Evaluacion de la problemática existente en las relaciones ...
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería 1-1-2001 Evaluacion de la problemática existente en las relaciones Evaluacion de la problemática existente en las relaciones técnicas entre comercializadoras de energía y operadores de red técnicas entre comercializadoras de energía y operadores de red cuando son diferentes empresas cuando son diferentes empresas Jhon Freddy Torres Melo Universidad de La Salle, Bogotá Jhon Jairo Tovar Perdomo Universidad de La Salle, Bogotá Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica Citación recomendada Citación recomendada Torres Melo, J. F., & Tovar Perdomo, J. J. (2001). Evaluacion de la problemática existente en las relaciones técnicas entre comercializadoras de energía y operadores de red cuando son diferentes empresas. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/424 This Trabajo de grado - Pregrado is brought to you for free and open access by the Facultad de Ingeniería at Ciencia Unisalle. It has been accepted for inclusion in Ingeniería Eléctrica by an authorized administrator of Ciencia Unisalle. For more information, please contact [email protected].
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2001
Evaluacion de la problemática existente en las relaciones Evaluacion de la problemática existente en las relaciones
técnicas entre comercializadoras de energía y operadores de red técnicas entre comercializadoras de energía y operadores de red
cuando son diferentes empresas cuando son diferentes empresas
Jhon Freddy Torres Melo Universidad de La Salle, Bogotá
Jhon Jairo Tovar Perdomo Universidad de La Salle, Bogotá
Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica
Citación recomendada Citación recomendada Torres Melo, J. F., & Tovar Perdomo, J. J. (2001). Evaluacion de la problemática existente en las relaciones técnicas entre comercializadoras de energía y operadores de red cuando son diferentes empresas. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/424
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1
EVALUACIÓN DE LA PROBLEMÁTICA EXISTENTE EN LAS
RELACIONES TÉCNICAS ENTRE COMERCIALIZADORAS DE
ENERGÍA Y OPERADORES DE RED CUANDO SON DIFERENTES
EMPRESAS
JHON FREDDY TORRES MELO
JHON JAIRO TOVAR PERDOMO
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ, D.C.
2001
2
EVALUACIÓN DE LA PROBLEMÁTICA EXISTENTE EN LAS
RELACIONES TÉCNICAS ENTRE COMERCIALIZADORAS DE
ENERGÍA Y OPERADORES DE RED CUANDO SON DIFERENTES
EMPRESAS
JHON FREDDY TORRES MELO
JHON JAIRO TOVAR PERDOMO
Proyecto de grado para optar al título de Ingeniero Electricista
Director
FERNANDO GÓMEZ GÓMEZ
Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ, D.C.
2001
iii
Nota de aceptación
____________________________
____________________________
____________________________
____________________________
Fernando Gómez Gómez Director del Proyecto
____________________________
Julio Cesar GarcíaJurado
____________________________
Ramón Antolínez Jurado
Bogotá, 29 de octubre de 2001
iv
A nuestras familias
quienes nos han brindado
su apoyo incondicional,
su entrega y dedicación.
A Dios, todo lo que somos
LOS AUTORES
v
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus agradecimientos a:
Fernando Gómez Gómez, Ingeniero Electricista y director del
proyecto, por sus valiosas orientaciones y su gran dedicación.
Oscar Andrés Cabanillas, Ingeniero de la Empresa de Energía del
Pacífico S.A. E.S.P., por su colaboración y suministro de información.
Milton Fabián Soto, Ingeniero de la Empresa de Energía del Pacífico
S.A. E.S.P., por su colaboración y suministro de información.
A todas aquellas personas que de una forma u otra colaboraron para la
realización de este proyecto.
vi
� Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador, sonresponsables de las ideas expuestas por los graduandos.
vii
CONTENIDO
Pág.
INTRODUCCIÓN..................................................................... 21
1. INFORMACIÓN GENERAL REFERENTE ACOMERCIALIZACION DE ENERGÍA Y OPERACIÓN DEREDES.............................................................................. 23
1.1 DESCRIPCIÓN DEL ESQUEMA SECTORIAL.............................. 23
1.2 RESOLUCIONES................................................................. 25
1.2.1 Resolución Creg 024 de 1995........................................... 25
1.2.2 Resolución Creg 031 de 1997........................................... 26
1.2.3 Resolución Creg 108 de 1997........................................... 27
1.2.4 Resolución Creg 070 de 1998........................................... 30
1.2.5 Resolución Creg 131 de 1998........................................... 31
1.2.6 Resolución Creg 025 de 1999........................................... 32
2. DESCRIPCIÓN DEL “AMBIENTE Y PECULIARIDADES” ENQUE SE DESARROLLAN LOS NEGOCIOS DECOMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA Y OPERACIÓN DERED.................................................................................. 34
2.1 ESCENARIOS COMERCIALES................................................ 34
2.2 ESCENARIOS TÉCNICOS..................................................... 37
2.2.1 Instalación y pruebas de equipos de medida....................... 37
2.2.2 Construcción de subestaciones......................................... 39
2.2.2.1 Instalación de transformadores de potencia..................... 39
2.2.2.2 Instalación de transformadores de corriente..................... 40
2.2.2.3 Cambios de nivel de tensión........................................... 41
2.2.3 Solicitud de maniobras.................................................... 42
viii
2.2.4 Utilización del espacio privado por parte del operador dered............................................................................... 42
2.3 CONVENIOS ENTRE AGENTES.............................................. 43
3. PARÁMETROS DE CALIDAD ESTABLECIDOS POR LACOMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS“CREG”............................................................................. 45
3.1 CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA........................... 47
3.1.1 Frecuencia..................................................................... 47
3.1.2 Tensión......................................................................... 48
3.1.3 Armónicos..................................................................... 51
3.1.4 Flicker........................................................................... 53
3.1.5 Factor de potencia.......................................................... 54
3.1.6 Transitorios electromagnéticos rápidos y fluctuaciones detensión.......................................................................... 56
3.2 CALIDAD DEL SERVICIO PRESTADO...................................... 56
3.2.1 Clasificación de las interrupciones del servicio de energía..... 58
3.2.1.1 De acuerdo con la duración de la interrupción.................. 58
3.2.1.2 De acuerdo con el origen............................................... 59
3.2.2 Compensación................................................................ 59
3.3 RESUMEN SOBRE CUMPLIMIENTO DE LOS PARÁMETROS DECALIDAD........................................................................... 61
4. RELACIONES Y RESPONSABILIDADES (ENTRE AGENTES YDE ÉSTOS CON EL USUARIO FINAL)............................... 64
4.1 PRINCIPALES ASPECTOS INVOLUCRADOS EN LASRELACIONES ENTRE AGENTES............................................. 65
4.1.1 Normas......................................................................... 65
4.1.2 Abuso de posición dominante........................................... 65
4.1.3 Trámites........................................................................ 66
4.1.4 Cambios de comercializador............................................. 66
4.2 RELACIONES ENTRE LOS AGENTES....................................... 67
4.2.1 Responsabilidades del comercializador............................... 67
4.2.1.1 Con otros comercializadores........................................... 67
4.2.1.2 Con el operador de red.................................................. 69
ix
4.2.2 Responsabilidades con el operador de red.......................... 70
4.2.2.1 Con el comercializador.................................................. 70
4.2.2.2 Con los usuarios conectados a sus redes.......................... 72
4.3 RESPONSABILIDADES Y RELACIONES SEGÚN EL CÓDIGO DEREDES.............................................................................. 73
5. PROCEDIMIENTO PARA LA APROBACIÓN DEL DISEÑO DEUNA SUBESTACIÓN.......................................................... 75
5.1 FACTIBILIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA............................ 77
5.1.1 Condiciones para la prestación del servicio......................... 78
5.2 RADICACIÓN DE DOCUMENTOS........................................... 82
5.2.1 Documentos requeridos para la aprobación de proyectos y
obras............................................................................
82
5.3 MEMORIAS DE CÁLCULO..................................................... 84
5.3.1 Transformadores a seleccionar......................................... 87
5.3.2 Corrientes nominales....................................................... 88
5.3.3 Corrientes de cortocircuito............................................... 89
5.3.4 Fusibles tipo HH............................................................. 89
5.3.5 Interruptor principal........................................................ 89
5.3.6 Transformadores de corriente........................................... 90
5.3.7 Conclusiones de la coordinación de protecciones................. 92
5.3.8 Planos........................................................................... 94
5.4 RESUMEN DE LA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS................... 94
6. FACTORES RELACIONADOS CON REGISTRO DECONSUMOS Y ADECUACIÓN DE FRONTERASCOMERCIALES.................................................................. 96
6.1 TELEMEDIDA..................................................................... 96
6.2 COMPONENTES DE LA TELEMEDIDA...................................... 97
6.3 BENEFICIOS DE LOS AGENTES Y USUARIOS.......................... 97
6.4 PASOS A SEGUIR EN LA TELEMEDIDA................................... 97
6.5 REPORTE DE LECTURAS DIARIAS AL SIC............................... 98
6.6 ANÁLISIS DE LAS LECTURAS REALIZADAS A LOS MEDIDORES. 98
x
6.7 TELEMEDIDA CUANDO EL OPERADOR DE RED ES DIFERENTEAL COMERCIALIZADOR....................................................... 99
6.8 PLAZO DE ENVÍO DE LECTURAS AL SIC................................. 99
6.8.1 Reporte diario de la demanda........................................... 99
6.8.2 Reporte diario de generación............................................ 99
6.9 MODIFICACIONES EN LAS LECTURAS................................... 100
6.9.1 Los agentes comercializadores.......................................... 100
6.9.2 Los generadores del SIN.................................................. 100
6.10 EQUIPOS DEFECTUOSOS O HURTADOS............................... 100
6.10.1 Reporte........................................................................ 100
6.10.2 Reparación o reemplazo................................................. 101
6.10.3 Registro....................................................................... 101
6.10.4 Curva típica.................................................................. 101
6.11 CARACTERÍSTICAS DE MEDIDORES QUE SE ENCUENTRAN
EN EL MERCADO..............................................................
101
6.11.1 Medidor ABB................................................................. 102
6.11.1.1 Ventajas.................................................................... 102
6.11.1.2 Desventajas............................................................... 102
6.11.2 Medidor Schlumberger................................................... 103
6.11.2.1 Ventajas.................................................................... 103
6.11.2.2 Desventajas............................................................... 103
6.11.3 Medidores Siemens........................................................ 104
6.11.3.1 Ventajas.................................................................... 104
6.11.3.2 Desventajas............................................................... 104
6.11.4 Medidor ELGama........................................................... 105
6.11.4.1 Ventajas.................................................................... 105
6.11.4.2 Desventajas............................................................... 105
6.12 ADECUACIÓN DE FRONTERAS............................................ 106
6.12.1 Instalación de medidores................................................ 106
6.12.2 Información mensual enviada a los diferentes operadores
xi
de red.......................................................................... 1076.12.3 Pasos a seguir para realizar registros de clientes ante el
ASIC............................................................................ 1086.12.3.1 Usuarios nuevos.......................................................... 108
6.12.3.2 Trámites que realizan los comercializadores.................... 108
6.12.3.3 Respuesta del operador de red o el comercializador que loatendía...................................................................... 109
6.12.3.4 Acta de instalación y verificación de equipos de medida.... 109
6.12.3.5 Certificado de calibración.............................................. 110
6.12.3.6 Registro de un cliente ante el ASIC................................ 110
7. ESTRUCTURAS ORGANIZACIONALES................................ 1127.1 ESQUEMA ORGANIZACIONAL............................................... 114
7.2 PRESIDENCIA.................................................................... 115
7.2.1 Misión........................................................................... 115
7.2.2 Visión........................................................................... 115
7.3 GERENCIA DEL CLIENTE................................................... 115
7.4 GERENCIA DE ZONAS......................................................... 116
7.5 GERENCIA DE OPERCIONES COMERCIALES........................... 117
7.6 DEPARTAMENTO DE FACTURACIÓN...................................... 118
7.6.1 Misión........................................................................... 118
7.6.2 Visión........................................................................... 118
7.6.3 Objetivo general............................................................. 118
7.6.4 Objetivos específicos....................................................... 118
7.6.5 Estrategias.................................................................... 119
7.6.6 Indicadores de gestión y metas........................................ 119
7.7 DEPARTAMENTO DE MEDICIÓN INDUSTRIAL.......................... 120
7.7.1 Misión........................................................................... 120
7.7.2 Visión........................................................................... 120
7.7.3 Estrategias.................................................................... 120
7.7.4 Responsabilidades.......................................................... 121
7.7.5 Indicadores de gestión.................................................... 121
xii
7.8 APORTES A LAS ESTRUCTURAS ORGANIZACIONALES............. 121
8. CONCLUSIONES................................................................ 123
BIBLIOGRAFÍA....................................................................... 126
INTERNET.............................................................................. 128
ANEXOS................................................................................. 129
APÉNDICE A. Experiencia internacional en regulación y calidad deenergía................................................................................... 141
xiii
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Medidor ABB..............................................................102
Figura 3. Medidores Siemens MAXsys 2410 y MAXsys psi 2510.......104
Figura 3. Medidor ELGama ........................................................105
xiv
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1. Rangos típicos de entrada y parámetros de la carga paracalidad de la potencia eléctrica................................................... 51
Tabla 2. Documentos requeridos para la aprobación de proyectos yobras...................................................................................... 82
Tabla 3. Cargas a instalar.......................................................... 86
Tabla 4. Transformadores de corriente......................................... 92
Tabla 5. Coordinación de protecciones......................................... 93
Tabla 6. Comercializadoras y su respaldo..................................... 112
xv
LISTA DE CUADROS
Pág.
Cuadro 1. Estructura de una empresa comercializadora y operadorade red..................................................................................... 114
Cuadro 2. Gerencia del cliente.................................................... 115
Cuadro 3. Gerencia de zonas...................................................... 116
Cuadro 4. Gerencia de operaciones comerciales............................ 117
Cuadro 5. Indicadores de gestión y metas del departamento defacturación.............................................................................. 119
xvi
LISTA DE ANEXOS
Pág.
Anexo A. Comunicación 0251811. Cumplimiento de las normas deconstrucción de centros de transformación de distribución.............. 130
Anexo B. Comunicación 0198523. Exigencia de la instalación detransformadores de corriente que cumplan con las condiciones decorto circuito del punto de instalación.......................................... 131
Anexo C. Factibilidad de servicio de energía................................. 133
Anexo D. Coordinación de protecciones........................................ 134
Anexo E. Glosario..................................................................... 136
xvii
SIGLAS
ASIC: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales
B.T: Baja Tensión
CAC: Comité Asesor de Comercialización
CC: Código de Conexión
CND: Centro Nacional de Despacho
CR: Costo de Racionamiento
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
CT: Transformador de Corriente
DACD: Departamento Administrativo de Catastro Distrital
DAPD: Departamento Administrativo de Planeación Distrital
DES: Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio
EPSA: Empresa de Energía del Pacífico
FES: Frecuencia Equivalente de Interrupciones del Servicio
IEC: International Electrotechnical Commission
IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers
MEM: Mercado de Energía Mayorista
M.T: Media Tensión
NEMA: National Electric Manufacturers Association
NTC: Norma Técnica Colombiana
PCC: Point of Common Coupling
PROENCA: Proyectos Energéticos del Cauca
PT: Transformador de Potencial
SDL: Sistema de Distribución Local
S/E: Subestación
xviii
SGC: Sistema de Gestión Comercial
SIC: Sistema de Intercambios Comerciales
SIN: Sistema Interconectado Nacional
SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
STN: Sistema de Transmisión Nacional
STR: Sistema de Transmisión Regional
THD: Distorsión Armónica Total
Uz: Tensión de Impedancia
xix
RESUMEN
Se presentan los temas afines a las relaciones entre comercializadoras
de energía y operadores de red, ofreciendo pautas y criterios a ser
tomados en cuenta en operaciones contractuales entre los agentes.
Se formula el ambiente y las peculiaridades tanto técnicas como
comerciales entre los agentes, al igual que la evolución que ha venido
teniendo desde la creación del libre mercado hasta la fecha.
La calidad del servicio se ha convertido en tema de primer plano en las
relaciones entre usuarios y comercializadores de energía, razón por la
cual son importantes las reglamentaciones sobre calidad de servicio y
compensación a los usuarios, las cuales son analizadas con el fin de
proponer mejoras que garanticen el buen funcionamiento de las redes.
En esta investigación se hace énfasis en la exposición de las relaciones
que existen entre los agentes del mercado y los usuarios para poder
verificar si se cumplen cada una de las responsabilidades adquiridas,
con el fin de proponer ciertas pautas que mejoren la calidad del servicio
al usuario y se pueda desarrollar un mercado competitivo entre los
agentes.
En esta evaluación de la problemática, se recopilan las experiencias
encontradas, haciendo un análisis comparativo con las propuestas
presentadas por el Comité Asesor de Comercialización de energía (CAC)
xx
y se proponen las mejoras correspondientes, teniendo en cuenta la
regulación vigente.
En esta monografía, se presenta a manera de ejemplo, un modelo de
presentación de un proyecto ante el operador de red Codensa, teniendo
en cuenta las características requeridas para dar cumplimiento a las
exigencias impuestas por el operador de red, buscando su aceptación
en el momento final de la revisión.
Con la telemedida se tienen datos de consumos de energía en tiempos
muy reducidos, disminuyendo considerablemente el tiempo que
transcurre entre la medición y la facturación.
Por último, se presenta un análisis de las estructuras organizacionales
de comercializadoras de energía y de los operadores de red, luego de
realizar una investigación en algunas de las empresas del mercado, con
lo cual se establecieron los puntos en los cuales se están presentando
inconvenientes en los procesos y se dan recomendaciones de mejoras
internas en la organización, con el fin de optimizar la gestión
empresarial.
21
INTRODUCCIÓN
Este proyecto de grado atiende la problemática existente en las
relaciones técnicas y comerciales entre operadores de red y
comercializadoras de energía cuando son diferentes empresas,
planteándose la necesidad de la revisión de los convenios, regulaciones
y/o acuerdos que existen, como también una evaluación de los servicios
que ofrecen los agentes del mercado eléctrico colombiano a los usuarios.
En todo el mundo comenzó a ponerse en duda la eficacia de los
monopolios estatales para la prestación de los servicios públicos,
iniciándose grandes reformas en algunos países; por este motivo, a
partir de julio de 1995, el sector eléctrico colombiano empezó a operar
como un mercado abierto competitivo comercialmente, permitiendo la
participación del sector privado en los negocios de la generación, el
transporte, la distribución y el recién creado negocio de la
comercialización, continuando la operación técnica en manos de los
distribuidores, operadores de red y un Centro Nacional de Despacho
(CND).
Mediante el análisis realizado en esta monografía se pudieron constatar
vacíos de información que existen en el mercado por lo reciente del
tema.
De acuerdo con lo anterior, se investiga y analiza la información
relacionada con la regulación de comercialización de energía y operación
22
de redes, se determina si los comercializadores y operadores de red
hacen cumplir los parámetros de calidad, se establece el procedimiento
para la aprobación del diseño de una subestación o las modificaciones
que se puedan realizar, se fija el proceso mediante el cual se toman las
lecturas de consumo de un usuario y se plantean reformas a la
estructura organizacional de las empresas comercializadoras de energía
y operadoras de red.
El campo de acción de los ingenieros electricistas ha cambiado desde la
creación del libre mercado de comercialización, por lo tanto, es
importante mostrar los resultados positivos y negativos de las relaciones
entre comercializadores y operadores de red, durante este periodo de
tiempo en que se realizaron los cambios regulatorios.
Por este motivo nuestra investigación definirá los parámetros para
unificar criterios y obtener una buena relación entre los agentes,
teniendo en cuenta que no será parte de este estudio los asuntos
relacionados con la compra de energía y los costos por uso de red.
La metodología de esta investigación tuvo como base los conocimientos
adquiridos en la Universidad y la experiencia obtenida por los autores en
diferentes comercializadoras de energía y operadoras de red, por medio
de vínculos laborales en las primeras empresas encargadas de abrir el
mercado libre en Bogotá, haciendo una investigación de las relaciones
existentes entre los agentes para proponer mejoras a las mismas.
23
1. INFORMACIÓN GENERAL REFERENTE A COMERCIALIZACIÓN
DE ENERGÍA Y OPERACIÓN DE REDES
1.1 DESCRIPCIÓN DEL ESQUEMA SECTORIAL La estructura actual
para el suministro de la energía eléctrica fue el resultado de un
prolongado proceso de intervención estatal, que se inició prácticamente
en 1928 con la expedición de la Ley 113 que declaró de utilidad pública
el aprovechamiento de la fuerza hidráulica. Durante el viejo esquema,
las compañías estatales mantenían un poder monopólico sobre un área
determinada e integradas verticalmente, prestaban los servicios de
generación, transmisión y distribución. Este tipo de monopolio sobre un
área específica, se debió al desarrollo regional que presentaba el país.
Durante los años ochenta, el sector eléctrico colombiano entró en crisis,
al igual que en la mayoría de países de América Latina. Esta situación se
debió especialmente al subsidio de tarifas y a la politización de las
empresas estatales, lo cuál generó un deterioro en el desempeño de
este sector. Al mismo tiempo, se desarrollaron grandes proyectos de
generación, con sobrecostos y atrasos considerables, lo que llevó a que
finalmente el sector se convirtiera en una gran carga para el Estado.
Por otro lado, en todo el mundo comenzó a ponerse en duda la eficacia
de los monopolios estatales para prestación de los servicios públicos,
iniciándose grandes reformas en algunos países tales como el Reino
Unido, Noruega y Chile.
