CREG - Concepto 922 de 2007

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Abrir CONCEPTO 922 DE 2007

(marzo 15) <Fuente: Archivo interno CREG>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS – CREG

Bogotá, D. C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Bogotá, D. C., Asunto: Su comunicación recibida marzo 6 de 2007 vía web Radicado CREG E-2007-001935

Respetado XXXXX: Hemos recibido la comunicación del asunto, en donde plantea una inquietud que tiene que ver con la normatividad relacionada con la calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica: Referencia: solicitud de información acerca de establecimientos de límites máximos admisibles de los

indicadores FES y DES para los operadores de sistemas de distribución. En la actualidad nos encontramos adelantando nuestro trabajo de grado titulado: aplicación de la metodología DEA para el establecimiento de índices de eficiencia para empresas de distribución DE ENERGÍA, BAJO LA DIRECCIÓN DEL INGENIERO XXXXX, orientado a analizar la eficiencia relativa de los operadores de redes de distribución en cuanto a sus indicadores de calidad de servicio. Por tal motivo nos dirigimos a usted con el fin de solicitarle se sirva autorizarnos el acceso a una copia de los documentos internos de discusión que dieron como resultado el establecimiento de los actuales límites máximos admisibles de los indicadores FES y DES. Esperamos nos pueda colaborar facilitándonos esta información, debido a que es indispensable para continuar adelantando nuestro trabajo de grado. Las conclusiones de este estudio estarán disponibles para la CREG. De antemano, muchas gracias por su atención e importante gestión a la presente. Sin otro particular, XXXXX – estudiante ingeniería eléctrica. XXXXX – estudiante ingeniería eléctrica XXXXX – profesor y director de tesis Universidad Nacional de Colombia En respuesta a su requerimiento, anexamos a esta comunicación el documento CREG – 123 de noviembre 30 de 2006 “Calidad del Servicio en sistemas de Transmisión Regional – STR's y/o Distribución Local SDL's”, el cual es el documento soporte de la resolución CREG 096 de 2000 “Por la cual se dictan normas relacionadas con el periodo de Transición de que trata el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, y se complementan algunas disposiciones de esas resoluciones”.

En los anteriores términos esperamos haber absuelto las inquietudes presentadas. Los conceptos aquí emitidos tienen el alcance previsto en el artículo 25 del Código Contencioso Administrativo. Espero que esta información sea de su utilidad y estamos atentos a resolver cualquier inquietud adicional. Cordialmente,

CAMILO QUINTERO MONTAÑO

Director Ejecutivo CREG

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CALIDAD SEL SERVICIO EN SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL – STR's Y/O DISTRIBUCIÓN

LOCAL – SDL's

DOCUMENTO CREG -123

NOVIEMBRE 30 DE 2000

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CALIDAD DEL SERVICIO EN SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL – STR's Y/O DISTRIBUCIÓN

LOCAL – SDL's

1. INTRODUCCIÓN El presente documento contiene el desarrollo conceptual y la propuesta de Resolución respectiva, relacionados con disposiciones de calidad del servicio que aplicarían durante el Periodo de Transición en la materia.

El documento está organizado así: Antecedentes, donde se presentan las disposiciones vigentes y que dan lugar al Proyecto de Resolución que se propone; Aspectos a Considerar en la Resolución de Calidad, donde se expone el análisis conceptual realizado por la CREG, el cual considera las observaciones y comentarios recibidos por los Agentes y Terceros Interesados; y finalmente la recomendación que se somete a consideración de los miembros de la Comisión. Adicionalmente, teniendo en cuenta que previamente se presentó a los Operadores de Red y Terceros Interesados un proyecto de Resolución para observaciones y comentarios, se anexa al presente documento la siguiente información:

• Propuesta presentada a los OR's y Terceros Interesados (Anexo 1) - Análisis detallado de las Observaciones y/o comentarios relevantes presentados por los OR's y terceros interesados (Anexo 2).

2. ANTECEDENTES La Ley 142 de 1994 le asignó a la CREG fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse las empresas de servicios públicos en la prestación del servicio de energía eléctrica. De la misma manera la Ley 143 de 1994, le asignó a la Comisión definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía eléctrica.

