales, han sido
considerados todos los costo corrientes que
influyen para que el Sistema de Información
Geográfica pueda operar y ser mantenido de
manera exitosa. Para los costos operacionales
se ha estimado que el impacto de incremento de
sueldos y otros gastos será del 10% cada año.
De lo que resulta de este proyecto que la Tasa
Interna de Retorno es de 21.49%, con un valor
6. neto actualizado de $ 570,876.90, en un tiempo
de cuatro años y medio.
Con los recursos económicos que serán
ahorrados por la mejora en la gestión de
atención de proyectos, novedades y quejas,
además de la contribución en la identificación
de pérdidas técnicas y no técnicas del Sistema,
se garantizará la cobertura y calidad, a lo largo
de la vida útil del proyecto.
12. COYUNTURA NACIONAL-
PROYECTO SIGDE (SISTEMA
INTEGRADO PARA LA GESTIÓN DE
LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN)
Ha sido necesario escoger a las empresas que
tienen los diversos proyectos en una etapa más
avanzada para que lideren en forma sectorial
cada uno de estos programas, así el Sistema de
Información Geográfica lo lidera la UEG pues
tenemos implementado el 100% de la red de
Subtransmisión y red Primaria, el 70% de los
Abonados, esto es importante teniendo en
cuenta lo representativo de la UEG dentro del
Sector Eléctrico y de ser concesionaria de la
ciudad de Guayaquil que tiene la alta más alta
de inmigración del territorio ecuatoriano, la
EEQ lidera por la implementación de su
Sistema Comercial (SISCON), la Centro Sur
siendo una empresa mediana ha emprendido
también en un Sistema Comercial y un Sistema
de Información Geográfica.
La UEG está participando activamente en el
SIGDE con la colaboración de personal
ampliamente capacitado en sus respectivas
funciones, en los siguientes comités:
Comité de Homologación
Comité de Gestión Geográfica:
especificaciones técnicas para levantamiento de
la Red Eléctrica, especificaciones técnicas del
sistema GPS y Cartografía, Procesos de
Levantamiento, Validación, Registro y
Mantenimiento de la Red Eléctrica, Modelo de
Datos y Sistema de Información Geográfica,
Telemetría y Macromediciones.
Comité de Gestión Comercial
Comité de Gestión Social
Comité de Gestión Empresarial
Comité de Tecnología.
13. CONCLUSIONES
Considerando los resultados obtenidos en
análisis del Caso Base y la Sensibilidad del
Proyecto a diversos factores como en la
reducción de los beneficios y el aumento de los
gastos y la tasa de actualización tal como se
detalla en los ANEXOS 5 Y 6, podemos
concluir que el Proyecto es viable y rentable, a
corto y mediano plazo.
Esta conclusión se la resume en el ANEXO 7,
en donde se observa que el proyecto tiene una
rentabilidad entre el 12.78% al 21.48%, la
recuperación de la inversión es de entre 4.5
años a 10.5 años y la relación beneficio-costo
está por encima de 1 en todos los casos
analizados.