24
Ante los hechos anteriormente mencionados a partir de julio de 1995, el
sector eléctrico empezó a operar como un mercado abierto competitivo
comercialmente, permitiendo la participación del sector privado en los
negocios de la generación, el transporte, la distribución y el recién
creado negocio de la comercialización, continuando la operación técnica
en manos de los distribuidores, operadores de red y un Centro Nacional
de Despacho (CND), basándose en los resultados entregados por la
bolsa de energía, la cual representa un sistema de información de la
generación nacional interconectada con criterios económicos.
Los agentes económicos son vigilados por la Superintendencia de
Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), y reglamentados por una
Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), creadas al igual que
el mercado a partir de las leyes 142 ( ley de servicios públicos) y 143 (
ley eléctrica) de 1994.
La situación resultante originó condiciones de muy alta competencia en
la oferta por lo cual el mercado se transformó significativamente
mostrando la siguiente evolución:
• Se estableció un nuevo marco regulatorio.
• Se independizaron servicios que se prestaban en forma integrada y
los de generación y comercialización se abrieron a la competencia.
• Se introdujo competencia en el sector eléctrico.
• Se permitió la inversión privada, llegando al punto de privatizar las
compañías estatales.
• Quedó el estado solamente como ente regulador.
25
En este esquema el comercializador cumple un papel muy importante
puesto que es la entidad que tiene contacto directo con los usuarios y de
esta manera presta asesoría comercial, asesoría a nuevos clientes al
igual que respaldo técnico para cualquier modificación o problema que
se presente.
Es importante aclarar que el usuario final puede elegir cualquier
comercializador de energía pero nunca podrá seleccionar el operador de
red puesto que cada zona tiene un solo encargado de dichas redes.
Lo anterior da lugar a relaciones técnicas y comerciales entre
comercializadores de energía y operadores de red o distribuidores, las
cuales son motivos de investigación y definiciones dada la etapa en que
se encuentra este proceso, especialmente cuando los dos recursos son
prestados por empresas diferentes.
1.2 RESOLUCIONES El objetivo principal de este numeral es
proporcionar una breve descripción del marco regulatorio de las
actividades de comercialización de energía y operación de red utilizando
para ello una selección de las principales resoluciones que tratan dichos
temas, haciendo un breve resumen de su contenido.
1.2.1 Resolución Creg 024 de 1995. En esta resolución se
reglamentan los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista
(MEM) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), que hacen parte del
reglamento de operación.
Esta resolución contiene las reglas y procedimientos para el manejo de
información, liquidación de cuentas en la bolsa de energía, pago de
26
servicios asociados de generación, pago por restricciones de transmisión
y distribución, cobro y recaudo de facturas por transacciones realizadas
en el mercado mayorista que forman parte del Sistema de Intercambios
Comerciales (SIC). Igualmente define las obligaciones y derechos de los
agentes que participan en dicho mercado.
Todos los agentes tienen relación directa con el Mercado de Energía
Mayorista (MEM) por lo cual esta resolución es bastante importante para
la operación de los mismos.
1.2.2 Resolución Creg 031 de 1997. El objetivo de esta resolución
es la aprobación de las fórmulas generales que permiten a los
comercializadores de electricidad establecer los costos de prestación del
servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional
(SIN).
De igual manera establece la forma por la cual se fijan cada uno de los
parámetros del costo unitario de prestación de servicio y los costos
máximos asociados con la atención de los usuarios regulados, con un
esquema que incentive la eficiencia de las empresas.
Esta resolución modificó la 112 de 1996, con la cual se había iniciado el
procedimiento orientado a la aprobación de la fórmula tarifaría general y
de la metodología aplicable a cada prestador del servicio para calcular el
costo de prestación del servicio de electricidad, se ajustó el tratamiento
de las pérdidas de energía y la metodología para determinar los costos
de la actividad de comercialización de electricidad a usuarios finales
regulados.
27
1.2.3 Resolución Creg 108 de 1997. En esta resolución se señalan
criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de
los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible
por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás
asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario.
Esta resolución es una de las más importantes puesto que fija los
criterios generales sobre protección de los derechos de los suscriptores
o usuarios del servicio, haciendo énfasis en los siguientes numerales:
• Derechos y garantías mínimas. Los derechos y garantías
consagrados en el decreto 1842 de 1991, en las leyes 142 y 143 de
1994, en las normas de carácter general expedidas por la Comisión
de Regulación de Energía y Gas (CREG), y demás autoridades
competentes, así como en las normas que las complementen,
adicionen, modifiquen o sustituyan, que consagren derechos a favor
de los usuarios, constituyen el mínimo de derechos y garantías de los
usuarios y no podrán ser vulnerados ni desconocidos por las
empresas en la ejecución del contrato de servicios públicos.
• Acceso al servicio. Quienes de conformidad con las disposiciones
legales puedan celebrar el contrato de servicios públicos, y se sujeten
a las condiciones técnicas exigibles para la conexión a cada uno de
estos, tendrán derecho a recibir tales servicios, sin perjuicio de que la
empresa pueda acordar estipulaciones especiales con uno o algunos
de los usuarios.
• Libre elección del prestador del servicio. Todo usuario tiene
derecho a escoger el prestador del servicio dentro de las alternativas
28
existentes, según sus necesidades y requerimientos de suministro, al
igual que al proveedor de los bienes o servicios que no tengan
relación directa con el objeto del contrato.
• Calidad y seguridad del servicio. Las personas prestadoras de los
servicios públicos de energía eléctrica, deben suministrar los
respectivos servicios con calidad y seguridad, conforme a las
condiciones técnicas y términos definidos en el contrato. Esos
términos y condiciones deben ser conocidos por los suscriptores y
usuarios, y no podrán ser inferiores a los determinados por la
Comisión de Regulación de Energía y Gas.
• Racionalidad. Los prestadores de los servicios públicos de energía
eléctrica, velarán porque los servicios se utilicen de manera racional,
con estricta sujeción a las condiciones técnicas y de uso definidas
para cada uno de ellos, e igualmente desarrollarán programas
educativos tendientes a crear una cultura de uso razonable del
servicio.
• Neutralidad. Las empresas deberán dar un tratamiento igual a sus
suscriptores o usuarios, sin discriminaciones diferentes a las derivadas
de las condiciones y características técnicas de la prestación de cada
uno de los servicios a que se refiere esta resolución.
• Buena fe. Tanto las empresas como los suscriptores o usuarios
deben actuar en la ejecución del contrato de servicios públicos con
lealtad, rectitud y honestidad.
• Obligatoriedad del contrato. El contrato de servicios públicos es
ley para las partes. Las empresas están obligadas no solo a las
disposiciones expresamente pactadas, sino también a las que emanan
29
de la naturaleza del contrato, a las que de manera uniforme se
apliquen a la prestación del respectivo servicio y a las que surjan de
los reglamentos expedidos por los organismos competentes.
• Abuso de posición dominante. Según los artículos 11, 34 y 133 de
la ley 142 de 1994, las empresas deberán abstenerse de abusar de su
posición dominante, cuando tengan esa posición.
• Abuso del derecho. Los derechos originados en razón del contrato
de servicios públicos, no podrán ser ejercidos con la intención de
causar daño a la otra parte contratante ni con un fin distinto al
señalado por las normas.
• Información y transparencia. Los suscriptores o usuarios podrán
solicitar y obtener información completa, precisa y oportuna, sobre la
prestación de los servicios públicos, siempre y cuando no se trate de
información calificada como secreta o reservada por la ley y se
cumplan los requisitos y condiciones establecidos por la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) de
acuerdo con lo dispuesto en el numeral 14, articulo 9º de la ley 142
de 1994.
• Queja y reclamo. Las empresas de servicios públicos deberán
atender, tramitar y solucionar, en forma oportuna, las quejas,
facturación y recursos que sean presentados por los suscriptores o
usuarios.
• Facturación Oportuna. Los suscriptores o usuarios tienen derecho a
conocer oportunamente los valores que deban pagar en razón del
suministro y los demás servicios inherentes que les sean prestados.
Para estos efectos, en los contratos de servicios públicos se estipulará
30
la forma como se entregarán las facturas, con las debidas seguridades
en su remisión.
• Obligatoriedad del pago. Los suscriptores o usuarios pagarán, en
los términos definidos por la ley y el contrato, las facturas de servicios
públicos que les presenten las empresas por la prestación del servicio.
• Participación. Los suscriptores o usuarios podrán participar en la
gestión y fiscalización de las empresas, en los términos previstos en la
ley 142 de 1994 y las normas que la desarrollen.
• Agilidad y economía en los trámites. Las empresas deberán
abstenerse de imponer a los suscriptores o usuarios trámites que, de
acuerdo con las normas vigentes, estén prohibidos o que según la
naturaleza de la solicitud sean innecesarios, o de exigirles
documentos o requisitos que puedan verificar en sus archivos.
• Responsabilidad. Las partes en el contrato de servicios públicos
responderán por los daños e indemnizarán los perjuicios causados, de
acuerdo con la ley.
1.2.4 Resolución Creg 070 de 1998. Por la cual se establece el
reglamento de distribución de energía eléctrica, como parte del
reglamento de operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
En esta resolución se establece la actividad de transmisión regional y/o
distribución local de energía eléctrica, con base en los principios
relacionados con la eficiencia, calidad y neutralidad, en cumplimiento del
artículo 23 de la ley 143 de 1994.
31
De igual manera, se definen y hacen operativos los criterios técnicos de
calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía eléctrica, se
establecen procedimientos para la planeación, operación y expansión de
los Sistemas de Transmisión Regional (STR´s) y los Sistemas de
Distribución Local (SDL´s) y se definen normas para el diseño y
ejecución del plan de inversiones y conexiones al sistema, entre otros.
Adicionalmente, se definen y establecen criterios y procedimientos para
la medición de los consumos, para la prestación del servicio de
alumbrado público y para las remuneraciones asociadas con la
propiedad de activos.
Esta resolución se aplica para definir criterios que faciliten la
competencia en la comercialización de electricidad, motivo por el cual
los agentes que intervienen en el mercado al igual que los usuarios
hacen uso de ella para obtener información actualizada de los
parámetros relacionados anteriormente y que regulan las relaciones
entre ellos.
Por otra parte la regulación 070 presenta a los agentes otras
disposiciones para la coordinación operativa de los operadores de red,
comercializadores de energía y usuarios, así como los procedimientos
para hacer las modificaciones que se deriven de la experiencia y
aplicación de estas mismas reglas.
1.2.5 Resolución Creg 131 de 1998. Esta resolución modifica la
Resolución CREG-199 de 1997 y se dictan disposiciones adicionales
sobre el mercado competitivo de energía eléctrica.
32
En esta resolución se hace claridad acerca del artículo 11 de la Ley 143
de 1994, que define a los usuarios no regulados como la persona natural
o jurídica con una demanda máxima superior a 2 MW por instalación
legalizada y se establecen los nuevos límites de potencia o energía
mensuales para que un usuario pueda contratar el suministro de energía
en el mercado competitivo:
• Hasta el 31 de diciembre de 1999 0.5 MW o 270 MWh
• A partir del 1º de enero del 2000 0.1 MW o 55 MWh
Trata también el artículo 23, literal g de la ley 143, que faculta a la
comisión para definir, con base en criterios técnicos, las condiciones que
deben reunir los usuarios regulados y no regulados del servicio de
electricidad, de igual manera considera técnicamente viable convertir la
demanda máxima por instalación legalizada en una energía equivalente
en MWh mensuales.
1.2.6 Resolución Creg 025 de 1999. En esta resolución se
establecen los índices de duración equivalente de las interrupciones del
servicio (DES) y la frecuencia equivalente de las interrupciones del
servicio (FES) para el año 1 del periodo de transición (Año 1: periodo
comprendido entre el 1º de enero y el 31 de diciembre del año 2000)
que trata el reglamento de distribución de energía eléctrica /resolución
CREG 070 de 1998, y se modifican algunas normas de esa misma
resolución.
Esta resolución básicamente fija las normas de calidad a las que se
deben ceñir las empresas de servicios públicos en la prestación del
servicio, de igual manera presenta los indicadores para la medición de la
33
confiabilidad del servicio y se establecen definiciones únicas de esos
indicadores.
34
2. DESCRIPCIÓN DEL “AMBIENTE Y PECULIARIDADES” EN QUE
SE DESARROLLAN LOS NEGOCIOS DE COMERCIALIZACIÓN DE
ENERGÍA Y OPERACIÓN DE RED
Este capítulo tratará el “ambiente y peculiaridades” tanto técnicas como
comerciales entre los comercializadores y operadores de red, al igual
que la evolución que ha venido teniendo desde la creación del libre
mercado hasta la fecha.
Lo anterior es posible gracias a las experiencias obtenidas en diferentes
comercializadoras de energía del mercado, al igual que diferentes
operadores de red debido al hecho que los integrantes de esta
monografía nos encontramos laborando en el sector de comercialización
de energía hace aproximadamente dos años teniendo la oportunidad de
desempeñarnos en las primeras empresas encargadas de abrir el
mercado libre en Bogotá.
Dichas peculiaridades ocurrieron puesto que los procesos involucrados
en las relaciones comerciales y técnicas entre comercializadores de
energía y operadores de red no se habían establecido completamente,
motivo por el cual se plantean los escenarios ocurridos con el operador
de red Codensa y los comercializadores de energía Proyectos
Energéticos del Cauca (Proenca) y Energizar.
2.1 ESCENARIOS COMERCIALES Cuando empezó el mercado de
comercialización en Bogotá Energizar, que era una comercializadora de
35
energía, tomó listados de las principales empresas para poder realizar
un estudio de mercadeo que ofreciera sus servicios como nuevo
comercializador, puesto que en ese momento para los usuarios era
totalmente desconocido el ambiente en el cual podrían obtener
beneficios económicos y técnicos.
Como consecuencia de esta actividad de mercadeo, algunos usuarios
tomaron la decisión de realizar el cambio de comercializador debido
principalmente a los ahorros en pesos que se ofrecieron en ese
entonces, que oscilaron entre el 14 y el 20 % con respecto a las tarifas
que se encontraban en el mercado en ese momento, el valor agregado
que se ofrecía y la idea de terminar con el monopolio del mercado.
El primer paso para realizar el cambio de comercializador fue solicitar al
comercializador de energía, que en ese momento era el mismo
operador de red, el paz y salvo donde se indicara su estado de cuenta
actual con lo cual comenzaron los primeros inconvenientes.
Al solicitar el paz y salvo de un usuario y la visita técnica para poder
realizar el cambio de comercializador de energía la respuesta por parte
del operador de red se prorrogaba mientras le ofrecían mejores
condiciones que nunca pudieron ser iguales a las nuevas propuestas en
precios.
Dichos precios eran más económicos puesto que las nuevas empresas
de comercialización de energía no tenían contratos a largo plazo y sus
cargas prestacionales eran minúsculas comparadas con las empresas
que se encontraban en el mercado.
36
El proceso para poder realizar el cambio de comercializador se dilataba
un periodo de tiempo mientras se realizaban visitas a los usuarios
interesados en el cambio, para crearle una incertidumbre al tratar de
convencerlos que la nueva empresa no tenia ningún soporte, factor que
generaba un ambiente un poco hostil, lo cual permitía que algunos
clientes se retractaran en su decisión dejando percibir una idea en el
ambiente de competencia desleal.
Otro de los inconvenientes más comunes al comienzo de estas
relaciones se presentaba cuando se procedía a realizar el cambio de
comercializador en el punto de medida del cliente interesado en la fecha
y hora acordada, el antiguo comercializador se presentaba unos minutos
antes para ofrecer condiciones comerciales rebajadas con respecto a la
medida como última herramienta para que el usuario no desistiera de su
decisión de cambiar de comercializador.
En algunos casos cuando el usuario era un gran consumidor (mayor de
55.000 kWh/m) el comercializador anterior le hacía la propuesta de
realizar un abono retroactivo seis meses atrás del valor del kilovatio que
el nuevo comercializador pactaba puesto que generalmente el valor del
mismo disminuía al realizar el cambio de comercializador o le hacían
propuestas de mejoras técnicas correspondientes a dicho valor.
En la actualidad algunos de los comercializadores de energía que a la
vez operan la red y que monopolizan la zona de su operación que se
encuentran alejados de las principales ciudades y en algunas regionales
de las mismas, aparentemente no están totalmente enterados de los
cambios de regulación y de la libre comercialización, por lo cual no
37
permiten el fácil acceso de los otros comercializadores lo que hace
retrasar las actividades necesarias para el cambio de comercializador.
Por otra parte, los comercializadores de energía cometieron errores por
no cumplir con los parámetros exigidos por la Comisión de Regulación
de Energía y Gas (CREG) y directamente con el operador de red (como
el hecho de no haberlo esperado y haber continuado con el retiro de los
equipos de medida) lo cual originó sanciones económicas, viéndose
afectado el usuario a quien le imponían dichas sanciones por anomalías.
Dichos problemas se han reducido al mejorar las relaciones entre el
operador de red y el comercializador de energía creándose convenios de
los métodos a seguir para cada caso.
2.2 ESCENARIOS TÉCNICOS En este numeral se hace una referencia
de los principales escenarios en los que han surgido dificultades
operativas y de coordinación entre operadores de red y
comercializadores de energía.
2.2.1 Instalación y pruebas de equipos de medida. En las primeras
maniobras de cambio de comercializadora, al realizar la instalación del
medidor de energía, por falta de experiencia de los encargados por parte
de las nuevas comercializadoras, se cometieron errores en su
instalación, quedando el medidor registrando lecturas de solamente el
30 % de la energía consumida y aunque los encargados por parte del
operador de red observaban el error que se estaba cometiendo
autorizaban seguir con la maniobra, puesto que la orden de sus
superiores aparentemente consistía en no corregir dichos errores
dejando la posibilidad de entrever que se podían prorrogar los trámites
38
para registrar los clientes ante el Sistema de Intercambios Comerciales
(SIC).
Lo anterior ha evolucionado de forma satisfactoria para todos los que
intervienen en estos procesos en especial para el usuario quien se veía
afectado porque cancelaba el valor del consumo por su carga máxima
instalada, es decir que cuando un usuario presenta anomalías por algún
motivo, se factura con el valor de la carga instalada de acuerdo a la
potencia máxima del transformador en caso de clientes no regulados,
por este motivo se han creado algunos acuerdos entre los agentes para
poder solucionar dichos inconvenientes.
Dentro de los acuerdos más significativos está el de realizar pruebas por
parte del operador de red antes de empezar a realizar la instalación del
equipo de medida, para verificar en qué porcentaje está registrando el
medidor que se encuentra instalado y las pruebas posteriores a la nueva
instalación del medidor electrónico, para verificar su buen
funcionamiento con lo cual se puede garantizar una medida bastante
precisa y se evitan trámites engorrosos que perjudican al usuario.
En el momento de hacer los cambios de comercializador se realizaban
actas correspondientes a las actividades ejecutadas, las cuales tenían
que ser firmadas por el operador de red, por el usuario y por el
comercializador de energía para poder efectuar los trámites
correspondientes a la inscripción del usuario ante el Sistema de
Intercambios Comerciales (SIC). Estas no se podían firmar en terreno
puesto que el personal encargado por parte del operador de red no tenía
acceso en ese momento al equipo necesario para realizar pruebas de
39
telemedida, por lo tanto el trámite para dicha firma se hacia demasiado
lento lo cual no permitía una rápida inscripción del usuario.
De acuerdo con lo anterior, se han creado acuerdos para que las actas
sean firmadas en un periodo máximo de 3 días hábiles para que el
nuevo comercializador de energía tenga este soporte en caso que sean
solicitadas por el Administrador del Sistema de Intercambios
Comerciales (ASIC).
2.2.2 Construcción de subestaciones. En este numeral se hace
referencia de los principales inconvenientes presentados en la
realización de modificaciones en subestaciones de los usuarios.
2.2.2.1 Instalación de transformadores de potencia. En años
anteriores las subestaciones eran construidas con transformadores
refrigerados en aceite alojados en celdas, lo cual ha sido modificado por
el operador de red como una buena medida para garantizar la seguridad
de los usuarios y la misma red de alimentación.
Esta medida se puede aplicar para usuarios que desean realizar una
subestación nueva siempre y cuando el cliente verifique las
características que le ofrece la instalación en celdas y la instalación en
bóvedas para poder tomar la decisión que más se acomode a sus
necesidades.
Cuando un usuario que se encuentra alimentado desde una subestación
construida y aprobada algunos años atrás, desea hacer modificaciones
para mejorar sus instalaciones o para realizar algún cambio de las
condiciones de servicio no debe ser obligatoria la instalación del
40
transformador refrigerado en aceite en bóveda puesto que su diseño fue
aceptado con dichas características en su momento de instalación.
Es evidente que la configuración con transformadores refrigerados en
aceite alojados en celda es más económica y ocupa menos espacio.
Estos factores hacen que la construcción para realizar cambios de nivel
de tensión sea más restringida, factor que en este caso favorece al
operador de red Codensa.
La comercializadora de energía Proyectos Energéticos del Cauca
(PROENCA) solicitó explicación a dichos cambios en las normas
obteniendo como resultado mejoras en cuanto a seguridad industrial lo
cual es bastante bueno, siempre y cuando el operador de red no realice
cambios de nivel de tensión omitiendo dicha normatividad porque no
permite competencia sana al no cumplir los principios básicos de
equidad promulgados en la ley 143 de 1994. Este hecho es sustentado
de acuerdo con la comunicación número 0251811 (anexo A).
2.2.2.2 Instalación de transformadores de corriente. En la
instalación de transformadores de corriente se generó la mayor
controversia entre comercializadores de energía y Codensa, puesto que
los transformadores de corriente convencionales tipo ACF –24 se
caracterizan por tener 10 VA, clase 0.5 y la corriente térmica máxima en
1 segundo o corriente de cortocircuito varía dependiendo de la relación,
pero se encuentra en un rango de 0.5 a 1.5 kA.
