CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA - DISTRIBUCIÓN- SDL
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CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA - DISTRIBUCIÓN- SDL

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Milton Fabián Morales. Consultor

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  • 1. Page  0
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  • 3. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía1. Introducción2. Antecedentes Regulatorios - DES / FES3. Esquema de Calidad STR4. Esquema de Calidad SDL5. Transición al nuevo esquema6. Calidad en el Contrato de Gestión
  • 4. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaCLASIFICACIÓN DE LA CALIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO Calidad en la Atención • Tiempos de respuesta OR – Comercializador, NSU, Calidad Respuesta. etc. Calidad del Servicio - Suministro • Continuidad en la prestación del servicio, número de interrupciones y duración, % de Energía No Atendida. Calidad de la Potencia - Producto • Variaciones en las características de la señal, se utilizan indicadores relacionados con la duración y la amplitud de las desviaciones, valores de referencia para los indicadores.
  • 5. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) INDICADOR DE CALIDAD DE PROCESO Responsable ATENCIÓN AL USUARIO Solicitud Factibilidad del Servicio DISTANTES DEL CONTRATO DEPRESTACIÓN DE SERVICIO Solicitud Aprobación Conexión DIST Solicitud Puesta en Servicio DIST Aviso Previo Interrupciones DIST-COM Atención PQR COMCON CONTRATO DE Respuesta Atención Telefónica DIST-COMPRESTACIÓN DEL SERVICIO Cumplimiento Citas COM Tiempo Reconexión COM Reclamos facturación COMDESPUES DE TERMINADO ELCONTRATO DE PRESTACIÓN DEL Entrega Paz y Salvo COMSERVICIO
  • 6. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) MÍNIMO INDICADOR REFERENCIA ESTÁNDAR OBLIGATORIO El distribuidor tendrá un plazo máximo de siete (7) díasRespuesta a la solicitud de Solicitudes resueltas a tiempo hábiles para responder las solicitudes de factibilidad del 100% de las factibilidad del servicio RSFS = x 100 servicio, con el fin de que el usuario proceda a realizar el solicitudes RSFS Total de solicitudes diseño de su instalación. El distribuidor tendrá un plazo máximo de: 1. Para solicitudes correspondientes al Nivel de Tensión I: Siete (7) días hábiles. 2. Para solicitudes correspondientes a los Niveles de TensiónRespuesta a la solicitud de Solicitudes resueltas a tiempo II y III: Quince (15) días hábiles. RSC = x 100 3. Para solicitudes correspondientes al Nivel de Tensión IV: 100% de las conexión Total de solicitudes solicitudes RSC Veinte (20) días hábiles. Cuando el distribuidor necesite efectuar estudios que requieran de un plazo mayor, informará al usuario de la necesidad de efectuar tales estudios, y el plazo total que tomará la aprobación o negación de la solicitud de conexión será de máximo tres (3) meses. RESPONSABILIDADES Distribuidor Comercializador Distribuidor y Comercializador Distribuidor o Comercializador
  • 7. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) MÍNIMO ESTÁNDAR INDICADOR REFERENCIA OBLIGATORIO El distribuidor tendrá un plazo máximo de: 1. Para solicitudes correspondientes al Nivel de TensiónRespuesta a la solicitud de Solicitudes resueltas a tiempo I: Siete (7) días hábiles. puesta en servicio de la 100% de las RPSC = x 100 2. Para solicitudes correspondientes a los Niveles de conexión solicitudes Total de solicitudes Tensión II y III: Diez (10) días hábiles. RPSC 3. Para solicitudes correspondientes al Nivel de Tensión IV: Tres (3) meses. Respuesta a peticiones, Solicitudes resueltas a tiempo Quince (15) días hábiles contados a partir de la fecha de 100% de las quejas y recursos RPQR = x 100 su presentación, según lo establecido por la Ley solicitudes RPQR Total de solicitudes RESPONSABILIDADES Distribuidor Comercializador Distribuidor y Comercializador Distribuidor o Comercializador