14. ANEXOS
7. ANEXO # 1
COSTOS DE LA INVERSIÓN
1/2
Levantamiento de Datos
Total de Personas
necesarias / mes de
trabajo
Costo de
Personal
Total Costo
Personal/MES
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 TOTAL
Levantamiento de S/E 1 $ 900 $ 900
$900
$900
$ 1,800.00
Levantamiento de L/ST 4 $ 900 $ 3,600
$3,600
$3,600
$3,600
$ 10,800.00
Levantamiento de Alimentadoras 20 $ 900 $ 18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$18,000
$ 252,000.00
Levantamiento de Circuitos Secundarios 40 900$ 36,000$
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
$36,000
648,000.00$
Supervisores de Trabajo de Campo 4 1,200$ 4,800$
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
$4,800
124,800.00$
Gastos de Suministros de Papelería 400$
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
$400
10,400.00$
Gastos de logística 1,640$
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
$1,640
42,640.00$
Total del Levantamiento
$7,740
$7,740
$10,440
$10,440
$28,440
$24,840
$24,840
$60,840
$60,840
$60,840
$60,840
$60,840
$60,840
$60,840
$60,840
$60,840
$60,840
$60,840
$42,840
$42,840
$42,840
$42,840
$42,840
$42,840
$42,840
$6,840
$-
$-
$-
$-
1,090,440.00$
Digitalización de Datos
Total de Personas
necesarias / mes de
trabajo
Costo de
Personal
Total Costo
Personal
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 TOTAL
Ingreso de S/E 1 $ 750 $ 750 $750
$750
$ 1,500.00
Ingreso de L/ST 2 $ 750 $ 1,500
$1,500
$1,500
$1,500
$ 4,500.00
Ingreso de Alimentadoras 10 $ 750 $ 7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$7,500
$ 112,500.00
Ingreso de Circuitos Secundarios (incluidos
medidores)
20 $ 750 $ 15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
$15,000
315,000.00$
Supervisores de Digitalización 2 $ 960 $ 1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
$1,920
57,600.00$
Total del Ingreso de Datos
$1,920
$2,670
$2,670
$3,420
$3,420
$10,920
$9,420
$9,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$24,420
$16,920
$16,920
$16,920
$16,920
$16,920
$16,920
$16,920
$16,920
$16,920
$1,920
491,100.00$
Año 3
Año 3
Año 1 Año 2
Año 1 Año 2
8. ANEXO # 1
COSTOS DE LA INVERSIÓN
2/2
Costos de Adquisiciones Cantidad Valor Unitario Total 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 TOTAL
Inversiön Inicial en Hw y Sw 1 $ 220,000 $ 220,000 $ 220,000.00
Etiquetación de postes 130000 4$ 455,000$
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
455,000.00$
Estudios para la Elaboración del Manual de
Procedimientos de Operación y
Mantenimiento
1 15,000$ 15,000$
$15,000
15,000.00$
Nuevo Servidor+Licenciamiento 1 $ 25,000 $ 25,000
$25,000
$ 25,000.00
Plotter para impresiones de planos 1 3,000$ 3,000$
$3,000
3,000.00$
Adquisición de Pocket PC´s para
levantamiento + GPS
10 230$ 2,300$
$2,300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
$300
6,498.50$
Hardware adicional para ingreso 15 800$ 12,000$
$12,000
12,000.00$