La CREG en cumplimiento de sus atribuciones legales emitió y adoptó, en junio de 1998, el Reglamento de (1) Distribución. En este reglamento se regulan los Sistemas de Transmisión Regional – STRy/o Distribución Local – SDLde Energía Eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, y contiene, además, las normas sobre la calidad en la prestación del Servicio de Distribución de Electricidad. La mencionada Resolución ha sido modificada a través de las Resoluciones CREG 025 y 089 de 1999. Las empresas de servicios públicos encargadas de la calidad, planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo, o parte, de un STR y/o SDL, se definen como Operadores de Red (OR's). Respecto a la calidad, se diferencia la Calidad de la Potencia Suministrada de la Calidad del Servicio Prestado. La Calidad de la Potencia se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las variables de

tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente, mientras que la Calidad del Servicio Prestado se refiere a la confiabilidad del servicio. La CREG, en el Reglamento de Distribución, fijó los estándares que miden la calidad de la potencia suministrada por los OR's y que corresponden a: - Frecuencia y Tensión - Contenido de Armónicos de las Ondas de Tensión y Corriente - “Flicker” - Factor de Potencia - Transitorios Electromagnéticos y Fluctuaciones de Tensión Respecto a la Calidad del Servicio de Distribución Prestado (Confiabilidad) y con el fin de dar garantías mínimas a los Usuarios de la electricidad, el Reglamento de Distribución definió: - Los criterios de calidad del servicio de energía eléctrica, - Los indicadores que miden la calidad, y - Las responsabilidades y compensaciones por la calidad del servicio prestado. Se establecieron entonces, dos indicadores fundamentales para medir la calidad del servicio de energía eléctrica prestado a los Usuarios: - Uno que mide el tiempo total durante el cual el servicio es interrumpido, llamado indicador DES. - Otro que mide el número de interrupciones del servicio, correspondiente al indicador FES. Las disposiciones regulatorias vigentes en materia de calidad de los STR y/o SDL, diferencian dos periodos en la aflicción de tales disposiciones a saber: - Periodo de transición: comprendido entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002. - Periodo definitivo: a partir del 1 de enero de 2003. Durante el periodo de Transición los cálculos de los indicadores se realizarán a nivel de Circuito, mientras que en

el periodo definitivo, a partir del 1 de enero del año 2003, los indicadores se calcularán a nivel del Usuario Individual. Esta separación se relaciona con la vigencia del actual periodo tarifario para la remuneración de la actividad de Transmisión Regional y/o Distribución Local. La metodología actual para la determinación de los Cargos por Uso de los STR's y/o SDL's y los cargos correspondientes aprobados por la CREG, rigen hasta el 31 de diciembre de 2002, razón por la cual, las disposiciones del Periodo de Transición en materia de calidad del servicio prestado van hasta esa fecha. De esa forma, las disposiciones de calidad que entren a regir a partir del 1 de enero del 2003 estarán integradas a las disposiciones que simultáneamente se establezcan para la remuneración de la actividad de transporte en los STR's y/o SDL's en la vigencia 2003-2007. El Reglamento de Distribución dispuso que el registro de la duración y número de interrupciones que se presentarán a nivel de Circuito debería realizarse a partir del 1 de enero de 1999, para de esta manera, iniciar las compensaciones a los Usuarios por mala calidad el servicio el 1 de enero de 2000 – inicio del año 1 del Periodo de Transición-, debido a que para el primer año de la transición los indicadores reflejarían la calidad con que se prestó el servicio durante el año inmediatamente anterior. Las compensaciones a los Usuarios se dan cuando los indicadores de calidad del servicio exceden los Valores Máximos Admisibles (VMA) de los mismos, fijados por la CREG. El Reglamento de Distribución desde 1998 estableció, provisionalmente, como metas para el año 3 del Periodo de Transición (2002) una duración máxima

