Comisión de Regulación de Energía y Gas

METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE INDICADORES DE CALIDAD PARA LA

CONTINUIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O DISTRIBUCIÓN LOCAL

DOCUMENTO CREG- 03725 DE JUNIO DE 2004

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN.........................................................................................................1

2. ANTECEDENTES....................................................................................................... 32.1 Marco Regulatorlo Colombiano....................................................................... 32.2 Marcos Regúlatenos Internacionales.............................................................. 4

2.2.1 Calidad del servicio (continuidad).............................................................52.3 Diagnóstico del Esquema Actual..................................................................... 8

2.3.1 Calidad del Servicio Prestado.................................................................. 82.3.1.1 Evolución de la calidad........................................................................92.3.1.2 Cumplimiento de los estándares..................................................... 142.3.1.3 Aplicación de las reglas de compensación a los usuarios 18

3. PROPUESTA METODOLÓGICA DE CALIDAD PARA EL PRÓXIMOPERÍODO TARIFARIO................................................................................................... 19

3.1 Indicadores de Calidad del Servicio Prestado............................................. 193.1.1 Filosofía del Programa..............................................................................193.1.2 Parámetros de Entrada............................................................................ 20

3.1.2.1 Topología del C ircuito...................................................................... 203.1.2.2 Grupos de probabilidad.................................................................... 223.1.2.3 Dinámica de la Simulación...............................................................263.1.2.4 Resultados de la Simulación........................................................... 26

3.2 Compensaciones............................................................................................. 273.2.1 Nivel óptimo de calidad............................................................................ 283.2.2 Costo de la falta de calidad para los usuarios.......................................303.2.3 Función V E C .............................................................................................. 303.2.4 Coeficientes de C osto ...............................................................................313.2.5 Propuesta....................................................................................................32

3.3 Control de interrupciones................................................................................ 343.4 Publicidad..........................................................................................................353.5 Periodicidad de revisión de los Indicadores................................................. 36

ANEXO 1 .......................................................................................................................... 38

ANEXO 2 .......................................................................................................................... 41

INDICADORES DE CALIDAD PARA LA CONTINUIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE TRANSMISIÓN

REGIONAL Y/O DISTRIBUCIÓN LOCAL

INTRODUCCIÓN

Las empresas reguladas deben conseguir el equilibrio óptimo entre sus costos de inversión, operación y mantenimiento, y la calidad del servicio que proporcionan a sus consumidores. En el caso de una empresa distribuidora de electricidad, es clara la relación directa que existe entre los costos de inversión y mantenimiento, y el nivel de calidad en el suministro. A mayores costos e inversiones se obtendrá una mejor calidad del servicio y viceversa.

La regulación introdujo un esquema que incentiva al distribuidor a disminuir sus costos para aumentar su beneficio. Una fuente de ahorro aparente de costos está en disminuir las inversiones en infraestructura y reducir las medios dedicados al mantenimiento de las instalaciones; sin embargo esto tendría consecuencias en un deterioro progresivo de la calidad del suministro ofrecido por el distribuidor. Es por tanto evidente que junto al esquema de remuneración, debe preverse un mecanismo para que esta remuneración se encuentre ligada a unos objetivos de calidad que la empresa debe cumplir. Normalmente este mecanismo toma la forma de compensaciones económicas cuando la calidad efectivamente suministrada no alcanza los niveles objetivos fijados por el regulador.

La continuidad del suministro o el número y duración de las interrupciones está claramente ligada con la política de inversiones y de mantenimiento que lleve la empresa distribuidora. Emplear materiales de mala calidad y bajo costo redundará en una mayor tasa de falla de los equipos. Disponer de pocas brigadas de reparación supondrá que una vez que se produce la falla se tardará un tiempo mayor en repararla y por tanto en reponer de nuevo el suministro. Por otro lado, los consumidores perciben unos costos ocasionados por la falta del suministro eléctrico a sus instalaciones. Es claro que una empresa verá detenidos sus procesos si le falta el suministro, esto supone unos costos directos dependiendo de la duración del evento, que la empresa puede valorar. Estos costos directos e indirectos suelen valorarse mediante lo que se llama el costo de la energía no suministrada que sufre el consumidor.

La transformación del Sector Eléctrico Colombiano introducida por el Constituyente y dirigida por las Leyes 142 y 143 de 1994, cambia la orientación de la disponibilidad del servicio de energía como factor principal en la prestación del mismo y realza criterios de eficiencia y calidad como parte fundamental del desarrollo del sector, debiéndose reflejar en beneficio para los usuarios.

La Calidad del Servicio en Colombia es un concepto relativamente nuevo, introducido mediante el Reglamento de Distribución (Resolución CREG 070 de 1998), como parte del sentido de integralidad de las tarifas de energía eléctrica, contemplando aspectos generales de normas técnicas en cuanto a la calidad de la onda y estableciendo parámetros en cuanto a la continuidad del servicio, en desarrollo del literal n del articulo 23, de la Ley 143 de 19941.

Los parámetros y procedimientos para la evaluación de la Calidad del Servicio, han sido modificados por la Comisión, mediante las Resoluciones 025 y 089 de 1999, 096 de 2000, 159 de 2001 y 084 de 2002.

Como parte integral del cargo de distribución del nuevo período tarifario, que se reconoce a las empresas a través de las fórmulas tarifarias, en donde para la recuperación de las inversiones en infraestructura de transporte en el STR y/o SDL se tienen en cuenta las unidades constructivas reconocidas a valor de reposición a nuevo con una mínima calidad esperada asociada con dichas unidades constructivas, es necesario establecer los criterios con los que se evaluará la calidad en el servicio, partiendo de la calidad exigida por el marco regulatorio actual.

En la primera parte del documento se describe dentro de un marco teórico, la base regulatoria vigente y su desarrollo a través de las resoluciones mencionadas; se efectúa un completo diagnóstico y evaluación de los indicadores de calidad y de la información recopilada por la Comisión entre 1999 y 2002 sobre el tema, realizando las respectivas comparaciones entre los indicadores registrados trimestralmente por las empresas distribuidoras y las metas propuestas. Adicionalmente, se efectúa un breve repaso a la experiencia internacional respectiva.

En la segunda parte, como resultado de la evaluación del segmento anterior, considerando circuitos típicos por Grupo de Calidad, se efectúa la propuesta de la metodología para definir las metas de continuidad del servicio (DES - FES) que deberán cumplir los agentes en el actual periodo tarifario.

En la tercera parte, se presentan los elementos tomados en cuenta para garantizar la calidad del producto técnico, la evaluación y el control, tanto de las metas de continuidad como de los indicadores de calidad del servicio, asi como el esquema de compensaciones a que habría lugar por parte de la empresa distribuidora al usuario, en caso del incumplimiento de las metas de calidad mencionadas.

’ “Defínir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad confíabilidad y seguridad del servicio de energía"

2. ANTECEDENTES

2.1 Marco Regulatorio Colombiano

Como ya se dijo, el marco regulatorio de la calidad en (os Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local, se encuentra contenido en la Resolución CREG 070 de 1998 (Código de Distribución), que ha sido modificada y complementada mediante las Resoluciones CREG 025 y 089 de 1999, 096 de 2000, 159 de 2001, 084 de 2002 y 113 de 20032.

Como aspectos principales se destacan los siguientes:

a) Se distinguen dos tipos de indicadores: los de calidad de la potencia suministrada y los de calidad del servicio prestado. Los primeros hacen referencia a aspectos relacionados con la calidad del producto (regulación de voltaje, forma de onda y factor de potencia), mientras que la calidad del servicio se relaciona con la continuidad en la prestación del servicio.

b) La regulación incluye los mecanismos para el pago a los usuarios, de las compensaciones a que tienen derecho cuando las empresas prestan un servicio que incumple los estándares establecidos regulatoriamente. El desarrollo regulatorio en materia de compensaciones es diferente según se trate de la calidad de la potencia suministrada o de la calidad del servicio prestado.

c) Para el caso de inadecuada calidad de la potencia suministrada (incumplimiento de los estándares asociados), se prevé que si se causa un daño a los equipos o aparatos eléctricos del usuario, éste tiene derecho a que el OR reemplace o repare los respectivos equipos o aparatos3. Para llevar a cabo lo anterior, el usuario debe adelantar ante el OR un proceso de reclamación siguiendo lo establecido por la Ley 142 de 1994 (artículos 152 a 159). En resolución aparte, la CREG pretende regular este aspecto para el actual periodo tarifario.

d) De otra parte, en caso de presentarse baja calidad del servicio prestado (incumplimiento de los estándares de continuidad), la regulación contempla la aplicación de un mecanismo automático de compensación al usuario. Esta compensación corresponde a un menor valor a pagar en la factura del servicio. La responsabilidad por el costo de estas compensaciones es del

2 En el Anexo 1 se presenta un resumen detallado del contenido de estas normas.3 En este sentido la regulación exige a las empresas contar con un instrumento financiero que cubra el riesgo asociado con estos posibles pagos.

OR, aunque el agente Comercializador que atiende al usuario es quien las gestiona y aplica.

e) Los estándares de calidad de la potencia suministrada, se definieron a partir de normas técnicas nacionales (regulación de tensión) y mediante la referencia a guias internacionales (forma de onda).

f) Los estándares de calidad del servicio prestado, se definieron considerando la metodología de remuneración vigente para los STRs y/o SDLs, la calidad real que en su momento presentaban dichos sistemas y las características propias de prestación del servicio a los usuarios (diferencias entre zonas urbanas y rurales).

g) Se previeron mecanismos de control por parte de los entes de vigilancia y control (aplicación de indicadores por defecto4, auditorias, encuestas de satisfacción del usuario, etc.) así como por parte del usuario (la posibilidad de contabilizar sus propios indicadores y reclamar cuando lo considere conveniente).

2.2 Marcos Regulatorios Internacionales

A continuación se presenta un resumen de las características de los esquemas de calidad en el servicio de energía eléctrica en algunos países. No se pretende presentar un estudio exhaustivo, sino más bien una referencia para el caso colombiano

Internacionalmente la calidad ha sido considerada en tres formas:

• Calidad del producto técnico (regulación de voltaje, forma de onda - flicker y armónicos-, factor de potencia)

• Continuidad del servicio (DES - FES , SAIDI - SAIFI - CAIDI, TTIK - FMIK)• Calidad de aspectos comerciales

En la tabla siguiente se relaciona la existencia de los indicadores como parte de la normatividad de cada pais, indicando en cada caso, si existe solamente enunciado el indicador o si además del indicador existen fórmulas que permiten la compensación y/o la penalización por efecto de no alcanzar las metas establecidas en cada caso:

4 Cuando la empresa no realiza las mediciones de calidad correspondientes o no reporta adecuadamente.

Tabla 1. Indicadores de calidad internacionales

PAJS

INDICADORES DE CALIDADTECNICOS COMERCIALES

V o lta je

de

se iv lc la

Füctoi

de

Potencia

Pem irboc.

de Onda

D u ia d ó n

hite irup.

Fiec .

interrup.

Calidad

Fact.

T ia tam leu to

Reclam os

Precisión

M edida

Satisfacción

Consunildot

T iem po

C onexión

Reconex.

Usu. X ft

Reconex.

Usu. X fpECUADOR I I I C C I I IEL SALVADOR C I I C I I I I I IGUATEMALA C C C C C C P P C CESPAÑA C CARGENTINA C, P C C C ,P C ,PCOLOMBIA I P I C C J I IFuenle: Normatividad expedida por los enles reguladores de cada país I : Sólo indicador enunciado C: indicador y lim ites que perm iten compensación P: Indicador y lím ites que perm iten penalización

Dado que el estudio de los indicadores de calidad técnicos y comerciales no es objetivo de este documento, únicamente se hará referencia a los Indicadores del servicio.

2.2.1 Calidad del servicio (continuidad)

Respecto a la continuidad del servicio, se encuentra una amplia diversidad de indicadores (FES, FIU FMIK, FAI, SAIFIus, NIEPI, DES, TIU, TTIK, DAI, SAIDIus, TIEPI) que se clasifican en dos grupos: duración y frecuencia. La diferencia entre los indicadores de frecuencia FES-FIU-FAI-SAIFIus y FMIK-NIEPI, se encuentra en que los primeros contabilizan la frecuencia de las fallas y los segundos, asocian dichas frecuencias con los kVA instalados. De la misma manera se establecen las diferencias entre los indicadores de duración DES-TIU-DAI-SAIDIus y TTIK-TIEPI.