Software adicional para ingreso 12 252,000$
$25,200
$25,200
$25,200
$25,200
$25,200
$25,200
$25,200
$25,200
$25,200
$25,200
252,000.00$
Software para Análisis de Red de
Distribución (CYMDIST)
5 120,000$
$120,000
120,000.00$
Total Costos de Adquisiciones
$82,500
$25,500
$50,778
$50,778
$50,778
$170,778
$50,778
$50,778
$50,778
$50,778
$25,578
$25,578
$25,578
$25,578
$25,578
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$25,278
$-
$-
$-
$-
$-
$-
$-
$-
$-
$-
888,498.50$
TOTAL
$92,160
$35,910
$63,888
$64,638
$82,638
$206,538
$85,038
$121,038
$136,038
$136,038
$110,838
$110,838
$110,838
$110,838
$110,838
$110,538
$110,538
$110,538
$92,538
$92,538
$59,760
$59,760
$59,760
$59,760
$59,760
$23,760
$16,920
$16,920
$16,920
$1,920
2,470,038.50$
Año 3Año 1 Año 2
11. Anexo #3a
Consultas
recibidas
mensualmente
Días Promedio de
Atención de
Consultas
US$/hora-hombre
(**)
Visitas ahorradas
(+)
Días Promedio
(++)
Por visitas (***)
Por concepto de
atención de
consultas (*)
Total
Clientes 183.04 9.02 7.50$ 91.52 1.80 732.16$ 7,429.59$ 8,161.75$
Proyectos 97.67 7.52 7.50$ 48.84 1.50 390.68$ 3,305.15$ 3,695.83$
Municipio 50 30 7.50$ 25.00 6.00 200.00$ 6,750.00$ 6,950.00$
18,807.59$
225,691.04$
* Se estima 3 horas para hacer una visita
** Se asume $ 1200 costo mensual de un Ingeniero (20 días, 8 horas laborables)
*** Se asue $8 por costos de moviización
+ Se asume el 50% del total de consultas recibidas
++ Se asume que se reducirá en un 20% el tiempo de atención de una CONSULTA
AHORRO DE RECURSOS US$ AHORRADOS x MES
BENEFICIOS POR MEJORAMIENTO EN LA GESTION DE DPARTAMENTOS TÉCNICOS Y DE ATENCIÓN AL CLIENTE
Ahorro Mensual ----->
Ahorro Anual ----->
12. Anexo #3b
Pérdidas
Técnicas
estimadas
% Disminuión
de Pérdidas
Ahorro
US$/mes
Ahorro
Acumulado
Mes 1-2 9% 0 -$ -$
Mes 3-4 8.99% 0.0% 2,000.00$ 2,000.00$
Mes 5-6 8.98% 0.0% 4,000.00$ 6,000.00$
6,000.00$
Pérdidas
Técnicas
estimadas
% Disminuión
de Pérdidas
Ahorro
US$/mes
Ahorro
Acumulado
Mes 7-8 8.97% 0.0% 6,000.00$ 6,000.00$
Mes 9-10 8.96% 0.0% 8,000.00$ 14,000.00$
Mes 11-12 8.95% 0.1% 10,000.00$ 24,000.00$
Mes 13-14 8.90% 0.1% 20,000.00$ 44,000.00$
Mes 15-16 8.80% 0.2% 40,000.00$ 84,000.00$
Mes 17-18 8.70% 0.3% 60,000.00$ 144,000.00$
144,000.00$
Pérdidas
Técnicas
estimadas
% Disminuión
de Pérdidas
Ahorro
US$/mes
Ahorro
Acumulado
Mes 19-20 8.60% 0.4% 80,000.00$ 80,000.00$
Mes 21-22 8.50% 0.5% 100,000.00$ 180,000.00$
Mes 23-24 8.50% 0.5% 100,000.00$ 280,000.00$
Mes 25-26 8.50% 0.5% 100,000.00$ 380,000.00$
Mes 27-28 8.50% 0.5% 100,000.00$ 480,000.00$
Mes 29-30 8.50% 0.5% 100,000.00$ 580,000.00$
580,000.00$
Pérdidas
Técnicas
estimadas
% Disminuión
de Pérdidas
Ahorro
US$/mes
Ahorro
Acumulado
Mes 31-32 8.50% 0.5% 100,000.00$ 100,000.00$
Mes 33-34 8.50% 0.5% 100,000.00$ 200,000.00$
Mes 35-36 8.50% 0.5% 100,000.00$ 300,000.00$
Mes 37-38 8.50% 0.5% 100,000.00$ 400,000.00$
Mes 39-40 8.50% 0.5% 100,000.00$ 500,000.00$