  • 8. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) INDICADOR MÍNIMO ESTÁNDAR REFERENCIA OBLIGATORIO Aviso previo de 1. Cuando los eventos programados afecten cargas interrupciones industriales, el tiempo de aviso a los API comercializadores por parte del distribuidor, no i) Porcentaje de eventos Eventos programados informados podrá ser inferior a noventa y seis (96) horas. 1. Meta de eventos (cortes) programados que API I = x 100 2. Los comercializadores deberán avisar a sus informados a son informados por los Total eventos programados usuarios industriales la ocurrencia de un evento usuarios: 100% distribuidores a los usuarios programado, en forma individual, a través del 2. Meta deafectados, dentro del tiempo mecanismo que ellos determinen, con una efectividad del de referencia: anticipación no menor a 72 horas, indicando la aviso: hora de inicio y la duración del evento. Aviso previo de Usuarios 3. Todos los eventos programados que afecten a interrupciones industriales: 80% usuarios de un sistema de transmisión regional o API Usuarios informados sobre eventos programados Usuarios no de distribución local, deberán ser informados por ii) Efectividad del aviso API III = x 100 industriales: 50% el distribuidor, a través de un medio de realizado por los Total de usuarios afectados comunicación masivo, con setenta y dos (72) horas distribuidores y los de anticipación a la ocurrencia del evento, comercializadores: indicando la hora del inicio y la duración. RESPONSABILIDADES Distribuidor Comercializador Distribuidor y Comercializador Distribuidor o Comercializador
  • 9. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) INDICADOR REFERENCIA a) Retorno de llamadas: Consiste en la realización de llamadas a una muestra estadísticamente representativa de usuarios que utilizaron el servicio hace poco tiempo, con el objeto de calificar su percepción frente a tres aspectos: i. Satisfacción con la velocidad de respuesta de la llamada. a) La satisfacción del usuario se calificará en un rango de ii. Utilidad de la respuesta suministrada personal o automáticamente, según las 0 a 100. Cada aspecto tendrá una calificación de cero aCalidad de la necesidades del cliente. diez (0-10), siendo diez (10) la mejor calificación. Una vez atención iii. Amabilidad y actitud del personal que atendió la llamada. establecida la calificación en un rango de cero a diez, se telefónica b) Llamada misteriosa: Consiste en la realización de un número preestablecido de multiplica por diez para obtener la calificación en una CAT llamadas, que serían realizadas por una persona que, simulando ser un usuario, escala de 100. El primer aspecto tendrá una ponderación califique el servicio con base en los siguientes aspectos: del 20%, el segundo una de 40% y el tercero una de 40%. i. Satisfacción con la velocidad de respuesta de la llamada. ii. Utilidad de la respuesta suministrada personal o automáticamente, según las necesidades del cliente. iii. Amabilidad y actitud del personal que atendió la llamada. MÍNIMO ESTÁNDAR OBLIGATORIO % AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 RESPONSABILIDADES SATISFACCIÓN DEL USUARIO 50% 65 70 75 80 85 Distribuidor Comercializador Distribuidor y Comercializador Distribuidor o Comercializador