equivalente de las interrupciones (DES) de 12 horas – año y una frecuencia máxima equivalente de las interrupciones (FES) de 18 Veces – año. Las metas para el año 1 del Periodo de Transición (2000), tal como estaba previsto desde junio de 1998, fueron fijadas por la Comisión en junio de 1999 mediante Resolución 025 del mismo año. Complementariamente a la fijación de las metas para el año 1 del Periodo de Transición, considerando además los resultados de los estudios que se habían realizado en materia de calidad del servicio y las observaciones presentadas sobre el mismo asunto por parte de los Operadores de Red (quienes son responsables por la calidad con que se presta el servicio de electricidad a los Usuarios conectados a los STR's y/o SDL's), la Comisión, mediante Resoluciones CREG 025 y 089 de 1999, realizó ciertas precisiones y ajustes al texto original de Reglamento de Distribución, entre otros, en los siguientes aspectos: a) Fijación de valores Máximos Admisibles de los indicadores DES y FES para el año 1 del Periodo de Transición, por grupos, los cuales clasifican los Circuitos de un STR y/o SDL dependiendo del número de habitantes de la zona urbana que atienden y para Circuitos en zonas rurales. De esta manera se trata de reflejar en los indicadores las incidencias de la topología de la red sobre la calidad del servicio. b) Se flexibilizó la definición de Circuito y se aclararon los requerimientos en cuanto a instalación de equipos de medida para el registro de la calidad del servicio a nivel de Circuito, y complementariamente, se redujo la definición de los circuitos a dos categorías: Alimentadores Primarios, donde sería obligatorio el registro de los

indicadores mediante equipo de medida, y Transformadores de Distribución, donde se permite el registro de los (2) indicadores a partir de los reportes de novedades de los mismos. c) Aplicación de indicadores por defecto para duración y frecuencias de las interrupciones (DES y FES) en aquellos casos en que los OR's no realicen las mediciones de la calidad del servicio requeridas y/o no realicen los reportes correspondientes de conformidad con el Reglamento de Distribución. d) Se flexibilizó el plazo para que los OR realizaran el vínculo Usuario – Circuito, información que es indispensable para realizar las compensaciones a aquellos Usuarios que han recibido una calidad inferior a aquella que tenían derecho de conformidad con las metas definidas por el Reglamento de Distribución. Complementariamente, se definieron las obligaciones del OR en cuanto al manejo de las compensaciones mientras se efectúa el vínculo citado. e) Se excluyeron del cálculo de los indicadores DES y FES los siguientes tipos de interrupción: - Interrupciones debidas a las disponibilidades permitidas de los Activos de Conexión al STN. (3) - Interrupciones con duración igual o inferior a tres minutos. - Eventos programados de activos pertenecientes al nivel de tensión 4, debidas a trabajos de expansión. Además se hizo explícita la exclusión de las disponibilidades originadas en eventos de fuerza mayor declaradas por el OR, asumiendo éste la responsabilidad por dicha declaración. f) Se revisó el costo de racionamiento que se utiliza para el cálculo de las compensaciones a los Usuarios que han recibido una calidad inferior a la contemplada por las metas de los indicadores de calidad del servicio, aplicable

durante el periodo de Transición. SE tomó un valor inferior al inicialmente fijado. g) Se precisaron las responsabilidades por la calidad del servicio, aplicables durante el primer año del periodo de Transición, en aquellos casos en los cuales se encuentran conectados en serie los sistemas de dos o más OR's. h) Para los años 2 y 3 del periodo de Transición (2001 y 2002) se estableció que los indicadores de calidad del servicio evaluarán la calidad sobre un periodo trimestral. i) Se incorporaron disposiciones para por medio de encuestas identificar el grado de satisfacción de los Usuarios con el servicio prestado por los Operadores de Red. De otra parte, considerando que a principios del año 2000 se finalizaría el estudio denominado “Asesoría para el Desarrollo Regulatorio de la Calidad del Servicio para el Sector Eléctrico Colombiano”,(3) y dada la necesidad de analizar información actualizada de calidad el servicio correspondiente a los primeros años de aplicación del Reglamento de Distribución, la Resolución CREG 089 de 1999 dispuso que con anterioridad al 31 de julio de 2000 (plazo que se amplió al 31 de diciembre de 2000) la Comisión se pronunciaría en relación con:

1. Valores máximos Admisibles aplicables durante el año 2 del Periodo de Transición (2001) y validación de la meta establecida por la Resolución CREG 070 de 1998 para el año 3 del Periodo de transición.