Mes 41-42 8.50% 0.5% 100,000.00$ 600,000.00$
600,000.00$
RECUPERACION DE LA INVERSIÓN POR PÉRDIDAS TÉCNICAS
Ahorro Tercer Año ----->
Ahorro Cuarto Año ----->
Ahorro Segundo Año ----->
Ahorro Primer Año ----->
13. Anexo #3c
% Disminuión
de Pérdidas
Ahorro
US$/mes
Ahorro
Acumulado
Mes 1-2 0.0% -$ -$
Mes 3-4 0.0% -$ -$
Mes 5-6 0.0% -$ -$
-$
% Disminuión
de Pérdidas
Ahorro
US$/mes
Ahorro
Acumulado
Mes 7-8 0.1% 20,000.00$ 20,000.00$
Mes 9-10 0.2% 40,000.00$ 60,000.00$
Mes 11-12 0.3% 60,000.00$ 120,000.00$
Mes 13-14 0.4% 80,000.00$ 200,000.00$
Mes 15-16 0.5% 100,000.00$ 300,000.00$
Mes 17-18 0.5% 100,000.00$ 400,000.00$
400,000.00$
% Disminuión
de Pérdidas
Ahorro
US$/mes
Ahorro
Acumulado
Mes 19-20 0.5% 100,000.00$ 100,000.00$
Mes 21-22 0.5% 100,000.00$ 200,000.00$
Mes 23-24 0.5% 100,000.00$ 300,000.00$
Mes 19-20 0.5% 100,000.00$ 400,000.00$
Mes 21-22 0.5% 100,000.00$ 500,000.00$
Mes 23-24 0.5% 100,000.00$ 600,000.00$
600,000.00$
% Disminuión
de Pérdidas
Ahorro
US$/mes
Ahorro
Acumulado
Mes 19-20 0.5% 100,000.00$ 100,000.00$
Mes 21-22 0.5% 100,000.00$ 200,000.00$
Mes 23-24 0.5% 100,000.00$ 300,000.00$
Mes 19-20 0.5% 100,000.00$ 400,000.00$
Mes 21-22 0.5% 100,000.00$ 500,000.00$
Mes 23-24 0.5% 100,000.00$ 600,000.00$
600,000.00$
RECUPERACION DE LA INVERSIÓN POR
IDENTIFICACION DE PÉRDIDAS NEGRAS
Ahorro Primer Año ----->
Ahorro Cuarto Año ----->
Ahorro Segundo Año ----->
Ahorro Tercer Año ----->
14. Anexo #3d
Costo SERVICIO
POR PROVEEDOR
Costo SERVICO
POR UEG
Saldo o Ahoro por
Unidad
Total de Unidades
Total de Ahorro
año
Ahorro del 290$ 132$ 158$ 150 23,700$
Gastos Semanal Gasto Anual Total de Unidades
Ahorro reportado
por empresas
similares
Total de Ahorro
Ahorro del 30.00$ 1,560.00$ 150 30% 70,200$
BENEFICIOS POR AHORRO EN COMBUSTIBLE EN LA SUPERVISION Y MONITOREO VEHICULAR
15. Anexo #3e - Beneficios por la Gestión del Proyecto SIG-Semaforización
AÑOS
Energía (kwh-
mes)
Valores en $
Energía (kwh-
mes)
Valores en $
Total de
Recaudación
1998 5,209.01 $ 625.08 46,243.45 $ 5,549.21 6,174.30$
1999 5,483.17 $ 657.98 48,677.31 $ 5,841.28 6,499.26$
2000 5,771.76 $ 692.61 51,239.28 $ 6,148.71 6,841.32$
2001 6,075.53 $ 729.06 53,936.08 $ 6,472.33 7,201.39$
2002 6,395.30 $ 767.44 56,774.82 $ 6,812.98 7,580.41$
2003 6,731.89 $ 807.83 59,762.97 $ 7,171.56 7,979.38$
2004 7,086.20 $ 850.34 62,908.39 $ 7,549.01 8,399.35$
2005 7,459.16 $ 895.10 66,219.36 $ 7,946.32 8,841.42$
2006 7,851.75 $ 942.21 69,704.59 $ 8,364.55 9,306.76$
2007 8,265.00 $ 991.80 73,373.25 $ 8,804.79 9,796.59$
2008 8,700.00 $ 1,044.00 77,235.00 $ 9,268.20 10,312.20$
AÑOS
Energía (kwh-
mes)
Valores en $
Energía (kwh-
mes)
Valores en $
Total de
Recaudación
AÑOS
Energía (kwh-
mes)
Valores en $
Energía (kwh-
mes)
Valores en $
Total de
Recaudación
2009 9,135.00 $ 1,096.20 81,096.75 $ 9,731.61 10,827.81$ 2009 30,738.84 $ 3,688.66 120,108.36 $ 14,413.00 18,101.66$