Según la comunicación 0198523 (anexo B) de Codensa a Proyectos
Energéticos del Cauca (Proenca) se exige la instalación de
transformadores de corriente con una corriente de cortocircuito mayor a
41
8 kA en el nodo del usuario, valor exagerado puesto que generalmente
la corriente de cortocircuito en barras de la subcentral no supera los 12
kA, dichos transformadores se deben fabricar bajo pedido puesto que su
aislamiento para poder garantizar dicha corriente de cortocircuito es
bastante especial por lo cual dichos transformadores no se encuentran
en el mercado.
La condición exigida genera problemas no solo a los comercializadores
de energía sino también a los pequeños constructores porque el costo
de los transformadores se incrementa notoriamente y es muy mal visto,
puesto que el operador de red no tiene dichos equipos en ninguna
subestación de sus clientes adscritos y la exigencia de estos equipos no
ha sido avalada por el código de redes ni por la Norma Técnica
Colombiana (NTC).
En el capitulo V se tratarán dichos inconvenientes en detalle en el
análisis realizado a las memorias de cálculo en la presentación de
proyectos.
2.2.2.3 Cambios de nivel de tensión. Se han presentado diferentes
casos en los cuales el nuevo comercializador de energía propone
efectuar un cambio de nivel de tensión realizando los trabajos
correspondientes a una nueva subestación con diseños que cumplen las
normas técnicas exigidas por el operador de red, aunque algunas no
apliquen para dichos proyectos.
El operador presenta a dichos usuarios presupuestos con características
técnicas totalmente diferentes a las exigidas a las demás
comercializadoras de energía, puesto que ellos son los que operan la red
42
y no cumplen con las normas y procesos que se han creado para los
otros comercializadores lo cual genera desventaja y una posición
dominante en el sector.
Estas diferencias no han sido tenidas en cuenta para llegar a un acuerdo
que no afecte al usuario final puesto que la encargada de recibir dichas
quejas es la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD)
y es bastante demorado el proceso para dar respuesta a estos casos.
2.2.3 Solicitud de maniobras. Cuando un usuario perteneciente a un
comercializador diferente del operador de red desea realizar una
maniobra por mantenimiento o alguna modificación en sus instalaciones,
ésta es solicitada directamente por el comercializador que lo representa
y es bastante demorado el trámite para su ejecución lo cual perjudica el
buen servicio al usuario final.
En la actualidad se han creado convenios para solicitar las maniobras
por parte del comercializador que representa a los usuarios y realizar
las maniobras correspondientes por parte del operador de red
generando luego de estas el valor a cancelar por dichos trabajos, lo cual
aligera los trámites y garantiza al usuario un mejor servicio, puesto que
en algunos casos el comercializador cancela dichos trabajos, los cuales
son diferidos al usuario en la factura de consumo de energía.
2.2.4 Utilización del espacio privado por parte del operador de
red. Se ha presentado el caso en algunos cuartos de subestaciones de
los clientes en donde son alojadas cajas de maniobra, transformadores
de otros usuarios o de alumbrado público, los cuales son propiedad del
operador de red, quien no ha permitido el retiro de los mismos
43
argumentando que existen contratos verbales de años atrás lo cual
perjudica al usuario para realizar algunas modificaciones.
A estos equipos generalmente no les han realizado mantenimiento o
modificación alguna lo cual no garantiza ninguna norma de seguridad
para las instalaciones del usuario.
El único acuerdo al cual se ha llegado para el retiro de estos equipos es
la cancelación por parte del usuario del valor de los trabajos que se
deben realizar, lo cual es indebido puesto que el local es del usuario y él
puede decidir en qué momento no desea dichos equipos en sus
instalaciones.
El operador de red más exigente en sus normas de construcción para
realizar subestaciones y para ejecutar maniobras en los puntos de
conexión a nivel nacional es Codensa S.A. E.S.P., algunas de las normas
de construcción creadas recientemente no tienen afinidad con el Código
de Redes (CR) lo cual genera demora en la prestación de dichos
servicios.
2.3 CONVENIOS ENTRE AGENTES Como se observa en la descripción
de los escenarios comerciales y técnicos, las relaciones entre los agentes
han dado lugar a una serie de acuerdos o convenios mediante los
cuales, ellos buscan enmarcar su actuación según la interpretación de
las normas vigentes.
Los convenios más significativos son:
44
• Se deben realizar pruebas por parte del operador de red antes de
empezar a realizar la instalación del equipo de medida, para verificar
en qué porcentaje está registrando el medidor que se encuentra
instalado y las pruebas posteriores a la nueva instalación del medidor
electrónico.
• Las actas se deben firmar en un periodo máximo de 3 días hábiles
para que el nuevo comercializador de energía tenga este soporte en
caso que sean solicitadas por el Administrador del Sistema de
Intercambios Comerciales (ASIC).
• Se deben solicitar las maniobras por parte del comercializador que
representa a los usuarios y realizar las maniobras correspondientes
por parte del operador de red generando luego de estas el valor a
cancelar por dichos trabajos.
• Finalmente podemos concluir que los convenios voluntarios realizados
entre los comercializadores de energía y los operadores de red,
expuestos anteriormente, pueden tomarse como base de modificación
por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), con el fin de
establecer dichos procesos en las resoluciones.
45
3. PARÁMETROS DE CALIDAD ESTABLECIDOS POR LA COMISIÓN
DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS “CREG”
La calidad de la potencia se ha convertido en tema de primer plano en
las relaciones entre usuarios, comercializadores y operadores de red,
persiguiendo objetivos técnicos y económicos que permitan el suministro
de energía a costos adecuados, en la cantidad requerida y con garantía
de calidad y confiabilidad.
En esta investigación determinaremos en qué medida los
comercializadores de energía y los operadores de red brindan un buen
servicio a los usuarios, de acuerdo con los parámetros de calidad
establecidos.
La resolución CREG 070 de 1998, expidió el reglamento de distribución
en lo referente al tema de calidad. La sección seis de este reglamento
ha venido siendo modificada y mejorada por la resolución 025 y 089 de
1999. Estas resoluciones reglamentaron hasta el año 2002, las normas
sobre la calidad de la prestación del servicio para los Sistemas de
Transmisión Regional (STR) y Sistemas de Distribución Local (SDL).
El objetivo primordial de este capítulo es analizar si en realidad se
cumplen cada uno de los parámetros que fijan la calidad de potencia,
para luego poder brindar pautas que permitan la buena prestación del
servicio al usuario final, las cuales son enunciadas posteriormente de
forma individual en los estándares que miden la calidad de potencia.
46
La reglamentación de calidad del servicio contribuirá junto con otros
esfuerzos nacionales, para reestructurar la industria y mejorar la
eficiencia y la confiabilidad de la oferta de electricidad.
De acuerdo con el numeral seis del reglamento de distribución, la
calidad del servicio de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y
Sistemas Distribución Local (SDL) incluye dos conceptos: la calidad de la
potencia suministrada y la calidad del servicio prestado. “El término
calidad de la potencia suministrada se refiere a las perturbaciones y
variaciones del estado estacionario de la tensión y corriente
suministrada por el operador de red. El término calidad del servicio
prestado se refiere a los criterios de confiabilidad del servicio.”
Tanto en calidad del servicio como en calidad de la potencia
suministrada, los indicadores escogidos están dirigidos hacia aquellos
aspectos que afectan a los usuarios, aunque algunos de ellos pueden
afectar solamente a un subconjunto pequeño de ellos, dados los niveles
de calidad exigidos actualmente en el sector eléctrico colombiano. Este
es el caso de algunos indicadores de calidad de la potencia que son más
valorados para usuarios industriales que para usuarios residenciales y
comerciales.
En el apéndice A se hace referencia a la experiencia internacional en
cuanto a la regulación de calidad del servicio y además en él
encontraremos un breve resumen por países de las responsabilidades,
sanciones y monitoreo.
47
3.1 CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA El reglamento de
distribución es relativamente breve en el tratamiento específico de la
regulación de la calidad de potencia suministrada. Dicha regulación es
analizada con el fin de plantear los aspectos más relevantes en cada uno
de los parámetros establecidos en la resolución CREG 070, para que el
usuario tenga una idea clara del alcance de la normatividad y de esta
manera hacer uso del derecho de petición por los perjuicios ocasionados
en sus instalaciones.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), basada en las
normas técnicas o reglamentaciones pertinentes, fijó los estándares que
miden la calidad de la potencia suministrada por los operadores de red y
que corresponden a los siguientes aspectos, los cuales analizaremos de
forma individual:
3.1.1 Frecuencia. La frecuencia nominal del Sistema Interconectado
Nacional (SIN) es 60 Hz y su rango de variación de operación está entre
59.8 y 60.2 Hz en condiciones normales de funcionamiento. El operador
de red y los usuarios deben tener en cuenta que en estados de
emergencia, fallas, déficit energético y períodos de restablecimiento, la
frecuencia puede oscilar entre 57.5 y 63.0 Hz por un período de tiempo
de quince (15) segundos.
La frecuencia es uno de los componentes más importantes de calidad de
la potencia suministrada. Sin embargo, la frecuencia no se ve afectada
significativamente por las acciones de las empresas distribuidoras, lo
cual llevaría a pensar que no debería ser parte de las normas de calidad
y de incentivos para las compañías del Sistema de Transmisión Regional
(STR) y el Sistema de Distribución Local (SDL).
48
El rango de variación de frecuencia en nuestro país no es considerable
con respecto a los valores establecidos anteriormente y de acuerdo con
estudios de calidad de potencia realizados por empresas especializadas
en la materia como Christensen Associates, Consultores Unidos y
Econometría1, se han registrado variaciones entre 59.9 y 60.1 Hz por lo
tanto no existen quejas al respecto por parte de los usuarios.
Sin embargo, dado que el operador de red es el responsable por la
calidad de la potencia suministrada y por el servicio prestado a los
usuarios conectados al sistema, le corresponde también al operador de
red replicar contra los terceros que originan el problema cuando él no es
el causante de los mismos.
Cada operador de red o gran consumidor debe hacer las previsiones de
equipo necesarias para facilitar la desconexión automática de demanda
por baja frecuencia, según lo requerido por el código de operación.
3.1.2 Tensión. Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz y sus
variaciones permisibles, son las establecidas en la Norma Técnica
Colombiana NTC 1340, o aquella que la modifique o sustituya.
Estrictamente, la calidad de la potencia está definida por la calidad de la
tensión y esta define los indicadores de:
• Frecuencia, en Hz.
• Magnitud de la tensión, en Vrms (Voltios efectivos).
1 Christensen Associates, Consultores Unidos y Econometría. Asesoría para el desarrollo regulatorio de la calidad del servicio para el
sector eléctrico colombiano. Febrero 29 del 2000.
49
• Forma de onda, expresada por intermedio de componentes
armónicos.
• Envolvente o modulación de la amplitud, expresada en términos de
“flicker”.
• Distorsiones rápidas de la forma de onda originadas en interferencias
electromagnéticas.
• Potencias reactivas, expresadas en términos de factor de potencia.
Todos, sin excepción, corresponden a atributos de la tensión, en voltios,
cuando se trata de la calidad de la potencia.
La variación del nivel de tensión es uno de los inconvenientes más
frecuentes que genera bastantes quejas por parte de los usuarios a su
comercializador de energía, el cual las transmite al operador de red que
corresponda y este a su vez deberá responder dentro de los quince (15)
días hábiles siguientes a la fecha de reclamación.
El comercializador servirá como interventor de la indemnización a que
haya lugar, cuando considere que existen fundamentos suficientes o
remitirá el reclamo a la compañía de seguros que esté garantizando los
daños y perjuicios; esta es una de las ventajas que tiene un usuario al
elegir un comercializador de energía diferente al operador de red.
Para el usuario es bastante difícil identificar constantemente la variación
de tensión puesto que se debe realizar de dos formas posibles:
• Tomando lecturas por medio de un analizador de red; lo cual es
bastante difícil puesto que es un equipo de alto valor adquisitivo y se
requiere de personal idóneo para analizar dicha información.
50
• Instalando un medidor de energía que permita el registro de la
calidad de potencia, lo cual es bastante costoso puesto que en la
actualidad los clientes ya tienen su equipo instalado en dos
elementos, por lo tanto es necesario realizar una nueva instalación
para obtener registro de cada una de las fases motivo por el cual el
equipo debe instalarse en tres elementos, lo cual incrementa el
costo.
Puesto que normalmente el usuario no tiene este tipo de soportes, no
existe forma de demostrar al operador de red las deficiencias que se
presentan por variación de tensión y éste generalmente da respuesta a
las quejas presentadas argumentando que el circuito se comportó de
manera estable.
Según la asesoría para el desarrollo regulatorio de la calidad del servicio
del sector eléctrico colombiano, sugiere incluir en el indicador de
magnitud de la tensión un factor aplicable únicamente a usuarios
industriales por efecto del desbalance de la tensión cuando sea
claramente imputable a la empresa distribuidora y siempre que pase del
2%, según las definiciones de la norma National Electric Manufacturers
Association (NEMA) sobre “derrateo” de motores (Standard MGI-14.35).
La siguiente tabla recopila los rangos máximos permitidos para los
parámetros indicadores de calidad de potencia.
51
PARÁMETRO RANGO O MÁXIMO PERMITIDO1. Regulación de tensión enestado estable
(+5%. –10%) al (+10%, -15%)
2. Subtensiones momentáneas (-25 a 30%) para tiempos menores a0.5 seg., es aceptable el 100% paratiempos entre 4 a 20 mseg.
3. Sobre tensiones portransitorios
(+150% a 200%) para tiemposmenores a 0.2 mseg.
4. Distorsión armónica en tensión 3 a 5% para cargas lineales5. Ruido No especificado6. Variaciones en frecuencia 60 Hz ± 0.5 Hz a ± 1 Hz7. Cambios en rata de frecuencia 1 Hz/seg8. Desbalances de tensióntrifásicos
2.5 a 5%
9. Desbalances de cargatrifásicos
5 al 20% máximo para una fase
10. Factor de potencia 0.9011. Demanda de la carga 0.75 a 0.85 de la carga conectada
Tabla 1. Rangos típicos de entrada y parámetros de la carga para calidad de lapotencia eléctrica:
Los parámetros 1, 2, 3, 6 y 7 dependen de la fuente de alimentación,
mientras que los parámetros 4, 5 y 8 son el producto de la interacción
de la fuente y la red.
Los parámetros 9, 10 y 11 dependen de la carga.
3.1.3 Armónicos. Son el contenido de ondas con frecuencias que son
múltiplos de la frecuencia normal de suministro (60 Hz) y son el
resultado de cargas no lineales en el Sistema de Transmisión Regional
(STR) y/o Sistema de Distribución Local (SDL).
La magnitud de armónicos admisible en un sistema se encuentra
establecida tanto para el operador de red como para los usuarios
conectados a su red por la norma Institute of Electrical and Electronics
52
Engineers (IEEE) Estándar 519-1992, “IEEE Recommended Practices
and Requirements for Harmonic Control in Power Systems”. Dicha
norma establece los límites admisibles tanto en voltaje como en
corriente para el intercambio de potencia entre la compañía de servicio
público y un sistema industrial.
Según la norma, debe determinarse la Distorsión Armónica Total (THD)
en las señales de voltaje y corriente en el punto de conexión del usuario
a la red.
La norma indica los niveles máximos admisibles para la Distorsión
Armónica Total (THD) en corriente, de acuerdo a la tensión de la red y
de acuerdo a la relación NCC II / para el usuario en cuestión. El valor CCI
representa el nivel de cortocircuito en el Point of Common Coupling
(PCC) y el valor NI representa la corriente nominal del usuario. De esta
manera se admite que usuarios menores generen niveles de armónicos
más elevados, por cuanto su efecto en las redes de energía será más
reducido.
Debido a que los armónicos son causados en su mayoría por los clientes
de los sistemas de distribución, es de suma importancia que las
empresas distribuidoras de energía definan procedimientos o
metodologías que permitan la solución de problemas relacionados con
este fenómeno.
Al respecto debe distinguirse entre las distorsiones armónicas de la
corriente y de la tensión como lo hace Dugan (1996)2:
2 R.C. Dugan y otros. Electrical Power Systems Quality. Ed. McGraw-Hill, 1996.
53
“Con frecuencia se confunden las causas y los efectos cuando se trata
de armónicos de la corriente y de la tensión. Así, el término “armónico”
de suyo es muy ambiguo para describir definitivamente el problema.
Debe reconocerse este factor fundamental para dividir las
responsabilidades por el control de armónicos o de forma de onda, que
le corresponden a cada uno. Efectivamente, Institute of Electrical and
Electronics Engineers (IEEE) – 519 / 92 aclara:
• El control sobre la magnitud de los armónicos de corriente inyectada
al sistema tiene lugar en la aplicación del usuario final.
• Asumiendo que la inyección de corriente está dentro de límites
razonables, el control de la distribución del voltaje es ejercido por la
entidad que tiene control sobre la impedancia del sistema, que
usualmente es la empresa de distribución”.
Así pues, según Christensen Associates3 es la distorsión armónica de la
tensión el aspecto que se debe involucrar en la regulación y no la
distorsión armónica de la corriente.
3.1.4 Flicker. Mide las variaciones de tensión causadas
fundamentalmente por cargas tales como hornos de arco, acerías y
otros equipos de gran consumo que usualmente se traducen en la
distorsión de la onda de tensión.
Un elemento muy sensible a las fluctuaciones de tensión es la lámpara
de filamento, aunque diversos equipos electrónicos pueden ser
3 Christensen Associates,. Asesoría para el desarrollo regulatorio de la calidad del servicio del sector eléctrico colombiano, Febrero 29 de
2000.
54
afectados si no poseen reguladores propios adecuados. Por tal motivo, el
nivel admisible de las fluctuaciones de tensión se adopta con base a su
efecto sobre las lámparas de filamento.
Este tipo de efecto o titilación luminosa, es conocido como “Efecto
Flicker”, el cual es efecto subjetivo, asociado a la perceptibilidad del ojo
humano a las variaciones de intensidad luminosa, como consecuencia de
las fluctuaciones de tensión aplicadas al filamento de las lámparas. Tales
variaciones son observables por el ojo humano cuando ocurren en la
franja de frecuencias comprendida entre 0 y 30 Hz.
Difícilmente se originan en el operador de red, pero este es el encargado
de tomar las acciones necesarias para evitar las deficiencias en el
servicio que se pueden producir para los usuarios diferentes a los que
las origina.
Además, como en el caso de los armónicos, el operador de red suele
tener el control sobre la impedancia del sistema, de la cual depende la
magnitud del flicker de tensión que es el que realmente afecta a otros
usuarios.
3.1.5 Factor de Potencia. El factor de potencia mínimo permisible es
el establecido en el artículo 25 de la resolución CREG 108 de 1997 o
posteriores que la modifiquen o sustituyan donde indica que el factor de
potencia inductivo (coseno phi inductivo) de las instalaciones deberá ser
igual o superior a 0.90.
55
El factor de potencia es responsabilidad del usuario por lo tanto debe
instalar los equipos necesarios y el correspondiente mantenimiento a los
existentes.
Cuando las características del equipo que conecte un usuario para
mejorar el factor de potencia reactivo inductivo o capacitivo lo amerite,
éste deberá suministrar al operador de red la información pertinente,
debido a que la conexión de bancos de condensadores y reactores
conectados en los niveles de tensión II, III y IV puede afectar la
operación del Sistema de Transmisión Regional (STR) y/o Sistema de
Distribución Local (SDL).
Estas conexiones deberán ser aprobadas por los operadores de red, a
quienes se deberán suministrar las características técnicas de las
inductancias y capacitancias que se conectarán cuando el operador de
red lo requiera.
Los agentes del mercado y usuarios no están cumpliendo o tomando en
cuenta en la actualidad las anteriores observaciones con respecto a
informar al operador de red las mejoras del factor de potencia lo cual
permite que no se tenga control al mantenimiento y buen uso de la red.
El responsable directo es el comercializador puesto que el usuario
generalmente no conoce este tipo de regulaciones y además los
comercializadores tienen un control de las variaciones del factor de
potencia de cada uno de sus usuarios, el cual se obtiene por los
registros telemedidos.
56
3.1.6 Transitorios electromagnéticos rápidos y fluctuaciones de
tensión. Es todo fenómeno que origine distorsiones transitorias de las
ondas de tensión y corriente respecto a su forma y frecuencia
permisibles.
Cuando se detecten fenómenos electromagnéticos que perjudiquen a
usuarios conectados a un Sistema de Transmisión Regional (STR) y/o un
Sistema de Distribución Local (SDL), el operador de red conjuntamente
con el usuario afectado deberán buscar la causa del fenómeno y
solucionarlo en un plazo no mayor a treinta (30) días hábiles. Cuando el
problema causado por un usuario sea grave e involucre a varios
usuarios, el operador de red deberá desconectarlo inmediatamente se
identifique que el problema está en sus instalaciones.
La norma Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)-1159
[1995] fija las pautas para el análisis de este tipo de fenómenos.
3.2 CALIDAD DEL SERVICIO PRESTADO En cuanto a la calidad del
servicio de distribución prestado (confiabilidad) y con el fin de dar
garantías mínimas a los usuarios de la electricidad en Colombia el
reglamento de distribución definió:
• Los indicadores que miden la calidad.
• La responsabilidad y compensación por la calidad del servicio
prestado.
Se estableció entonces, dos indicadores fundamentales para medir la
calidad del servicio de energía eléctrica prestado a los usuarios.