  • 10. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) INDICADOR REFERENCIA b) El desempeño de la atención telefónica de las empresas a) Porcentaje de llamadas que son respondidas por los comercializadores (bien sea se calificará en un rango de 0 a 100. El primer aspecto Calidad de la por su personal o por una maquina contestadora) en un plazo no superior a 20 evaluará el número de llamadas exitosas y tendrá una atención segundos. ponderación del 50% y el segundo aspecto evaluará el telefónica tiempo de espera para la atención personalizada de la CAT llamada y tendrá una ponderación del 50%. En caso de que Indicador de el segundo aspecto no sea aplicable, es decir cuando ladesempeño de las b) Porcentaje de llamadas que permanecen en cola de espera para hablar con un empresa no cuenta con sistema automático de respuesta y empresas empleado de la empresa, después de marcar la opción de atención personalizada, en todas sus llamadas son contestadas por personal de la un plazo no superior a 30 segundos. empresa, el primer aspecto tendrá una ponderación del 100%. MÍNIMO ESTÁNDAR OBLIGATORIO % AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 DESEMPEÑO DE LAS EMPRESAS 50% 65 70 75 80 85 RESPONSABILIDADES Distribuidor Comercializador Distribuidor y Comercializador Distribuidor o Comercializador
  • 11. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) MÍNIMO ESTÁNDAR INDICADOR REFERENCIA OBLIGATORIOCumplimiento de Citas a las que se acude a tiempo Mañana o tarde (4 horas). Si el usuario lo requiere, el citas con el CCU = x 100 comercializador debe establecer un rango de dos (2) 100% de las citas usuario Total de citas horas. CCU Una vez el suscriptor o usuario cumpla las condiciones 100% de las para la reconexión del servicio, el distribuidor deberá Tiempo de Reconexiones hechas a tiempo reconexiones para asegurar el restablecimiento del servicio en un término no reconexión TRx = x 100 usuarios urbanos y mayor de tres (3) días hábiles. Este término se cuenta TRx Total de reconexiones 85% para los desde la fecha y hora de pago del usuario hasta la fecha y usuarios rurales hora de la reconexión. RESPONSABILIDADES Distribuidor Comercializador Distribuidor y Comercializador Distribuidor o Comercializador
  • 12. CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) MÍNIMO ESTÁNDAR INDICADOR REFERENCIA OBLIGATORIO Los comercializadores tienen un Tiempo de revisión de Revisiones realizadas a tiempo plazo de 7 días para iniciar la acometidas TRA = x 100 100% de las solicitudes revisión de la acometida desde que TRA Total de solicitudes el usuario realiza la solicitud. Reclamos facturación RF Reclamos resueltos a favor de usuarios No definida. Se recogerá No definida. Se recogerá Porcentaje de reclamos RF = x 10,000 información. información.resueltos a favor del suscriptor Total de facturas expedidas por cada 10.000 facturas RESPONSABILIDADES Distribuidor Comercializador Distribuidor y Comercializador Distribuidor o Comercializador
  • 13. CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RESOLUCIÓN CREG 158 DE 2010 (En Consulta) MÍNIMO ESTÁNDAR INDICADOR REFERENCIA OBLIGATORIOTiempo de entrega del Solicitudes resueltas a tiempo 100% de las paz y salvo TPS = x 100 5 días hábiles Total de solicitudes solicitudes TPS RESPONSABILIDADES Distribuidor Comercializador Distribuidor y Comercializador Distribuidor o Comercializador
  • 14. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA ATENCIÓN AL USUARIO RES. CREG 158 DE 2010 (En Consulta) Indicadores de Calidad de Comienzo Registro y Comienzo Atención al Usuario Reporte Auditorias Ya se reporta Solicitud Factibilidad del Servicio oct-11 Res. CREG 072. 02 Solicitud Aprobación Conexión ene-11 oct-11 Puesta en Servicio de la conexión ene-11 oct-11 Aviso Previo Interrupciones ene-11 oct-11 Ya se reporta Atención PQR oct-11 Res. CREG 072. 02 Respuesta Atención Telefónica ene-11 oct-11 Solicitud Revisión Medidor ene-11 oct-11 Cumplimiento Citas ene-11 oct-11 Tiempo Reconexión ene-11 oct-11 Ya se reporta Reclamos facturación oct-11 Res. CREG 072. 02 Entrega Paz y Salvo ene-11 oct-11El Comercializador deberá incluir en las facturas del servicio los indicadores, los mínimosestándares obligatorios definidos por la CREG y los resultados de la empresa para cadaindicador.