2. Fórmulas de compensación aplicables durante los años 2 y 3 del Periodo de Transición.

3. Asignación de responsabilidades en el caso de dos o más Operadores de Red conectados en serie.

4. Mecanismos que garanticen el cumplimiento de las disposiciones de calidad y que le permitan a los Usuarios

(4) verificar la aplicación de las mismas.

5. Precisión en la adopción de guías de la IEEE para la definición de los estándares de calidad de la potencia suministrada: Armónicos, Flicker y Transitorios Electromagnéticos Rápidos y Fluctuaciones de Tensión.

Actualmente el reglamento hace referencia a estas guías como “Normas”, definición que es necesario precisar pues no se constituyen en tales.

6. Tratamiento de los activos de conexión al STN, para efectos de la determinación de los indicadores de calidad del servicio.

Considerando, que se ha finalizado el estudio “Asesoría para el Desarrollo Regulatorio de la Calidad del Servicio para el Sector Eléctrico Colombiano”, adelantado por la firma CHRISTENSEN ASSOCIATES en conjunto con las firmas CONSULTORES UNIDOS y ECONOMETRÍA, y que se cuenta con cierta información de la calidad del servicio prestado por los OR's para el año 1999, el presente documento expone los resultados y conclusiones que se han obtenido en el estudio del tema de calidad en distribución, los comentarios recibidos por los OR's y (5) terceros interesados, los análisis realizados a dichos comentarios y finalmente propone a la CREG la Resolución que se expediría.

2. ASPECTOS A CONSIDERAR EN LA RESOLUCIÓN DE CALIDAD EN LOS STR Y/O SDL En este capítulo se presentan los temas a desarrollar en la Resolución de Calidad que se propone. En cada uno de los temas, se presenta la motivación conceptual, los análisis realizados y las conclusiones finales, considerando las observaciones hechas por los OR's y Terceros Interesados. Consideramos pertinente recordar que los análisis

detallados de los comentarios y observaciones de los agentes se presentan en el anexo 2. 3.1 Responsabilidades para Operadores de Red conectados en serie Dada la topología de las redes de transmisión regional y/o de distribución local en el Sistema Interconectado Nacional y los sistemas existentes de los Operadores de Red (OR), se dan situaciones en las cuales algunos sistemas de OR's no acceden directamente al Sistema de Transmisión Nacional (STN), sino que se conectan o “son Usuarios” del sistema de otro Operador de Red. Los cargos por uso que deben pagar los Usuarios finales del servicio conectados a un STR y/o SDL remuneran todos los activos existentes desde un punto de conexión al STN hasta el punto de conexión del Usuario, independientemente del número de OR'S involucrados. A pesar de lo anterior, considerando que cada Operador de Red es responsable por la calidad del servicio que perciben los Usuarios conectados a su sistema, en aquellos casos en los cuales el Operador de Red está conectado al sistema de otro OR, se hace necesario identificar claramente las responsabilidades de cada uno de ellos en las interrupciones totales que perciben los Usuarios de dichos sistemas. Teniendo en cuenta los análisis realizados por la Comisión, las observaciones y propuestas de los agentes en este aspecto, se llega a la conclusión que la responsabilidad de cada uno de los agentes debe ser proporcional a la participación de las interrupciones de sus sistemas, en los indicadores del Operador conectado “aguas abajo”. Vale la pena mencionar, que este es el mecanismo vigente para el año 1 del Periodo de Transición. 3.2 Valores máximos admisibles de DES y FES para los años 2 y 3 del Periodo de Transición. Las metas o Valores Máximos Admisibles para los indicadores de Duración y Frecuencia de las interrupciones