57
• Uno que mide el tiempo total durante el cual el servicio es
interrumpido, llamado indicador DES (Duración Equivalente de las
Interrupciones del Servicio).
• Otro que mide la frecuencia equivalente de interrupciones del
servicio, correspondiente al indicador FES (Frecuencia Equivalente de
Interrupciones del Servicio).
Desde el punto de vista del operador de red, el indicador DES (Duración
Equivalente de las Interrupciones del Servicio) está relacionado con la
operación del sistema y depende de los recursos humanos y materiales
existentes para recuperar el sistema después de cada interrupción
(vehículos, comunicación, entrenamiento, calidad del personal,
instrumentos y métodos de trabajo, etc.).
El indicador FES (Frecuencia Equivalente de Interrupciones del Servicio),
está relacionado con la estructura del sistema y de sus protecciones;
representa la situación de la empresa en cuanto a inversión y
mantenimiento; y caracteriza la vulnerabilidad del sistema frente al
medio ambiente.
Desde el punto de vista del usuario el indicador FES (Frecuencia
Equivalente de Interrupciones del Servicio), representa un costo fijo
imputable al hecho de tener el servicio interrumpido,
independientemente de su duración. Especialmente para los usuarios
industriales, el hecho mismo de una interrupción en el servicio puede
afectar los procesos, incurriendo en pérdidas de materiales y en costos
de reencendido.
58
El indicador DES (Duración Equivalente de las Interrupciones del
Servicio) por el contrario significa un costo variable, representado en
una menor producción y por lo tanto un incumplimiento en sus entregas
o una disminución en las ventas.
3.2.1 Clasificación de las interrupciones del servicio de energía.
Las interrupciones del servicio de energía normalmente se clasifican
según su duración y según su origen, tal como describe a continuación.
3.2.1.1 De acuerdo con la duración de la interrupción. Teniendo en
cuenta la duración de las interrupciones, éstas se clasifican así:
• Instantáneas: Son aquellas suspensiones del servicio cuya duración
es inferior o igual a un (1) minuto.
• Transitorias: Son aquellas suspensiones del servicio cuya duración es
superior a un (1) minuto y menor o igual a cinco (5) minutos.
• Temporales: Son aquellas suspensiones del servicio de energía cuya
duración es mayor a cinco (5) minutos.
Para el cálculo de los indicadores no se tendrán en cuenta:
• 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 Sistema de
59
Transmisión Nacional (STN), siempre y cuando así hayan sido
definidas por el Centro Nacional de Despacho (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 públicos
3.2.1.2 De acuerdo con el origen. Teniendo en cuenta el origen
de las interrupciones éstas se clasifican así:
• No Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a
eventos no programados.
• Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a eventos
programados.
3.2.2 Compensación. Para efectos de reconocer la compensación por
circuito, el operador de red informará mensualmente a los
comercializadores que atienden a los usuarios conectados al respectivo
circuito, el valor a compensar.
El Comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los
usuarios afectados que no presenten mora en sus pagos, en la siguiente
factura que se emita por el servicio. Si hay usuarios morosos, las
compensaciones correspondientes a éstos se distribuirán entre todos los
usuarios afectados por el incumplimiento, que se encuentren al día en
sus obligaciones, a prorrata de los consumos que se están facturando.
60
Las compensaciones resultantes se abonarán como un menor valor a
pagar por parte de los respectivos usuarios, el comercializador
descontará los valores compensados a los usuarios del siguiente pago
que tenga que hacerle al operador de red por el uso de su sistema.
Cada operador de red deberá enviar trimestralmente a la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) una relación
de los valores compensados a los comercializadores por este concepto,
detallando los valores de cada una de las variables de las fórmulas
descritas en este numeral. Así mismo, los comercializadores deberán
enviar trimestralmente a la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios (SSPD), una relación de los valores aplicados en las
facturas de sus usuarios.
Actualmente los comercializadores de energía han concientizado a los
usuarios de llevar un registro de los cortes de energía, tanto en
frecuencia como en duración.
Todas las interrupciones de circuitos en niveles II, III y IV deberán ser
registradas en las subestaciones del operador de red con lo cual puede
tener una información cercana de los niveles a compensar mientras que
el usuario solamente tiene como herramientas el registro del medidor de
energía y la información recopilada por el departamento técnico.
Sería de gran utilidad para la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios (SSPD), en su labor de seguimiento a la gestión de calidad
de las operadoras de red, recibir la realimentación del usuario con
relación a los resultados observables fácil y discretamente por él. Como
se discutirá más adelante, un mecanismo es el de instalar registradores
61
de interrupciones directamente en la ubicación de una muestra de
usuarios particulares y otra forma es la consulta de opinión a través de
la factura, mediante respuestas limitadas y sencillas para la calificación
del servicio o encuestas periódicas a los hogares, cuyos resultados se
publiquen en medios masivos de comunicación social.
El usuario puede involucrarse en el proceso de mejoramiento de calidad
no solamente mediante la exigencia de sus derechos y la expresión de
sus opiniones, ante el operador de red y la Superintendencia de
Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), sino también en la colaboración
con la empresa en la ubicación rápida de las fallas.
En la medida que el operador de red estimule la utilización de canales
de comunicación entre el usuario y la empresa, mediante sistemas de
recepción de llamadas y una adecuada promoción de estos, los usuarios
se pueden convertir en un elemento importante para la disminución
especialmente de la duración de las interrupciones por fallas de difícil
ubicación.
3.3 RESUMEN SOBRE CUMPLIMIENTO DE LOS PARÁMETROS DE
CALIDAD Considerando globalmente los dos aspectos de la calidad se
puede concluir lo siguiente:
• Aunque la calidad de la frecuencia esté en general por fuera de la
influencia directa del operador de red, es adecuado que éste
responda por las deficiencias que se presenten y replique frente al
tercero que originó el problema.
62
• Para la calidad del voltaje se recomienda utilizar la norma Institute of
Electrical and Electronics Engineers (IEEE-446) en lugar de la Norma
Técnica Colombiana (NTC-1340), lo cual significa tener una franja
más tolerante, según la asesoría para el desarrollo regulatorio de la
calidad del servicio del sector eléctrico colombiano4.
• La distorsión armónica de la tensión es el aspecto que se debe
involucrar en la regulación y no la distorsión armónica de la corriente,
para distinguir claramente entre la causa y el efecto en estas
distorsiones.
• Se sugiere abrir la posibilidad de ampliar el plazo de 30 días para
corregir las deficiencias en la calidad de la potencia suministrada por
parte del operador de red, en casos especiales que lo justifiquen.
En general los indicadores de la Duración Equivalente de las
Interrupciones del Servicio (DES) y la Frecuencia Equivalente de
Interrupciones del Servicio (FES) a nivel de circuito y usuario, para
el periodo de transición y el período siguiente, se consideran
apropiados, con las siguientes observaciones y recomendaciones
realizadas por Inelec international5 acerca de su aplicación y
medición:
• Contabilizar las interrupciones programadas de manera acorde con la
valoración que el usuario hace del costo de la interrupción en
condiciones de aviso previo.
4 Christensen Associates, Consultores Unidos y Econometría. Asesoría para el desarrollo regulatorio de la calidad del servicio del sector
eléctrico colombiano, febrero 29 de 2000.5 Inelec international, Empresa especializada en calidad de energía, Noviembre 24 y 25 de 1999.
63
• Es importante que la regulación establezca claramente, para el
periodo posterior a la transición, las características de los aparatos
registradores para las interrupciones en las subestaciones, de
manera que la medición sea homogénea y comparable de una
subestación a otra y entre subestaciones de diferentes operadores de
redes,
En general podría decirse que las características más importantes que
deben tener estos registradores son su inviolabilidad y la capacidad
de registrar la fecha, hora y duración de las interrupciones del
servicio. Sin embargo, la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG) podría prever otras características que conseguirían ser
importantes en el futuro como la compatibilidad y capacidad de
conexión a mecanismos de computación y telecomunicación.
• El valor de los pagos por compensaciones se debe calcular de
acuerdo a la valoración que hacen los usuarios de la energía no
servida. Aunque diferentes tipos de usuarios paguen un mismo cargo
de distribución, la valoración que hacen de la energía no recibida es
distinta, por los costos diferenciales que las interrupciones tienen. Se
encontró que para todos los tipos de usuarios la valoración de la
energía no servida es superior al valor del costo de racionamiento
actualmente considerado en el reglamento, el cual solo tiene en
cuenta la valoración en condiciones de cortes programados para
usuarios con mínimo costo de racionamiento.
64
4. RELACIONES Y RESPONSABILIDADES
(ENTRE AGENTES Y DE ESTOS CON EL USUARIO FINAL)
El objetivo principal de este capítulo consiste en exponer las relaciones
que existen entre los agentes del mercado y los usuarios para poder
verificar si se cumplen cada una de las responsabilidades adquiridas con
el fin de proponer ciertas pautas que mejoren la calidad del servicio al
usuario y se pueda desarrollar un mercado donde cada uno de los
involucrados se sientan satisfechos.
Otros objetivos de este capítulo son: primero el de analizar si todos los
usuarios tienen los mismos derechos y deberes, y el segundo es el de
estudiar si los operadores de red cumplen sus obligaciones según las
resoluciones vigentes.
En el siguiente análisis recopilamos las experiencias encontradas en las
diferentes comercializadoras de energía y operadores de red haciendo
una comparación con las propuestas presentadas por el Comité Asesor
de Comercialización de energía (CAC) y basándonos en las regulaciones
vigentes.
En octubre del año 2000 el Comité Asesor de Comercialización (CAC)
presentó un documento a la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG) cuya propuesta fue establecer un reglamento de
comercialización en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) en
Colombia.
65
4.1 PRINCIPALES ASPECTOS INVOLUCRADOS EN LAS
RELACIONES ENTRE AGENTES Para poder establecer las relaciones
entre los agentes y sus correspondientes responsabilidades, es
necesario tener en cuenta los siguientes criterios básicos:
4.1.1 Normas. El reglamento del Comité Asesor de Comercialización
(CAC) pretende dar unas normas claras a los diferentes agentes del
mercado y a los usuarios del sector eléctrico, puesto que en la
actualidad no existe un documento donde se especifiquen dichas
normas, el CAC no ha concluido el reglamento basado en las
resoluciones emitidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG), según los conceptos de cada uno de los agentes y de los
usuarios, motivo por el cual nuestra investigación aportará un análisis a
las relaciones y responsabilidades actuales.
4.1.2 Abuso de posición dominante. Se debe garantizar la libre
competencia y evitar el abuso de la posición dominante; el análisis esta
dirigido a los operadores de red y los comercializadores de energía en
Colombia, con sus particularidades especificas tanto en las relaciones
técnicas como en el ámbito regulatorio.
El análisis presenta las siguientes conclusiones y recomendaciones:
• Se identifican características de las reglas vigentes en operadores de
red y comercializadores de energía que en determinadas condiciones
incentivan a ejercer poder y se recomiendan ajustes regulatorios
para eliminar esta posición, los cuales se describen en los numerales
siguientes.
66
• Propuestas de metodologías regulatorias para mitigar las condiciones
de poder dominante en cuanto a la operación de la red, que a la vez
permitan una competencia transparente y la eficiencia del servicio,
expuestas en las relaciones y responsabilidades detalladas a
continuación.
En general se entiende que una empresa que opera la red tiene poder
dominante (por ejemplo por su localización o características especiales)
en el mercado puesto que puede exigir a los diferentes
comercializadores de energía normas que dificultan el proceso común de
realizar modificaciones de las condiciones de servicio de los usuarios.
4.1.3 Trámites. Reducir los trámites y sus respectivos tiempos de
respuesta a los mínimos requeridos. Cabe aclarar que al realizar
cualquier tipo de trámite ante el operador de red de la zona por parte
de un comercializador o un usuario diferente a él, este algunas veces no
cumple con los plazos establecidos ya que depende de la disponibilidad
de su personal, generando traumas en la buena prestación de servicio.
4.1.4 Cambios de comercializador. Optimizar el proceso de elección
y cambio de comercializador. Para los usuarios no son claras las
ventajas y desventajas entre las diferentes empresas de
comercialización lo cual no permite una buena elección en algunos
casos, de igual manera no se conoce el proceso de cambio de
comercializador por parte del usuario que en realidad es bastante
sencillo pero en la actualidad presenta algunos inconvenientes en cuanto
a la demora del trámite para la programación y posterior entrega de los
documentos legalizados, por lo cual se tratarán en detalle en el capítulo
sexto.
67
4.2 RELACIONES ENTRE LOS AGENTES Las siguientes son las
responsabilidades de acuerdo con las relaciones entre los agentes
teniendo en cuenta cada uno de los parámetros que se han
reglamentado con anterioridad y los conceptos obtenidos de la
experiencia en el mercado.
En el reglamento de comercialización que se está adelantando, es
importante que se señalen explícitamente las principales
responsabilidades que tienen los agentes comercializadores entre sí, y
con los operadores de red, en los diferentes procesos en que intervienen
en el mercado mayorista, tal como han sido identificados en este trabajo
y que se presentan a continuación:
4.2.1 Responsabilidades del comercializador. Son
responsabilidades del comercializador:
4.2.1.1 Con otros comercializadores.
a) Tramitar la suspensión del servicio ante el operador de red por
deudas vencidas con otros comercializadores o con el operador de
red, dentro de los dos (2) días hábiles después de recibida la
solicitud respectiva, por procesos de fraude o consumos no
facturados, que se le cobren al usuario en fechas posteriores al
cambio de comercializador y que se hayan causado durante la
vigencia del contrato con otro comercializador del mercado
mayorista, siempre que sean responsabilidad del usuario y que este
se niegue a pagar.
68
En la solicitud el acreedor deberá indicar que se hace responsable por
los perjuicios causados al usuario y a los agentes afectados, en caso
de que la suspensión del servicio sea por una causa injustificada.
b) Permitir el acceso local y remoto al equipo de medida a los
comercializadores en cuyos balances de energía el Sistema de
Intercambios Comerciales (SIC) tiene en cuenta las respectivas
fronteras comerciales.
c) Facilitar los procedimientos de cambio de equipos de medición en los
tiempos establecidos en la reglamentación vigente (los cuales se
incluyen como propuesta en el presente documento, como parte del
procedimiento para cambio de comercializador).
d) Informar de la elección y cambio de comercializador de los usuarios
que va a representar en el mercado.
e) Informar de posibles fraudes detectados en los usuarios.
f) El Comercializador es responsable por sus usuarios desde el
momento en que el usuario acepta la nueva situación contractual,
incluso por las deudas corrientes y por los consumos no facturados.
El no pago de la deuda corriente da derecho al antiguo
comercializador a solicitar al comercializador que atiende al usuario la
suspensión del servicio para que éste último haga el trámite
respectivo ante el operador de red.
69
La energía no facturada antes de registrar la frontera ante al Sistema
de Intercambios Comerciales (SIC) debe facturarse al nuevo
comercializador, quien a su vez lo cobrará al usuario.
4.2.1.2 Con el Operador de Red.
a) Suministrar, en caso de que se solicite o no haya acceso a la medida,
la información requerida por el operador de red para la facturación
oportuna de los cargos por uso del Sistema de Distribución Local
(SDL) en los plazos que se establecen en la reglamentación vigente.
b) Pagar los cargos por uso del sistema de Distribución Local (SDL) en
las fechas establecidas para el efecto por la reglamentación vigente,
tanto de energía activa (kWh) como de energía reactiva (kVarh)
cuando procede.
c) Permitir el acceso local y remoto a la medida de las fronteras
comerciales instaladas en las redes del operador de red.
d) Firmar oportunamente el acta de instalación de los equipos de
medida cuando se realicen modificaciones o se instalen fronteras
nuevas.
e) Velar por el adecuado funcionamiento del equipo de medida instalado
en cada frontera comercial.
f) Informar oportunamente de los usuarios que cambian de
comercializador.
70
g) Los comercializadores son responsables de suministrar al operador de
red la información de demanda de su cliente, dadas las
responsabilidades que el operador de red asume frente a los
pronósticos de demanda desde el punto de vista operativo, despacho,
y de seguridad del sistema. Dicho reporte de información se
efectuará teniendo en cuenta lo dispuesto por el Centro Nacional de
Despacho (CND) para el efecto.
4.2.2 Responsabilidades del operador de red. Son
responsabilidades del operador de red:
4.2.2.1 Con el comercializador. Son responsabilidades del
operador de red con los comercializadores que atiende usuarios
conectados a sus redes:
a) Emitir y hacer entrega de la factura correspondiente a los cargos por
uso de Sistema de Distribución Local (SDL) en los tiempos
establecidos en la reglamentación vigente.
b) Tramitar y realizar los cortes de suministro de energía. Costos que
asumirá el usuario.
c) Facilitar los procedimientos de adecuación de fronteras comerciales, y
el cambio de equipos de medición en los tiempos establecidos en la
reglamentación vigente (los cuales se incluyen como propuesta en el
presente documento, como parte del procedimiento para cambio de
comercializador, numeral 6.12).
71
d) Hacer pruebas de los equipos existentes cuando no se realiza cambio
de los mismos.
e) Definir una oficina para el trámite de los documentos de cambio de
comercializador y todos aquellos que deban realizar los
comercializadores.
f) Informar mensualmente al comercializador que atiende al usuario,
dentro de los plazos establecidos por la reglamentación vigente,
sobre índices de Duración Equivalente de las Interrupciones del
Servicio (DES) y la Frecuencia Equivalente de Interrupciones del
Servicio (FES) en los circuitos en que tienen usuarios conectados y el
respectivo valor a compensar, detallando los valores de cada una de
las variables de las formulas descritas en la resolución CREG 070 de
1998.
g) Presentarse y firmar el acta de instalación del equipo de medida,
siempre que el comercializador así lo solicite.
h) Informar de los mantenimientos programados en los circuitos en los
cuales el comercializador tiene conectados usuarios.
i) Suministrar los detalles técnicos requeridos del sistema y que sean
necesarios para que el comercializador atienda a su usuario.
j) Dar a conocer las normas técnicas y los procedimientos a aplicar en
su sistema.
k) Expedir el manual de operación de su sistema.
72
l) Reportar los eventos no programados en los circuitos en los que los
comercializadores atienden usuarios.
m) Reportar la programación de mantenimientos o suspensiones del
servicio por trabajos en los circuitos en los cuales los
comercializadores tienen usuarios conectados, con 72 horas de
anticipación para usuarios industriales o 48 horas para otros
usuarios.
4.2.2.2 Con los usuarios conectados a sus redes.
a) Atención de emergencias por suministro de energía en los equipos del
operador de red.
b) Coordinar adecuadamente las desconexiones por mantenimientos de
los alimentadores para que los usuarios puedan programar sus
actividades de acuerdo con dichas comunicaciones y de esta forma
no sean afectados sus procesos de producción.
c) Establecer un medio de comunicación para el servicio 24 horas y un
número telefónico para atención de daños.
d) Facturar lo correspondiente a operación de red y los servicios
asociados a su actividad.
e) Dar a conocer los planes de expansión de los sistemas del área de
influencia.
73
f) No discriminar o exceptuar a ningún usuario en el cumplimiento de
las normas técnicas, las cuales no podrán contravenir las nacionales
vigentes.
g) Cumplir los plazos y procedimientos para la aprobación o improbación
de las solicitudes de conexión.(Resolución 70 de 1998).
h) Para usuarios que se conectan por primera vez a la red, informar de
la existencia de los diferentes comercializadores que pueden atender
al usuario en el mercado de comercialización.
4.3 RESPONSABILIDADES Y RELACIONES SEGÚN EL CÓDIGO DE
REDES En el Código de Conexión (CC) se establecen los requisitos
técnicos mínimos para el diseño, construcción, montaje, puesta en
servicio, operación y mantenimiento que todo usuario debe cumplir por
o para su conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN).
El Código de Conexión (CC) tiene dos objetivos, primero, el de
garantizar que todos los usuarios conectados al Sistema de Transmisión
Nacional (STN) tengan los mismos derechos y deberes y, el de
garantizar que todos los transportadores cumplan sus obligaciones en
conformidad con lo dispuesto por la ley 142 de 1994 “Servicios Públicos
Domiciliarios”, la ley 143 de 1994 “ley eléctrica”,sus decretos
reglamentarios y por las resoluciones promulgadas por la Comisión de
Regulación de Energía y Gas (CREG).
En el numeral 11 del Código de Conexión (CC) se definen y asignan las
diversas responsabilidades entre agentes tratando básicamente las
siguientes:
74
• Por la construcción, montaje y puesta en servicio.
• Por la seguridad en la ejecución de trabajos.
• Por la operación correcta del equipo.
• Por el mantenimiento.
• Por el sistema de comunicaciones.
• Por el diseño.
• Por la operación correcta del Sistema de Transmisión nacional (STN).
• Por la calidad del suministro.
• Por la disponibilidad, continuidad y seguridad del servicio.
75
5. PROCEDIMIENTO PARA LA APROBACIÓN DEL DISEÑO DE UNA
SUBESTACIÓN
Una de las características principales de las comercializadoras que
entraron a competir en el mercado de Bogotá, fue ofrecer el cambio de
nivel tensión I a nivel II para que el valor de la energía disminuyera.
Como el ahorro era significativo “aproximadamente 14 %”, los usuarios
decidieron realizar dichos cambios de nivel y al mismo tiempo
cambiaron su comercializador de energía quien ejecutó dichos proyectos
lo cual no le convenía al operador de red Codensa.
Por lo anterior, el operador de red decidió implementar nuevas
condiciones de servicio que dificultaran el proceso sin pensar que el
mayor perjudicado fuera el usuario, por lo cual se tratarán los
principales inconvenientes en dicho proceso.