  • 15. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA STR – SDL RES. CREG 024 DE 2005 – 016 DE 2007Una mala calidad del producto ocasiona: FORMA DE ONDA Daños y fallas de equipos Tiempos muertos en procesos productivos Frecuencia 59,8 Hz < 60Hz < 60,2Hz Voltaje -10% < Voltaje Nominal < +10% Distorsión Armónica SDL 5% - STR 2,5% Pst (Sag, Swell, Por Definir, de acuerdo con diagnóstico Flicker) presentado por OR. Circular CREG 061 de 2010
  • 16. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL NIVELES DE TENSIÓN N4 N3 N2 N1 STR SDL SDL SDL57,5≤N4<200 30≤N3<57,5 1≤N2<30 N1<1kV Usuarios: Residenciales, comercios y pequeñas industrias
  • 17. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía INDICADORES DE LA CALIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO - DES / FES NTI  Duración Equivalente de las Suspensiones, DES.DES t (i)  Es el tiempo de interrupción en horas. i 1  Frecuencia Equivalente de las Suspensiones, FES.FES NTI  Número total de interrupciones durante el trimestre. Std IEEE 1366 DE 2003 CREG 070 DE 2008
  • 18. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía INDICADORES DE LA CALIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO Los OR´s, para efectos estadísticos y de diagnóstico, realizarán un seguimiento de Calidad Media del Servicio Prestado por nivel de tensión, de acuerdo con las siguientes fórmulas: NT Ua(i) NT Ua(i) DESn *t (i) FESn i 1 Un(i ) i 1 Un(i )DESn: Tiempo promedio por Usuario, en horas, de las interrupciones del servicio en el nivel de tensión n, durante los últimos doce (12) meses.FESn: Frecuencia promedio por Usuario, de las interrupciones del servicio en el nivel de tensión n, durante los últimos doce (12) meses.NT: Número Total de Interrupciones que ocurrieron en el nivel de tensión n, durante los últimos doce (12) meses.Ua(i): Número Total de Usuarios afectados por la Interrupción i-ésima en el nivel de tensión n.Un(i): Número Total de Usuarios en el nivel de tensión n, en el momento de la Interrupción i-ésima.
  • 19. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaANTECEDENTES REGULATORIOS – CALIDAD DEL SERVICIO DES - FES NUEVO ESQUEMA Resoluciones CREG: Resoluciones CREG: 097 de 2008 – Remuneración -Calidad070 de 1998 – Reglamento de Dist. 113 de 2008025 de 1999 042 de 2009089 de 1999 098 de 2009043 de 2000 043 de 2010058 de 2000 067 de 2010074 de 2000 160 de 2010 – Reglamento Eventos y ENS (en096 de 2000 consulta)159 de 2001113 de 2003008 de 2004103 de 2004
  • 20. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía GRUPO GRUPO GRUPO GRUPO 1 2 3 4CABECERAS CABECERAS CABECERASMUNICIPALES MUNICIPALES MUNICIPALES POBLACIÓN POBLACIÓN ÁREA RURALPOBLACIÓN ≥ ≥ 50.000 < 100.000 < 100.000 50.000HABITANTES HABITANTES HABITANTES DES FES DES FES DES FES DES FES 11 26 19 44 29 51 39 58
  • 21. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaVCDc [DESc VMDESc] x CI x DPc DESc VCFc [ FESc VMFESc] x x CI x DPc FEScEL VALOR TOTAL A COMPENSAR CORRESPONDE AL MAYOR VALOR ENTRE VCDC Y VCFC.