(Desc y FESc) al finalizar el Periodo de Transición deben corresponder con los niveles de calidad que están implícitos en la remuneración actual del servicio de distribución. Para determinar estos niveles exigibles de calidad se analizaron las medidas que los Operadores de Red pueden llevar a cabo para mejorar la calidad, verificando cuáles de ellas están siendo remuneradas con los cargos actuales. Las medidas que pueden adelantar los Operadores de Red para mejorar la calidad del servicio prestado a los Usuarios conectados a sus sistemas, se pueden clasificar en dos grupos:(6) las que requieren inversiones adicionales, no consideradas actualmente en los cargos por uso y las relacionadas con la operación adecuada de los activos existentes, que no implican inversiones adicionales (o requieren inversiones mínimas adicionales) a las que actualmente están involucradas en los cargos por uso que perciben los Operadores. a) Las primeras se refieren a acciones como: - Construcción de extensiones de líneas para suplencia de alimentación primaria de los alimentadores. - Implementación de reconectadotes y sistemas de coordinación sofisticados. - Telemedición, telemando y automatización local o remota, en la misma subestación o desde un centro de control. - Remodelación de líneas y Circuitos primarios o secundarios, diferentes a las estrictamente necesarias para la operación y expansión normal del sistema. b) Las acciones que no implican inversiones o requieren inversiones mínimas, adicionales a las remuneradas en los cargos por uso, son: - Puesta en operación del relé de recierre en las celdas primarias y de los fusibles de las ramas principales de los alimentadores. - Implementación de seccionadores en los tramos del tronco del Circuito.

• Localización de fallas con localizadores visuales en las ramas de los alimentadores. - Aprovechamiento de la capacidad excedente y de la cargabilidad e los transformadores cuando es del caso. - Utilización económica de subestaciones móviles en zonas rurales. - Mantenimiento en caliente de los alimentadores de media tensión. - Reposición o renovación del equipo obsoleto.

Por lo tanto, para lograr identificar los niveles de calidad que están implícitos en la remuneración que actualmente perciben los OR, se debería partir de las medidas expuestas en el literal b) anterior y de la mejor información de Circuitos y de calidad del servicio disponible. Sin embargo, tal como se expone más adelante, considerando los comentarios presentados por las empresas, se recomienda que para lo que resta del periodo de transición se considere solamente la primera medida del literal b). A continuación se describe la información de calidad utilizada en los análisis realizados por la CREG, al igual que los estudios realizados y las conclusiones obtenidas dentro del cálculo de las metas de calidad para los años 2 y 3 del Periodo de Transición. 3.2.1 Información disponible Los datos sobre la calidad del servicio prestado se recopilaron a través de la información reportada por los Operadores de Red a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. (7) Las empresas de las que se cuenta con información adecuada de Calidad del Servicio, para el año 1999, son:

1. Central Hidroeléctrica de Caldas

2. Centrales Eléctricas de Nariño.

3. Centrales Eléctricas del Norte de Santander

4. Codensa

5. Compañía de Electricidad de Tulúa

6. Electrificadota de la Costa

7. Electrificadota de Santander

8. Electrificadota del Caquetá

9. Electrificadota del Caribe

10. Electrificadota del Huila

11. Empresa Antioqueña de Energía

12. Empresa de Energía de Arauca

13. Empresa de Energía de Boyacá

14. Empresa de Energía de Cundinamarca

15. Empresa de Energía del Pacífico

16. Empresa de Energía del Putumayo

17. Empresa de Energía del Quindío

18. Empresa de Energía del Valle de Sibundoy

19. Empresas Municipales de Cali

20. Empresas Públicas de Medellín En total se recopiló información de 2548 alimentadores, de los cuales 2321 pertenecen al nivel de tensión II. La distribución de los alimentadores por empresa y nivel de tensión se presenta en la siguiente tabla: Empresa Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 Total Antioquia 294 4 0 298

Arauca 18 0 0 18 Bogotá 423 7 7 437 Boyacá 118 43 13 174 Caldas 187 18 4 209 Cali 116 22 2 140 Caquetá 25 2 0 27 Caribe 217 5 0 222 Costa 139 16 3 158 Cundinamarca 5 24 3 32 Epsa 82 1 0 83 Huila 102 13 0 115 Medellín 338 28 4 370 Nariño 54 1 0 55 Norte de Santander 52 6 0 58 Putumayo 1 0 0 1 Quindío 31 0 0 31

Santander 102 0 0 102 Sibundoy 3 1 0 4 Tulúa 14 0 0 14 Total 2321 191 36 2548 La Gráfica siguiente ilustra los promedios simples por empresas para los indicadores Desc y FESc del nivel de tensión II. Los Or's localizados, en la gráfica, cerca al origen tienen un mejor nivel de calidad y a medida que se alejan se alcanzan menores niveles de calidad del servicio prestado. La siguiente tabla contiene algunas estadísticas interesantes por empresa, como son: total de alimentadores en la muestra, promedio DES en el alimentador primario, promedio FES en el alimentador primario, cantidad promedio de Usuarios, longitud promedio (km) y densidad promedio (Usuarios/km). Empresa Número de Promedio Promedio Longitud Usuarios Densidad Alimentadores DES FES Promedio Promedio Promedio Antioquia 294 48.94 50 44.94 1574 182.42 Arauca 18 37.30 105 88.53 1797 72.54 Bogotá 423 21.59 28 9.84 1654 188.46 Boyacá 118 28.62 33 26.64 2878 106.23 Caldas 187 40.14 53 39.43 1682 139.70 Cali 116 8.54 19 17.18 3654 290.39 Caquetá 25 49.13 68 49.80 1577 75.64 Caribe 217 82.65 75 24.05 3093 272.03 Costa 139 85.68 91 49.77 3317 205.59 Cundinamarca 5 175.61 71 9.10 9273 1024.83

Epsa 82 1278 30 39.10 1552 97.70 Huila 102 34.23 61 28.25 1738 192.66 Medellín 338 2.47 4 13.88 2595 298.49 Nariño 54 98.32 59 46.83 3569 159.34 Norte de Santander 52 33.00 82 16.50 1938 117.45 Putumayo 1 100.68 82 16.50 1938 117.45 Quindío 31 42.36 101 30.91 2923 349.84 Santander 102 34.32 42 42.82 2046 206.12 Sibundoy 3 148.28 44 61.95 1856 33.69 Tulúa 14 15.56 16 7.17 2488 888.86 Para un total de 2321 alimentadores, lo cual corresponde al 58% (aproximadamente) del total de alimentadores del país. 3.2.2. Análisis de la información La calidad del servicio en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Sistemas de Distribución Local está estrechamente relacionada con la topología de las redes eléctricas. Como reconocimiento de lo anterior, actualmente los circuitos se clasifican en cuatro grupos que tratan de reflejan dichas diferencias. Ahora bien, con el fin de realizar un análisis exhaustivo de la calidad del servicio, a partir de la información disponible actualmente, se procedió a plantear diferentes modelos que permitieran relacionar la calidad del servicio con la confiabilidad que pueden ofrecer los Circuitos, a partir de las características de éstos, como son: longitud, densidad, capacidad, cargabilidad y remuneración actual. Por esto, se realizaron los siguientes análisis estadísticos:

• Análisis de Correlación - Análisis de Regresión - Análisis de Varianza - Análisis de Conglomerados A continuación se describen las variables consideradas en cada uno de estos análisis y las conclusiones obtenidas en cada caso. 3.2.2.1 Análisis de Correlación Se llevó a cabo entre los Indicadores de Calidad DES y FES reales de los circuitos de la muestra y las variables: - Longitud - Número de usuarios conectados al Circuito Densidad (Usuarios/km) - Potencia Promedio (Potencia/Usuarios) - Voltaje (kv) - Cargos por Uso: Vigentes. Sin acotamiento, Magnitud del Acotamiento de los Cargos y una variable categórica según acotamiento y no acotamiento.

De este análisis se concluyó que la calidad se encuentra relacionada con la longitud, densidad y Potencia Promedio del Alimentador. Sin embargo, la variable Usuarios no se encuentra correlacionada con la calidad lo que permite concluir que la correlación de la calidad con la densidad se debe a la longitud básicamente. Adicionalmente, otra conclusión, tal vez la más importante, es que no se encontró correlación alguna entre la calidad y las variables remuneración actual y magnitud del acotamiento de los cargos por uso. 3.2.2.2 Análisis de Regresión Se buscó un modelo el cual explicara la Calidad del Servicio Real, en función de las siguientes variables. - Longitud - Número de Usuarios conectados al Circuito. - Densidad (Usuarios /km) - Potencia promedio (Potencia/Usuarios) - Voltaje (kV) - Cargos por Uso: Vigentes, sin acotamiento, magnitud del acotamiento de los cargos y una variable categórica

según acotamiento y no acotamiento. En el caso del indicador DES, se ajustó un modelo estadísticamente significativo, según el cual, este indicador es explicado por las variables: Longitud, Potencia, Promedio, Voltaje y Magnitud del Acotamiento de los Cargos por Uso. Análogamente, los resultados obtenidos para el indicador FES demuestran que este indicador es explicado por las variables Longitud, Potencia Promedio, Voltaje, Usuarios, Densidad y Magnitud del Acotamiento de los Cargos por Uso. Como se observa, es común la incidencia del Acotamiento de los Cargos por Uso en el comportamiento real de los indicadores de calidad, sin embargo, la incidencia es negativa, esto es, entre mayor haya sido el acotamiento de los cargos para una empresa los estándares de calidad tienden a ser cada vez mejores. Esto permite concluir que las deficiencias actuales de la calidad se deben fundamentalmente a la gestión de las empresas. 3.2.2.3 Análisis de Conglomerados Se procedió a clasificar los circuitos de tal forma que se obtuvieran grupos que por sus características similares permitieran determinar la calidad asociada a ellos. Para esto, se realizó un análisis de Cluster (conglomerados), con el fin de encontrar un criterio objetivo que permitiera realizar la división entre Circuitos por diferentes variables. Se eligió el método de Ward para escoger (8) los clusters con el criterio de mínima varianza . De lo anterior, se logró determinar grupos con diferencias estadísticamente significativas únicamente para las variables Longitud y Densidad. Sin embargo teniendo en cuenta que previamente se demostró que en la realidad la Longitud es la variable que incide en la calidad (razón por la cual se relacionan calidad y densidad), se define

como único criterio de agrupación la Longitud de los Circuitos. Se determinaron entonces dos grupos de circuitos, según la longitud de los mismos, teniendo como punto de corte una Longitud del Circuito de 37 km. De esta manera se podrían clasificar los alimentadores según sus indicadores de calidad Reales en Circuitos Cortos (aquellos con longitud menor o igual a 37 km) y en circuitos largos (aquellos con longitud mayor a 37 km). 3.2.2.4 Análisis de Varianza Teniendo en cuenta las conclusiones expuestas previamente, se realizó un análisis de varianza entre los indicadores de Calidad DESc y FESc, y las variables longitud y la existencia o no de Relé de Recierre en cada alimentador. Este análisis permite determinar si existe diferenciación de la calidad real para grupos de circuitos, agrupados según longitud (cortos-largos) y según la existencia o no de relé de recierre. Se encontró que efectivamente existen diferencias en la calidad del servicio, estadísticamente significativas, entre los grupos de longitud planteados, y que la utilización de Relé de Recierre afecta únicamente al Indicador FES (mejorándolo). 3.2.3 Determinación de Metas de los Indicadores de Calidad De conformidad con las recomendaciones del Estudio de Calidad, la calidad implícita en la Remuneración actual de los Sistemas debería determinarse a partir de la aplicación de la metodología de Billington y Allan. Esta metodología permite analizar las mejoras en los indicadores de calidad del servicio que se logran mediante la implementación de medidas de orden técnico en los sistemas de distribución, como son la puesta en operación de: Relés de recierre, fusibles en las ramas y seccionadores en el tronco. Para una descripción detallada de la

metodología, ver Anexo F, numeral 6, del Estudio de CHRISTENSSEN. Sin embargo, presenta va