Los objetivos básicos del presente capítulo son los siguientes:
• Analizar si en realidad se cumplen cada uno de los parámetros que
fijan el conjunto de requisitos técnicos mínimos y de procedimientos
para la planeación, diseño, construcción y puesta en servicio de las
conexiones a la red, aplicable tanto a usuarios existentes como a
futuros.
76
• Brindar pautas para garantizar que las normas básicas para conexión
a un Sistema de Transmisión Regional (STR) y/o Sistema de
Distribución Local (SDL) sean las mismas para todos los usuarios
dentro del área de servicio del respectivo operador de red y para
todos los operadores de red y comercializadores del país.
Para la presentación de proyectos ante el operador de red en este caso
Codensa, se debe realizar el siguiente proceso que está establecido por
dicho operador. En ninguna parte se hace referencia al orden del mismo,
como y en donde se debe ejecutar, por lo tanto este capítulo presentará
un enfoque general de las actividades que se deben realizar y los
inconvenientes más comunes especialmente cuando el operador de red
es Codensa.
Cuando se desee realizar la instalación de una nueva subestación o
modificación de una existente se debe seguir el siguiente proceso:
• Solicitar la factibilidad de servicio de energía.
• Solicitar la coordinación de protecciones.
• Realizar las memorias de cálculo.
• Elaborar los planos.
• Realizar la coordinación de protecciones.
• Radicar los documentos respectivos.
• Asistir a las revisiones del diseño.
• Realizar las visitas por parte del supervisor.
• Firmar formularios.
• Ejecutar la maniobra final.
77
5.1 FACTIBILIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA La factibilidad de
servicio de energía es el documento que se debe solicitar para iniciar
cualquier modificación en el punto de conexión de un usuario.
Dichas modificaciones representan un cambio de las condiciones de
servicio originales dentro de las cuales se encuentran las siguientes:
• Aumento de carga.
• Unificación de cuentas.
• Cambio de nivel de tensión.
• Modernización de una subestación.
Para realizar la solicitud de una factibilidad de servicio de energía se
debe tramitar en la seccional correspondiente a la ubicación del usuario
quien debe realizar el trámite personalmente o autorizar por escrito a
otra persona.
Dicho trámite tiene una duración de aproximadamente 20 días hábiles,
pero cuando la factibilidad es solicitada por parte de un usuario que
pertenezca a un comercializador diferente al operador de red la
factibilidad tiene un tratamiento especial, proceso que interfiere con una
prestación de servicio transparente puesto que el operador actúa con
una posición de autoridad dominante al establecer a las otras empresas
condiciones exageradas para frustrar la buena prestación de servicio de
las mismas.
La factibilidad de servicio se debe solicitar antes de realizar cualquier
diseño y/o ejecución de la obra porque en ella se establecen las
78
condiciones especificas por parte del operador de red para prestar el
servicio.
Es necesario que exista un procedimiento establecido por el operador de
red que cumpla con la normatividad vigente nacional para que los
agentes del mercado incluidos los usuarios, cumplan dichas normas y
permitan el buen uso y mantenimiento del sistema.
En el anexo C se observa una factibilidad de servicio aprobada donde se
puede constatar que el periodo de presentación y aprobación es de
aproximadamente un mes.
5.1.1 Condiciones para la prestación de servicio. Las siguientes
condiciones de servicio son las establecidas por el operador de red
Codensa las cuales son de vital importancia puesto que algunas de ellas
se crearon a partir de la gran acogida que han tenido otros
comercializadores en la ciudad de Bogotá.
1. El cumplimiento de la factibilidad de servicio no implica ningún
compromiso por parte de Codensa para el suministro del servicio.
Este solo podrá suministrarse cuando el interesado radique la(s)
solicitud(es) de suministro de energía, anexando la documentación
exigida de acuerdo con las normas vigentes y realice los pagos
correspondientes.
El formulario de solicitud de suministro de energía solo podrá llenarse
después de que el interesado haya ejecutado y entregado a Codensa
los trabajos ordenados en esta factibilidad para el efecto debe
79
reportarse su cumplimiento a fin de que se haga el recibo de obras
correspondiente.
Para cualquier aumento de carga a la carga solicitada, Codensa se
reserva el derecho de cambiar las condiciones de servicio.
2. Después de recibidas las obras por parte de Codensa, esta elaborará
un presupuesto a cancelar por los interesados.
3. Deben cumplir o revalidar proyecto.
4. Instalar caja para medidores, armario para equipo de medida o
armario para medidores.
5. Instalar subestación con normas vigentes de Codensa.
6. Deben presentar planos arquitectónicos de la planta donde se
encuentra localizada la subestación, localización del predio de la
manzana, cartas de compromiso, garantías, detalles
electromecánicos de construcción de la subestación y protocolo de
pruebas del transformador.
7. Construir acometida subterránea en baja tensión al centro o tablero
de distribución en dos ductos de cuatro pulgadas (4”) de diámetro en
vías publicas de estratos 1, 2 ó 3, ó 6 ductos de 4” en vías publicas
de estratos 4, 5 ó 6 y vías arterias según normas de Codensa.
8. Cubrir el frente del inmueble con seis (6) ductos de PVC de cuatro
pulgadas (4”) de diámetro según normas Codensa.
9. Instalar acometida aérea desde la red de baja tensión aérea
existente.
80
10. Es necesario construir un circuito nuevo aéreo de baja tensión
11. Es necesario prolongar la red de media tensión en forma aérea y/o
subterránea.
12. Es necesario prolongar la red de baja tensión en forma aérea y/o
subterránea.
13. Reforzar el circuito de baja tensión de acuerdo con las
especificaciones técnicas suministradas por Codensa.
14. El servicio se prestará desde un transformador en poste a cambiar.
15. El servicio se prestará desde un transformador en poste,
suministrado por los interesados.
Antes de su instalación deben presentar el protocolo de pruebas y
la carta de garantía del fabricante para su aprobación y registro en
el sistema de Codensa.
16. Construir acometida subterránea en baja tensión según normas de
Codensa desde bornes del transformador.
17. Deben hacer cambio de transformador o montaje adicional en
subestación existente, modernizándola acorde con las normas
Codensa
18. Instalar subestación capsulada en local.
19. El servicio se prestará por un circuito nuevo de media tensión.
81
20. Instalar planta de emergencia, presentando diagramas unifilares
para la correspondiente aprobación.
21. Debe instalar corrector de factor de potencia.
22. Tiene afectación de línea de transmisión.
23. Para cualquier aumento de carga solicitada se exige subestación
según normas y planos de Codensa.
24. Construir acometida subterránea desde la red aérea y/o
subterránea existente.
25. Instalar celda de medida en media tensión o grupo de medida en
baja tensión, los transformadores de corriente y transformadores
de potencial deben cumplir con una corriente nominal de
cortocircuito de 8 kA (niveles II y III) y 10 kA (nivel I) en el punto
de instalación, la corriente de carga promedio debe estar entre 80
% - 120 % corriente nominal primaria del transformador de
corriente y la cargabilidad del circuito secundario debe estar entre
25 % - 100% de los V.A. del transformador de corriente el error
máximo permitido es del 0.5 % entre el 20 % - 120 % corriente
nominal del transformador de corriente.
Estas son las condiciones que generalmente son exigidas en la
factibilidad de servicio a los usuarios para realizar algún tipo de proyecto
por parte de Codensa. Cabe aclarar que la condición No 25 fue creada
recientemente y se tratará detalladamente en el numeral de
transformadores de corriente.
82
5.2 RADICACIÓN DE DOCUMENTOS La radicación consiste en la
entrega inicial de los documentos que son requeridos por la aprobación
de ingeniería y obras, proceso que se realiza en la oficina principal de
Codensa por parte del ingeniero autorizado para realizar dichos
trámites, los documentos deben ser entregados junto con una carta
dirigida al jefe de la división de ingeniería y obras que indique los
documentos que se anexan.
De igual manera el mismo día que se radica el proyecto, es asignado el
ingeniero interventor por parte de Codensa, con quien se realizarán las
futuras correcciones y su aprobación.
Para la radicación del proyecto es bastante importante que la factibilidad
de servicio se encuentre aprobada y que no haya excedido un año luego
de la fecha de aprobación.
Los documentos que se radican inicialmente son los que corresponden a
la división de ingeniería y obras que se encuentran enumerados en la
siguiente tabla, teniendo en cuenta las anotaciones que posteriormente
se hacen puesto que algunos de ellos no aplican en todos los casos.
5.2.1 Documentos requeridos para la aprobación de proyectos yobras.
DOCUMENTO División deIngeniería yObras
DivisiónComercial
DepartamentoRegistro deRedes
Carta de radicación XLicencia de Construcción X (1) XCertificado de tradición ylibertad
X (2) X
Carta de autorización X XCertificado cámara de comercio X XPlano aprobado por curaduría o X
83
entidad municipalcorrespondiente (planeación)Plano del proyecto eléctrico X XDiagrama unifilar X XHoja de maniobra X (8) XResumen de cuentas X XFotocopia factibilidad vigente X XFotocopias: Factura de compra,protocolo y carta de garantía decada transformador
X X
Carta de compromiso demantenimiento deltransformador
X X
Memorias de cálculo X (3)Ultimo recibo cancelado deprovisional de obra
X X
Certificados de Aprobación deObra
X X X
Protocolos de CT´s y PT´s X (10) XPresupuesto X (9) X XCertificado de nomenclatura X (4) XCarta de especificacionestécnicas
X (5)
TABLA 2. Documentos requeridos para aprobación de proyectos y obras.
NOTAS:
1. Para proyectos de urbanismos se debe anexar la resolución
respectiva. Para proyectos con transformador en poste y que
carezcan de licencia de construcción se requiere presentar la
constancia de estrato expedida por el Departamento Administrativo
de Planeación Distrital (D.A.P.D.). Para proyectos nuevos o de
independización que carezcan de licencia de construcción, se
informará a la alcaldía local respectiva.
2. Se debe presentar cuando el propietario que figura en la licencia de
construcción no coincide con el que figura en la factibilidad.
84
3. En las memorias de cálculo se debe incluir el estudio de coordinación
de protecciones.
4. Solo si la nomenclatura es diferente en la factibilidad y en la licencia
de construcción, se debe anexar el certificado oficial de nomenclatura
expedido por el Departamento Administrativo de Catastro Distrital
(D.A.C.D.).
5. Solo para proyectos de redes o urbanismo.
6. Los documentos en rojo deben presentarse en el momento de radicar
el proyecto.
7. Los documentos deben ser presentados en tres carpetas plásticas con
destino a las dependencias especificadas arriba.
8. Las dos hojas de maniobra deben ser originales.
9. El presupuesto es elaborado por el ingeniero inspector de Codensa.
10. Para aquellos proyectos que contemplen equipos en media tensión
ó baja tensión.
5.3 MEMORIAS DE CÁLCULO Las memorias de cálculo son ciertos
parámetros técnicos que exige el operador de red para avalar el buen
diseño de una obra o proyecto determinado.
Para la buena comprensión de este numeral se trabajará sobre el diseño
de una subestación real de una empresa que estando como cliente de la
comercializadora de energía Proyectos Energéticos de Cauca (Proenca) y
del operador de red Codensa realizó modificaciones en su punto de
conexión.
85
La factibilidad de servicio se tramitó por concepto de aumento de carga
y unificación de cuentas, el diseño contempló la unificación de cuentas
puesto que en el interior de la planta se encontraban tres medidores los
cuales eran alimentados cada uno con transformadores en poste con
capacidades de 250 kVA en nivel de tensión I.
Por lo anterior si se suman todas las cargas asignadas a este usuario
encontramos carga contratada de 750 kW, lo cual no alcanza a suplir la
carga a instalar motivo por el cual se solicitó aumento de carga a 1113
kVA.
Cuando la factibilidad de servicio fue aprobada tenía como condición
inicial solicitar la reconfiguración del circuito puesto que éste se
encontraba saturado y no podría alimentar dicha carga.
La reconfiguración del circuito consiste en revisar los circuitos más
cercanos para poder determinar si existe alguno que permita trasladar
cargas cercanas del circuito donde se encuentra ubicado el usuario para
poder liberar carga y de esta manera suplir las necesidades de carga en
este punto físico, los costos de las maniobras realizadas son asumidos
por el usuario.
Uno de los inconvenientes más frecuentes en la revisión de las
memorias de cálculo se presenta cuando solicita el interventor de
Codensa que el factor de diversificación este entre el 0.8 y 1 cuando
este factor tiene que ser determinado por la utilización real de la carga.
Este inconveniente es simplemente un error de procedimiento por parte
de los supervisores de Codensa puesto que al operador de red no le
compete la función de examinar cada una de las cargas o el factor que
este asigne a cada una de ellas puesto que para ese fin se encuentra un
86
equipo de medida que registrará cada uno de estos consumos con
mayor precisión y para el caso de los clientes que se encuentran
conectados en nivel de tensión II deben cumplir con el límite vigente en
la actualidad de un consumo de 55000 kWh durante el mes, o una
demanda máxima durante 15 minutos una vez al mes como mínimo de
100 kW como lo indica la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG).
La base de las memorias de cálculo está en la relación de cargas que
van a ser alimentadas con la subestación a modificar.
Can
tid
ad
Pote
ncia
en
W
Pote
ncia
To
tal en
W
Facto
rD
ivers
ifi
cació
n
Carg
aD
ivers
ifi
Ca
da
en
W
LUMINARIAS 251 72 18072 0.89 16084.08MERCURIO 52 125 6500 0.85 5525COMPUTADORES 20 400 8000 0.8 6400MAQUINASCIRCULARES 40 17000 680000 0.9 612000IMPRESORAS 14 180 2340 0.8 1872CORTADORES 30 5500 165000 0.8 132000MAQUINASPLANAS 48 585 28080 0.85 23868CALDERAS 8 1500 12000 0.75 9000COMPRESORES 8 14150 113200 0.8 90560SECADORAS 11 746 8206 0.6 4923.6BOMBAS 8 3580 28640 0.65 18616PLANCHAS 10 1600 16000 0.85 13600PRENSAS 10 2238 22380 0.6 13428EXTRACTOR 8 3550 28400 0.87 24708GRECA 2 1200 2400 0.7 1680ESTUFA 2 1300 2600 0.4 1040
Total W 975304TABLA 3. Cargas a instalar
87
Lo indicado para este tipo de diseños es solicitar al usuario el valor de la
carga a instalar simplemente, puesto que estos usuarios deben cumplir
con la regulación bajo riesgo de ser facturados en nivel de tensión I por
no cumplir con sus consumos mínimos.
5.3.1 Transformadores a seleccionar. La selección del transformador
se realiza luego de hallar el total de la carga diversificada = 975304 W
o 975 kW y utilizando un factor de potencia de 0.9
kVAVAW
kVA 108410836719.0
975304 ===
Puesto que en este caso algunas máquinas trabajan a un nivel de
tensión de 450 voltios y teniendo en cuenta la carga anterior se
instalarán los siguientes equipos:
• Un transformador de 112.5 kVA cuya relación de transformación es
11400 / 457-264V.
• Un transformador de 1000 kVA cuya relación de transformación es
11400 / 228 – 131V, el transformador seleccionado es de 1000 kVA.
En este diseño se considera instalar transformadores con aislamiento
clase Ao (hasta 115º C), que se caracterizan por su elevada rigidez
dieléctrica, su resistencia a altas temperaturas y especialmente por su
aptitud para trabajar en aceite.
En años anteriores las subestaciones eran construidas con
transformadores refrigerados en aceite alojados en celdas, lo cual ha
sido modificado por el operador de red como una buena medida para
garantizar la seguridad de los usuarios y la misma red de alimentación.
88
Es evidente que la configuración con transformadores refrigerados en
aceite alojados en celda, es mucho más económica y ocupa menos
espacio que realizar un cambio de nivel de tensión con bóveda para
alojar el transformador cuando es refrigerado en aceite, factor que en
este caso favorece al operador de red Codensa.
La comercializadora de energía Proyectos Energéticos del Cauca
(Proenca) solicitó explicación a dichos cambios en las normas,
obteniendo como explicación mejoras en cuanto a seguridad industrial,
lo cual es bastante bueno siempre y cuando el operador de red no
realice cambios de nivel de tensión, omitiendo dicha normatividad
porque no permite una competencia transparente. Este hecho es
sustentado de acuerdo con la comunicación del anexo A.
Las características relacionadas con las cargas del transformador de
1000 kVA son las siguientes:
5.3.2 Corrientes nominales.
• Corriente nominal primaria (11.4 kV en este caso por ser zona
urbana) :
AmpkV
kVAI N 51
4.11*3
1000 ==
• Corriente nominal secundaria (228 V):
AmpV
kVAI N 2535
228.0*3
1000 ==
89
5.3.3 Corrientes de cortocircuito. Para calcular las corrientes de
cortocircuito primarias y secundarias se utiliza tensión nominal de
cortocircuito o tensión de impedancia Uz correspondiente al
transformador en este caso 1000 kVA que corresponde al 4.30 %.
La corriente de cortocircuito posteriormente se utilizará para realizar la
correspondiente coordinación de protecciones.
• Corriente de cortocircuito primaria (11.4 kV):
AmpA
Icc 1186043.0
51 ==
• Corriente de cortocircuito secundaria (228 V):
AmpA
Icc 58953043.0
2535 ==
5.3.4 Fusibles tipo HH. Según norma Codensa CTS 507, los
transformadores de 1000 kVA, deben tener fusibles tipo HH de 80 Amp,
pero comercialmente no son de fácil adquisición por lo tanto se
instalaron fusibles tipo HH de 100 Amp.
Los fusibles para subestaciones en nivel de tensión II trabajan con
tensión nominal de 24 kV.
5.3.5 Interruptor principal. De acuerdo a la corriente nominal
(2532.24 amperios) y la distribución de las cargas se instalarán tres
interruptores de 3x1000 Amperios tipo ajustables.
90
Las características relacionadas con las cargas del transformador de
112.5 kVA se trabajan de la misma forma que los numerales anteriores.
5.3.6 Transformadores de corriente. En la instalación de
transformadores de corriente se generó la mayor controversia entre
comercializadores de energía y Codensa, puesto que los
transformadores de corriente convencionales tipo ACF –24 se
caracterizan por tener 10 VA, clase 0.5 y la corriente térmica máxima en
1 segundo o corriente de cortocircuito que varía dependiendo de la
relación se encuentran normalmente en un rango de 0.5 a 1.5 kA.
Según la comunicación 0198523 de Codensa a Proyectos Energéticos del
Cauca (Proenca) (Anexo B), se hace referencia a la exigencia de
transformadores de corriente que cumplan con las condiciones de corto
circuito del punto de instalación, dicho valor exigido por Codensa es 8
kA, valor exagerado puesto que generalmente la corriente de
cortocircuito en barras de la subcentral no supera los 12 kA,
transformadores que se deben fabricar bajo pedido puesto que en el
mercado no existen.
La condición exigida generaba problemas no solo a los comercializadores
de energía sino también a los pequeños constructores porque el costo
de los transformadores se incrementaba notoriamente y es muy mal
visto puesto que el operador de red no tenía dichos equipos en ninguna
subestación de sus clientes adscritos.
La primera solución propuesta para este inconveniente consistió en
anexar a la coordinación de protecciones la topología del circuito
indicando la corriente máxima para el punto físico indicado.
91
Este proceso permitía conocer la corriente de cortocircuito real para
cada usuario y de esta manera se consideraba aceptable exigir esta
corriente para su fabricación especial teniendo en cuenta que entre más
alejado se encontrará el usuario de la subcentral, más bajo sería el nivel
de cortocircuito.
Es comprensible que el análisis para cada caso representaba tiempo del
personal y por lo tanto generaba gastos adicionales para el operador
quien debía suministrar dicha información, por este motivo se decidió
que todos los transformadores tendrían corriente de cortocircuito de 8
kA argumentando que un usuario, en un momento determinado podría
cambiar de cabeza a cola de circuito caso muy difícil de encontrar.
Las características de los transformadores para este diseño específico
tienen las siguientes especificaciones:
AmpVx
VAI N 55
114003
1083671 ==
La otra condición que estableció Codensa fue la selección de
transformadores de corriente entre el 80 y el 120 % de la corriente
nominal del usuario, lo cual garantiza mayor confiabilidad en la precisión
de la medida.
80% Transformador
seleccionado
120%
43.9 Amp 50 Amp 65.85 Amp
92
Marca ARTECHE
Tipo ACF-24
Números de series
Relación 50/100-5
Ipn 50
Bp P1-P2
Isn 5
Bs S1-S2
VA 5
CL 0,5
Ext 120
Fs 60Hz
KV 17.5/38/110 KV
Ith 13.2 KA
Seg 1
Idyn 33.75 KA
TABLA 4. Transformadores de corriente
5.3.7 Conclusiones de la coordinación de protecciones. La
coordinación de protecciones es quizás uno de los detalles más
importantes del diseño de una subestación; por este motivo el operador
de red suministrará al usuario las curvas de los relés de fase y tierra
para el circuito donde se encuentra ubicado el usuario.
Posteriormente, se deben dibujar sobre los datos suministrados por el
operador de red las curvas de corriente entregadas por el fabricante de
los fusibles y del interruptor, para poder observar el tiempo en el cual
actuarán cada una de las protecciones.
93
Las siguientes son las conclusiones encontradas en la protección del
transformador de 1000 kVA al realizar un análisis en las curvas
características de los fabricantes, modelo que se encuentra en el anexo
D.