  • 22. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía INSTRUMENTOS DE REGULACIÓN Publicación de la información de indicadores de calidad del mercado. Definir indicadores y estándares de calidad mínima y establecer mecanismos de penalizaciones a la empresa. Esquema de incentivos y compensaciones con base en el cumplimiento de ciertos estándares. Promoción de contratos de calidad especial. NUEVO ESQUEMA DE CALIDAD DEL SERVICIOEsquema de incentivos y compensaciones en la tarifa (Cargo – AOM) Promueve un Nivel Medio de Calidad del Sistema. No garantiza un nivel mínimo de calidad a todos los usuarios. Compensación a todos los usuarios del OR (ADD), así tengan buena calidad.Esquema de compensaciones al usuario peor servido Garantiza un nivel mínimo de Calidad Incentiva una mayor Convergencia hacia nivel medio de calidad, menor Varianza Compensación focalizada a los usuarios más afectados por la calidad
  • 23. CALIDAD DEL SERVICIO DEL STR Cuando ocasiona Energía No Suministrada o deja No Operativos otros Activos Cuando eventos dePor incumplimiento fuerza mayor de indicadores de implican Disponibilidad. indisponibilidades (grupo de activos) mayores a 6 meses. Calidad - STR Reducción del Ingreso Mensual del OR
  • 24. Grupos de Activos y metas anuales Bahía Alta La suma de las Bahía indisponibilidades La suma de las Linea1 de las dos bahías y indisponibilidades el transformador es de las dos bahías y Transformador Línea en valor de la indisponibilidad indisponibilidad del de la línea es el Grupo valor de “Transformador” indisponibilidad del Grupo “Línea” Bahía Bahía Baja Linea2 MÁXIMAS HORAS ANUALES GRUPOS DE ACTIVOS DE INDISPONIBILIDADCONEXIÓN AL STN 51 Ventana móvil de doceEQUIPOS DE COMPENSACIÓN 31 mesesLÍNEA NIVEL DE TENSIÓN 4 38MODULO DE BARRAJE 15 Resolución CREG 097 - 2008
  • 25. ITAD Índice Trimestral Indicadores en función de la Agrupado de Discontinuidad mayor o menor cantidad de ENS durante un trimestre específico. Se aplica un Esquema de Incentivos y compensaciones que hará aumentar o disminuir ENS Estos Índices se ES el Cargo por Uso delCantidad Promedio estiman por Nivel de Unidad de Energía correspondiente Nivel de de Energía No Tensión, NT1 y NT2-3 Suministrada Tensión. Suministrada agregado. IRAD Compensación directa a Índice de Referencia “Usuarios Peor Servidos” Agrupado de Discontinuidad Aumento o Disminución del AOM Reconocido.
  • 26. COMO FUNCIONA EL ESQUEMA? Zona de Incumplimiento ITAD: CARGO = Disminuye COMPENSACIÓN= No Aplica. ITADDentro de la Banda deindiferencia:CARGO = IgualCOMPENSACIÓN = Aplica Trimestre 1 Trimestre 2 Trimestre 3 Trimestre 4 Zona de Cumplimiento ITAD: CARGO = Aumenta COMPENSACIÓN = Aplica
  • 27. COMPENSACIÓN VÍA REDUCCIÓN DEL CARGO DE DISTRIBUCIÓN. Incentivo Calidad del servicioCargo distribución Cargo máximo AOM • Puede ser positivo: Nivel 1 Nivel 1 Aumentado el cargo. • Puede ser negativo (compensación) • Máximo el 10% del Dt. Dt1 = CD4 + CD2 + CDI1 + CDM1 + Dt 1-Pr 1-Pr (1-2) Cargo máximo Cargo Nivel 4 inversión Nivel 1 Cargos Nivel 2 incluye cargo N3
  • 28. Duración Int. Trim.. Trafo DTT ITT %Tiemposin servicio Índice Int. HorasTrim Trim. Trafo Energ. Prom/Usu/Hora NTT DTT EPU NU ENSNivel Trim. Int. Trafo No. Usuarios
  • 29. NTG NTT ENSdelGrupo NRG NRT Nivel Trim. Int. Grupo NTG ENS ITG %ENS NRG Vtrim ES IRG Índice Trim. Vtrim Int. Grupo Ventas Trimestre GrupoITAD Pr om ITG Pr om ITG2006 Pr om ITG2007 IRAD 2
  • 30. RESPONSABILIDADES DEL OR1. Informativo sobre la Calidad del Servicio de Distribución Eléctrica. Comercializador Publica en factura.2. Asignar y Entregar a Comercializadores códigos de vinculación de usuarios a circuitos, tramos de circuitos y transformadores.3. Mantener actualizada la vinculación de usuarios y transformadores para garantizar la aplicación adecuada del esquema de incentivos y compensaciones.4. Reportar la información de interrupciones al SUI y al LAC.5. Mantener la base de datos georreferenciada de su red. Informado a los comercializadores.6. Es responsabilidad del OR mantener por un término mínimo de dos años, para efectos de la aplicación de las auditorias de la información o para revisión y consulta de la SSPD si ésta así lo requiere, el soporte de cada una de las clasificaciones de eventos por exclusión o eliminación realizadas con respecto a sus reportes trimestrales al SUI y al LAC.
  • 31. RESPONSABILIDADES DEL COMERCIALIZADOR1. Reportar información veraz y oportuna en la base de datos comercial del SUI.2. Reportar al SUI la información comercial utilizando los códigos de transformadores y circuitos asignados por el OR.3. En la facturación mensual de los usuarios, calcular y aplicar los valores a compensar que se deriven de la aplicación de esquema de calidad del servicio.4. En cada factura que emita el Comercializador a sus usuarios deberá presentar la siguiente información: i. Código del transformador. ii. Grupo de calidad. iii. Duración total de las interrupciones presentadas durante el trimestre. iv. Valor a compensar cuando es un usuario “peor servido”. v. Nombre, Dirección, Teléfono del Operador de Red.
  • 32. REQUISITOS PARA INICIAR APLICACIÓN1. Que el OR cuente con un Sistema de Gestión de la Distribución.2. Que el OR cuente con un sistema de telemedición en elementos de corte y maniobra en la cabecera de al menos el 90% de los circuitos.3. Que el OR disponga de una conexión en producción o reporte al sistema de información del LAC los datos de Interrupciones registradas en el Sistema de Gestión de la Distribución.4. Que el OR cuente con un Sistema de Medición y Procedimientos de Registro y Reporte con Certificaciones de Gestión de Calidad.5. Que el OR cuente con un procedimiento certificado que garantice la actualización permanente de los cambios en la red y de la vinculación de usuarios a transformadores y circuitos.6. Que tenga resolución de Aprobación de Índices de referencia.
  • 33. AOM RECONOCIDOSi la Calidad media mejora de un año con respecto alanterior el AOM Reconocido se puede aumentar así: % AOM % AOM Reconocido Demostrado PAOMRn 1 PAOMDn 1 PAOMRn 2 El aumento esta acotado a un 0,7%. Tiene que mejorar en NT 1 y NT2 y3. PARA LOGRAR EL AUMENTO SE REQUIERE QUE EL AOM GASTADO SEA SUPERIOR AL RECONOCIDO
  • 34. AOM RECONOCIDO Si la Calidad media desmejora en algún nivel de tensión, de un año con respecto al anterior el AOM Reconocido se puede disminuir así: Mín( PAOMRn 1 , PAOMDn 1 ) Mín( PAOMR04 07 , PAOMG04 07 )PAOMRn Mín( PAOMDn 1 , ) 2 Si la Calidad media desmejora de un año a otro en cualquier NT, se puede disminuir el AOM hasta el 1%.