2010 9,591.75 $ 1,151.01 85,151.59 $ 10,218.19 11,369.20$ 2010 32,275.78 $ 3,873.09 126,113.78 $ 15,133.65 19,006.75$
2011 10,071.34 $ 1,208.56 89,409.17 $ 10,729.10 11,937.66$ 2011 33,889.57 $ 4,066.75 132,419.47 $ 15,890.34 19,957.08$
2012 10,574.90 $ 1,268.99 93,879.63 $ 11,265.56 12,534.54$ 2012 35,584.05 $ 4,270.09 139,040.44 $ 16,684.85 20,954.94$
2013 11,103.65 $ 1,332.44 98,573.61 $ 11,828.83 13,161.27$ 2013 37,363.25 $ 4,483.59 145,992.46 $ 17,519.10 22,002.69$
2014 11,658.83 $ 1,399.06 103,502.29 $ 12,420.27 13,819.33$ 2014 39,231.41 $ 4,707.77 153,292.09 $ 18,395.05 23,102.82$
2015 12,241.77 $ 1,469.01 108,677.40 $ 13,041.29 14,510.30$ 2015 41,192.99 $ 4,943.16 160,956.69 $ 19,314.80 24,257.96$
2016 12,853.86 $ 1,542.46 114,111.27 $ 13,693.35 15,235.82$ 2016 43,252.63 $ 5,190.32 169,004.52 $ 20,280.54 25,470.86$
2017 13,496.56 $ 1,619.59 119,816.83 $ 14,378.02 15,997.61$ 2017 45,415.27 $ 5,449.83 177,454.75 $ 21,294.57 26,744.40$
2018 14,171.38 $ 1,700.57 125,807.68 $ 15,096.92 16,797.49$ 2018 47,686.03 $ 5,722.32 186,327.49 $ 22,359.30 28,081.62$
2019 14,879.95 $ 1,785.59 132,098.06 $ 15,851.77 17,637.36$ 2019 50,070.33 $ 6,008.44 195,643.86 $ 23,477.26 29,485.70$
Recuperación
Mensual
Recuperación
Anual
2009 7,273.85$ 87,286.25$
2010 7,637.55$ 91,650.56$
2011 8,019.42$ 96,233.09$
2012 8,420.40$ 101,044.74$
2013 8,841.41$ 106,096.98$
2014 9,283.49$ 111,401.83$
2015 9,747.66$ 116,971.92$
2016 10,235.04$ 122,820.52$
2017 10,746.80$ 128,961.54$
2018 11,284.13$ 135,409.62$
2019 11,848.34$ 142,180.10$
MUNICIPIO DE GUAYAQUIL
COMISION DE TRANSITO DEL
GUAYAS
MUNICIPIO DE GUAYAQUIL
COMISION DE TRANSITO DEL
GUAYAS
PROYECCIÓN DE RECAUDACION DE ENERGÍA POR SEMÁFOROS SIN GIS PROYECCIÓN DE RECAUDACION DE ENERGÍA POR SEMÁFOROS CON GIS
MUNICIPIO DE GUAYAQUIL
COMISION DE TRANSITO DEL
GUAYAS
RECAUDACION DE ENERGÍA POR SEMÁFOROS REAL ANTES DEL GIS
16. ANEXO # 4
TOTAL 1 2 3 4 5
2009 2010 2011 2012 2013
PROYECTO
INVERSION 2,470,038.50 545,770.51 1,363,952.43 560,315.56
COSTOS OPERACIONALES 1,863,088.86 227,846.00 443,842.00 359,375.80 399,274.60 432,750.46
TOTAL 4,333,127.36 773,616.51 1,807,794.43 919,691.36 399,274.60 432,750.46
TOTAL PROYECTO
INVERSION 2,470,038.50 545,770.51 1,363,952.43 560,315.56
COSTOS OPERACIONALES 1,863,088.86 227,846.00 443,842.00 359,375.80 399,274.60 432,750.46
BENEFICIOS BRUTOS 5,800,082.64 49,643.12 908,291.60 1,595,824.13 1,620,635.78 1,625,688.02
VALORES ANUALES ACTUALIZADOS
TASA DE ACTUALIZACION (*) 12
INVERSION 1,973,451.17 487,295.10 1,087,334.53 398,821.54 -
COSTOS OPERACIONALES 1,312,359.11 203,433.93 353,828.13 255,796.60 253,746.23 245,554.23
BENEFICIOS 3,856,687.19 44,324.22 724,084.50 1,135,876.09 1,029,943.34 922,459.04
SALDO EN EL PERIODO DE RECUPERACION 570,876.90 -646,404.81 -717,078.15 481,257.95 776,197.11 676,904.81
(*) Se ha tomado el valor del 12%, aceptado internacionalmente como aplicable al Ecuador
RENTABILIDAD (%) 21.49
TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN 4.5