FUSIBLE
H-H 100 Amp
INTERRUPTOR
3 x 1000 Amp
Tiempo
(Seg)
Corriente
(Amperios)
Corriente
(Amperios)
Conversión Referenciado a
M.T (Amperios)
10 315 42 22811400
10042x
x 76.63
3 385 53 22811400
10053x
x 96.7
1 485 68 22811400
10068x
x 124.07
0.3 630 90 22811400
10090x
x 164.21
0.1 850 130 22811400
100130x
x 237.19
0.03 1500 185 22811400
100185x
x 337.54
0.01 2250 250 22811400
100250x
x 456.14
TABLA 5. Coordinación de protecciones
Con la corriente de cortocircuito en 11.4 kV que es igual a 1177.67
Amperios, tenemos un tiempo de disparo de:
• El disparo del Fusible H-H es de 0.05 segundos ó 50 milisegundos.
• El disparo del interruptor es instantáneo.
94
• El disparo del relé 1 tipo IAC52B es de 0.53 segundos ó 530
milisegundos.
5.3.8 Planos. El plano serie tres que debe presentar el diseñador es
vital para la construcción o modificación de una subestación puesto que
con base en este, se realizarán las correspondientes revisiones con el
operador de red.
Cuando el plano es aprobado, se asigna un número especifico y la fecha,
datos con los cuales se pueden observar todos los documentos del
mismo.
El plano contiene los siguientes diagramas:
• Localización general.
• Vista frontal.
• Vista lateral.
• Diagrama unifilar.
• Vista superior.
5.4 RESUMEN DE LA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS
• Es necesario que el operador de red establezca un procedimiento
claro en cuanto a la presentación de proyectos, con el fin de optimizar
las actividades correspondientes a la modificación de las condiciones
de servicio.
• La exigencia de la instalación de transformadores de corriente con
una corriente de cortocircuito mayor a 8 kA en el nodo del usuario, es
un valor exagerado puesto que generalmente la corriente de
cortocircuito en barras de la subcentral no supera los 12 kA.
95
• El factor de diversificación tiene que ser determinado por la
utilización real de la carga y no por el interventor de Codensa que
exige que este entre el 80 y el 100%, que en muchas ocasiones es
bastante menor.
• En años anteriores las subestaciones eran construidas con
transformadores refrigerados en aceite alojados en celdas. Esta
configuración en la actualidad no es permitida y cuando un usuario
desea modificar una condición de servicio, el operador de red Codensa
exige que sean alojados en bóvedas, lo cual ha sido modificado por el
operador de red como una buena medida para garantizar la seguridad
de los usuarios y la misma red de alimentación.
Lo anterior es bastante bueno siempre y cuando el operador de red no
realice cambios de nivel de tensión omitiendo dicha normatividad
porque no permite competencia sana.
96
6. FACTORES RELACIONADOS CON REGISTRO DE CONSUMOS Y
ADECUACION DE FRONTERAS COMERCIALES
En este capítulo se presentan los aspectos relacionados con los cambios
de comercializador, los pasos a seguir ante un operador de red para
enviar la información que soliciten, al igual que las ventajas y
desventajas de los medidores más utilizados en el mercado.
Es importante tener en cuenta que algunos comercializadores se
encuentran midiendo energía de los clientes en redes de otros
operadores de red; por ésto la importancia de hacer una supervisión por
parte del operador de red a los usuarios que se encuentran con otras
comercializadoras.
Actualmente en el mercado existe variedad de equipos de medida de
energía con características de telemedición, por lo cual es importante
hacer una descripción de dichos equipos puesto que es uno de los
vínculos quizás de mayor importancia entre los agentes.
6.1 TELEMEDIDA Es el proceso de supervisión, manejo y control a
distancia de la medición remota de todos los parámetros registrados por
los medidores instalados a los usuarios regulados y no regulados, a
través de un canal telefónico, comunicación vía celular y/o CD/PD, con
el objetivo principal de proveer información confiable y oportuna de los
consumos y calidad de la medida de las fronteras comerciales de los
diferentes comercializadores y operadores de red para los usuarios, que
permitan agilizar el proceso de liquidación y recaudo del consumo de la
97
energía, analizar el perfil de carga del usuario, parámetros energéticos
y evaluar la calidad de la energía suministrada.
6.2 COMPONENTES DE LA TELEMEDIDA El Proceso de telemedición
integra tecnología electrónica, informática y telecomunicaciones con
módems – red telefónica convencional, telefonía celular, CD/PD y
satelital, entre otras.
6.3 BENEFICIOS DE LOS AGENTES Y USUARIOS Implementar un
sistema para la transmisión de datos, que sea confiable en la medición
(no permita errores ni manipulación humana) y en la facturación de los
consumos.
Facilitar a la empresa información en tiempo real para mejorar la
gestión, analizar los perfiles de carga y generar un mayor valor
agregado al utilizar las múltiples posibilidades tarifarias.
Disminuir considerablemente el costo de la energía eléctrica, la medición
y la facturación de la empresa.
Crear un mercado de libre competencia en la comercialización de
energía para poderla comprar al mejor precio y a la empresa que mejor
servicio agregado otorgue.
Reducir el nivel de pérdidas que se presenta en los medidores
electromecánicos con respecto a los electrónicos.
6.4 PASOS A SEGUIR EN LA TELEMEDIDA A continuación se
enuncia el proceso que se debe seguir en la toma de datos de
consumos de energía.
98
a) Interrogación de las fronteras comerciales a diario.
b) Elaboración de reportes al Sistema de Intercambios Comerciales
(SIC) y estadísticas.
c) Elaboración de matrices y curvas de consumo de las fronteras
comerciales (potencia activa, potencia reactiva y demandas
máximas).
d) Verificación de la confiabilidad de los datos telemedidos.
e) Monitoreo del estado de la medición.
f) Soporte a las solicitudes y reclamos de los usuarios telemedidos.
6.5 REPORTE DE LECTURAS DIARIAS AL SIC Una vez el usuario
quede registrado ante su nuevo comercializador este deberá hacer la
telemedida a diario de todos sus usuarios y enviar el informe de las
fronteras que se están telemidiendo al Sistema de Intercambios
Comerciales (SIC). Si alguna de las fronteras no se envía en el reporte
diario se publica en la página de internet del SIC, las fechas en las
cuales se deben realizar las actualizaciones; si por algún motivo existe
una frontera que no se esta telemidiendo hay que enviar una carta al
Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC)
informando el motivo por el cual no se puede telemedir esa frontera y
así no ser multado, ellos responden la carta y dan 15 días hábiles para
que dicha frontera quede con el problema resuelto.
6.6 ANÁLISIS DE LAS LECTURAS REALIZADAS A LOS MEDIDORES
Con la información que se tiene de las lecturas de los medidores de
energía los comercializadores actualmente están prestando un valor
99
agregado a los usuarios como es el de verificar cómo se encuentra su
factor de potencia e informar cuando se está por debajo del valor
permitido de 0.9. Otros usuarios llaman a verificar si ya cumplieron con
la demanda máxima del mes, algunos medidores tienen la capacidad
de registrar la calidad de potencia que se está suministrando y piden
que se les informe de las variaciones de tensión que tuvieron por daños
en motores y otros equipos.
6.7 TELEMEDIDA CUANDO EL OPERADOR DE RED ES DIFERENTE
AL COMERCIALIZADOR Los registros de consumos de energía son
enviados al Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).
Los reportes diarios de los consumos y las lecturas que no se alcancen a
enviar deben ser reportadas dentro de los plazos fijados en la página del
Mercado de Energía Mayorista (MEM).
6.8 PLAZO DE ENVÍO DE LECTURAS AL SIC A continuación se
presentan los plazos de envió de reportes diarios de la demanda y de la
generación al Sistema de Intercambios Comerciales.
6.8.1 Reporte diario de la demanda. Los comercializadores deben
reportar diariamente al Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) la
demanda horaria correspondiente al día anterior. Para las fronteras
comerciales que determinan la demanda en el mercado doméstico el
reporte deberá hacerse antes de las dieciséis (16) horas del día en
curso, para las fronteras comerciales que determinan su demanda
internacional antes de las ocho (8) horas del día en curso.
6.8.2 Reporte diario de generación. Los generadores deben reportar
diariamente al Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) antes de las
8 horas del día en curso, la generación horaria correspondiente al día
100
anterior, medida en cada uno de los contadores que para el efecto se
tienen dispuestos en sus fronteras.
6.9 MODIFICACIONES EN LAS LECTURAS Los siguientes son
procedimientos establecidos para realizar modificaciones en las lecturas
de energía, por parte de los agentes comercializadores y los
generadores del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
6.9.1 Los agentes comercializadores. Los agentes comercializadores
del mercado de energía solo podrán reportar, al Administrador del
Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), modificaciones a las
lecturas de contadores, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la
fecha en que el ASIC entrega la información diaria de la primera
liquidación.
6.9.2 Los generadores del SIN. Los generadores del Sistema
Interconectado Nacional (SIN) solamente podrán reportar al
Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC),
modificaciones en las lecturas de los contadores ubicados en las
fronteras comerciales de generación del sistema, dentro de los dos (2)
días hábiles siguientes a la fecha en que el ASIC entrega la información
diaria de la primera liquidación.
6.10 EQUIPOS DEFECTUOSOS O HURTADOS A continuación se
indican los plazos para reportar equipos de medida cuando se presentan
problemas con la telemedida.
6.10.1 Reporte. Las fallas o el hurto de los equipos, serán reportadas
inmediatamente por escrito vía fax al Administrador del Sistema de
Intercambios Comerciales (ASIC) y al Centro Nacional de Despacho
(CND).
101
6.10.2 Reparación o reemplazo. Una vez reportada o notificada
la falla o el hurto, el propietario de los equipos tendrá un plazo máximo
para su reparación o reemplazo de 15 días calendario.
6.10.3 Registro. Una vez reparados o reemplazados los equipos
defectuosos se procederá a su calibración, certificación y registro, de
acuerdo con lo establecido en el código de medida.
6.10. 4 Curva típica. La curva típica se aplicará en los siguientes
casos:
• La lectura no es enviada dentro de los plazos vigentes.
• La lectura enviada presenta inconsistencias, o no cumple con el
formato definido por el Administrador del Sistema de Intercambios
Comerciales (ASIC).
6.11 CARACTERÍSTICAS DE MEDIDORES QUE SE ENCUENTRAN
EN EL MERCADO A continuación se hace referencia de los medidores
de energía producidos por varios fabricantes, con sus principales
ventajas y desventajas.
Este numeral es de vital importancia puesto que es uno de los vínculos
quizás de mayor importancia entre los agentes y se deben conocer las
características que presentan los equipos de medida del mercado.
102
6.11.1 Medidor ABB.
FIGURA 1. Medidor ABB
6.11.1.1 Ventajas. Algunas de las ventajas que presentan estos
medidores de energía son las siguientes:
• El medidor es programado para que genere la llamada.
• Registra los cortes de energía tanto en duración como con la
frecuencia con que ocurren.
• Se puede programar una alarma para que avise las variaciones en la
calidad del suministro de energía.
• Tiene buen respaldo técnico a nivel nacional.
• Multirango en tensión.
• Los ABB ALPHA II registran calidad de potencia.
6.11.1.2 Desventajas. Algunas de las desventajas que presentan estos
medidores de energía son:
103
• Los tornillos de la caja de conexión del medidor en tensión y corriente
son muy débiles.
• Se quema fácilmente la protección telefónica la cual viene dentro del
medidor.
• Presenta errores los cuales hacen que se pierdan datos de energía
consumida.
• El software utilizado para telemedida es bajo D.O.S, lo cual hace que
la comunicación sea lenta y no ofrece la misma facilidad que el
software bajo Windows.
6.11.2 Medidor Schlumberger.
6.11.2.1 Ventajas. Algunas de las ventajas que presentan estos
medidores de energía son:
• La comunicación es buena y normalmente no presenta fallas.
• El software se programa para que genere la llamada al medidor.
• Los tornillos en la caja de conexión del medidor son robustos.
• Este medidor es el más posicionado en el mercado.
6.11.2.2 Desventajas. Algunas de las desventajas que presentan
estos medidores de energía son:
• El respaldo técnico es bueno pero costoso.
• El software desarrollado para este programa es bajo D.O.S, lo cual
hace que la comunicación sea lenta y no ofrece la misma facilidad que
el software bajo Windows.
• No muestra diagramas fasoriales.
• No registra los cortes para compensación Duración Equivalente de las
Interrupciones del Servicio (DES) y Frecuencia Equivalente de
Interrupciones del Servicio (FES).
104
• Actualmente lo sacaron del mercado.
6.11.3 Medidores Siemens. Siemens tiene en el mercado dos
medidores de excelente calidad como los son los MAXsys 2410 y los
MAXsys PSI 2510, cuyas ventajas y desventajas son:
FIGURA 2. Medidores Siemens MAXsys 2410 y MAXsys psi 2510.
6.11.3.1 Ventajas. Algunas de las ventajas que presentan estos
medidores de energía son:
• El software utilizado para telemedida es bajo windows.
• Este medidor de tres (3) elementos se puede instalar en dos (2)
elementos.
• Ambos medidores muestran diagramas fasoriales, y el PSI 2510
registra calidad de potencia suministrada por el operador de red.
• Tiene buen respaldo técnico a nivel nacional.
• Los tornillos en la caja de conexión del medidor son robustos.
6.11.3.2 Desventajas. Algunas de las desventajas que presentan estos
medidores de energía son:
• Se cae fácilmente la llamada si la línea presenta ruido.
105
• El software no lo han desarrollado para que el programa genere la
llamada.
• El MAXsys 2410 presenta error en la memoria Eprom y cae en error.
6.11.4 Medidor ELGama.
FIGURA 3. Medidor ELGama
6.11.4.1 Ventajas. Algunas de las ventajas que presentan estos
medidores son los registros de datos en tiempo real como los
siguientes:
• Demandas activa y reactiva de cada fase.
• Tensión de cada fase.
• Corriente de cada fase.
• Factor de potencia.
• Frecuencia de la red.
• Número de desconexiones de la red.
• Fecha y hora de las últimas 10 desconexiones.
6.11.4.2 Desventajas. Las desventajas más comunes que presentan
estos medidores son las siguientes:
106
• Si la línea telefónica por algún motivo queda sin tono, el módem se
bloquea.
• Cuando la tensión presenta variaciones de subtensiones o
sobretensiones se bloquea el módem.
• Se debe instalar una línea para telemedida exclusiva.
• No permite que el medidor genere la llamada.
6.12 ADECUACIÓN DE FRONTERAS A continuación se hace un breve
resumen del proceso mediante el cual se realiza la adecuación de una
frontera cuando el operador de red es diferente al comercializador de
energía.
6.12.1 Instalación de medidores. Cada vez que se llegue a un sitio
(cambio comercializador), el operador de red debe realizar las pruebas
al equipo que está instalado para verificar en qué porcentaje están las
pérdidas. Luego se diligencia el acta de instalación de contador y un
acta de sellos que posea cada operador de red o comercializador y que
contenga, como mínimo, los datos del medidor a instalar, la capacidad
instalada, el circuito de media tensión que alimenta la empresa y los
datos de placa de los transformadores de corriente y potencial.
Luego se retiran los sellos de la puerta de celda de medida y bloque de
pruebas e, inmediatamente, deben quedar registrados en las actas de
sellos retirados. Normalmente, siempre se dejan de respaldo los
medidores electromecánicos o, en algunos casos, quien decide si se
dejan o no los equipos es el operador de red de cada zona; ésto es con
el fin de tener una medida adicional de respaldo por si llegara a fallar el
medidor electrónico; luego se procede a realizar la instalación del nuevo
medidor.
107
Luego se realiza la conexión del medidor de energía teniendo en cuenta
que se tiene que cortocircuitar el bloque de pruebas por seguridad de las
personas que realizan el trabajo. El procedimiento correcto es primero
quitar las señales de corriente de cada elemento y luego bajar las
señales de tensión, después de lo cual se realiza la instalación del
medidor.
Una vez instalado se revisan todas las conexiones con el fin de verificar
que hayan quedado bien instalados de tal manera que quede la certeza
de que ninguna señal de corriente ni de voltaje se encuentre haciendo
mal contacto.
Después de quedar el contador totalmente cableado se energiza y se
instala el Secuencímetro para verificar que la secuencia de fases quede
correctamente (en el sentido de las manecillas del reloj). El operador de
red debe realizar nuevamente pruebas y verificar en qué porcentaje
quedó registrando, el comercializador instala sellos en el medidor y uno
en el bloque de pruebas, el operador de red pone el otro sello en el
bloque de prueba; se instala la línea telefónica al módem del medidor
para realizar pruebas de telemedida.
6.12.2 Información mensual enviada a los diferentes operadores
de red. Hay que tener en cuenta que los diferentes operadores de red
tienen acceso a la lectura remota o acceso local de los medidores de
energía que están instalados en sus redes y los están atendiendo otros
comercializadores. Sin embargo los diferentes comercializadores están
en la obligación de hacerle llegar mensualmente las lecturas obtenidas
de todos sus clientes a los operadores de red y así éstos realizar los
respectivos cobros por los cargos por uso de los sistemas de transmisión
108
regional o distribución local a cada uno de los comercializadores que se
encuentran con clientes en sus redes.
Es importante tener en cuenta que el proceso de facturación por los
cargos de Sistema de Transmisión Regional (STR) y/o Sistema de
Distribución Local (SDL) en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) se
deben realizar mensualmente dentro de los primeros (10) días hábiles
del mes siguiente al consumo.
6.12.3 Pasos a seguir para realizar registros de clientes ante el
ASIC. Para realizar cambios de comercializadores se deben tener en
cuenta los siguientes pasos.
6.12.3.1 Usuarios nuevos. Aquí existen dos tipos de clientes que son
los regulados y no regulados, los cuales deben hacer una carta firmada
por el representante legal donde informan que han escogido su nueva
empresa comercializadora de energía que lo representará en el Mercado
de Energía Mayorista (MEM).
6.12.3.2 Trámites que realizan los comercializadores. Los
diferentes comercializadores solicitan ante el operador de red la visita
para realizar la instalación o revisión de los equipos de medida para la
elaboración del acta de instalación que puede solicitar el Administrador
del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) el día que lo crea
conveniente. También se solicita el paz y salvo a la anterior empresa
que lo estaba atendiendo; cuando los usuarios son regulados, esta
comunicación debe enviarse con la anticipación de un periodo de
facturación, pero cuando son usuarios no regulados hay que tener en
cuenta lo que se establece en el contrato de cada cliente.
109
6.12.3.3 Respuesta del operador de red o el comercializador
que lo atendía. El actual comercializador cuenta con cinco (5) días
hábiles para la expedición del paz y salvo o para informar las causas
por las cuales no se expide. Si pasan los cinco (5) días hábiles y no hay
una respuesta por parte del comercializador actual, el nuevo
comercializador puede entrar a registrar la frontera comercial dentro de
los cinco (5) días hábiles siguientes al vencimiento del plazo para la
emisión del paz y salvo, esto se puede realizar siempre y cuando el
usuario esté realmente a paz y salvo con su anterior comercializador.
6.12.3.4 Acta de instalación y verificación de equipos de medida.
Para realizar cada una de estas actas se pueden presentar los siguientes
casos como lo son:
• No hay cambios de equipos de medida.
• El cambio de equipos se hacen sin necesidad de interrumpir el
servicio a otros clientes.
• Cambio de equipos solicitando maniobras sobre la red que obligan a
interrumpir el servicio a otros usuarios.
Independiente de la situación que se presente el operador de red se
hace presente para la adecuación y debe informar al comercializador
que solicita el cambio la fecha programada para la visita dentro de los
dos (2) días hábiles siguientes a la fecha de solicitud, después de
realizadas las adecuaciones y diligenciadas las actas se le entregan dos
copias al operador de red, una para el cliente y otra queda en manos del
comercializador.
El nuevo comercializador debe permitir el acceso al antiguo
comercializador hasta que el usuario quede registrado con el actual y
110
permitir el acceso remoto a estos equipos de manera constante al
operador de red, una vez el operador de red verifique la interrogación
vía remota del equipo de medida que se instaló, procede a firmar las
actas correspondientes a la instalación de los equipos, estas actas se
utilizarán para efecto del registro de la frontera comercial.
6.12.3.5 Certificado de calibración. Todo medidor que se instale
donde un nuevo usuario debe tener el certificado de calibración por un
laboratorio acreditado. Si el usuario posee un medidor que no tenga
certificado de calibración, su nuevo comercializador tiene la obligación
de hacerle saber que el medidor debe ser calibrado.
Se debe entregar el certificado de calibración al operador de red, al
cliente y el original queda en manos del comercializador.
6.12.3.6 Registro de un cliente ante el ASIC. Con las actas firmadas
y en poder del comercializador de energía se procede a realizar la
inscripción del cliente a nombre del nuevo comercializador; desde el día
que se envía el registro se cuentan seis (6) días para que quede
registrado. Una vez enviados los formularios solicitados por el Sistema
de Intercambios Comerciales (SIC) a los dos (2) días siguientes sale la
publicación en la página del Mercado de Energía Mayorista (MEM) y
tienen los siguientes dos (2) días para objetarlo quien tenga una queja o
reclamo.
Al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) le
queda un día para decidir si lo pasa o lo objeta. Ellos envían el
comunicado informando desde el día que quedo registrado o si fue
objetado el motivo; después se le avisa al cliente informándole desde
111
que día empieza a ser atendido por su nuevo comercializador u operador
de red.
112
7. ESTRUCTURAS ORGANIZACIONALES
Este capítulo analizará las estructuras organizacionales de
comercializadoras de energía y de los operadores de red luego de
realizar una investigación en algunas de las empresas del mercado y
haber participado activamente en algunas de ellas.
Este estudio será orientado de forma más detallada hacia las
comercializadoras de energía puesto que estas fueron las que se crearon
a partir de la nueva regulación.