  • 35. AGENTES QUE INICIARON EL ESQUEMA2010 2011EPM CODENSACHEC Compañía de Electricidad de Tuluá Empresa de Energía del Pacífico Centrales Eléctricas de Nariño Empresas Municipales de Cali Empresa de Energía del Quindío Centrales Eléctricas de Norte de Santander Empresa de Energía del Tolima ELECTRICARIBE Empresa de Energía de Cundinamarca Empresa de Energía de Pereira
  • 36. Si ITT (% de tiempo sinservicio) de un trafo del IRG2 grupo 2 es superior al IGRP2, los usuarios se consideran “Peor Servidos” IRGP2 Prom IRG2 (IRG) IRAD Prom Banda de (IRG) Indiferencia para ubicar el IRG1 ITAD IRGP1 IRG1 Trim 1 Trim 1 2006 2007
  • 37. CÁLCULO DEL INCENTIVO Dt n, p IRAD n, p ITADn, pm 4 * CRO m 1 Índice del Peor Servido, COMPENSACIÓN DEL PEOR SERVIDO relación entre el nivel de discontinuidad de cada Usuario respecto al de todo Costo de Diferencia entre el Consumo promedio el OR. Racionamiento índice del mensual del usuario ITTn,t ,q , p primer escalón transformador y la durante el trimestre IPS 620 $/kWh referencia ITADn, p VCn,t ,m IPS * CRO m 1 * ( ITTn,t ,q , p IRGPn,q ) * CM p 0.011VC IPS 11.4 X 620$/kWh X 0.0111- 0.00055 0.01055 X 1000 kWh 0.0009 El Valor a Compensar al usuario es: $74.435
  • 38. AJUSTES EN LOS FORMATOS DEL SUI - SSPD Fuentes de Información Productos Ajuste Formatos comerciales, Calidad. Acompañamiento a OR s SUI Cálculo (SSPD) Comercializadores Compensación Índices de Calidad (Auditoría) Información OR’sReporte diario/mensualReporte trimestral
  • 39. REPORTE DE LA INFORMACIÓN COMERCIAL Y DE CALIDAD DEL SERVICIO Recepción y corrección de inconformidades por parte de los comercializadores Día 19 Último día Día 16 Día 22 del mes Mes
  • 40. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaMilton Fabián Morales García Cali –Colombia Carrera 81 #13B-69 C-1 Cel. 300-739-2310miltonfmorales@yahoo.com
  • 41. ÍNDICES DE REFERENCIA – RES. CREG 028 DE 2011 TRIMESTRE IRAD TRIMESTRE IRAD 1 0.0116342 1 0.0048033 2 0.0155388 NIVEL 1 NIVEL 2 Y3 2 0.0067884 3 0.0066845 3 0.0031128 4 0.0085031 4 0.0032982 AÑO TRIMESTRE IRADK AÑO TRIMESTRE IRADK 2006 1 0.0131461 2006 1 0.0058599 2007 1 0.0101223 2007 1 0.0037467 2006 2 0.0116899 NIVEL 2006 2 0.0038653 2007 2 0.0193878 NIVEL 1 2007 2 0.0097115 2006 3 0.0065574 2 Y3 2006 3 0.0027917 2007 3 0.0068116 2007 3 0.0034339 2006 4 0.0105935 2006 4 0.0037494 2007 4 0.0064128 2007 4 0.0028471GRUPO TRIMESTRE IRGP GRUPO TRIMESTRE IRGP 1 1 0.0066166 1 1 0.0055576 2 1 0.0116342 2 1 0.0048033 3 1 0.0080907 3 1 0.0046956 4 1 0.0201953 4 1 0.0041568 1 2 0.0085730 1 2 0.0112812 2 2 0.0155388 2 2 0.0067884 3 2 0.0116982 NIVEL 3 2 0.0043926 4 2 0.0263454 NIVEL 1 4 2 0.0046915 1 3 0.0024283 2 Y3 1 3 0.0024292 2 3 0.0066845 2 3 0.0031128 3 3 0.0052413 3 3 0.0037786 4 3 0.0123838 4 3 0.0031307 1 4 0.0031233 1 4 0.0035074 2 4 0.0085031 2 4 0.0032982 3 4 0.0061776 3 4 0.0024983 4 4 0.0162086 4 4 0.0038891
  • 42. REPORTE DE LA INFORMACIÓN COMERCIAL Y DE CALIDAD DEL SERVICIO NIU Código de Conexión Tipo de Conexión Nivel de tensión FORMATO 1FORMATO 2 - FORMATO 3 – NO FORMATO 4 – FORMATO 5 -RESIDENCIAL RESIDENCIAL ALIMENTADORES TRANSFORMADORES NIU Código de conexión Consumo Grupo de calidad Refact Consumo Campos de interrupciones Id factura (duración) Días Facturados
  • 43. REPORTE DE LA INFORMACIÓN COMERCIAL Y DE CALIDAD DEL SERVICIO FORMATO 6 (FACTURACIÓN DE LOS OPERADORES A LOS COMERCIALIZADORES)  NIU o Frontera: texto, obligatorio, longitud 40.  Id Comercializador: número, obligatorio, min=0, Nivel de Tensión Prim. máx= 99999. Código de Conexión ID Comercializador Cargo de Inversión  Nivel de Tensión: lista, obligatorio, 0, 1, 2, 3 ,4 Tipo de Conexión Conexión de Red Nivel de Tensión  Nivel de Tensión Primaria: lista, obligatorio, 0, 2,NIU o Frontera 3. Consumo  Cargo de Inversión: lista, obligatorio, 0, 50, 100.  Tipo de Conexión: lista, obligatorio, T , P.  Código de Conexión: texto, obligatorio, longitud 1 2 3 4 5 6 7 8 9 50  Conexión Red: lista, obligatorio, A, S.  Consumo(KWh): número, obligatorio, 8 enteros.
  • 44. REPORTE DE LA INFORMACIÓN COMERCIAL Y DE CALIDAD DEL SERVICIO FORMATOS DE INFORMACION DE CALIDAD FORMATO 7 GRUPO DE CALIDAD 1 GRUPO DE CALIDAD 2 GRUPO DE CALIDAD 3 GRUPO DE CALIDAD 4 VARIABLE NIVEL 1 NIVEL 2 Y 3 NIVEL 1 NIVEL 2 Y 3 NIVEL 1 NIVEL 2 Y 3 NIVEL 1 NIVEL 2 Y 3 NTG VT EPU NTG: Nivel de discontinuidad medido en kWh , para cada Nivel de Tensión , Para cada Trimestre. Nn,qNTG n,q, p NTTn,t ,q, p NTTn,t , q , p DTTn,t , q , p EPU n, q , p NU n,t , q , p t 1 VT: Ventas totales en kWH asociadas al grupo de calidad y al Nivel de tensión. VTn,, q , p EPDn, q , p 90
  • 45. REPORTE DE LA INFORMACIÓN COMERCIAL Y DE CALIDAD DEL SERVICIOEPU: Energía Promedio en kWh por grupo de calidad, nivel de tensión, para el trimestre,según la información reportada al SUI. 1 1 EPU n,,q, p EPDn,q, p Nniu n,q, p 24 Nniun , q , p Nfact p , u 1 EFp, f ,u EPDn,,q, p u 1 Nfact p,u f 1 Ndias p, f ,u
  • 46. REPORTE DE LA INFORMACIÓN COMERCIAL Y DE CALIDAD DEL SERVICIO FORMATO 8Código Alimentador / Transformador  Código Alimentador/Transformador  DTT : 5 enteros 8 decimales  ITT : 5 enteros 8 decimales  NU : 5 enteros 8 decimales  IPS : 5 enteros 8 decimales DTT NU IPS ITT 1 2 3 4 5
  • 47. REPORTE DE LA INFORMACIÓN COMERCIAL Y DE CALIDAD DEL SERVICIO FORMATO 9 VARIABLE NIVEL 1 NIVEL 2 Y 3 ITAD: Valor del Índice Trimestral agrupadoITAD de Discontinuidad (8 decimales) FORMATO 10 NIVEL DE NIVEL DE NIVEL DE ∆Dt: Valor del Incentivo por variaciónVARIABLE TENSIÓN 1 TENSIÓN 2 TENSIÓN 3 Trimestral de calidad según la información ∆Dt reportada en el SUI (8 decimales)
  • 48. REPORTE DE LA INFORMACIÓN COMERCIAL Y DE CALIDAD DEL SERVICIO FORMATO 22 Código Circuito o Transformador afectado  Subestación  Clasificación ( T, P )  Código Circuito a Transformador Afectado  Fecha Inicio  Fecha Finalización Descripción del trabajo  Descripción del Trabajo Fecha Finalización ClasificaciónSubestación Fecha Inicio 1 2 3 4 5 6