BENEFICIO NETO ACTUALIZADO 570,876.90
RELACION BENEFICIO - COSTO 1.174
FLUJO DE CAJA
CALENDARIO DE DESEMBOLSOS 2,470,038.50 545,770.51 1,363,952.43 560,315.56
EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO Inventario de la Red de Distribución, Acometidas y Medidores de la Eléctrica
de Guayaquil, Digitalización del Inventario de las Redes en un Sistema de Información Geográfico e interrelación con los
Sistemas Comercial y de Análisis de Energía
CASO BASE
ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL
17. Anexo 5
TOTAL 1 2 3 4 5 6
2009 2010 2011 2012 2013 2014
PROYECTO 2
INVERSION 2,717,042.35 600,347.56 1,500,347.68 616,347.11
COSTOS OPERACIONALES 2,525,423.25 250,630.60 488,226.20 395,313.38 439,202.06 476,025.51 476,025.51
TOTAL 5,242,465.60 850,978.16 1,988,573.88 1,011,660.49 439,202.06 476,025.51 476,025.51
TOTAL PROYECTO
INVERSION 2,717,042.35 600,347.56 1,500,347.68 616,347.11
COSTOS OPERACIONALES 2,525,423.25 250,630.60 488,226.20 395,313.38 439,202.06 476,025.51 476,025.51
BENEFICIOS BRUTOS 6,683,193.59 44,678.81 817,462.44 1,436,241.71 1,458,572.20 1,463,119.22 1,463,119.22
VALORES ANUALES ACTUALIZADOS
TASA DE ACTUALIZACION (*) 13.2
INVERSION 2,126,085.79 530,342.37 1,170,844.06 424,899.37 -
COSTOS OPERACIONALES 1,624,726.59 221,405.12 381,002.85 272,522.42 267,472.21 256,093.22 226,230.76
BENEFICIOS 4,038,265.37 39,468.91 637,932.83 990,120.96 888,264.33 787,132.02 695,346.31
SALDO EN EL PERIODO DE RECUPERACION 287,452.98 -712,278.58 -913,914.08 292,699.18 620,792.13 531,038.80 469,115.54
(*) Se ha tomado el valor del 12%, aceptado internacionalmente como aplicable al Ecuador
RENTABILIDAD (%) 14.19
TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN 5.5
BENEFICIO NETO ACTUALIZADO 287,452.98
RELACION BENEFICIO - COSTO 1.077
FLUJO DE CAJA
CALENDARIO DE DESEMBOLSOS 2,717,042.35 600,347.56 1,500,347.68 616,347.11
(**) Incremento del 10% en: la inversión, los costos operacionales y en la tasa de descuento así como una reducción del 10% en los beneficios
EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO Inventario de la Red de Distribución, Acometidas y Medidores de la Eléctrica de Guayaquil,
Digitalización del Inventario de las Redes en un Sistema de Información Geográfico e interrelación con los Sistemas Comercial y de Análisis de
Energía
SENSIBILIDAD 1
ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL
18. Anexo 6
TOTAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2008 2009 2010 2011 2012 2014 2015 2016 2016 2016 2016
PROYECTO 2
INVERSION 3,087,548.13 682,213.14 1,704,940.54 700,394.44
COSTOS OPERACIONALES 5,574,489.53 284,807.50 554,802.50 449,219.75 499,093.25 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08
TOTAL 8,662,037.65 967,020.64 2,259,743.04 1,149,614.19 499,093.25 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08
TOTAL PROYECTO