El mercado ha demostrado claramente que las empresas
comercializadoras de energía que no cuentan con el respaldo de
compañías reconocidas del sector tienden a desaparecer. Algunas de las
empresas que prestan el servicio al usuario tienen dichos respaldos de la
siguiente manera:
Comercializadora de energía Respaldo
Conenergía Termotasajero
Emgesa Codensa
EPM EPM
EPSA EPSA
TABLA 6. Comercializadoras de energía y su respaldo
Para que haya competitividad es importante que las empresas
comercializadoras de energía tengan en cuenta el valor agregado que se
113
debe ofrecer al usuario para garantizar una diferencia real entre las
empresas, asumiendo los siguientes factores claves de éxito:
• Contacto directo, asesoría técnica y comercial permanente al cliente.
• Mejoramiento de la confiabilidad energética.
• Fomento de una verdadera cultura de uso eficiente de energía, que
garantice una optimización del recurso energético.
• Implementación de programas de mantenimiento preventivo a
transformadores y sistemas eléctricos.
• Comportamiento de su sistema eléctrico en lo referente a curvas de
carga y su manejo, a tarifas de energía y demanda máxima.
• Monitoreo preventivo permanente de los consumos de energía
reactiva para evitar costos innecesarios.
• Asesoría para la consecución de elementos y servicios confiables para
el mantenimiento y reparación de su red eléctrica.
• Seguimiento de los indicadores de calidad reportándolos ante el
operador de red.
Para mayor comprensión del análisis de la estructura operacional de las
comercializadoras de energía y de los operadores de red, se planteará el
organigrama de una empresa con un modelo estructural bastante
cercano al funcionamiento óptimo, debido a su amplia trayectoria en el
mercado.
De acuerdo con lo anterior analizaremos las características de esta
empresa tipo (Empresa de Energía del Pacifico EPSA E.S.P.) basados en
el departamento de medición industrial y el departamento de
facturación, puesto que son los departamentos que se encuentran más
afines a las relaciones entre las comercializadoras de energía y los
operadores de red.
114
7.1 ESQUEMA ORGANIZACIONAL El siguiente organigrama
comprende los departamentos bajo los cuales se debe constituir una
empresa para poder ofrecer un buen servicio al usuario.
CUADRO 1. Esquema organizacional de una empresa comercializadora de energía y
operadora de red.
115
Como podemos observar es un esquema bastante funcional mas sin
embargo requiere algunas observaciones en la división del soporte de
mercadeo específicamente en las operaciones comerciales y la gestión
de redes, las cuales son encargadas de las relaciones directas entre los
agentes.
7.2 PRESIDENCIA La empresa en general debe tener claro hacia
donde va, orientada a atender las necesidades de los clientes para
prestarle un mejor servicio teniendo una visión y misión definida.
7.2.1 Misión. Identificar necesidades y ofrecer soluciones al mercado
de servicios de energía eléctrica en Colombia, con un alto nivel de
desempeño y rentabilidad.
7.2.2 Visión. Ser escogida por los clientes como la mejor alternativa en
la prestación de servicios de energía eléctrica, generando valor
económico para la empresa.
7.3 GERENCIA DEL CLIENTE
CUADRO 2. Gerencia de cliente.
116
Es importante en la estructura de una empresa, puesto que sus
divisiones por zonas ofrecen a las regiones comodidad y agilidad en su
operación para las relaciones con otros agentes y con los usuarios.
7.4 GERENCIA DE ZONAS La operación de esta gerencia internamente
esta bien constituida y presta un buen servicio al usuario. Es importante
que en alguna de las gerencias se establezca un departamento adicional
a los que aparecen en el cuadro o alguno de los departamentos
existentes se encargue de las relaciones con otros comercializadores de
energía y con el operador de red para poder ofrecer una mayor agilidad
y eficiencia en los procesos.
CUADRO 3. Gerencia de zona
117
7.5 GERENCIA DE OPERACIONES COMERCIALES Esta gerencia
ofrece servicio a los usuarios residenciales al igual que la anterior y
además atiende los clientes empresariales donde ofrece un mayor
portafolio de servicios.
Al igual que la anterior se encuentra bien constituida estructuralmente y
cuenta con el respaldo de la gerencia de zona. Es importante como en la
gerencia anterior crear un departamento que opere las relaciones
comerciales con otros comercializadores de energía y con los operadores
de red puesto que facilita cada uno de los trámites que allí se realizan.
CAUDRO 4. Gerencia de operaciones comerciales
118
7.6 DEPARTAMENTO DE FACTURACIÓN A continuación se plantean
las características principales del departamento de facturación.
7.6.1 Misión. Obtener rentabilidad para la compañía y satisfacción al
cliente del mercado domiciliario y empresarial mediante una facturación
con calidad, oportuna y confiable del servicio.
7.6.2 Visión. El departamento de facturación debe ser reconocido como
el área que mejor registra las operaciones de venta de servicios públicos
y bienes relacionados al mercado domiciliario y empresarial de manera
óptima y confiable, a través de procesos integrales, soportados en la
aplicación de avances tecnológicos y la integración de nuevos servicios,
asegurando el mejor nivel de ingresos para las unidades de negocio que
las utilicen y el menor costo al cliente.
7.6.3 Objetivo general. Registrar, calcular y valorizar las operaciones
comerciales de energía al mercado domiciliario y empresarial.
7.6.4 Objetivos específicos.
• Capacitar al recurso humano enfocado al servicio de los mercados de
la comercialización.
• Garantizar la calidad de los procesos de facturación.
7.6.5 Estrategias. Las siguientes son algunas de las observaciones que
se deben tener en cuenta para la optimización del proceso de
facturación y de esta manera garantizar el cumplimiento de los objetivos
esperados.
119
• Desarrollar habilidades y capacitar el talento humano enfocado
hacia los mercados de comercialización.
• Participar en la implementación de un nuevo Sistema de Gestión
Comercial (SGC).
• Implementar el nuevo sistema de telemedida.
• Optimizar los procesos de facturación.
• Instalar equipos de mejoramiento continuo.
• Ajustar los aplicativos por cambios en la regulación.
• Identificar e implementar los controles de cada una de las
actividades de los procesos.
• Controlar y realizar un seguimiento al cumplimiento de los
indicadores.
7.6.6 Indicadores de gestión y metas.
CUADRO 5. Indicadores de gestión y metas del departamento de facturación.
120
El anterior esquema es importante dentro del seguimiento que se debe
realizar luego de haber establecido ciertas estrategias, para poder
verificar su evolución y de esta manera poder confrontar la información
con las metas establecidas.
Dichos indicadores corresponden al proceso de telemedida y facturación.
7.7 DEPARTAMENTO DE MEDICIÓN INDUSTRIAL A continuación se
plantean las características principales del departamento de mediciones
industriales.
7.7.1 Misión. La misión debe ser planear y ejecutar actividades
tendientes a contribuir con los objetivos estratégicos de la compañía y
dar soporte al portafolio de servicios ofreciendo una excelente asistencia
que satisfaga las necesidades de calidad con un alto valor agregado.
7.7.2 Visión. EL departamento de mediciones industriales debe ser
reconocido por los clientes externos e internos como la mejor alternativa
en la ejecución de actividades, por el compromiso con la excelencia,
logrando la superación de sus expectativas.
7.7.3 Estrategias. Las siguientes son algunas de las observaciones que
se deben tener en cuenta para la optimización del proceso de medición
industrial y de esta manera garantizar el cumplimiento de los objetivos
esperados.
• Estar comprometidos con los objetivos estratégicos propios y de la
empresa.
121
• Propender por la orientación hacia el cliente, la excelencia y el
servicio.
• Mantener a los trabajadores informados acerca de las decisiones
administrativas, avances tecnológicos y tendencias del mercado.
7.7.4 Responsabilidades. Para lograr dichas estrategias es importante
que el departamento cumpla con las siguientes personalidades:
• Atención al cliente.
• Reducción de pérdidas.
• Mantenimiento de las fronteras de la empresa.
• Control operativo de cartera.
• Soporte al área de telemedición.
• Atención de la expansión del mercado.
7.7.5 Indicadores de gestión.
• Adecuación de la frontera comercial, cinco días hábiles previa
coordinación con el operador de red.
• Cambio de nivel de tensión, cinco días previa coordinación con el
operador de red.
• 100 % de descargue de datos de medidores reportados por el área
de telemedición.
• Recuperación de MWh.
7.8 APORTES A LAS ESTRUCTURAS ORGANIZACIONALES El
siguiente es un resumen de las pautas propuestas como reformas a las
estructuras organizacionales que se hacen en este capítulo.
122
• La estructura organizacional planteada es bastante funcional aunque
requiere algunas observaciones en el área de operaciones comerciales
y gestión de redes, las cuales son encargadas de las relaciones
directas entre los agentes, respondiendo a los inconvenientes técnicos
y comerciales entre los mismos, presentados en los capítulos
anteriores.
• Es importante que en alguna de las gerencias se establezca un
departamento adicional a los que aparecen en el cuadro No 2
(gerencia de zonas) o alguno de los departamentos existentes se
encargue de las relaciones con otros comercializadores de energía y
con el operador de red para poder ofrecer una mayor agilidad y
eficiencia en los procesos.
123
8. CONCLUSIONES
De acuerdo con lo analizado en el presente documento, se puede
concluir los siguiente:
1. En Colombia es necesario que la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios (SSPD) realice una tarea de supervisión
específica al funcionamiento de las relaciones entre las empresas
comercializadoras de energía y operadoras de red, para establecer si
cumplen con los parámetros técnicos y administrativos exigidos por
las resoluciones y normas vigentes.
2. En esta monografía se identificaron características de las reglas
vigentes para operadores de red y comercializadores de energía que
en determinadas condiciones incentivan a ejercer posición
dominante.
Para evitar ésto, se plantean propuestas de metodologías
regulatorias para mitigar las condiciones de poder dominante en
cuanto a la operación de la red, que a la vez permitan una
competencia transparente y la eficiencia del servicio, expuestas en
las relaciones y responsabilidades detalladas en el capítulo cuatro.
3. Se analizaron los parámetros de calidad establecidos por la Comisión
de Regulación de Energía y Gas (CREG), haciendo énfasis de los
aspectos más relevantes en las relaciones entre comercializador de
124
energía y operador de red presentando ciertas propuestas para el
mejoramiento de la potencia suministrada.
4. Para que los operadores optimicen la calidad de servicio en cuanto a
niveles de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio
(DES) y de la Frecuencia Equivalente de Interrupciones del Servicio
(FES), se encontró conveniente que automaticen los sistemas de
distribución utilizando sistemas de información con módulos que
puedan calcular los indicadores de confiabilidad y poder minimizar
las probabilidades de interrupciones al igual disminuir las
compensaciones.
5. Uno de los aspectos donde más diferencias técnicas se presentan
entre el operador de red y el comercializador de energía es cuando
un usuario desea realizar alguna modificación en su punto de
conexión por lo cual se hace referencia a la presentación de
proyectos ante el operador de red y se proponen ciertas pautas a
seguir para mitigar dichas diferencias.
6. En las relaciones entre comercializadoras de energía y operadores de
red, la telemedida constituye un factor importante por lo cual se
hace referencia al proceso de cómo se deben realizar las mediciones
de energía y el reporte de las mismas ante el Sistema de
Intercambios Comerciales (SIC), de igual manera se enuncia el
procedimiento para enviar la información al operador de red que lo
solicite.
7. Se tomó como base de referencia un modelo de la forma estructural
de una empresa que ofrece el servicio de comercializador de energía
125
al mismo tiempo que operador de red, para poder establecer las
áreas en las cuales se presentan las relaciones entre los agentes y
de esta manera formular algunas modificaciones organizacionales.
8. En general, este documento presenta una evaluación de la
problemática existente en las relaciones técnicas y comerciales entre
operadores de red y comercializadoras de energía cuando son
diferentes empresas, planteando la revisión de los convenios,
regulaciones y/o acuerdos que existen, como también los servicios
que ofrecen los agentes del mercado a los usuarios.
9. Finalmente se puede concluir que los objetivos y expectativas de
esta investigación se cumplieron en su totalidad satisfactoriamente
126
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[email protected]. resolución No 024. Aspectos comerciales del
mercado mayorista.
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[email protected]. resolución No 089 del 22 de diciembre de 1999.
Normas relacionadas con el periodo de transición.
: COMISION REGULADORA DE ENERGÍA Y GAS. e-mail:
[email protected]. resolución No 025 del 9 de junio de 1999.
Indicadores de calidad DES y FES.
: COMISION REGULADORA DE ENERGÍA Y GAS. e-mail:
[email protected]. resolución No 070 de 1998. Reglamento de
distribución de energía eléctrica.
: MERCADO DE ENERGIA MAYORISTA. e – mail:
www.mem.com.co. Organización del Mercado Mayorista en Colombia.
: SIEMENS S.A. e – mail. www.siemens.com.co., Transformadores de
distribución.
129
ANEXOS
130
ANEXO A
131
ANEXO B
132
133
ANEXO C
134
ANEXO D
135
136
ANEXO E
GLOSARIO
Los siguientes términos comúnmente son empleados en las relaciones
entre operadores de red y comercializadores de energía, por lo cual son
utilizados en el desarrollo de esta investigación.
AGENTES: personas que realizan por lo menos una actividad del sector
eléctrico (generación, transmisión, distribución y comercialización).
ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS
COMERCIALES: dependencia del Centro Nacional de Despacho (CND),
adscrita a Interconexión Eléctrica S.A (ISA), encargada del registro de
los contratos de energía a largo plazo, de la liquidación, facturación,
cobro y pago del valor de los actos o contratos de energía en la bolsa
por generadores y comercializadores, del mantenimiento de los sistemas
de información y programas de computación requeridos, y del
cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado
del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).
CAPACIDAD INSTALADA: es la carga instalada o capacidad nominal
que puede soportar el componente limitante de una instalación o
sistema eléctrico.
137
CARGABILIDAD DEL CIRCUITO: es la capacidad de carga que tiene
un tramo de red eléctrica monofásica, bifásica o trifásica que sale de
una subcentral.
CLASE DE PRECISIÓN: características metrológicas del grupo de
instrumentos y transformadores de medida que satisfacen requisitos
metrológicos destinados a mantener los errores y variaciones
permitidas, dentro de los limites especificados.
CÓDIGO DE REDES: conjunto de reglas, normas, estándares y
procedimientos técnicos expedidos por la comisión, a los cuales deben
someterse las empresas de servicios públicos del sector eléctrico y otras
personas que usen el Sistema de Transmisión Nacional (STN).
COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: actividad
consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado
mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado
o a los usuarios finales.
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES: es el diseño que se realiza con
el fin de establecer los tiempos de disparo de las protecciones eléctricas.
DEMANDA MÁXIMA: es el máximo consumo que puede obtener un
agente, referido a un periodo de tiempo.
FACTIBILIDAD DE SERVICIO: es el documento que se debe solicitar
ante un operador de red para iniciar cualquier modificación en el punto
de conexión de un usuario con el fin de obtener las condiciones de
servicio.
138
MANIOBRAS: actividades referentes al mantenimiento y modificaciones
en las redes
MERCADO LIBRE: es el mercado de energía eléctrica en que participan
los usuarios no regulados y quienes los proveen de energía eléctrica.
MERCADO MAYORISTA: conjunto de sistemas de intercambio de
información entre generadores y comercializadores de grandes bloques
de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, para realizar
contratos de energía a largo plazo y en bolsa sobre cantidades y precios
definidos, con sujeción al reglamento de operación y demás normas
aplicables.
NIVELES DE TENSIÓN: los sistemas de transmisión regional y/o
distribución local se clasifican por niveles, en función de la tensión
nominal de operación, según la siguiente definición:
Nivel I (kV < 1 )
Nivel II (1<=kV<30)
Nivel III (30<=kV<62 Excluye 57.5 kV)
Nivel IV (62=>kV Incluye 57.5 kV)
PUNTO DE CONEXIÓN: es el punto de conexión eléctrico en el cual el
equipo de un usuario está conectado a un Sistema de Transmisión
Regional (STR) y/o Sistema de Distribución Local (SDL) con el propósito
de transferir energía eléctrica entre las partes.
139
PUNTO DE MEDICIÓN: es el punto de conexión eléctrico del circuito
primario del transformador de corriente que está asociado al punto de
conexión, o los bornes del medidor en el caso de nivel de tensión I.
REGLAMENTO DE OPERACIÓN: conjunto de principios, criterios y
procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la
coordinación y la ejecución de la operación del Sistema Interconectado
Nacional (SIN) y para regular el funcionamiento del mercado mayorista
de energía eléctrica.
SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES (SIC): conjunto de
reglas y procedimientos establecidos en el reglamento de operación que
permiten definir las obligaciones y acreencias de generadores,
comercializadores y los transportadores por concepto de los actos o
contratos de energía en la bolsa conforme al despacho central. El SIC
incluye el proceso de liquidación del valor de los intercambios, la
preparación y actualización del estado de cuenta de cada generador y
comercializador que participa en la bolsa de energía, de los
transportadores, la facturación, pago y recaudo del valor de las
transacciones realizadas en la misma bolsa.
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN): es el sistema
compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas
y equipos de generación, la red de interconexión, las redes de
transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los
usuarios, conforme a lo definido en la ley 143 de 1994.
USUARIOS NO REGULADOS: es un consumidor que alcanza a superar
un nivel limite de consumo o demanda por lo cual puede negociar
140
libremente la tarifa de suministro de electricidad con el comercializador
que desee.
USUARIOS REGULADOS: son aquellos usuarios que no cumplen por
demanda máxima ni por consumo y su tarifa esta fijada por la Comisión
de Regulación de Energía y Gas (CREG).
141
APENDICES
142
APÉNDICE A
EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN REGULACIÓN Y CALIDAD DE
ENERGÍA
A.1. MARCO REGULATORIO
A.1.1. Chile.
La regulación actual en Chile, D.S. No. 327, se refiere a la calidad del
servicio como el conjunto de normas y características que, según la ley
y la regulación, son inherentes a la actividad de distribución de
electricidad dada en concesión y constituyen las condiciones bajo las
cuales la actividad debe desempeñarse.
A.1.1.1. Responsabilidades. El propietario de la concesión de
distribución es el responsable por el cumplimiento de las normas y
reglas acerca de la calidad del servicio. La responsabilidad por la
calidad del servicio se exigirá a aquellos propietarios de instalaciones de
generación y/o transporte, si ellos operan en sincronismo dentro de un
sistema eléctrico. Todos los proveedores son responsables ante sus
clientes por la calidad del servicio suministrado, excluyendo los casos en
los que el problema no pueda imputarse a la compañía y la
Superintendencia declare que ha ocurrido un suceso de fuerza mayor o
inesperado.
Es importante mencionar que en el caso de servicios sujetos a tarifas
reguladas incluyendo generación y transporte, la Comisión debe
143
reconocer la inversión y costos operativos necesarios para cumplir las
normas de calidad establecidas en la regulación.
La Superintendencia puede quejarse, penalizar, o adoptar cualquier otra
política, si la calidad del servicio suministrada por una compañía es
recurrentemente mala o está por debajo del nivel de calidad impuesto
por la regulación.
A.1.1.2. Penas y Monitoreo. La Superintendencia está a cargo de la
aplicación de las penas presentes en la regulación. Las penas son
impuestas por Resolución una vez se ha hecho la investigación
correspondiente.
La calidad del servicio se evalúa separadamente en los sistemas de
generación, transmisión, distribución, y a nivel del usuario final. El
proceso de medida se basa en dos métodos: (a) en un punto específico
de la red para evaluar el nivel de calidad que se suministró al usuario; y
(b) en puntos diferentes de la red o usuarios, según procedimientos
estadísticos, programas, y metodologías determinadas por la
Superintendencia.
Esta evaluación determina la calidad global de abastecimiento, tomando
en cuenta niveles promedio de los parámetros y su distribución
probabilística. En este caso, la evaluación puede ser únicamente hecha
de una manera coordinada entre el operador y la institución a cargo de
la actividad de medir.
También, las compañías de distribución deben ejecutar por sí mismas,
una vez al año, y cuando lo indique la Superintendencia, una encuesta
que evalúe la calidad del servicio entre los clientes.
144
La regulación cubre características de calidad como voltaje, frecuencia y
confiabilidad. En particular, la confiabilidad se regula usando los
parámetros de duración y número de interrupciones. En Chile, la
confiabilidad se controla en el punto de conexión de los usuarios finales.
En los puntos de conexión de las compañías de distribución, el nivel
aceptable de confiabilidad se calcula con base en la suma de los niveles
aceptables de interrupción de transmisión y generación.
Para las compañías de distribución, los indicadores de interrupción son
calculados por transformador y kVA, usando valores promedio y su
distribución probabilística.
Las penas debidas a servicio de mala calidad son, de alguna manera,
discrecionales y pueden incluir la revocación de concesiones
dependiendo del número y la severidad de las sanciones, área de
servicio, número de clientes, ubicación, y otras circunstancias
pertinentes. Las penas monetarias oscilan entre 5,000 y 10,000
unidades gravables anuales, dependiendo de la característica de la falla.
Los usuarios no pueden exigir niveles especiales de calidad superiores a
las previstas en las normas a un precio regulado. Aquellos que deseen
una calidad mejor son responsables de la implementación de las
soluciones necesarias sin afectar la calidad recibida por otros usuarios.
A.1.2. Argentina. La regulación actual en Argentina establece la
responsabilidad de las compañías de distribución para suministrar
electricidad a un nivel de calidad satisfactorio. Las compañías deben
145
cumplir los parámetros establecidos, incurriendo en los costos
necesarios para hacerlo .
El incumplimiento de las disposiciones resultará en penas, basadas en el
efecto económico de la mala calidad del servicio al usuario.
La Entidad Reguladora Eléctrica Nacional está encargada de establecer
la regulación. La regulación considera aspectos técnicos y comerciales
del servicio, de tal suerte que impone reglas para el producto técnico,
servicio técnico y servicio comercial. El producto técnico se refiere a
perturbaciones y niveles de voltaje, mientras que el servicio técnico
involucra frecuencia y duración de interrupciones.
La regulación de la calidad del servicio en Argentina se diseñó
considerando un programa para el cumplimiento de los parámetros
establecidos. El primer paso en la regulación, la fase preliminar, dura 12
meses desde la fecha cuando la Compañía de Distribución (La CD) toma
el servicio.
Durante esta fase, la Entidad Reguladora y la CD revisan y completan la
metodología para la verificación de indicadores y control de calidad. El
segundo paso (primera fase) dura 36 meses, y exige el cumplimiento de
indicadores y valores prefijados para esta fase.
Finalmente, en la segunda y última fase, la calidad del servicio proveída
se controla tolerando ciertos límites de los indicadores y la CD
compensa a los usuarios, en las facturas, por el incumplimiento de estos
límites. La cantidad es proporcional a la energía suministrada bajo
condiciones poco satisfactorias.
146
A.1.2.1. Calidad del Producto Técnico.
A.1.2.1.1. Perturbaciones. Los tipos de perturbaciones sujetos a la
regulación son los flickers, armónicos, y caídas lentas de voltaje. La
compañía de distribución es responsable de mantener, para cada tipo de
perturbación, un nivel razonable de compatibilidad, definida como el
nivel de referencia que tenga una probabilidad del 5% de ser
sobrepasada.
La CD debe:
Establecer los niveles límite para su propio equipo y el de los usuarios,
compatible con los valores internacionales.
Ejercer control sobre los usuarios grandes mediante límites establecidos
por contrato.
Sugerir el uso y adquisición de equipo.
La CD puede penalizar usuarios que excedan los límites establecidos e
incluso interrumpir el servicio. Los incumplimientos de los valores
establecidos no son sujetos a penalización cuando la CD pueda
demostrar que los usuarios ocasionaron las perturbaciones; sin
embargo, la CD debe tratar de eliminar tales alteraciones.
A.1.2.1.2. Niveles de Voltaje. Las variaciones de voltaje se regulan
con base en un nivel nominal medido en el punto de abastecimiento. La
CD debe determinar los niveles de voltaje en diferentes puntos de la red
y procesar la información con la supervisión de la Entidad Reguladora.
La CD, si es responsable, está sujeta a penalización cuando el
incumplimiento de las tolerancias se verifica durante el 3% o más del
tiempo medido (una semana mínimo). Las Penas se aplican en forma
147
de compensaciones en las facturas a los clientes y se calculan usando
los valores monetarios predeterminados según el tipo (aéreo o
subterráneo) y el área de conexión. La Entidad Reguladora tiene en sus
manos la aplicación de multas por daños y otros problemas según los
antecedentes y severidad de la falla.
A.1.2.2. Calidad del Servicio Técnico. Este se evalúa usando los
siguientes indicadores:
a. La frecuencia de interrupciones: Número de veces que el servicio
se ha interrumpido.
b. La duración de las interrupciones.
Para cada usuario, el número y la duración de las interrupciones se
calculan para cada semestre. Si estos indicadores exceden los valores
predeterminados, la CD debe reconocer un crédito al cliente, que se
incluirá en la próxima factura después del control. Las compensaciones
se calculan con base en el valor de la energía no servida que usa valores
monetarios predeterminados según el tipo de cliente que involucra.
Nuevamente, la Entidad Reguladora puede colocar las penas sobre
daños u otras fallas con base en los antecedentes y severidad de la falla.
A fin de determinar el nivel de la calidad del servicio técnico a los
usuarios, la información necesaria se organiza en dos de tipos de bases
de datos. Una con datos sobre eventualidades de la red, y la otra, con
la acometida de cada usuario, de tal manera que sea posible identificar
los usuarios afectados.
148
A.1.3. Perú. La regulación actual en el Perú también se basa en un
conjunto de indicadores que cubren aspectos diferentes del servicio de
calidad. La regulación especifica la cantidad mínima de puntos y
condiciones para medir. También, las tolerancias se establecen con sus
penas y compensaciones correspondientes. Además, se establecen las
responsabilidades y las obligaciones de aquellas entidades involucradas
directa o indirectamente en la provisión y uso del servicio eléctrico.
El cumplimiento de los estándares de calidad por agentes que proveen
el servicio es ejecutado durante tres fases consecutivas en que las
penas y/o las compensaciones son incrementadas gradualmente. La
primera fase tiene duración de año y medio comenzando desde el inicio
de la norma. En esta fase las entidades implicadas se obligan, entre
otras cosas, a adquirir y ajustar equipos para propósitos de control y
medición, y hacer los ajustes para cumplir con las normas.
La segunda fase también dura un año y medio y comienza justo después
de la conclusión de la primera fase. En esta fase, las transgresiones de
las tolerancias y de los requerimientos establecidos en la fase uno está
sujeta a penas y compensaciones.
Finalmente, la tercera fase es indefinida y también cubre las
transgresiones de tolerancias para los indicadores establecidos que
estarán sujeta a penas y/o compensaciones.
A.1.3.1. Las Responsabilidades. La regulación peruana trata
cuidadosamente el tema de responsabilidades desde el punto de vista
de la calidad del servicio. Las reglas aplican principalmente a la
distribución y actividades de comercialización, pero las
responsabilidades de otros agentes en el sistema también son
149
contempladas. Hay algunas obligaciones que merecen ser
mencionadas:
• Las compañías de distribución y de comercialización se obligan a
hacer las inversiones necesarias e incurrir en el costo de adquirir e
instalar equipo de medición, pagar penas y compensaciones, proveer
información, y asumir el costo de monitoreo.
• Toda las compañías de distribución son responsables ante otras
compañías, por esos problemas ocasionados por sus propios clientes
o por sí mismo que afecten a otros proveedores del sistema.
• Los propietarios de sistemas de transmisión, acceso abierto, y otras
instalaciones complementarias, son responsables ante sus clientes
por el deterioro de instalaciones, ocasionados por problemas en la
calidad del servicio. Las compañías de distribución son responsables
de la compensación pagada por sus clientes a terceros;
interrupciones relativas a compensaciones y calidad de potencia.
A.1.3.2. Calidad del Producto. La calidad del producto en la
regulación Peruana se refiere al nivel del voltaje, frecuencia, y
perturbaciones (flicker, armónicos, etc.). hay tolerancias e indicadores
individuales que cubren diferentes elementos de calidad. La
transgresión de los límites implica el pago de compensaciones, que se
calcula como una función de la potencia alimentada bajo malas
condiciones de calidad..
La verificación y control de la calidad del producto se realiza
mensualmente e independientemente para cada indicador. La duración
mínima para medir un parámetro es de siete días, excluyendo la
frecuencia, que es medida permanentemente.
150
A.1.3.3. Calidad del Servicio. La calidad de abastecimiento del
servicio se expresa como una función de la continuidad del servicio, es
decir, según las interrupciones en el sistema.
Para evaluar la calidad del servicio, hay cuatro mediciones que registran
el número y duración de las interrupciones y la energía no servida a
consecuencia de esas interrupciones. El período de control es de seis
meses y se efectúa de la siguiente manera:
• En cada punto de entrega a clientes en alto voltaje y muy alto
voltaje.
• En todas las secciones y alimentadores que atienden clientes
directamente a media tensión y/o subestaciones media tensión / baja
tensión.
• En el punto de salida de la subestación media tensión / baja tensión
de todos los alimentadores a baja tensión.
• En los puntos indicados por la autoridad según convenga.
Una interrupción se define como la carencia de suministro de energía en
el punto de entrega. En la regulación peruana, las interrupciones con
duración menor a tres minutos u ocasionadas por fuerza mayor no son
consideradas.
A.1.4. Bolivia. Las compañías de distribución en Bolivia tienen la
responsabilidad de suministrar el servicio a clientes regulados y no
regulados en el área de concesión, de acuerdo con los niveles de calidad
establecidos en la regulación. El rompimiento de estos niveles
determina la aplicación de reducciones en la remuneración, de acuerdo
151
con una metodología basada en el valor del servicio bajo malas
condiciones de calidad.
En Bolivia, la calidad del servicio también es evaluada tomando en
cuenta las estándares sobre calidad de la potencia y del servicio
comercial que incluyen: el nivel de voltaje, flícker, armónicos y otras
distorsiones, interrupciones y servicio al cliente.
Hay cuatro fases en el desarrollo e implementación de la regulación
Boliviana. Como en los otros países analizados, las fases están
diseñadas para alentar, la aplicación y control de indicadores y
tolerancias de forma gradual. Las primeras dos fases, preliminar y de
prueba (12 meses), requieren el establecimiento y evaluación de las
metodologías de verificación y control de los indicadores de calidad. La
verificación y control durante la fase de transición (24 meses) es
realizada en el nodo de compra (u otros puntos definidos por la
Superintendencia). El proceso se basa en indicadores globales a
diferentes niveles de voltaje. En el período definitivo, el servicio se
controla al nivel del alimentador en alto y medio voltaje y globalmente
en bajos voltajes.
En el período definitivo, la Compañía de Distribución puede penalizar
aquellos clientes que producen perturbaciones y que exceden las
tolerancias establecidas en la regulación. También, la Superintendencia
aplicará las reducciones en rentas a la CD según una metodología,
basada en el valor de servicio en condiciones de mala calidad. La
cantidad de estas reducciones se transfieren a los clientes en altos y
medio voltaje, como un crédito en la próxima factura después del
período de control. Los clientes calificados son aquellos atendidos por
las instalaciones que fallaron. En el caso en que el punto de medida
152
está relacionado a muchos clientes a la vez, la reducción se transfierr a
todos los clientes en proporción a sus niveles de consumo.
A.1.5. Estados Unidos. En Estados Unidos y demás países que
tienen compañías privadas reguladas económicamente se están
realizando cambios significativos en la regulación del sistema eléctrico.
Entre otros, se están separando las funciones de generación y
comercialización de las funciones de transmisión y de distribución.
Aunque las compañías de transmisión y distribución continuan bajo
regulación económica, la forma específica de esta regulación parece
orientarse hacia una regulación basada en incentivos.
Como ejemplos de mecanismos de incentivos para la calidad del
servicio, se pueden citar los casos de Southern California Edison (SCE) y
San Diego Gas and Electric (SDG&E), los cuales tienen mecanismos de
calidad del servicio de premios y penas que son simétricos . El plan de
SCE tiene mecanismos separados para la duración y frecuencia de las
interrupciones:
Para fomentar el mejoramiento continuado en la calidad, se comenzó
con una meta inicial (benchmark) de Minutos de Interrupción Promedio
del Cliente (ACMI) de 59 minutos en 1997, declinando en dos minutos
cada año subsiguiente. Esta meta tiene una banda muerta de seis
minutos (es decir seis de minutos por encima y por debajo de la
referencia). Sin embargo, reconociendo el hecho de que puede haber
conflicto entre exigir que la empresa de distribución mejore su
desempeño y año tras año se de variabilidad al valor de dicho
desempeño, la Comisión no impone ninguna pena sobre Edison si logra
un promedio de duración de 55 minutos entre 1997 y el año 2001. El
desempeño es medido con base en un promedio móvil de dos años. Los
153
premios y las penas se valoran a US$1 millón por minuto por encima y
por debajo de la banda muerta, con un máximo de US$18 millones.
En cuanto a la frecuencia el regulador estableció un estándar de
interrupciones de 10,900 interrupciones anuales, con una banda muerta
de 1,100. Nuevamente, para relacionar el incentivo con tendencias de
largo plazo -así se reduce el impacto de la variación aleatoria- el
desempeño es medido con base en un promedio móvil de dos años. Las
penas y castigos se tasan a un valor de US$1 millón por cada 183
interrupciones, con un máximo también de US$18 millones .
El plan de SDG&E entró en rigor hacia mayo de 1999. Esta decisión tuvo
un mecanismo simétrico para la calidad de sistema con base en la
duración de las salidas :
El indicador de referencia (benchmark) de la Confiabilidad de Sistema
que se utiliza en SDG&E se denomina el Indice de Duración de la
Interrupción Promedio del Sistema ("SAIDI"). Este índice mide la
duración promedio anual de las interrupciones del servicio por cliente,
excluyendo sucesos tales como terremotos y tormentas severas. La
pena o premio anual máximos se tasan a US$4 millones para
desempeños entre 50 minutos o 90 minutos. El indicador de referencia
es de 70 minutos y cada minuto intermedio se valora en US$200,000 en
premios o penas.
Una decisión reciente de la Comisión de Servicios Públicos de California
ha actualizado el mecanismo de calidad para incluir referencias
(benchmarks) para duración y frecuencia de interrupciones largas y de
frecuencia para interrupciones breves .
154
A.1.6. Otros Países Desarrollados
A.1.6.1. Nueva Zelanda. Las regulaciones de precios en Nueva
Zelanda le dan a la Comisión de Comercio mayor flexibilidad para dar
autorizaciones. Actualmente, el marco regulatorio proporciona más
opciones a la Comisión. Esta puede autorizar precios e ingresos y utiliza
métodos o fórmulas diferentes dependiendo de situaciones particulares
y del desarrollo del proceso de reestructuración del mercado eléctrico.
La comisión reguladora reconoce que los mecanismos de precios
mencionados proporcionan incentivos para mejorar la eficiencia pero
también proporcionan un incentivo para mejorar las utilidades
reduciendo la calidad del servicio. Esto se maneja de varias formas:
• La Comisión de Comercio fija normas sobre la calidad de la potencia
suministrada, del servicio prestado y del servicio comercial.
• La Comisión ofrece incentivos para que las compañías excedan las
normas de calidad del servicio.
• La Comisión también tiene la capacidad de exigir a las compañías que
compensen a los consumidores por violaciones a los requerimientos
mínimos de calidad del servicio.
En relación con las compensaciones e incentivos, las condiciones pueden
incluir el pago de reembolsos, compensaciones, o deducciones futuras.
A.1.6.2. Noruega. La regulación tarifaria de Noruega de 1992 a 1996
estuvo basada en un enfoque de tasa de retorno. A las compañías se les
permitía recuperar todos los costos actuales incluyendo un retorno
regulado sobre el capital empleado.
155
La agencia reguladora en Noruega (NVE) reconoció diversas debilidades
en la implementación y resultados de este mecanismo y por
consiguiente, para el 1 de enero de 1997, cambió su sistema a uno con
base en los niveles máximos de ingreso para cada compañía individual.
Los costos de operación y de inversión en la red están limitados por el
ingreso anual permitido. La utilidad es la diferencia entre el ingreso
permitido y los costos reales de la red. Se permite que las utilidades
varíen en + 7% alrededor del retorno normal sobre el capital empleado.
El ingreso permitido de cada compañía individual se actualiza
anualmente durante un período de cinco años, tomando en cuenta los
siguientes factores: la inflación anual proyectada, el aumento anual en
la demanda de electricidad y los requerimientos anuales para el
crecimiento de la productividad.
La NVE considera que la calidad actual del servicio eléctrico en el
sistema noruego es excelente y, por lo tanto no es un factor de vital
importancia. Sin embargo, la NVE está considerando un diverso número
de formas para manejar el problema en el futuro cercano. Los métodos
alternativos bajo consideración son los siguientes:
• Definir los estándares técnicos de los diferentes aspectos de la
calidad.
• Supervisar el desarrollo, en número y en tiempo, de las fallas de la
red y de otros aspectos de calidad. La NVE actualmente está
reuniendo información.
• Determinar precios y obligar a las compañías a pagar
compensaciones por la energía eléctrica no servida.
156
• Incitar a las compañías a acordar con sus clientes sistemas de
compensación por la energía no servida.
Las regulaciones estipulan que los pagos o ingresos en la forma de
compensación por la energía eléctrica no servida no deberían ser
tratados como una adición al ingreso permitido. La razón es que no
debería haber un incentivo para tratar este elemento de costo en forma
diferente a los demás costos.
A.1.6.3. España. Hay precios regulados para el suministro de
electricidad de todos los consumidores (incluyendo aquellos usuarios
calificados que no escogen comprar la electricidad a través del mercado
mayorista organizado). Las tarifas incluyen todos los cargos por
generación, transmisión, distribución, comercialización y otros cargos
llamados costos permanentes y de diversificación.
Los consumidores tienen una tarifa en la cual el cargo de producción
está basado en el precio promedio del mercado mayorista
correspondiente a su perfil. De acuerdo con el Decreto Real
recientemente aprobado sobre transmisión y distribución (2819/1998),
un método de Indice de Precios Máximos, CPI-X, se aplica al costo total
del servicio permitido para 1998 que está relacionado con las
instalaciones que desempeñan las funciones de transmisión.
Actualmente existe una regulación denominada Reglamento de
Verificaciones Eléctricas, que establece un umbral de + 7% para baja
tensión. El operador utiliza un umbral de +5% para control de voltajes
en la red nacional de transmisión. Sin embargo, no hay una legislación
bien definida relacionada con las normas de calidad que describa
compensaciones y penalizaciones. Las empresas de servicio eléctrico
157
pueden definir algunos parámetros en sus contratos con los usuarios,
pero estas cláusulas no son el resultado de una legislación.
La nueva propuesta de regulación contiene una descripción detallada de
las normas para calidad con umbrales y penalizaciones de acuerdo con
la ubicación de los usuarios. Para la calidad de la potencia suministrada,
los indicadores están basados en la norma UNE-EN 50-160, por
consiguiente establecen un umbral de +10% para baja tensión. Este
umbral es el mínimo que se debe cumplir, pero también los usuarios
pueden fijar acuerdos libres de costo con las compañías de distribución
para establecer una calidad especial, mejor que la regulada y con
efectos privados.
No hay normas de calidad del servicio prestado establecidas por la ley,
pero se utiliza un índice que es una medida del tiempo de interrupción
del servicio prestado para evaluar la calidad global del sistema. En la
nueva propuesta de regulación, hay dos clases de normas: individuales
y globales. Las normas individuales son el tiempo y el número de
interrupciones. Las normas globales son TIEPI, percentil 100, NIEPI y el
indicador de interrupciones cortas. Las normas individuales se utilizan
para fijar compensaciones a los usuarios y las normas globales permiten
determinar las zonas donde se debe implementar planes para mejorar el
nivel de calidad.
La Ley 22/94 sobre responsabilidad civil por daños causados por
productos defectuosos, establece que si los usuarios demuestran que ha
habido daños en sus instalaciones o en el equipo ocasionados por
exceso de voltaje, la empresa de servicio tiene que pagarlos. En la
nueva propuesta de regulación los usuarios serán reembolsados si no se
cumplen las normas específicas mencionadas.
158
La compensación debe ser pagada por la compañía de distribución sin
que haya reclamo del cliente. En el caso de la calidad del servicio
prestado, hay un período de tres años para que las compañías de
distribución desarrollen e instalen un sistema de redes eléctricas
adecuado.
A.1.6.4. Australia. En Australia la distribución de electricidad es la
actividad que está regulada con base en incentivos y es ejecutada por la
Oficina del Regulador-General, de acuerdo a la publicación del código de
distribución de electricidad de abril de 1999. El indicador de referencia
fijado por este código se aplica a la calidad y a la confiabilidad del
suministro de electricidad, que son detallados posteriormente en
diversas categorías para las cuales son asignados valores mínimos.
La calidad de la potencia suministrada incluye normas sobre frecuencia,
voltaje, factor de potencia, armónicos, interferencia inductiva, voltaje de
secuencia negativa, equilibrio y distribución de cargas por fases. Por
otra parte, la confiabilidad del servicio prestado está relacionada con el
número y duración de las interrupciones programadas y no
programadas.
A.1.6.5. Reino Unido. Las actividades de distribución son monopolios y
están sujetos a control de precio. El control de precios fijado por la
agencia reguladora (OFFER) para cada compañía limita el ingreso que
puede obtener del negocio de distribución. El control aplica un límite
CPI-X al ingreso por kilovatio - hora (kWh) distribuido a todos los
usuarios conectados a alta y baja tensión de la red de distribución.
A todos los concesionarios que manejan un sistema de distribución se
les exige reportar a OFFER anualmente sobre su desempeño para
mantener la seguridad del sistema, la disponibilidad y la calidad del
159
servicio. OFFER publica un resumen anual de los reportes en su informe
de desempeño del sistema de distribución y transmisión.
Los estándares de calidad del servicio se aplican luego a 12 compañías
en Inglaterra y Gales y dos compañías escocesas. Estas normas se
dividen en dos categorías principales:
a) Estándares garantizados: Fijan niveles de servicio que deben ser
cumplidos en cada caso individual. Si la compañía no logra proporcionar
el nivel de servicio requerido, esta debe compensar al usuario afectado.
b) Estándares globales: Cubren áreas de servicio donde no es
apropiado dar garantías individuales, pero donde los usuarios en general
tienen derecho a esperar de las compañías niveles de servicio mínimos
predeterminados.
A.1.6.6. Holanda. Las autoridades en Holanda regulan las tasas de
servicio de red y de suministro de electricidad a usuarios cautivos y son
monitoreadas por el director del Departamento. En forma de enmienda
a la Ley sobre electricidad de 1998 el director del Departamento tiene la
autoridad para fijar criterios de calidad para el suministro del servicio
que deben ser cumplidos por quienes posean la licencia.
Estos criterios se relacionan con las especificaciones técnicas, la
corrección del mal funcionamiento del suministro de electricidad, la
calidad del servicio al usuario y el otorgamiento de compensación en la
eventualidad de un problema grave de funcionamiento.
160
ANEXO D
161
ANEXO E
162