Sin embargo, se estima que los indicadores pueden ser comparables en la medida en que el resultado de la aplicación de los mismos es siempre, una duración esperada de la falla con un número determinado de las mismas, como se muestra a continuación:

Tabla 2. Indicadores de duración y frecuencia de interrupción por países (*)

PAJSDuración Frecuencia

urbano rural urbano ru ralARGENTINA 12 12 12 12EL SALVADOR 10 14 B 1GGUATEMALA 12 14 6 8ECUADOR 1E 36 1D 12ESPAÑA B Bi COLOMBIA (2001) 19 61 38 84íCOLOMBIA (2002) 11 39 26 58BOLIVIA 30 30PERU 20 12CHILE 20 22REINO UNIDO 1.3 0.9

* Indicadores anuales

- 5 -

En el cuadro se observan los límites máximos de ocurrencia de eventos y duración en algunos países a los que se encuentran obligados los prestadores del servicio correspondientes5, donde se resalta que los indicadores de duración correspondientes a Colombia para el 2002 para el área urbana, son equiparables a los presentados en Argentina, Guatemala y El Salvador, e inferiores a los respectivos de Peru, Bolivia, Chile y Ecuador.

Si bien los indicadores de duración definidos en la regulación colombiana se encuentran en el intermedio de los indicadores internacionales, los correspondientes para determinar la frecuencia, se encuentran ampliamente superiores a los internacionales.

En la mayoría de los países comentados, además del indicador correspondiente para medir la continuidad del servicio, se contemplan las fórmulas correspondientes para efectuar la compensación al usuario. Estas fórmulas difieren de la Colombiana, básicamente en la valoración que se hace de la energía no suministrada, pues a diferencia del valor del kWh en el primer escalón de racionamiento tomado para la compensación (entre 2 y 2.5 veces el CU promedio nacional del Nivel de « te ns ión 1), en Guatemala la energía no suministrada es diez veces el valor de la tarifa simple del usuario, en Ecuador es dos veces y en Argentina, la energía no entregada se valora según el tipo de usuario entre 1.4 US$/kWh y 2.71 US$/kWh (entre 13 y 25 veces el valor de la tarifa de energía - antes de la depresión económica).

Es claro que desde el punto de vista regulatorio, los aspectos de continuidad del suministro (interrupciones) son los que tienen un mayor interés por su relación con las inversiones y los costos del distribuidor, y por tanto con la remuneración que la empresa debe recibir. A continuación se revisan experiencias en tres zonas reguladas:

a) En Inglaterra y Gales, durante los primeros años después del proceso de reestructuración y privatización, se centró el interés del regulador en controlar los aspectos de la calidad relacionados con la atención comercial. Se controlaban índices globales de la compañía y también el servicio individual a cada cliente. Para ambos tipos de índices se establecieron penalizaciones cuando se daba la situación de incumplimiento por parte de la empresa distribuidora. En aquella situación se consideraba que la continuidad de suministro era suficientemente buena y las compañías seguían criterios de planificación y desarrollo de redes, basados en unas recomendaciones que la compañía estatal seguía antes de la privatización. Actualmente, el regulador, OFGEM, supervisa la monitorización de los índices de calidad a nivel sistema de cada una de las distribuidoras. Se

5 Las metas mostradas, son las respectivas en los sistemas de baja tensión en los paises donde existe diferenciación por niveles de tensión.

monitoriza el SAIDI (número medio de minutos interrumpidos por consumidor) y el SAIFi (número de interrupciones por cada 100 consumidores). Según los datos recogidos, ambos índices mejoraron en los últimos diez años. Sin embargo el regulador insiste en que se deben normalizar y auditar los procedimientos de medida y control de las interrupciones, y que se deben implantar mecanismos de incentivos y penalizaciones que liguen la retribución de las empresas a los resultados de calidad obtenidos.

b) En Noruega, en 1998 se introdujo un esquema de penalizaciones para compensar a los usuarios de la red de transporte, por interrupciones del suministro. Este esquema compensa con 16 NOK/kWh ($2.1/kWh) por la energía no suministrada debida a interrupciones de larga duración superiores a tres minutos, y 8 NOK/kW por la potencia interrumpida en interrupciones de corta duración inferiores a tres minutos, excepto la primera interrupción corta anual. La compensación anual máxima que un usuario puede recibir está limitada a un 25% de los pagos que el mismo efectúe por uso de la red. Un esquema similar de compensaciones ha sido propuesto por el regulador para el control de las interrupciones en las redes de distribución de alta y media tensión. Las penalizaciones inicialmente propuestas para interrupciones de larga duración, superiores a los tres minutos fueron: 1.4 NOK/kWh y 2.0 NOK/kWh para consumidores domésticos por interrupciones programadas y no programadas respectivamente; y 24.5 NOK/kWh y 35.0 NOK/kWh para consumidores comerciales.

c) En California se consideran diferentes indicadores de calidad asociados con (1) fiabilidad del servicio, (2) grado de satisfacción de los consumidores, y (3) seguridad de los empleados de la compañía. Para cada indicador, los niveles reales del servicio prestado se comparan con un valor objetivo marcado como referencia. Si la compañía mejora con respecto a la referencia, recibe una bonificación; por el contrario si no alcanza la referencia entonces tiene que pagar una penalización (incentivos simétricos). Por ejemplo, en el plan de regulación de SCE, la fiabilidad del servicio se evalúa mediante dos índices: el tiempo medio de interrupción por consumidor y el número de interrupciones al año, estos índices para cada año se calculan como la media móvil de las interrupciones ocurridas en los dos últimos años. La satisfacción de los consumidores es evaluada mediante encuestas que consideran cuatro áreas de la compañía: servicios de lectura y facturación, oficinas locales, servicios telefónicos y servicios de planificación. En el futuro se piensa medir indicadores más directamente relacionados con la atención comercial, tales como tiempo de respuesta en la resolución de peticiones y problemas, y comparación con la calidad prestada por otras compañías de servicios similares. La seguridad de los empleados se mide mediante un indicador que considera el número tota! de

accidentes y enfermedad por cada 200.000 horas trabajadas o por cada 100 empleados.

d) En España, el Real Decreto 1955/2000 establece unos niveles de calidad de referencia para la duración y el número de interrupciones que se registran en las redes de distribución, diferenciando entre áreas urbanas (municipios con un número de suministros mayor de 20.000 y capitales de provincia), semi-urbanas (municipios con número de suministros entre 20.000 y 2.000), rural concentrado (municipios con número de suministros entre 2.000 y 200), y rural disperso (municipios con menos de 200 suministros y suministros localizados fuera del núcleo urbano). Entre otros, los indicadores de fiabilidad o continuidad de suministro zonales medidos y controlados son; tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en transformadores media/baja tensión (TIEPI) y número de interrupciones equivalente de la potencia instalada en transformadores (NIEPI). Si los resultados de las compañías se encuentran por debajo de los niveles fijados de referencia, se obliga a las mismas a realizar los correspondientes planes de mejora. También se controlan límites individuales al número de interrupciones y al tiempo de interrupción total acumulado que un consumidor puede sufrir a lo largo del año. Por ejemplo, el tiempo de interrupción total acumulado en un año que un consumidor conectado en BT puede sufrir dependiendo de si se encuentra en zona urbana, semi-urbana, rural concentrado o rural disperso es de 6 horas, 10 horas, 15 horas, o 20 horas, respectivamente. Cuando este límite es superado, la compañía deberá indemnizar al correspondiente consumidor con un pago equivalente a 5 veces el precio de la energía no consumida debido a las interrupciones. Por otra parte, también se regulan los aspectos de calidad asociados con el nivel de tensión y las perturbaciones de la onda y la atención comercial a consumidores regulados. En este último aspecto se dan niveles de referencia para que la compañía resuelva peticiones y quejas de consumidores en un tiempo máximo establecido como límite.

2.3 Diagnóstico del Esquema Actual

2.3.1 Calidad del Servicio Prestado

El análisis de la aplicación de las disposiciones en materia de calidad del servicio prestado, puede abordarse desde las siguientes perspectivas: evolución de la calidad, cumplimiento de los estándares y aplicación de las reglas de compensación a los usuarios.

2.3.1.1 Evolución de la calidad

De acuerdo con la información disponible, es posible visualizar la calidad del servicio de energía eléctrica, desde la oferta (evaluando la información de duración y frecuencia de las interrupciones desde 1999 hasta el segundo semestre de 2003 reportada por los OR) y desde la demanda (efectuando el análisis de los datos recopilados por la SSPD a través de la encuesta de satisfacción del usuario)

Calidad desde la Oferta

Inicialmente se analizó la información con el objeto de determinar si han existido cambios en la calidad final5 en alimentadores y transformadores de distribución. Teniendo en cuenta que el análisis conjunto de la totalidad de la muestra de alimentadores y transformadores, no permite indentificar los comportamientos particulares de los ORs, se decidió trabajar con la información individual de cada empresa.

Para determinar si han existido cambios en la calidad o no a lo largo del período a evaluar (1999-2002), se realizó un análisis de varianza, el cual, permite probar la hipótesis nula de que no hay diferencia en las medias de variables dependientes (indicadores de calidad mensuales) para los diferentes grupos formados por categorías de las variables independientes (años del periodo de transición). A continuación se muestra el resultado de dicho análisis:

6 Se tomó la totalidad de interrupciones que se reportaron para los circuitos. Los indicadores DES y FES se contabilizan sobre estas interrupciones pero descontando las exclusiones establecidas en la Resolución CREG 096 de 2000.

Adlcionalmente, considerando la existencia de datos inconsistentes, se procedió a depurar la base de datos eliminando los registros, donde:

• El número de horas de interrupción mensual superaba las horas totales del mes,• El número de horas de interrupción del transformador era inferior al número de horas de

interrupción del alimentador respectivo,• El número de interrupciones del transformador era inferior al número de interrupciones dei

alimentador respectivo.

Tabla 3. Análisis de calidad en el tiempo por ORMEDIAS DE DURACION Y FRECUENCIA POR EMPRESA Y AÑO PARA ALIMENTADORES INTERRUPCIONES TOTALES

OPERADOR OE MEDIA DURACION (Min. - Mes) MEDIA FRECUENCIA ENERGIA FACTURADARED 1999 2000 2001 2002 1999 2000 2001 20D2 KWh (2DC1) % DEL TOTAL

CODENSA 61.4 60.3 1 0.9 1.2 8,120.740 24.35MEDELLIN 13.2 16.3 11.6 120 0.3 0.3 0.3 0.4 4.966.642 14.89COSTA 4269 260.5 358,2 749.3 7 6 4 1 5.0 7.9 3.479.226 10 43CARIBE 408 4 207.5 201,7 953.9 6,2 3,0 3;5 7.3 3.469.001 10.40CAU : 38.a 243 20.0 17.8 1.4 1.3 0.3 • 0.4 2,952.962 8.65SANTANDER 202.4 178.0 140.8 121.8 2.9 2 8 2 4 2.2 1,294,103 3.88PACIFICO 61.4 24.4 64.7 44.5 2.2 1.7 0.9 1.1 1,250.160 3.75CALDAS 190.1 191 0 172.7 155.1 4.2 3 7 3 1 3.9 1.001.460 3.00ANTIOQ IM 271.0 224.1 138.1 210.0 4.6 3.6 2.8 8.0 992.033 2.97CUNDINAMARCA 542.6 1095.5 153.0 102.3 7.7 15.5 1.8 2.4 914.391 2.74BOYACA 319.4 367.9 440.0 359.1 . 6.4 4.9 6.7 10.6 007,916 2 42NORTE SANTANDER 147.0 1234 103.1 97.7 5.1 3.3 2 5 5.3 716.554 2.15TO LIMA 464.9 300 3 158.0 - 126.9 12.4 10.1 2,7 3.6 695,146 2.05HUILA 164,6 238.1 104,3 226.3 4.9 3.5 2.7 4.5 403,134 1.21CAUCA 249 2 232.1 143.3 194.9 4.5 4.7 4;3 8.2 395.417 1.19PEREIRA 266.2 195.2 135.2 9.8 8.0 6.3 2.8 1.0 388,446 1.16NARINO 500.3 291.5 295.5 371.8 5.0 4.8 3.6 3.3 366,565 1 10META 156.2 78.0 41.1 42.1 9.1 5.2 1.5 2.5 332.193 1.00QUINDIO 308.2 216.9 2145 141.1 13.5 7.3 5.6 4.7 278,022 0.83TU LUA 102.9 115.0 38.7 37.8 2.7 3.8 1.9 1.1 125,560 0.38CARTAGO n 46.0 25.9 1 2.0 1.6 113.709 0.34

CAGUETA 242.3 155.4 432.9 607.4 5.6 4 2 6.0 5.6 86,209 0.20

CHOCO 1 305.2 2533.4 1 7.6 2080 3 84,760 0.25ARAUCA 179.0 168.6 415.9 134.0 3.7 3.3 7.0 4.4 77.395 0.23PUTUMAYO 263.4 70.5 43.1 20.0 7.6 3.2 1.4 1.9 15,G53 0.05BAJO PUTUMAYO 27.1 29.5 232.0 1.0 1.2 2 1 10.445 0.03YARUMAL 112.2 100.3 158.0 82.2 4.6 2.7 2.1 1.2 6,862 0.02SIBUNDOY 740.7 644.2 369.1 272.0 3.6 3.5 3.0 3.7 6,553 0.02RUITOQUE 23.1 165 34.0 62.7 0.3 0.3 0.5 1.0 2,065 0.01POPAYAN 211.5 449.9 121.3 50.0 2.7 2.4 4.1 4.6 1,383 0.00

ENTRERRIOS 121.0 64.0 1.5 0.7 0 0.00

TOTAL ENERGIA FACTURADA 33.3S4.739

DESMEJORO EN EL PERÍODO

NO HAY EVIDENCIA ESTADISTICA DE CAMBIOS EN EL PERÍODO MEJORÓ EN EL PERÍODO

En resumen se encontró lo siguiente:

• En cuanto a la duración total de las interrupciones, las medias de los alimentadores de 16 OR mejoraron (disminuyendo la media de la duración) los cuales representan el 31,7% de la demanda7, mientras que en diez OR que representan el 45.7% de la demanda, las medias de duración no presentaron diferencias en ningún sentido8. En 5 OR que atienden el 22.55% de la demanda, el comportamiento de la duración mostró un empeoramiento de la calidad.

• En cuanto a la frecuencia total de las interrupciones, las medias de los alimentadores de 13 OR mejoraron (disminuyendo la media de frecuencia) los cuales representan el 26,2% de la demanda, mientras que en diez (10) OR que representan el 17.35% de la

7 Calculada como la energía facturada a los usuarios del Operador de Red sobre el total de la muestraa O la empresa no reportó información, que permita determinar su comportamiento.

demanda, las medias de frecuencia no presentaron diferencias en ningún sentido. En 8 OR que atienden el 56.5% de la demanda, ia frecuencia mostró crecimiento.

En términos generales se observa que, aunque los reportes de interrupciones del 38% y 48% de los OR9 mostraron mejoramiento en la calidad en el período 1999-primer semestre de 2002, no se encuentra que la señal regulatoria dada, haya causado efectos claros que incentiven a los OR a la búsqueda del mejoramiento de la calidad, pues como se puede igualmente apreciar, los circuitos que atienden la mayor cantidad de energía transada, mostraron estabilidad en su comportamiento sin interesarse en reducción de los niveles de interrupciones.

Vale la pena resaltar, que de los OR que mostraron mejoramiento en los niveles de interrupciones, Compañía de Electricidad de Tulua y Empresa de Energía del Pacífico, son los únicos Operadores de Red, de los considerados como controlados por el sector privado, que están incluidos en este grupo. Los restantes OR “privados", no mostraron tendencia alguna a mejorar o por el contrario, presentaron aumento en los niveles de interrupciones como el caso de Electrocosta y Electricaribe, de donde se concluye que el mejoramiento de la calidad no depende del tipo de ‘'control” accionario de la empresa.

Análisis de encuesta de satisfacción de calidad

De acuerdo con lo establecido mediante la resolución CREG 096 de 2000, la SSPD adelantó, mediante un muestreo de usuarios realizado entre el 22 de diciembre del 2001 y el 10 de enero del 2002, una encuesta para identificar el grado de satisfacción de los usuarios con el servicio de energía eléctrica recibido.

Dicha encuesta, contempló 16 preguntas a usuarios residencíales, mediante las cuales se recogió información relacionada con la calidad del servicio, cuyas respuestas se encuentran en una base de datos suministrada por dicha entidad a la CREG, con el objeto de realizar análisis que permitieran visualizar el entorno de la calidad del servicio.

De esta manera, a partir de dicha base de datos10 se realizó un análisis multivariado de correspondencias múltiples11, permitiendo detectar asociaciones y/o comportamientos generales en la muestra de usuarios residencíales, y adícíonalmente, se efectuó un análisis de clasificación jerárquica agrupando las encuestas de acuerdo con características similares. En el Anexo 3, se encuentra de manera detallada el desarrollo del análisis.

Como resultado del análisis de la información anteriormente descrito, se determinaron seis grupos de usuarios que reunieron características similares así:

9 Que representan el 26.2% y el 31.7% de la demanda respectivamente antes anotados.1C Escogiendo únicamente las respuestas a las preguntas relacionadas con la calidad del servicio, efectuando igualmente una depuración a dichas respuestas en los casos donde se encontraban problemas de duplicidad de respuesta, o respuestas no contempladas en las preguntas.1 Método generalmente utilizado para el análisis de encuestas

GRUPO 1 {2% del total de las encuestas)

• Los usuarios conocen la reglamentación de calidad y han obtenido compensaciones

• El área predominante es Cundinamarca y en especial el Distrito Capital• El OR representativo es CODENSA

GRUPO 2 (7.5% del total de las encuestas)

• Reportan pocas interrupciones del servicio, donde la más larga que recuerdan duró menos de dos horas

• No han percibido cambios en el nivel de calidad• El área predominante es Bogotá DC. con el estrato socioeconómico 6 como el más

representativo• Reciben información de las interrupciones por los vecinos• No están interesados en el mejoramiento de la calidad del servicio.

GRUPO 3 (7% del total de las encuestas)

• Conocen o han escuchado que existe reglamentación de calidad pero sin certeza de su alcance

• Se informan de las interrupciones por radio o periódico.• Están dispuestos a pagar entre el 5 y el 10 % por tener una mejor calidad del

servicio.• Los OR representativos son en su orden CENS y ELECTROHUILA• Usuarios atendidos con transformadores con capacidad igual o superior a 150kVA.

con predominio del estrato 4• No han percibido variación de tensión• Ha sufrido de interrupciones largas y muy largas (largas: 1 hora o más, muy largas:

un día o más)

GRUPO 4 (32.5% del total de las encuestas)

• Las interrupciones de energía ocurren rara vez y no son largas• Desconocen completamente la regulación de calidad• Los OR representativos son EEPPM, EMCALI, CODENSA, EEP, EPSA, y

Empresa de Energía del Putumayo• No están interesados en que la calidad del servicio de energía eléctrica mejore• No han observado cambios de tensión• No se informan de las interrupciones• Son usuarios predominantemente de estratos 3 y 6, atendidos con

transformadores de 75 kVA o potencias mayores

GRUPO 5 (39% del total de las encuestas)

• Interrupciones frecuentes y de larga duración• Han percibido variaciones de tensión

- 12 -

• Están interesados en el mejoramiento de la calidad y están dispuestos a pagar hasta el 5% de la tarifa adicional por obtenerla

• Los OR asociados son: Electrocosta, Electricaribe, CENS, ESSA, Cedelca y Electrohuila

• Conocen la regulación sobre calidad pero nunca los han compensado• Se han enterado con anticipación de la ocurrencia de interrupciones• Usuarios predominantemente de estrato uno en poblaciones con menos de 50.000

hab.

GRUPO 6(11% del total de las encuestas)

• Interrupciones muy largas• Los OR asociados son: ELECTRICARIBE y EBSA• Frecuentes variaciones de tensión y de interrupciones del servicio• Si estaría interesado en el mejoramiento de la calidad• Los usuarios representativos pertenecen a estratos 1 y 2, ubicados en municipios

menores a 50.000 hab. Atendidos con transformadores entre 25 kVA. Y 75 kVA.

De acuerdo con lo anterior, es posible afirmar que:

• La percepción en cuanto a la calidad del servicio, es buena para el 40% delos encuestados ubicados en mercados densos y quienes no estáninteresados en obtener mejor servicio (grupos 2 y 4).

• La percepción de la calidad del servicio y de la calidad de la potencia es mala para el 57% y 50% de los encuestados respectivamente, quienes están ubicados en mercados dispersos y desean que la calidad mejore paralo cual están dispuestos a pagar un mayor valor por la prestación delservicio (grupos 3, 5 y 6)

Como se puede apreciar, los resultados aquí obtenidos guardan una estrecha relación con los obtenidos en el análisis de la perspectiva de la oferta anteriormente comentada, según el cual, entre el 26.2% y el 31.7% de la facturación de energía experimentó mejoras en la calidad del servicio tal como lo percibió el 40% de los usuarios encuestados, pudiendo presumir que la percepción de mala calidad por parte del mayor número de los encuestados está asociada con los OR que no mostraron mejora en la calidad.

De esta manera, se corrobora que la señal de calidad del servicio dada no ha sido efectiva, por lo que una gran cantidad de la población recibe un servicio en bajas condiciones de calidad, adicionalmente a que existe desconocimiento de la regulación respectiva por parte de los usuarios (acentuado en aquellos localizados en mercados dispersos).

2.3.1.2 Cumplimiento de los estándares

Adicionalmente, se han efectuado comparaciones de los promedios simples resultantes de la consolidación nacional de los datos de DES y FES reportados por las empresas a la CREG (DES, FES) al igual que el valor total de las interrupciones registradas (TOT) en cada uno de los cuatro grupos de calidad por trimestre entre el 2000 y el segundo semestre de 2003, con las metas respectivas. Estas comparaciones se grafican a continuación:

COMPORTAMIENTO FES PROM BHO NACIONAL GRUPO 1 Ent 2000 - Junio 2002

METAFES TOT.

25 0D

20 0015.00

0 0002-1

COM PORTAMIENTO DES PROMEDIO NACIONAL GRUPO 1 En» 2000 - Junio 2002

METADES TOT.

14.00

4 .00 --

2 M

02-1ÜM ___Año -trimestre

01 2

Figura 1. Promedios Simples Grupo 1

Para este grupo de circuitos, se observa que los valores de las metas para el DES se encuentran ajustados al comportamiento del promedio de los registros de los OR, con una tendencia creciente durante el segundo trimestre del 2002, mientras que para el FES, los registros guardan un comportamiento proporcionalmente Inferior a las metas.

Tanto para la duración de las fallas como para el número de ellas, la curvas de eventos totales se comportan de manera similar. Para la duración son del orden del 100% del valor del DES y para la frecuencia se ubican en el 90% del valor asociado de FES.

COMPORTAMIENTO FES PROM SU O NACIONAL GRUPO 2 Ene 2000 - Junio 2002

FES TOT. META40.00

35.00

30.00

25.00

20.00

15.00

10.00

5.00 - ■

PROM HaO NACIONAL GRUPO 2 Eno 2 0 0 0 -Junio 2002

D E S TO T META

40.00

30.00

25.00

20.00

15.00

10.00

5.00

0.00

Figura 2. Promedios Simples Grupo 2

Para el grupo 2, los promedios para el DES y el FES muestran una tendencia decreciente hasta el tercer trimestre del 2001 cuando dichos valores muestran un crecimiento anormal apartándose de las metas del DES y alcanzando las del FES. Sin embargo, de manera general se encuentra una situación similar a la del grupo 1, pues las curvas de las fallas totales guardan comportamientos proporcionales a las de los valores DES - FES registrados en 200% y 90% respectivamente.

COM PORTA MI ENT O D€S PROMETIO MACIONAL GRUPO 3 Eno 2 0 0 0 -Junio 2QQ2

D ES35 00 METATO T

30.00

25.00

20.00

15.00

10.00

5.00 - ■

0.00

Año - Trim estre

COMPORT AM O FES PROMSMO NACIONAL GRUPO 3 Ene 2000 • Junio 2002

40.00 FE S TOT. META35.00

25.00

10.00

5.00

Figura 3. Promedios Simples Grupo 3

En los promedios de los datos registrados en los circuitos del grupo 3, nuevamente se resalta que la meta del DES se encuentra ajustada con el tiempo promedio de las fallas, mientras que el FES muestra un comportamiento proporcionalmente inferior a la meta.

Las fallas totales son del orden del 100% y el 80% superiores respecto al DES y FES respectivamente.

- 1 6 -

60.00FES TOT, META

4U.0Q

30.00

20.00

10.00

0.00

45.00 DES TOT. META

35.00

30.00

25.00

20.00

15.00

10.00

5.00

0.00

Figura 4. Promedios Simples Grupo 4

En el grupo 4, los valores de DES y FES se encuentran ajustados a las metas, con comportamientos crecientes y decrecientes para el caso del DES e Inferiores para el caso del FES. Las fallas totales son superiores en el 80% y el 60% de los datos medios registrados para el DES y el FES respectivamente.

En términos generales, las tendencias de los registros del DES en los cuatro grupos son ajustados a las metas establecidas, mientras que los registros para el FES se encuentran en todos los casos inferiores a las metas.

El comportamiento creciente al final del período de estudio podría deberse a:

• La señal de compensación no refleja incentivos al OR para invertir en la adquisición, reposición y/o mantenimiento de equipos, prefiriendo asumir los bajos costos que implica la compensación frente a los que enfrentaría en inversión para mejorar la calidad del servicio.

* Baja planeación de los tiempos de remodelación y/o mantenimiento de redes, sin incentivos a la mejora de eficiencia, posiblemente a causa de la baja señal de compensación.

2.3.1.3 Aplicación de las reglas de compensación a los usuarios

El Sistema eléctrico interconectado debe operarse en condiciones seguras, confiables y económicas, siendo las empresas de servicios públicos contratantes quienes deben cumplir obligaciones respondiendo por la calidad de los bienes y servicios que entreguen, compensando al usuario por el incumplimiento de los estándares de calidad.

Para el cálculo de estas compensaciones a pagar a los usuarios, en el anterior período tarifario se utilizó el primer escalón de racionamiento. El "racionamiento” en sentido técnico y jurídico implica una distribución ordenada dado que una interrupción no siempre cumple con esta característica y la función de costos mínimos de racionamiento que utiliza la UPME se refiere al costo del esquema óptimo de racionamiento para ahorrar un nivel determinado de energía, mientras el primer escalón, utilizado en la valoración de las compensaciones, incluye la suspensión del servicio a los usuarios que muestran una menor valoración de energía (en horas y días donde se puede ahorrar mayor cantidad infringiendo en el menor costo), criterio diferente al del usuario individual que no tiene control sobre el momento del día en el que se le va a racionar por causa de un a falla del suministro. Se considera entonces que la valoración de KWh. interrumpido como se hace actualmente, es una clara subestimación del costo de la interrupción, y por tanto se propone otra metodología para el cálculo de los valores del costo de interrupción, de tal manera que se tengan incentivos ajustados a la realidad, de tal forma que los OR tengan señales tangibles para invertir en infraestructuras que condicionen la calidad a las tarifas que tienen aprobadas.

Durante el período de vigencia de las reglas relacionadas con la calidad del servicio prestado, las empresas han reportado información de calidad a la Comisión, la cual, permite identificar el costo financiero de las compensaciones.

Año Sector Total Compensaciones ($)2002 Residencial 7.449.740.473,38

No Residencial 4.174.114.902,252003 Residencial 3.669.616.163,35

No Residencial 3.875.277.228,14

Lo anterior podría llevar a la errada conclusión de que la calidad del servicio prestado ha mejorado, debido al bajo pago de compensaciones, esto es, que se ha invertido en activos de red y en gestión sobre la misma. Sin embargo la realidad es diferente dado que esta no es la señal que debe tener el regulador en el momento de definir los índices, como se dijo en el apartado 2.3.1.1 "Evolución de la calidad”. La incidencia financiera de estas compensaciones dentro del total facturado por las empresas y en relación con los costos de inversión en

- 18-

infraestructura de mejora es mínima, y no se constituye en una señal suficiente para invertir.

3. PROPUESTA METODOLÓGICA DE CALIDAD PARA EL ACTUAL PERÍODO TARIFARIO

La entrada en vigencia de la Resolución CREG 070 de 199812, introdujo en el sector eléctrico la reglamentación en torno al tema de la calidad de la energía eléctrica suministrada a los usuarios finales, con metas e índices claros en cuanto a continuidad del servicio13.

Como parte del desarrollo regulatorio y de los ajustes que se han dado recientemente en el esquema de remuneración del negocio de distribución, se realizó un trabajo que inició con la contratación y ejecución del estudio “Asesoría para el Desarrollo de la Calidad del Servicio para el Sector Eléctrico Colombiano” y que ha incluido etapas posteriores de análisis y recopilación de información que han permitido desarrollar la propuesta que a continuación se resume.

3.1 Indicadores de Calidad del Servicio Prestado

Para la determinación de los niveles óptimos de Frecuencia y Duración de fallas, se elaboró un programa de computador, el cual se encuentra en la pagina Web de la Comisión.

3.1.1 Filosofía del Programa

Normalmente para la descripción del comportamiento de sistemas de potencia, se formulan y resuelven modelos probabilísticos y casi siempre las soluciones se plantean de manera analítica; esto es, las ecuaciones que describen el modelo del sistema son solucionadas explícita o numéricamente. La manera de hallar las soluciones es elaborando simplificaciones y aproximaciones, planteando al mismo tiempo la posibilidad de obtener resultados más precisos con la ayuda de métodos de simulación. En efecto, los métodos de simulación pueden ser una excelente manera de obtener la solución al modelo del sistema, especialmente cuando el sistema estudiado es muy grande y complejo o cuando los efectos de ciertas secuencias de eventos son de un particular interés o cuando es requerida la distribución de probabilidades, y no solamente medias y/o varianzas.

Una simulación numérica es un proceso de selección de un conjunto de valores para los parámetros de un sistema y la obtención de una solución del modelo del sistema para esos valores. Repitiendo el proceso de simulación para diferentes

12 Junio 10 de 199813 Que han venido siendo modificados por las Resoluciones CREG 025 y 089 de 1999, y 096 de 2000 .

conjuntos de parámetros del sistema, se obtienen diferentes soluciones. La actividad clave en el proceso de simulación es la selección de los parámetros del sistema. Un proceso de simulación aplicado a problemas que involucran variables aleatorias con distribuciones de probabilidad conocidas (o asumidas) es llamado simulación de Montecarlo. Esta simulación involucra la repetición del proceso, usando en cada simulación un conjunto particular de valores de variables aleatorias generadas de acuerdo con su distribución de probabilidad. Una muestra de una simulación de Montecarlo es similar a la muestra de observaciones experimentales. De esta manera, los resultados de una simulación de Montecarlo pueden ser analizados estadísticamente.

El modelo elaborado utiliza simulaciones tipo Montecarlo, asociando números de fallas y sus duraciones de manera aleatoria, siguiendo distribuciones de probabilidad normal y uniforme entre los rangos típicos de variación de los parámetros de una falla; estos parámetros son analizados en detalle más adelante

Se simula el comportamiento de las fallas en un circuito durante varios miles de años, para verificar el efecto sobre el valor de Frecuencia y Duración de los dispositivos de protección del circuito.

3.1.2 Parámetros de Entrada

La simulación necesita básicamente dos grupos de datos: la topología del circuito y la probabilidad de ocurrencia de fallas.

3.1.2.1 Topología del Circuito

Para el desarrollo de la simulación se probaron diversos modelos de circuitos típicos, los cuales son:

- Circuitos típicos según la metodología establecida por Billínton & Alian (modificado)

- Circuitos típicos según datos aportados por los Operadores de Red a la CREG

- Circuitos típicos según información de ASOCODIS

De estos circuitos típicos se escogió el circuito típico entregado por Billinton & Alian, modificado para el caso colombiano (agregando una rama y colocando usuarios en los ramales principales), debido principalmente a que luego de varias simulaciones con todas las clases de circuitos, el circuito escogido entregaba valores de Frecuencia y Duración consecuentes con los valores de Frecuencia y Duración actualmente estipulados por la regulación, y que se trataba de un modelo de circuito de distribución probado y aceptado de manera internacional. El diagrama unífilarde este circuito es el siguiente:

Figura 5. Diagrama unifilar de circuito típico

El diagrama unifilar se divide por tramos, siendo un tramo el que se encuentra entre dos nodos, por ejemplo, el segmento 4 - 6 es un tramo del circuito. Cada tramo tiene asociada una longitud, un número de usuarios por kilómetro, una configuración (monofásico o bifásico - trifásico) y un tipo de protección (fusible o recierre - interruptor). Los valores asociados dependen del grupo de calidad en el cual se esté corriendo la simulación.

Así por ejemplo, el total de usuarios se encuentra dividido en cuatro grupos de calidad, por lo que cada simulación se compone de cuatro casos, en cada uno de los cuales se asumen características únicas en el circuito típico (longitud de ramales y cantidad de usuarios principalmente.)

La simulación consiste en el someter al circuito a un número de diferentes tipos de falla, asignando una probabilidad de ocurrencia a cada tipo de falla, diferente para cada grupo de calidad. Cada caso se simula para un periodo de 10.000 años.

El formato empleado en la simulación para el ingreso de características de la topología de los circuitos típicos es el siguiente:

Número de Tramo

Longitudkm

TerminalEntrada

TerminalSalida

Usuarios/km

Tipo de Linea

H cruceta [km]

A cruceta [km]

Tipo de Protección

1

N

Se hacen las siguiente suposiciones en el planteamiento de los circuitos

- Para los diferentes grupos se suponen líneas trifásicas en todos los casos, pudiendo hacerse sensibilidades para combinación de circuitos monofásicos (tipo de línea = 1) y polifásicos (tipo de línea = 2 y 3)

- El alto y ancho de la cruceta pueden modificarse a criterio del usuario, sin embargo se presentan valores predeterminados de 12 m y 5 m respectivamente.

- Se considera igualmente una distribución uniforme de la carga, de la cantidad de usuarios y de la longitud de los ramales a lo largo del circuito.

- El tipo de protección se modifica por tramo según si se desea colocar en el tramo un interruptor (tipo = 3), recierre (tipo = 2), fusible (tipo = 1) o ninguna protección (tipo = 0)

De esta manera, los circuitos típicos para los grupos de calidad establecidos quedan de la siguiente manera:

Tabla 4. Topología Grupo INúmero

de TramoLongitud

kmTerminalEntrada

TerminalSalida

Usuarios/km

Tipo de Línea

H cruceta [km]

A cruceta [km]

Tipo de Protección

1 - 8 2.5 1 2 182 3 0.012 0.005 3

Tabla 5. Topología Grupo IINúmero

de TramoLongitud

kmTerminalEntrada

TerminalSalida

Usuarios/km

Tipo de Línea

H cruceta [km]

A cruceta [km]

Tipo de Protección

1 - 8 4.2 1 2 102 3 0.012 0.005 3

Tabla 6. Topología Grupo IIINúmero

de TramoLongitud

kmTerminalEntrada

TerminalSalida

Usuarios/km

Tipo de Línea

H cruceta [km]

A cruceta [km]

Tipo de Protección

1 - 8 7.1 1 2 22 3 0.012 0.005 3

Tabla 7. Topología Grupo IVNúmero

de TramoLongitud

kmTerminalEntrada

TerminalSalida

Usuarios/km

Tipo de Línea

H cruceta [km]

A cruceta [km]

Tipo de Protección

1 - 8 9.6 1 2 18.1 3 0.012 0.005 3

3.1.2.2 Grupos de probabilidad

El programa simula diferentes tipos de fallas en un circuito típico. Estas fallas se dividen en fallas de tipo transitorio y permanente. Las de tipo transitorio desaparecen luego de un corto tiempo (acción de las protecciones), y por lo tanto el flujo de corriente eléctrica puede ser reestablecido mediante un dispositivo como un interruptor o un recierre.

La Tabla 8 presenta la clasificación de los tipos de fallas usadas en las diferentes simulaciones.

Tabla 8. Tipos de falla

Permanentes TransitoriasAisladores Descargas AtmosféricasCortacircuitos ContaminaciónFusible AcercamientosPararrayosPuentes/PasesRetenidaSeccionadoresVientos fuertes/Cruces de LíneaObjetos en LíneaOcasionado por ParticularesCrucetasRuptura ConductoresPoste

Dado que la simulación Montecarlo sólo se hizo para la red primaria, al final de la misma se agregan los valores calculados según tasa de falla para transformadores y red secundaria, debido a que estos eventos únicamente afectan a los usuarios del transformador y su red secundaria y no a todo el ramal primario. Los valores encontrados son para Duración, (D), 2,3 horas y para Frecuencia, (F), 0,4 veces.

De igual manera para el grupo 4 de calidad (rural) debe considerarse un mayor tiempo de reparación de falla, considerando que los eventos pueden presentarse en horas finales de la tarde o en la noche, de tal forma que su reparación práctica es mejor hacerla durante el día siguiente.

Según el grupo de calidad en el que se esté simulando, se tienen diferentes probabilidades de ocurrencia de las fallas. Estas probabilidades se reparten estadísticamente en diferentes tipos de distribuciones, que para el caso de determinación de índices se proponen de tipo normal y uniforme. Para el caso de distribución uniforme es necesario ingresarle al programa el limite inferior y el límite superior de la función de distribución. Para el caso de distribución normal debe ingresarse la media y la varianza y el número de desviaciones estándar que acota los número simulados.

Para la determinación de la frecuencia con que se presentan las fallas en los STR y SDL, teniendo en cuenta las características particulares de cada caso y los grupos de calidad, además de los tiempos eficientes en la obtención y solución de las mismas, se elaboró un estudio titulado "CONCEPTO TÉCNICO SOBRE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS Y TIEMPOS ADMISIBLES PARA SOLUCIÓN DE FALLAS”. Dicho estudio fue basado en la Información enviada por los OR's reportada como los eventos presentados en sus respectivos sistemas durante los

- 2 3 -< é

últimos tres años con fecha de corte 31 de enero de 2003. Como resultado de este estudio pueden obtenerse las tablas siguientes:

Tabla 9. Valores de tasas de fallas por año y por km de línea, distribuciónuniforme, por grupo de calidad

Tipo de fallaGru 30 1 Gru 30 II Grupo III Grupo IV

L inf. L sup. L inf. L sup. L inf. L sup. L inf. L sup.

Aisladores 0,00482 0,03373 0,00482 0,03373 0,00482 0,03373 0,00482 0,03373

Cortacircuitos 0,01444 0,10107 0,01444 0,10107 0,01444 0,10107 0,01444 0,10107

Fusible 0,01951 0,13659 0,01951 0,13659 0,01951 0,13659 0,01951 0,13659

Pararrayos 0,00329 0,02305 0,00329 0,02305 0,00329 0,02305 0,00329 0,02305

Puentes/Pases 0,01152 0,08064 0,01152 0,08064 0,01152 0,08064 0,01152 0,08064

Retenida 0,00071 0,00499 0,00071 0,00499 0,00071 0,00499 0,00071 0,00499

Seccionadores 0,00314 0,02196 0,00314 0,02196 0,00314 0,02196 0,00314 0,02196

Vientos fuertes/Cruces

de Línea0,00305 0,02136 0,00305 0,02136 0,00305 0,02136 0,00305 0,02136

Objetos en Linea 0,00659 0,04615 0,00659 0,04615 0,00659 0,04615 0,00659 0,04615

Ocasionado por Particulares

0,00239 0,01676 0,00239 0,01676 0,00239 0,01676 0,00239 0,01676

Crucetas 0,00383 0,02679 0,00383 0,02679 0,00383 0,02679 0,00383 0,02679

RupturaConductores

0,03757 0,26299 0,03757 0,26299 0,03757 0,26299 0,03757 0,26299

Poste 0,00321 0,02250 0,00321 0,02250 0,00321 0,02250 0,00321 0,02250

Transformadores 0,00683 0,04783 0,00683 0,04783 0,00683 0,04783 0,00683 0,04783

DescargasAtmosféricas

0,20142 1,40995 0,20142 1,40995 0,20142 1,40995 0,20142 1,40995

Contaminación 0,02632 0,18425 0,02632 0,18425 0,02632 0,18425 0,02632 0,18425

Acercamientos 0,00659 0,04615 0,00659 0,04615 0,00659 0,04615 0,00659 0,04615

SESIÓN No 237

Tabla 10. Valores de tiempos de reparación por falla, en horas, distribuciónnormal, por grupo de calidad

Tipo de fallaGru 30 I Gru po II Grupo III Grupo IV

Med. Var. Med. Var. Med. Desv, Med. Desv.

Aisladores 1,7667 0,2833 1,9750 0,3042 2,2917 0,3542 2,9583 0,4792

Cortacircuitos 1,5167 0,2417 1,8083 0,2625 2,1667 0,2917 2,5000 0,3750

Fusible 1,0250 0,1375 1,3167 0,1583 1,5500 0,2083 1,7167 0,2917

Pararrayos 1,9333 0,3250 2,0583 0,3042 2,2500 0,3333 2,5000 0,3750

Puentes/Pases 1,6833 0,2417 1,8917 0,2625 2,1667 0,2917 2,3750 0,3958

Retenida 1,5583 0,2208 1,7667 0,2417 2,0417 0,2708 3,2917 0,5208

Seccionadores 1,6417 0,2208 1,7250 0,2208 2,0417 0,2708 2,2917 0,3542

Vientos fuertes/Cruces

de Línea1,4750 0,1792 1,4750 0,1792 2,0833 0,2500 2,1667 0,2917

Objetos en Línea

1,6000 0,2000 1,7667 0,2000 2,0000 0,2500 2,5833 0,3750

Ocasionado por Particulares

5,5583 1,7750 5,5167 1,0667 10,7083 4,4583 4,7083 1,9583

Crucetas 2,5583 0,2625 2,9750 0,3042 5,5417 0,8125 2,5833 0,3750

RupturaConductores

2,0167 0,2417 2,3500 0,2833 3,2917 0,4375 7,9583 1,3542

Poste 5,5583 0,8875 6,2667 0,9083 10,7083 2,2292 4,7083 0,9792

Transformadores 4,8083 0,5125 5,5167 0,5333 9,9583 1,8542 11,7083 2,4792

DescargasAtmosféricas

1,6417 0,2846 1,6417 0,2846 2,1667 0,2491 2,5000 0,5011

Contaminación 1,6417 0,2846 1,6417 0,2846 2,1667 0,2491 2,5000 0,5011

Acercamientos 1,6000 0,5657 1,6000 0,5657 2,0000 0,7071 2,5833 1,0607

En el software de simulación se adiciona un módulo adicional, que para el grupo de calidad 4, hace un tratamiento de los tiempos dados en la tabla anterior, de manera que considera un factor de “hora de llamada” para reparación del

25

SESIÓN No.237

elemento fallado, de manera que si la llamada se hace en una hora posterior a las 4 p.m., se considera que la falla es atendida hasta las 6 a.m. del día siguiente (o el mismo día sí la llamada fue en la madrugada).

3.1.2.3 Dinámica de la Simulación

Existen varios aspectos que influyen en la dinámica de la simulación, los cuales se detallan a continuación,

• Ante la presencia de tramos protegidos por un interruptor o un recierre, las fallas transitorias no tienen incidencia en los valores de Frecuencia y Duración.

• El cálculo de fallas por descargas atmosféricas dependerá del tipo de línea en la topología del circuito. La fórmula general para el caso de distribución uniforme es la siguiente:

K¿sup - ¿In|. )x aleatorio + Lin( Jx long itud x (4 x H torr<, + SeparaciónCable)

La separación del cable será 0 si la línea es monofásica o bifásica disposición vertical, o el ancho de la cruceta, si la línea es trifásica o bifásica disposición horizontal.

3.1.2.4 Resultados de simulaciones con el programa

Como ejercicio de aplicación de la metodología propuesta, se utilizaron los datos de las Tablas 9 y 10 para los circuitos típicos mencionados, usando además algunas sensibilidades que se encuentran divididas en 4 y que fueron planteadas para buscar inversiones óptimas en calidad. Estas sensibilidades son las siguientes:

• Sensibilidad 1: solo hay interruptor en la cabeza del alimentador• Sensibilidad 2: seccionalizador en el tramo 2 - 4 del circuito típico• Sensibilidad 3: seccionalizador en el tramo 4 - 6 del circuito típico• Sensibilidad 4: seccionalizador en los tramos 2 - 4 y 4 - 6 del circuito típico

Con estas sensibilidades se busca optimizar la inversión como beneficio de la calidad del circuito estándar en una línea de distribución. Nótese que los valores encontrados no tienen incluidos tiempos por mantenimientos programados. Estos valores se agregan más adelante.

26

De las sensibilidades anteriores, se toma el caso considerado como el óptimo para la red de distribución típica analizada, que para este caso incluye protecciones tipo recierre o saeccionalizador a lo largo del ramal central del alimentador. Este caso corresponde a la sensibilidad 4.

Los valores obtenidos de las simulaciones corresponden a Interrupciones No Programadas, y deben ser afectadas luego por la frecuencia y los tiempos de mantenimiento programado por circuito. Para estimar estos valores, se contrató el estudio “Concepto técnico sobre procedimientos operativos, tiempos admisibles y frecuencia en la ejecución de mantenimientos programados”, el cual arrojó los siguientes resultados promedio:

Tabla 11. Consolidado Análisis de Mantenimientos

Grupo de CalidadFrecuencia

(Número de años/mtto)

Duración(Horas) Horas/Año

Promedio Grupo de Calidad I 2,8 12,0 4,3

Promedio Grupo de Calidad II 3,1 18,4 5,9

Promedio Grupo de Calidad III 3,9 33,3 8,5

Promedio Grupo de Calidad IV 3,9 34,8 8,9

Luego de sumar los valores de las simulaciones por Interrupciones No Programadas, debidas a eventos en la red, y los efectos de las programadas por mantenimiento (para simplificar se sugiere una frecuencia de mantenimiento igual a uno (1) por año), se suma el valor calculado de los índices de interrupciones para la red secundaria y de esta forma se estiman las metas definitivas.

3.2 Compensaciones

Obtener un cierto nivel de calidad tiene un costo asociado de inversiones, mantenimiento y operación. Los clientes por su lado asumen unos costos debidos a la falta de calidad del servicio. La suma de los costos compone el Costo Social Neto (CSN) de la calidad del servicio. La regulación de la calidad del servicio debe minimizar el CSN, obteniendo el nivel óptimo de calidad de servicio desde un punto de vista social.

La minimizacíón del CSN es equivalente a la maximizacíón del Beneficio Social Neto, función asociada con el regulador de cualquier mercado.

La regulación debe propender por incentivar que las Distribuidoras cubran los costos eficientes de inversión, operación y mantenimiento de las redes de distribución. También debe incentivar la reducción de pérdidas y controlar el nivel de calidad del suministro.

Una remuneración basada en el servicio ofrecido debe definir las características del servicio remunerado. La calidad del suministro es una de estas características del servicio. La continuidad del suministro es el aspecto de la calidad más relacionado con el nivel de inversiones del distribuidor, y por tanto el que más puede sufrir frente a un incentivo de reducción de costos. Al definir la remuneración de la distribución debe por tanto asociársele un nivel de calidad concreto, que se llamará nivel de calidad de referencia. Esta remuneración, llamada remuneración base, debe ser la adecuada para realizar la actividad de distribución con el nivel de calidad de referencia. Es necesario entonces establecer un mecanismo para vigilar el nivel de calidad ofrecido por las Distribuidoras. Estos mecanismos son los que formarán parte de la calidad del servicio.

La regulación de la calidad del sen/icio debe incidir directamente en la remuneración del distribuidor, para así poder incentivar que las distribuidores no dejan de invertir ni de mantener adecuadamente las redes de distribución a los niveles que están siendo remunerados.

La continuidad del suministro está íntimamente ligada con las inversiones y prácticas de operación y mantenimiento que realiza el distribuidor. A diferencia de la calidad de onda, aquí no se puede hablar de límites de perturbación dentro de los cuales los receptores son capaces de funcionar. Si el suministro está interrumpido, un aparato eléctrico no puede funcionar, suponiendo un costo para los usuarios. Es necesario llegar a relacionar los costos para los clientes debidos a las interrupciones de suministro, y los costos que para el distribuidor supone disminuir el número de interrupciones y su duración.

Para el caso, el nivel de calidad base es igual al nivel de calidad mínima garantizada y solo se presentan penalizaciones asociadas con los índices que se han fijado para los diferentes grupos de calidad.

3.2.1 Nivel óptimo de calidad

Cualquier regulación debe procurar la minimización del Costo Social Neto (CSN) asociado con la prestación del servicio. El CSN es el costo soportado por la sociedad en su conjunto en la prestación del servicio considerado, para lo cual es necesario conocer el costo de suministrar el producto o servicio por un lado, y la función de utilidad para los receptores del producto o servicio, por el otro. En el

caso del suministro de energía eléctrica, este CSN puede ser evaluado mediante la suma de los dos conceptos siguientes:

• Costo de la falta de calidad en los clientes.• Costo de prestación del servicio con un determinado nivel de calidad para

las distribuidoras.

Gráficamente estos dos conceptos pueden ser representados de la siguiente manera:

Costo

CSN: Costo Social Neto

de la calidad

l(CAL): Costo deInversiones por parte del distribuidor

C(CAL): Costo de la falta de calidad para los usuarios

Pendiente d'l(CAL)=K en el NOC

Calidad(CAL)

Nivel Optimo de Calidad (NOC)

Si se quiere minimizar el CSN, la ecuación a minimizar sería por tanto:

CSN = l(CAL) + C(CAL)

El nivel óptimo de calidad (NOC), o CSN mínimo se alcanza cuando las derivadas parciales de ambos términos son iguales y de signo contrario

d i

dCAL HOC

dC ' dCAL

= Kme

En el caso de encontrarse en un nivel de calidad inferior al NOC, el costo marginal de mejorar la calidad es inferior a K, que es a su vez inferior al beneficio marginal

que obtienen los clientes debido a la mejora de la calidad. Estos tres valores se igualan en el NOC llegando asi a un punto de equilibrio. Desde un punto de vista social, es rentable invertir para mejorar la calidad hasta que se llegue al NOC, a partir del cual el costo de mejora es mayor que el beneficio que se obtiene.

El problema para determinar el nivel óptimo de calidad reside en que por lo general no se conocen estas dos funciones. El costo de la obtención de un determinado nivel de calidad no está claro, además de que éste varía según las características del mercado (grupo de calidad) atendido. Adicionalmente el índice de calidad CAL para lo planteado anteriormente, es genérico y no específico al aspecto de la continuidad.

3.2.2 Costo de la falta de calidad para los usuarios

Los clientes tienen costos derivados de la falta de calidad del suministro. Algunos de estos costos pueden calcularse de una manera directa, por ejemplo, la parada de un proceso productivo, la compra de sistemas de alimentación ininterrumpida - UPS. Estos costos directos son relativamente fáciles de identificar y cuantificar. Existen otros costos indirectos relativos a la valoración del suministro como comodidad o seguridad que no son fáciles de cuantificar. La función de costo de falta de calidad para los usuarios pretende representar todos estos valores.

La forma de resolver este problema ha evolucionado desde que empezó a utilizarse este concepto de costo de la falta de calidad. Históricamente, lo más parecido es la valoración de la falta de calidad utilizada como criterio de fiabilidad en planificación de los sistemas de energía eléctrica. Después se ha ido incorporando este concepto para tomar decisiones de inversión para la mejora de calidad en redes ya construidas, y como elemento de decisión en regulaciones de calidad. El índice elegido más corrientemente incluso hoy día es la energía no suministrada - ENS. A esta se le asigna un costo, que debe ser suficiente para generar incentivos a que se invierta para evitarlo.

El valor asignado a la ENS ha ido variando con el tiempo: en un principio, se asignaba únicamente como valor el precio de venta al público de la energía. Éste no es realmente un criterio de valoración del costo para los usuarios, sino más bien de costo para las Distribuidoras de la energía no vendida. Esta práctica ha ido evolucionando para tener en cuenta el costo de oportunidad para las empresas. Para ello la práctica más común es aumentar el valor de la ENS para aproximarlo al valor que le dan los clientes.

3.2.3 Función VEC

La función de valoración económica de la continuidad - VEC suma los costos de los diferentes índices y obtiene un único valor de costo de la continuidad. Para medir la continuidad del suministro, la ENS sola es incompleta: únicamente tiene

SESIÓN No.237

en cuenta las interrupciones, sin distinguir su número. Las funciones VEC suelen asignar un costo a la frecuencia de las interrupciones y otro a su duración. La función VEC que se propone es la siguiente:

VEC = CF x CU x DI x( k x AD + (1-k) x AF x Dm/Fm)

VEC: Valor a compensar al usuario ($)

CF: Coeficiente de costo por grupo de calidad

CU: Costo unitario de la energía (CU para el estrato 4 ó Tarifa en $/kWh)

DI: Demanda promedio interrumpida al usuario (kW)

Dm: Duración máxima anual permitida para las interrupciones (h)

AD: Desviación de horas de interrupción reales no compensadas al

usuario, por encima de la máxima permitida anual (h)

AD = D-(Dm+Dc) donde D es el número acumulado de interrupciones

reales en el año, Dm es el número de interrupciones máximas

permitidas para el año, y De, es el número de interrupciones que han

sido compensadas en ese año

Fm: Número máximo anual de interrupciones permitidas

AF: Desviación por encima del número máximo de interrupciones anuales

permitidas, que aún no han sido compensadas al usuario.

AF = F-{Fm+Fc) donde F es el número acumulado de interrupciones

reales en el año, Fm es el número de interrupciones máximas

permitidas para el año, y Fe, es el número de interrupciones que han

sido compensadas en ese año.

k: Factor de ponderación que establece el peso de la duración de las

interrupciones frente al número de las mismas (0<k<1)

Si AD o AF son menores que cero, no hay lugar a compensación

31

SESIÓN No.237

3.2.4 Coeficientes de Costo

Históricamente, el cálculo del coeficiente de costo se restringe a intentar determinar el costo de la ENS. Se han seguido tres grandes caminos para intentar calcularlo:

• Métodos indirectos, basados en estudios de índices macroeconómicos• Métodos directos, basados en el estudio de eventos específicos. Analizar

algún apagón general en alguna zona e intentar deducir los costos directos e indirectos ocasionados: pérdidas directas de bienes perecederos, consecuencias de disturbios, etc.

• Métodos basados en encuestas.

Los dos primeros métodos se han ido desechando debido al carácter demasiado general del primero y demasiado específico del segundo. El último basado en encuestas, es el método que ha encontrado mayor aceptación y es al que se le han dedicado más esfuerzos.

3.2.5 Propuesta

Para el cálculo de la compensación a pagar a los usuarios, actualmente se utiliza el valor del primer escalón de racionamiento. El primer escalón utilizado en la valoración de las compensaciones intenta reflejar la suspensión del servicio a los usuarios que muestran una menor valoración de energía (en horas y días donde se puede ahorrar mayor cantidad aplicando el menor costo), incluyendo exclusivamente el costo de interrupciones programadas y no de interrupciones forzadas, y suponiendo un esquema de mínimo costo en el esquema de racionamiento implantado.

El uso de este valor ha conducido a una subvaloración del costo de la energía no suministrada a un usuario, y se ha convertido en una pobre señal de mejoramiento

A pesar de que el valor de la energía no suministrada a un usuario industrial es diferente del valor de esta misma energía para un usuario residencial, este valor se ve compensado en la función VEC añadiendo a esta el factor de los kW de la demanda promedio del usuario.

Con el objeto de reflejar de mejor forma el costo de la energía no sencida al usuario y a la vez mejorar la señal de incentivo a los OR para que prefieran invertir en el adecuado mantenimiento y reposición de sus redes antes que pagar las compensaciones, es necesario replantear el valor de la energía no suministrada.

De la función VEC:

VEC = CF x CU x DI x{ OJxAD + 0,3 x AF x Dm/Fm)

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SESIÓN No.237

La razón de colocar un factor de 0,7 para la duración y de 0,3 para el número de interrupciones, es la representación que tienen los costos variables y fijos en una interrupción, de acuerdo con las recomendaciones del estudio de Christensen.

Se propone que el valor CF sea escogido teniendo en cuenta el incentivo esperado para los Distribuidores, de tal forma que las mejoras se le justifiquen por el solo hecho de reducir las compensaciones, es decir, de manera independiente de la Inclusión de los activos en la base de datos para remunerar el servicio de transporte por Cargos por Uso, de tal forma que la señal sea conservativa frente a la conveniencia del proyecto en relación con la inclusión posterior de los activos en la base de activos a remunerar. Esta valoración se corrobora desde el punto de vista del usuario, observando que la señal esté dentro del rango sugerido por el estudio de Christensen, como el factor R.

C I — TarifcijXR

Factores R Valor recomendado Rango de recomendaciones

Residencial (rural) 15 5 a 50Residencial (urbana) 25 10 a100

Comercial 75 25 a 200Industrial 115 50 a 200

Fuente: Consultores Christensen Associates, Consultores Unidos S.A., y Econometría S:A.

Con fines de evaluación preliminar se considera el cálculo de los indicadores de Frecuencia y Duración, tan solo tomando los valores marcados como residenciales

Ahora con estos datos debe compararse el valor de Frecuencia y Duración al no colocar ningún tipo de protección (sensibilidad 1) y el valor de Frecuencia y Duración al colocar protecciones en el ramal principal. Los costos adicionales encontrados deben ser coherentes (mayores) al valor del costo extra de colocar estos dos dispositivos.

Para la valoración Beneficio / Costo de los proyectos de mejora se considera que el valor de compensación encontrado para un circuito particular se proyecta 15 años realizando pagos anuales del valor de compensación, valorados en valor presente con una tasa del 12% anual. El resultado de esta proyección se trae a valor presente y se compara con el costo de la inversión, el cual se supone todo en el año 1.

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SESIÓN No.237

Bajo estas consideraciones, se escogen dentro del rango de recomendaciones, los valores de los Factores R que harían económicamente atractivos los proyectos de mejora de confiabilidad, independientemente de su reconocimiento en la base de activos de cálculo de cargos por uso.

De otro lado, se propone que los índices propuestos para Frecuencia y Duración no sean divididos en trimestres a lo largo del año (como se viene haciendo), sino que su aplicación sea inmediata al superarse la meta indicada, esto es, que se empezará a compensar al usuario al mes siguiente que se supere su índice de calidad en continuidad anual.

Para dar flexibilidad a las empresas, de manera que no se acumulen una gran cantidad de circuitos con metas de calidad vencidas al final del año, se propone que los operadores de red dividan su red de distribución en cuatro grupos, que dependan principalmente de la frecuencia de mantenimiento que tengan. De esta manera cada grupo de circuitos, tiene una fecha de inicio, correspondiente al primer día del primer mes de cada trimestre del año, para el inicio de aplicación de los indices propuestos, esto es, existirá un grupo de circuitos que comienza a aplicar sus metas de calidad el primer día del mes de enero y habrá otro grupo cuyas metas de calidad empezarán a aplicar el 1 de abril, 1 de julio y 1 de octubre. Al final del año las metas retornan nuevamente a las anuales, independientemente del número y duración real de los eventos del período que termina.

3.3 Control de interrupciones

Los OR deberán instalar equipos de monitoreo de Frecuencia y Duración en cada uno de los alimentadores que constituya su S IR y/o SDL, permitiendo su lectura en forma automática y enviándola semanalmente a la SSPD quien integrará dicha información como parte del Sistema Unico de información de que trata la Ley 689 de 2001. Estos equipos fueron incluidos dentro de los elementos cosntitutivos de las Unidades Constructivas que están siendo remuneradas en el actual período tarifario (resolución CREG 082 de 2002)

Los equipos se instalarán en un plazo de 3 años y será el Operador de Red quien dentro de su plan de gestión decidirá el número de equipos a instalar por año y la logística del proceso. Sin embargo debe cumplirse la meta de cubrir su red de distribución según se especifica a continuación.

Los operadores de red deberán presentar un plan de instalación de estos equipos para los 3 años en cuestión a más tardar el 30 de noviembre de 2004.

34

3.4 Publicidad

Como se desprende de los resultados de la encuesta de satisfacción realizada por la SSPD, en términos generales, los usuarios desconocen los derechos exigióles en cuanto a la calidad del servicio de energía eléctrica se refiere.

De acuerdo con lo establecido mediante el Artículo 53 de la Ley 142 de 199414, la labor de divulgación de los aspectos relacionados con la calidad del servicio, podría ser una exigencia por parte de la SSPD a los OR, estableciendo claramente el diseño de la información a divulgar, con el fin de permitir una mayor interacción por parte de los usuarios, donde jueguen un papel activo en la vigilancia de los límites de los indicadores en la medida de sus capacidades15..

De igual manera, los numerales 65.2 y 65.3 del Artículo 65 de la Ley 142 de 1994, determinan como responsabilidad de la SSPD, la capacitación a los Vocales de Control para el ejercicio de la participación ciudadana.

Mediante el Sistema Único de Información (SUI), la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, recopilará los siguientes datos en una sección aparte:

1. Se llevarán estadísticas anuales acerca de los indicadores de calidad por empresa, denotando los mejores y peores desempeños, de una manera clara para los usuarios. Esta información se llevara mediante comunicado de prensa a un medio de prensa de carácter nacional.

2. Adicionalmente se deben publicar de manera mensual los índices de calidad reportados por los OR y el análisis de esta información de manera estadística y comparada con la reportada por los usuarios.

3. Se debe realizar una encuesta a los 6 meses de expedición de esta resolución en donde se pregunte sobre los mecanismos de vigilancia establecidos.

4. Se establecerá un distintivo anual a la mejor empresa en la prestación del servicio.

Los Comercializadores en la factura de servicios públicos se incluirán la información de la siguiente tabla, sobre los indicadores de calidad

14 “ARTICULO 53.- Sistemas de Información. Corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos, en desarrollo de sus funciones de inspección y vigilancia, establecer los sistemas de información que deben organizar y mantener actualizados las empresas de servicios públicos para que su presentación al público sea confiable{...)”1 Dependiendo de la disponibilidad para el seguimiento de los datos y/o los equipos a su alcance para efectuar el mismo.

Grupo de Mantenimiento = X Del XX de MES de 200X al XX del MES XXX de 200X

Acumulado de minutos de interrución permitidos a la fecha de corte de facturación = XX Minutos

Fecha de la interrupción en el periodo de facturación

Duración de la interrupción (minutos)

Dia/mes/año AADia/mes/año CCDia/mes/año DDDia/mes/año EE

Total duraciónInterrupciones del período de facturación (minutos)

BB

Total de minutos a compensar BB - XX

Valor del minuto a compensar ($) SS

Valor total a compensar por el período ($) SS*(BB - XX)

Nuevo acumulado de minutos de interrupción permitidos para el resto del año = XX-BB Minutos

Nota: Si XX > BB no se paga compensaciónSi XX < BB se paga compensación y el tiempo acumulado permitido para el resto del año es cero.

3.5 Periodicidad de revisión de los Indicadores

En la regulación vigente, la revisión de los indicadores contra los límites se hace de manera trimestral, con valores acumulativos a ser compensados en igual periodicidad cuando son superadas las metas.

Por motivos de simplicidad en el cálculo de los mismos, sin tener que acumular valores para confrontarlos con metas trimestrales, dado que el cálculo de los

- 3 6 -

indicadores se debe efectuar mensualmente por parte de los OR y con el fin de acrecentar el interés del usuario en controlar con menor periodicidad los posibles incumplimientos a los límites particulares, se propone que la periodicidad para la revisión de los indicadores y por consiguiente de la compensación, pase de ser trimestral a mensual16, pero que los límites permitidos sean anuales a fin de flexibilizar el manejo de tiempos por parte de la empresa.

Para hacer esto la empresa diseñaría 4 grupos de iniciación de metas anuales cada uno de los cuales corresponde a un período de un año que inicia en el primer día del mes de inicio de cada trimestre del año, de tal forma que cada año, en ese priemer día del trimestre respectivo, la meta de calidad de Frecuencia y Duración vuelva a comenzar en el máximo anual permitido a partir de ese día.

De esta forma la empresa decide por una única vez a cuál grupo de mantenimiento pertenece cada circuito asociado con el usuario y a partir del primer día del mes de inicio de ese trimestre, empieza con los máximos permitidos en Frecuencia y Duración, volviendo a reiniciar en los valores máximos permitidos por la regulación, cada año cumplido. Hasta llegar al mes de inicio del año inicial, se continuará usando al metodología actual.

En el momento, antes de acabar el año del ciclo, en que los indicadores de calidad sean superados, comienza a pagar compensación a los usuarios por la diferencia que se vaya dando.

16 Dado que la práctica más frecuente por parte de los comercializadores de energía eléctrica en el país, es efectuar facturación mensual.

ANEXO 1

RESUMEN DETALLADO DE NORMAS REGULATORIAS RELACIONADAS CONLA CALIDAD EN LOS STRs Y/O SDLs

............ .... Resoluc ión CREG 070 de 1998___ 1___________Calidad de la potencia: ÍNDICES IÉE 519 (1992)

> Frecuencia y Tensión> Contenido de Armónicos de las Ondas de Tensión y Corriente> Flicker> Factor de Potencia> Transitorios Electromagnéticos Rápidos y Fluctuaciones de Tensión

Cuando existan incumplimientos:> El OR tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles> Las deficiencias que se deban a la carga de un Usuario tendrán un plazo de

treinta (30) días hábiles

El OR deberá constituir un instrumento financiero que ampare a los Usuarios conectados a su Sistema en los Niveles de Tensión II, III y IV, por daños y perjuicios que se causen por el incumplimiento de los estándares de la calidad de la potencia suministrada

Continuidad del servicio:• Interrupciones-Duración: instantáneas(igual o inferior a un minuto),

transitorias(superior a 1 y menor o igual a 5) y temporales (mayor a cinco minutos).

• Interrupciones-Programación: programadas y no programadas.

Calidad del servicio prestado:

> Indicador de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio (DES)> Indicador de Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio (FES)

o Este era calculado para los últimos doce meses.o Se estableció un indicador DES y FES de seguimiento por nivel de

tensión> Los períodos dispuestos para la aplicación de las metas fueron:

Periodo transición: 3 añosAño 1: 1 o de Enero - 31 Diciembre 2000.Año 2: 1o de Enero - 31 Diciembre 2001.Año 3: 1o de Enero - 31 Diciembre 2002.

> Se estableció que el DES Y el FES definitivo era por usuario.> Y que los grupos en que se dividirían los cálculos serían rural y urbano.> El periodo definitivo seria un DES de 12 horas y un FES de 18 veces.> La compensación para el período de transición es por circuito_________________

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> La compensación para el periodo definitivo debía ser por usuario.> Para reconocer -compensación por Usuario, el OR informará a los

Comercializadores que atienden a los Usuarios conectados a su Sistema, el valor a compensar.

Las interrupciones que no se tendrán en cuenta para el cálculo de DES y FES serán:

• Interrupciones Instantáneas.• Interrupciones por racionamiento de emergencia o programadas del

sistema eléctrico nacional debidas a insuficiencia en la generación nacional o por otros Eventos en Generación y en el S IN , siempre y cuando así hayan sido definidas por el CND.

• Interrupciones por seguridad ciudadana y solicitadas por organismos de socorro o autoridades competentes

• Suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públjcos. MODIFICADO: RESOLUCION CREG-089/99, art. 1.

Resolución CREG 25-1999 Estableció las siguientes modificaciones y adicciones con respecto a la resolución anterior:

> Indicadores por defecto para el periodo de transición con base a información reportada durante 4 meses.

> Estableció las metas para el año 1> Dividió los circuitos por grupos dadas las características poblacionales

establecidas por el DANE> Cambio los indicadores de compensación estableciendo la posibilidad de que no

existiera compensación si se cumplía la meta establecida. Resolución CREG 89-1999__

Estableció las siguientes modificaciones y adicciones con respecto a la resoluciónanterior:Ampliar las interrupciones que no se tienen en cuenta:

> Interrupciones debidas a las indisponibtlidades permitidas de los activos de conexión al STN.

> Eventos programados de activos pertenecientes al nivel de tensión 4, debidas a trabajos de expansión.

> Indisponibilidades originadas en eventos de fuerza mayor. El OR afectado por dicho evento deberá declarar ante la SSPD la ocurrencia del mismo

> Interrupciones por racionamiento de emergencia o programadas del sistema eléctrico nacional debidas a insuficiencia en la generación nacional o por otros Eventos en Generación y en el STN, siempre y cuando así hayan sido definidas por el CND.

> Interrupciones ¡guales o inferiores a 3 minutos. _____ Resolución CREG 96-2000 __ ________

Estableció las siguientes modificaciones y adicciones con respecto a la resoluciónanterior:

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> interrupciones con duración igual o inferior a tres (3) minutos. A partir del inicio del Año 3 del Período de Transición no se tendrán en cuenta las interrupciones con duración igual o inferior a un (1) minuto.

> Indicadores por defecto para el año 2 y el año 3.DES y FES trimestral.

> Los Usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores DES reales que ellos puedan contabilizar

> Establecieron los valores admisibles para los años 2 y 3 del periodo de transición.

> Criterio para el reporte de información entre comercializadores y distribuidores.> Criterios para el reporte de la información de compensación.> Para efectos de lo dispuesto en el Artículo 79.10 de la Ley 142 de 1994,

anualmente la SSPD realizará una encuesta que permita identificar el grado de satisfacción de los Usuarios con el servicio prestado por los Operadores de Red a los cuales pertenecen, la cual, deberá ser representativa por tipo de Usuario, por grupos de calidad del servicio (urbano y rural), y por mercado de comercialización, entre otros. La CREG aprobará el diseño y la muestra de la encuesta mencionada._ _______________________

Resolución CREG 159-2000 _> Establece que durante el 2002, el OR debe calcular los indicadores de calidad

con base en las metas establecidas para los años 2 y 3 de la resolución CREG 096 de 2000 (2001 y 2002 respectivamente).

> En caso de superar los límites establecidos durante el 2002, el OR deberá compensar a los usuarios con base en los cálculos teniendo como referencia las metas del año 2001.

> Como resultado del análisis de la información y de ser pertinente, la CREG deberá determinar el procedimiento para la aplicación de las diferencias en las compensaciones calculadas con base en los límites del año 2 y las calculadas con base en los límites del año 3.

ANEXO 2

IDENTIFICACIÓN DEL GRADO DE SATISFACCIÓN DE LOS USUARIOS CON EL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PRESTADO POR LOS OPERADORES DE RED

Para adelantar el estudio denominado “Monitoreo y Evaluación de los Parámetros de Calidad del Servicio Público de Energía Eléctrica”; se acordó (Convenio 007 del 2001) realizar el estudio “Identificación del Grado de Satisfacción de los Usuarios con el Servicio de Energía Eléctrica Prestado por los Operadores de Red’’ y según la resolución CREG 096 del 2000, en la cual se estipula que: “la Superintendencia de Servicios Públicos realizará anualmente una encuesta para identificar el grado de satisfacción de los usuarios con el servicio prestado por los Operadores de Red (OR's) a los cuales pertenecen.

El muestreo fue realizado entre el 22 de diciembre del 2001 y el 10 de enero del 2002 en el cual se diseñaron tres tipos de encuesta:

1. Encuesta para usuarios residenciales

2. Encuesta para usuarios comerciales, pequeña industria, oficiales y especiales

3. Encuesta para usuarios de mediana y gran industria.

La información necesaria para el planteamiento del marco muestral fue suministrada por la CREG (datos de agosto del 2001).

Se consideraron las siguientes variables para ayudar a interpretar los resultados:

♦ Se estratificaron los transformadores en cuatro rangos de potencia. Tales rangos de potencia son los siguientes:

Rango 1: Transformadores con potencia activa igual o superior a los 4 kW. e inferior a los 25 kW.

Rango 2: Transformadores con potencia activa igual o superior a los 25 kW. e inferior a los 75 kW.

Rango 3: Transformadores con potencia activa igual o superior a los 75 kW. e inferior a los 150 kW w.

Rango 4: Transformadores con potencia activa igual o superior a los 150 kW.

* El grupo de calidad al que pertenece cada usuario depende del número de habitantes de la cabecera municipal donde este se encuentre, de acuerdo a la siguiente clasificación:

Grupo 1: Usuarios ubicados en cabeceras municipales con población superior o igual a 100 000 habitantes.

- 41 -

Grupo 2: Usuarios ubicados en cabeceras municipales con población entre 50 000 y 100 000 habitantes.

Grupo 3: Usuarios ubicados en cabeceras municipales con población inferior a 50 000 habitantes.

Grupo 4: Usuarios ubicados fuera del área urbana.

Para llegar al usuario se le entregó a cada encuestador un listado en el cual se especificaba, Operador de Red, Grupo, Rango de Potencia y ubicación geográfica del transformador. Para cada transformador seleccionado se entrevistó, si éste es multiusuario, un número fijo de 4 usuarios cuya acometida estuviera conectada a dicho transformador, utilizando probabilidades ¡guales, mediante tarjetas con números aleatorios.

En los casos en que fue imposible llegar a los transformadores, porque éstos estaban ubicados en zonas de difícil acceso, se decidió realizar la encuesta telefónicamente.

Un trabajo preliminar del análisis de la encuesta, es la revisión de inconsistencias y adecuación de la información para su utilización, lo cual se realizo en los siguientes pasos:

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Figura 1. información enviada por la SSPD

La información de la encuesta entregada por la Superintendencia a la CREG, se presentaba en un formato que no permitía su utilización {figura 1.).

- 4 2 -

Para que la información enviada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) fuera utilizada se requirió cambiar el formato a uno que tuviera una única columna por pregunta, obteniendo una base como se muestra en la figura 2.

También, se realizó una validación de las respuestas dadas a las preguntas registradas en la base, debido a que aparecían en algunos casos más de una respuesta por pregunta y/o respuesta que no correspondían a las opciones disponibles.

El municipio donde se encuesto se rectificó debido a que tenia problemas de calidad, como por ejemplo aparecía el mismo municipio con diferentes formas es decir Bogotá, Bta, etc.

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Figura 2. transformación de 9 columnas por pregunta a solo una.

Análisis de la encuesta a usuarios residenciales

En esta comparación sólo se analizaron las siguientes preguntas:

1. ¿ Ha percibido variaciones en la iluminación de los bombillos de su casa?

Sí, ocurren casi todos los díasSí, ocurren pero no muy seguidoNo ha visto cambios en el nivel de iluminaciónNo se ha dado cuentaNo utiliza bombillos, sino lámparas fluorescentes

- 4 3 -

4. Las interrupciones de la energía eléctrica ocurren por io general:

Una vez al mes Una vez a la semana Todos los días “muy rara vez”

5. La última vez que se fue la luz, la Interrupción fue:

De corta duración (Menos de 3 minutos)De duración media (hasta media hora)De larga duración (Una hora o más)De muy larga duración (un día o más)

6. La interrupción más larga que recuerda en los últimos tres meses ha durado:

Menos de 2 horasToda una jornada (mañana , tarde o noche)Todo el día Más de un día

7. ¿Cuándo ocurrieron las interrupciones le habían avisado?

Por la radio Por el periódico Un amigo o vecino Nadie le avisó

10. ¿Sabe usted que cuando los cortes no avisados superan cierto límite de tiempo o son muy seguidos, deben aparecer descuentos en su factura?

Sí, le han descontadoSí, pero nunca le han descontadoSí, Había oído de eso, pero no con certezaNo

15. ¿Estaría interesado en que la calidad del servicio de energía eléctrica que recibe se mejorara?

SiNoPrefiero no responder

16. ¿Está dispuesto a pagar más por tener una mejor calidad del servicio? Por ejemplo, si se incrementa la calidad en un 10%, estaría dispuesto a pagar adicionalmente:

0%Hasta el 5%

Entre el 5% y el 10% Entre el 10% y el 15% Mas del 15%

El número de encuestas realizadas en el sector residencial es 2709, la distribución por estrato socioeconómico da un número menor al total debido a que tenía valores mal codificados y estos no se tuvieron en cuenta. El 62 % de las encuestas se realizaron en los estratos dos y tres.

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Estratos

Estrato socioeconómico1 4482 9593 7344 2445 1336 101

Total general 2619

La distribución de las encuestas por operador de red, indica que el mayor porcentaje de encuestas se realizó con CODENSA 18 %, y la menor en la Electrificadora del Caquetá0.6 %.

Código Nombre Encuestas

01 CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO 67

02 CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS 115

03 CENTRALES ELÉCTRICAS DE NORTE SANTANDER 35

04 CENTRALES ELÉCTRICAS DEL CAUCA 62

05 CODENSA 507

06 COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DEL TULÚA 43

07 ELECTIFICADORA DE SANTANDER 143

08 ELECTRIPICADORA DE LA COSTA ATLÁNTICA 190

09 ELECTRIPICADORA DEL CAQUETÁ 18

10 ELECTRI PICA DORA DEL CARIBE 201

11 ELECTRI PICADORA DEL CHOCÓ 35

12 ELECTRI PICADORA DEL HUILA 76

- 4 5 -

Código Nombre Encuestas

13 ELECTRI PICADORA DEL META 54

14 ELECTRI PICADORA DEL TOLIMA 51

15 EMPRESA ANTIOQUEÑA DE ENERGÍA 70

16 EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA 27

17 EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA 57

18 EMPRESA DE ENERGÍA DEL ARAUCA 33

19 EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACIFICO 122

20 EMPRESA DE ENERGÍA DEL PUTUMAYO 70

21 EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDÍO 35

23 EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS RUITOQUE 31

24 EMPRESA ENERGÍA DE BOYACÁ 123

25 EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI 145

26 EMPRESAS MUNICIPALES DE CARTAGO 36

27 EMPRESAS MUNICIPALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA 23

28 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN 252

29 EMPRESAS PÚBLICAS DE YARUMAL 38

Operadores de red

6 0 0

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0>3 4ooca>0) 3 0 0

13 Ov 200E'3z 100

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La distribución de las encuestas por grupos de calidad muestra que el 47 % de las encuestas se realizaron a usuarios ubicados en cabeceras municipales con población superior o igual a 100.000 habitantes.

G rupos de Calidad

U , c u L L __1 2 3 4

G rupos de calidad

Grupos de calidad1 12912 2163 5804 622

Total general 2709

La distribución de las encuestas por rangos de potencia indica que el 65 % de las encuestas se realizaron en los rangos dos y tres.

Rangos de Potencia

1 2 3 4 NI

Rangos de potencia

Rangos de Potencia1 5782 9963 7754 329NI 31

Total general 2709

Para el análisis de la encuesta de calidad realizada por la Superintendencia de Servicios Públicos (SSPD) se empleó un análisis de datos cuya técnica principal es la descripción simultánea de más de dos variables, técnicas que se encuentran enmarcada dentro de los métodos factoriales.

El método utilizado para el análisis es el de correspondencia múltiples, método adaptado para el análisis de datos de encuestas. El análisis de correspondencias múltiples da

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como resultado unos mapas llamados "planos factoriales”, y con la ayuda de unas tablas de soporte, las mismas permiten interpretar las relaciones entre las modalidades de las diferentes variables.

Además, para facilitar la interpretación de los mapas se agruparon las modalidades en nueve grupos (usando métodos de clasificación jerárquica) que se describen a continuación:

El primer grupo con 65 (2 %) de las encuestas, tiene las siguientes características:• Los usuarios que sabían que cuando los cortes no avisados superan cierto límite

de tiempo o son muy seguidos, deben aparecer descuentos en su factura y a los cuales les han descontado.

• El departamento asociado es Cundinamarca y la ciudad de Bogotá.• El operador de red asociado es CODENSA y Centrales Eléctricas de Nariño.• Los usuarios ubicados en cabeceras municipales con población superior o igual a

100.000 habitantes.

El segundo grupo con 205 (7.5 %) de las encuestas, tiene las siguientes características:• Los que muy raras veces tienen interrupciones de energía eléctrica.• La interrupción más larga que recuerdan en los últimos tres meses es menor de

dos horas.• No han visto cambios en el nivel de iluminación de los bombillos de la casa.• La ciudad asociada es Bogotá.• Cuando ocurrieron las interrupciones un amigo o vecino le aviso.• El estrato socioeconómico es el seis.• La ultima vez que se fue la luz, la interrupción fue de corta duración.• No están interesados en que la calidad del servicio de energía eléctrica que recibe

mejore o prefieren no responder.• El grupo asociado es de usuarios ubicados en cabeceras municipales con

población entre 50.000 y 100.000 habitantes.

El tercer grupo con 193 (7 %) de las encuestas, tiene las siguientes características:• Sí han oído, pero no con certeza que: cuando los cortes son no avisados y

superan cierto limite de tiempo o son muy seguidos, deben aparecer descuentos en su factura.

• Están dispuestos a pagar entre el 5 y el 10 % por tener una mejor calidad del servicio.

• El operador de red asociado es Centrales Eléctricas de Norte de Santander y Electrificadora del Huila.

• Transformadores con potencia activa igual o superior a los 150 kW.• El estrato asociado es el cuatro.• La interrupción más larga que recuerda en ios últimos tres meses ha durado toda

una jornada o todo el día.• Cuando ocurrieron las interrupciones le habían avisado por radio o periódico.• No se ha dado cuenta de las variaciones en la iluminación de los bombillos de la

casa.• Si esta interesado en que la calidad del servicio de energía eléctrica mejore.

El cuarto grupo con 882 (32.5 %) de las encuestas, tiene las siguientes características:• La interrupción más larga que recuerda en los últimos tres meses ha durado

menos de dos horas.• Las interrupciones de la energía eléctrica ocurren muy rara vez.• La ultima vez que se fue la luz la interrupción fue de media o corta duración.• No sabia que: cuando los cortes no avisados superan cierto limite de tiempo o son

muy seguidos, deben aparecer descuentos en la factura.• Los operadores de red asociados son Empresas Publicas De Medellin,

CODENSA, Empresa de Energía del Pacifico, Empresas municipales de Cali,Empresa de Energía del Putumayo y la Empresa de Energía de Pereira.

• Las ciudades asociadas son: Medellin, Bogotá, Cali y Pereira.• No están interesados en que la calidad del servicio de energía eléctrica mejore.• No ha visto cambios en e! nivel de iluminación de los bombillos de la casa o no se

ha dado cuenta.• Cuando ocurrieron las interrupciones nadie le avisó.• No esta dispuesto a pagar más por tener una mejor calidad de servició.• Son usuarios ubicados en cabeceras municipales con población entre 50.000 y

100.000 habitantes.• Los estratos asociados son tres y seis.• Los transformadores con potencia activa igual o superior a 75 Kw.

El quinto grupo con 1062 (39 %) de las encuestas, tiene las siguientes características:• La interrupción más larga que recuerda en los últimos tres meses a durado toda

una jornada o todo el día.• La última vez que se fue la luz, la interrupción fue de larga duración.• Las interrupciones de energía eléctrica ocurren frecuentemente (una vez a la

semana, todos los días, una vez al mes).• Si está interesado en que la calidad del servició de energía eléctrica mejore.• Los operadores de red asociados son: Electrificad ora de la Costa Atlántica,

electrificadora del Huila, Centrales Eléctricas del Norte de Santander, Electríficadora de Santander, Electrificadora del caribe y Centrales Eléctricas del Cauca.

• Sí sabia que: cuando los cortes no avisados superan cierto limite de tiempo o son muy seguidos, deben aparecer descuentos en la factura, pero nunca le han descontado.

• Si han percibido variaciones en la iluminación de los bombillos de la casa.• Cuando ocurrieron las interrupciones le habían avisado.• Esta dispuesto a pagar hasta el 5% más por tener una mejor calidad de servicio.• Los usuarios ubicados en cabeceras municipales con población inferior a 50.000

habitantes.• El estrato asociado es el uno.• La ciudad asociada es Barranquilla.

El sexto grupo con 302 (11 %} de las encuestas, tiene las siguientes características:• La interrupción más larga que recuerda en los últimos tres meses ha durado

más de un día o todo un día.

• La ultima vez que se fue la luz, la interrupción fue de muy larga duración.• Los operadores de red asociados son: Empresa de Energía de Boyacá y

Electrificadora del Caribe.• Sí ha percibido casi todos los días variaciones en la iluminación de los bombillos e

de la casa.• Las interrupciones de energía eléctrica ocurren: una vez a la semana o todos los

días.• Sí estaría interesado en que la calidad del servicio de energía eléctrica que recibe

mejorara.• Los estratos asociados son el uno y el dos.• Se asocia a los usuarios ubicados en cabeceras municipales con población inferior

a 50.000 habitantes o usuarios ubicados fuera del área urbana.• Se asocia a transformadores con potencia activa igual o superior a los 25 Kw e

inferior a los 75 Kw,

La distribución de las encuestas en el primer plano factorial permite visualizarlos

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Distribución de los grupos y de las encuestas en el primer plano factorial.

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Distribución de los estratos socioeconómicos en el primer plano factorial.

La distribución de los estratos socioeconómicos en el primer plano factorial advierte una asociación entre los estratos cuatro, cinco y seis, y los grupos cuatro y dos los cuales muestran una buena calidad del servicio. En cambio los estratos socioeconómicos uno y dos se asocian con los grupos tres, cinco y seis los cuales muestran una mala calidad del servició.

La distribución de los grupos de calidad (número de habitantes de la cabecera municipal) en el primer plano factorial muestra una asociación entre los usuarios ubicados en cabeceras municipales con población superior o igual a 100.000 habitantes y los estratos socioeconómicos cuatro cinco y seis. Los usuarios ubicados en cabeceras municipales con población inferior a 50.000 habitantes y los usuarios ubicados fuera del área urbana se asocian con el estrato socioeconómico uno.

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Distribución de los grupos de calidad en el primer plano factorial.

La distribución de los rangos de potencia de los transformadores en el primer plano factorial indica una relación entre los transformadores con potencia activa igual o mayor a

los 75 kW y los usuarios ubicados en cabeceras municipales con población superior o igual a 100.000 habitantes.

Distribución de los rangos de potencia en el primer plano factorial.

Municipio donde se realizó la encuesta

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Operadores de red

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Las modalidades de las preguntas son

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Una descripción general de las preguntas por grupo es:

1. ¿ Ha percibido variaciones en la iluminación de los bombillos de su casa?

A) Sí, ocurren casi todos los dias.B) Sí, ocurren pero no muy seguido.C) No ha visto cambios en el nivel de iluminación.D) No se ha dado cuenta.E) No utiliza bombillos, sino lámparas fluorescentes.

- 5 3 -

¿ Ha percibido variaciones en la iluminación de los bombillos de su casa?

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100%90%

80%

70%

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C la se s

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□ a

□ No responde

d a s e 5 d a s e 6

4. Las interrupciones de la energía eléctrica ocurren por lo general:

A) Una vez al mesB) Una vez a la semanaC) Todos los díasD) ‘'muy rara vez”

(ADUJQ)□ucQ)a"O

Las in terrupciones de la energ ía eléctrica ocurren por log e n e r a l :

100%

80%

60%

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d a s e 1 d a s e 2 d a s e 3 Clase 4

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d a s e 5 Clase 6

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□ b

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□ No responde

5. La última vez que se fue la luz, la interrupción fue:

A) De corta duración (Menos de 3 minutos)B) De duración media (hasta media hora)C) De larga duración (Una hora o más)D) De muy larga duración (un día o más)

- 5 4 -

La última vez que se fue la luz, la interrupción fue:

□ No responde

Q ase 1 O ase 2 O ase 3 O ase 4 Q ase 5 Clase 6

C lases

6. La interrupción más larga que recuerda en los últimos tres meses ha durado:

A) Menos de 2 horasB) Toda una jornada (mañana, tarde o noche}C) Todo el díaD) Más de un día

La Interrupción más larga que recuerda en los últimos tres meses ha durado:

100%

□ No responde

O asse 1/6 Cías se 2/6 O asse 3/6 Classe 4/6 Q asse 5/6 O asse 6/6

C lase s

7. ¿Cuándo ocurrieron las interrupciones le habían avisado?

A) Medio de comunicaciónB) Un amigo o vecino

- 5 5 -

C) Nadie le avisó

¿Cuándo ocurrieron las interrupciones le hablan avisado?

100%

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80%

60%

40%

20%

0% i—m . i i , i i , l l , l l , t

Classe Classe Classe Classe Classe Classe1/6 2/6 3/6 4/6 5/6 5/6

Clases

□ c

□ b

□ aQ no responde

10. ¿Sabe usted que cuando los cortes no avisados superan cierto límite de tiempo o son muy seguidos, deben aparecer descuentos en su factura?

A) Si, le han descontadoB) Sí, pero nunca le han descontadoC) Sí, Había oído de eso, pero no con certezaD) No

¿Sabe usted que cuando los cortes no avisados superan cierto límite de tiempo o son muy seguidos, deben aparecer descuentos en su factura?

□ Nd resporide

Oasse 1/6 Oasse2/S Oasse i'S Qasse4/6 Qasse 5/6 Oasse S/S

Clases

15. ¿Estaría interesado en que la calidad del servicio de energía eléctrica que recibe se mejorara?

A) Si

- 5 6 -

B) NoC) Prefiero no responder

¿Estaría in te resado en que la c a lid a d del servicio de en e rg ía e léc trica que reciba se m e jo ra ra ?

□ no respondo

16. ¿Está dispuesto a pagar más por tener una mejor calidad del servicio? Por ejemplo, si se incrementa la calidad en un 10%, estaría dispuesto a pagar adicionalmente:

A) 0%B) Hasta el 5%C) Entre el 5% y el 10%D) Entre el 10% y el 15%E) Más del 15%

¿Está d is p u e s to a p a g a r m á s p o r te n e r una m e jo r c a lid a d d e l s e rv ic io ?

C ia to s