INVERSION 3,087,548.13 682,213.14 1,704,940.54 700,394.44
COSTOS OPERACIONALES 5,574,489.53 284,807.50 554,802.50 449,219.75 499,093.25 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08 540,938.08
BENEFICIOS BRUTOS 11,665,658.06 37,232.34 681,218.70 1,196,868.09 1,215,476.83 1,219,266.01 1,219,266.01 1,219,266.01 1,219,266.01 1,219,266.01 1,219,266.01 1,219,266.01
VALORES ANUALES ACTUALIZADOS
TASA DE ACTUALIZACION (*) 15
INVERSION 2,342,929.53 593,228.82 1,289,179.99 460,520.72 -
COSTOS OPERACIONALES 2,534,644.07 247,658.70 419,510.40 295,369.28 285,358.19 268,941.83 233,862.46 203,358.66 176,833.62 153,768.36 133,711.62 116,270.97
BENEFICIOS 4,929,697.07 32,375.95 515,099.20 786,960.20 694,952.83 606,190.70 527,122.34 458,367.26 398,580.22 346,591.50 301,383.91 262,072.97
SALDO EN EL PERIODO DE RECUPERACION 52,123.48 -808,511.56 -1,193,591.19 31,070.21 409,594.64 337,248.87 293,259.89 255,008.60 221,746.61 192,823.14 167,672.29 145,801.99
(*) Se ha tomado el valor del 12%, aceptado internacionalmente como aplicable al Ecuador
RENTABILIDAD (%) 12.78
TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN 10.5
BENEFICIO NETO ACTUALIZADO 52,123.48
RELACION BENEFICIO - COSTO 1.011
FLUJO DE CAJA
CALENDARIO DE DESEMBOLSOS 3,087,548.13 682,213.14 1,704,940.54 700,394.44
(**) Incremento del 25% en: la inversión, los costos operacionales y en la tasa de descuento así como una reducción del 25% en los beneficios
EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO Inventario de la Red de Distribución, Acometidas y Medidores de la Eléctrica de Guayaquil, Digitalización del Inventario de las Redes en un
Sistema de Información Geográfico e interrelación con los Sistemas Comercial y de Análisis de Energía
SENSIBILIDAD 2
ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL
19. Anexo 7 - RESUMEN ANALISIS FINANCIERO
PROYECTO
INVERSION 2,470,038.50$ 2,717,042.35$ 3,087,548.13$
COSTOS OPERACIONALES 1,863,088.86$ 2,525,423.25$ 5,574,489.53$
TOTAL 4,333,127.36$ 5,242,465.60$ 8,662,037.65$
TOTAL PROYECTO
INVERSION 2,470,038.50$ 2,717,042.35$ 3,087,548.13$
COSTOS OPERACIONALES 1,863,088.86$ 2,525,423.25$ 5,574,489.53$
BENEFICIOS BRUTOS 5,800,082.64$ 6,683,193.59$ 11,665,658.06$
VALORES ANUALES ACTUALIZADOS
TASA DE ACTUALIZACION (*) 12% 13% 15%
INVERSION 1,973,451.17$ 2,126,085.79$ 2,342,929.53$
COSTOS OPERACIONALES 1,312,359.11$ 1,624,726.59$ 2,534,644.07$
BENEFICIOS 3,856,687.19$ 4,038,265.37$ 4,929,697.07$
SALDO EN EL PERIODO DE RECUPERACION 570,876.90$ 287,452.98$ 52,123.48$
RENTABILIDAD (%) 21.49 14.19 12.78
TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN 4.5 AÑOS 5.5 AÑOS 10.5 AÑOS
BENEFICIO NETO ACTUALIZADO 570,876.90$ 287,452.98$ 52,123.48$
RELACION BENEFICIO - COSTO 1.174 1.077 1.011
FLUJO DE CAJA
CALENDARIO DE DESEMBOLSOS 2,470,038.50$ 2,717,042.35$ 3,087,548.13$
CASO BASE SENSIBILIDAD 1 SENSIBILIDAD 2CONCEPTO
ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL
