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1. ¿Cuál es el número de Peticiones, Quejas y Recla mos que han interpuesto los usuarios entre 2010 - 2012 a la Empresa? Indica r por Municipios y Departamentos, y el medio en que se recibió. ¿Cuál es son las causales mas frecuentes que motivan estas reclamaciones, indican do su porcentaje de incidencia? ¿Cuál es el número de las Decisiones Ad ministrativas que han sido resueltas a favor y en contra de los usuarios durante ese mismo período? En la siguiente tabla se lista la cantidad de Peticiones, Quejas y Reclamos registrados en nuestro sistema de información comercial, correspondiente a los clientes de la Costa Caribe, para el periodo 2010-2012, totalizado por tipo de trámite y año.

Tipo Solicitud 2010 2011 2012 Total generalPetición 55.498 59.161 62.037 176.696Queja 89.036 94.410 105.610 289.056Reclamo 109.822 130.424 162.687 402.933Total general 254.356 283.995 330.334 868.685

Tabla 1. Solicitudes generadas En cuanto a la tipología de mayor incidencia, seguidamente se aprecian las casuísticas por las que se presentaron las solicitudes:

Tipo de reclamación 2010 2011 2012 Total general % % Acum uladoExceso de consumo 39.793 41.853 50.174 131.820 32,7% 32,7%Cobro de reconexion 13.165 21.509 39.740 74.414 18,5% 51,2%Inmueble desocupado 9.936 13.651 15.305 38.892 9,7% 60,8%Error en cobro de productos 9.935 6.436 5.553 21.924 5,4% 66,3%Error en cobro de cargos varios 3.979 6.860 12.506 23.345 5,8% 72,1%Consumo promedio con lectura 6.109 5.969 8.210 20.288 5,0% 77,1%Cambio de estrato 5.031 7.248 4.872 17.151 4,3% 81,4%No lectura 3.517 4.052 4.936 12.505 3,1% 84,5%Facturacion no ditribuida 1.230 5.600 4.391 11.221 2,8% 87,3%Error de lectura 3.157 3.064 3.189 9.410 2,3% 89,6%Censo de carga 3.639 2.954 2.135 8.728 2,2% 91,8%Cambio de tarifa 2.220 2.095 1.853 6.168 1,5% 93,3%Suministro con doble facturacion 2.046 1.491 2.253 5.790 1,4% 94,7%Solidaridad por Deuda 1.834 1.717 1.875 5.426 1,3% 96,1%Consumo acumulado 813 1.696 1.241 3.750 0,9% 97,0%Cobro terceros 694 1.678 966 3.338 0,8% 97,8%Suministro inexistente o demolido 832 1.042 1.578 3.452 0,9% 98,7%Pago no aplicado 1.280 892 697 2.869 0,7% 99,4%Inversion de contador 512 551 739 1.802 0,4% 99,8%Pago equivocado 231 231 0,1% 99,9%Error Exencion de la Contribucion 175 175 0,04% 99,9%Error Reconocimiento de Activo 82 24 19 125 0,03% 99,97%Cambio Otro Comercializador 18 42 26 86 0,02% 99,99%Pago en Exceso 23 23 0,01% 100,0%Total general 109.822 130.424 162.687 402.933 100%

Tabla 2. Tipologías de las solicitudes

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Cabe anotar que las peticiones, quejas y reclamos representan, en promedio, el 1,3% del volumen anual de facturas emitidas por Electricaribe S.A. ESP a sus clientes. Finalmente, con relación a la decisión de procedencia o improcedencia de la reclamación, en la siguiente tabla se aprecian los porcentajes registrados para cada una de las opciones en los años solicitados.

Cierre de la Solicitud 2010 2011 2012Resuelta improcedente 48,4% 50,9% 51,3%Resuelta procedente 51,6% 49,1% 48,7%Total General 100% 100% 100%

Tabla 3. Estado de cierre de la solicitud

De otro lado, en las siguientes tablas se aprecia la cantidad de peticiones, quejas y reclamos generados por usuarios en cada uno de los departamentos y municipios en donde ELECTRICARIBE SA ESP presta los servicios de distribución y comercialización de energía. Departamento Municipio 2010 2011 2012 Total general

BARRANQUILLA 57.909 63.179 72.751 193.839SOLEDAD 14.524 17.425 19.929 51.878SABANALARGA 2.328 2.737 4.259 9.324BARANOA 1.633 2.268 2.801 6.702MALAMBO 1.712 2.490 2.446 6.648PUERTO COLOMBIA 1.545 2.023 2.657 6.225GALAPA 1.212 1.523 2.076 4.811SANTO TOMAS 1.297 1.554 1.694 4.545SABANAGRANDE 889 855 1.086 2.830CAMPO DE LA CRUZ 412 932 515 1.859POLONUEVO 646 625 680 1.951MANATI 150 821 628 1.599JUAN DE ACOSTA 543 555 347 1.445LURUACO 488 484 487 1.459PONEDERA 402 477 362 1.241REPELON 313 549 373 1.235PALMAR DE VARELA 371 184 332 887SANTA LUCIA 89 559 62 710SUAN 237 185 322 744TUBARA 261 237 154 652CANDELARIA 98 299 155 552PIOJO 17 53 59 129USIACURI 2 3 5 10TOTAL 87.078 100.017 114.180 301.275

ATLANTICO

Tabla 4. Solicitudes Departamento del Atlántico

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Departamento Municipio 2010 2011 2012 Total generalCARTAGENA 30.972 33.382 37.703 102.057MAGANGUE 3.339 3.172 3.599 10.110TURBACO 2.344 3.389 3.576 9.309MOMPOS 892 1.394 1.157 3.443EL CARMEN DE BOLIVAR 824 1.028 1.114 2.966SAN JUAN NEPOMUCENO 509 832 1.301 2.642ARJONA 608 584 779 1.971SANTA ROSA DEL SUR 416 378 498 1.292SAN JACINTO 425 363 425 1.213SAN MARTIN DE LOBA 268 215 273 756TALAIGUA NUEVO 257 215 180 652TURBANA 232 207 230 669MARGARITA 205 203 180 588SIMITI 194 178 187 559PINILLOS 198 131 178 507SAN FERNANDO 165 134 147 446BARRANCO DE LOBA 139 121 193 453HATILLO DE LOBA 133 147 180 460CICUCO 156 85 132 373ALTOS DEL ROSARIO 75 58 60 193EL PEÑON 43 20 38 101SAN JACINTO DEL CAUCA 16 18 16 50MARIA LA BAJA 9 3 1 13MAHATES 10 0 10SANTA ROSA 9 3 12VILLANUEVA-BOLIVAR 3 2 0 5CALAMAR 4 0 4CORDOBA 2 1 1 4SAN ESTANISLAO 4 0 4ACHI 1 13 14ARENAL DEL SUR 34 34CLEMENCIA 1 2 3ARROYOHONDO 1 5 6ZAMBRANO 2 0 2SAN PABLO 1 0 1TOTAL 42.454 46.263 52.205 140.922

BOLIVAR

Tabla 5. Solicitudes Departamento de Bolívar

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Departamento Municipio 2010 2011 2012 Total generalVALLEDUPAR 22.870 27.198 32.576 82.644AGUSTIN CODAZZI 1.148 1.787 1.926 4.861CURUMANI 1.049 1.111 1.481 3.641BOSCONIA 1.152 947 1.332 3.431CHIRIGUANA 894 684 955 2.533LA PAZ 590 588 975 2.153LA JAGUA DE IBIRICO 500 604 912 2.016CHIMICHAGUA 537 563 812 1.912EL PASO 539 600 764 1.903EL COPEY 623 478 511 1.612SAN DIEGO 547 373 700 1.620PAILITAS 594 404 520 1.518ASTREA 359 345 328 1.032TAMALAMEQUE 162 134 296 592LA GLORIA 156 133 94 383PELAYA 63 92 143 298MANAURE-CESAR 54 75 102 231PUEBLO BELLO 21 4 20 45BECERRIL 2 5 6 13TOTAL 31.860 36.125 44.453 112.438

CESAR

Tabla 6. Solicitudes Departamento de Cesar

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Departamento Municipio 2010 2011 2012 Total generalMONTERÍA 14.154 15.709 21.120 50.983CERETE 2.131 2.343 3.203 7.677SAHAGÚN 1.777 1.895 3.606 7.278MONTELIBANO 2.494 2.040 2.453 6.987PLANETA RICA 1.539 1.790 2.474 5.803CIENAGA DE ORO 867 743 1.544 3.154SAN ANTERO 777 644 597 2.018AYAPEL 600 687 748 2.035CHINU 541 616 743 1.900TIERRALTA 484 641 302 1.427SAN PELAYO 390 300 515 1.205PUERTO ESCONDIDO 300 289 532 1.121LA APARTADA 281 229 323 833PUEBLO NUEVO 211 227 374 812PURISIMA 172 158 244 574VALENCIA 142 243 81 466BUENAVISTA 167 176 158 501LOS CORDOBAS 135 119 287 541CANALETE 121 133 233 487CHIMA 40 65 135 240PUERTO LIBERTADOR 2 3 17 22SAN CARLOS 14 7 2 23LORÍCA 4 9 15 28SAN BERNARDO DEL VIENTO 1 5 12 18URE 4 4 6 14TUCHIN 5 2 4 11MOMIL 1 2 3MOÑITOS 1 1 2SAN ANDRES SOTAVENTO 1 1 2 4COTORRA 1 0 1TOTAL 27.355 29.080 39.733 96.168

CORDOBA

Tabla 7. Solicitudes Departamento de Córdoba

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Departamento Municipio 2010 2011 2012 Total generalRIOHACHA 6.904 8.891 8.254 24.049SAN JUAN DEL CESAR 1.813 2.096 2.621 6.530FONSECA 1.202 1.430 2.892 5.524VILLANUEVA-GUAJIRA 928 947 1.297 3.172BARRANCAS 592 723 905 2.220HATONUEVO 363 414 614 1.391URUMITA 292 392 385 1.069DIBULLA 248 376 394 1.018DISTRACCION 145 176 321 642URIBIA 201 262 148 611LA JAGUA DEL PILAR 22 34 67 123MAICAO 15 11 7 33ALBANIA 3 3MANAURE-GUAJIRA 2 2TOTAL 12.725 15.754 17.908 46.387

LA GUAJIRA

Tabla 8. Solicitudes Departamento de La Guajira

Page 9: ELECTRICARIBE REPORT

Departamento Municipio 2010 2011 2012 Total generalSANTA MARTA 23.085 27.094 28.192 78.371CIENAGA 2.756 2.869 2.801 8.426FUNDACION 2.304 2.089 2.391 6.784EL BANCO 1.948 2.497 1.656 6.101PLATO 1.214 1.620 1.233 4.067PIVIJAY 1.296 994 997 3.287ARACATACA 958 729 644 2.331GUAMAL 608 311 263 1.182SANTA ANA 367 273 248 888ARIGUAINI 312 239 287 838EL RETEN 212 306 298 816SAN SEBASTIAN DE BUENAVISTA 287 262 181 730PIJIÑO DEL CARMEN 266 175 100 541SALAMINA 173 142 132 447TENERIFE 143 144 167 454SAN ZENON 127 163 155 445EL PIÑON 76 102 231 409SANTA BARBARA DE PINTO 74 53 54 181CERRO SAN ANTONIO 50 35 53 138NUEVA GRANADA 28 31 45 104ALGARROBO 27 18 45PEDRAZA 12 7 12 31ZONA BANANERA 1 5 12 18REMOLINO 4 4 2 10PUEBLOVIEJO 4 3 3 10CHIVOLO 6 1 7SITIONUEVO 6 6SABANAS DE SAN ANGEL 2 2ZAPAYAN 1 1TOTAL 36.344 40.166 40.160 116.670

MAGDALENA

Tabla 9. Solicitudes Departamento de Magdalena

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Departamento Municipio 2010 2011 2012 Total generalSINCELEJO 8.583 9.492 12.142 30.217COROZAL 1.771 1.567 2.287 5.625SAN MARCOS 1.555 1.214 1.456 4.225SAN ONOFRE 731 791 1.584 3.106SINCE 944 893 720 2.557TOLU 874 605 883 2.362SAMPUES 421 523 791 1.735SAN PEDRO 417 340 264 1.021LA UNION 195 208 331 734MORROA 264 184 231 679CAIMITO 163 187 187 537LOS PALMITOS 180 153 198 531SAN JUAN DE BETULIA 200 144 131 475BUENAVISTA-SUCRE 115 124 132 371COVEÑAS 75 85 88 248OVEJAS 8 7 222 237EL ROBLE 18 37 22 77SAN BENITO ABAD 17 26 18 61GUARANDA 3 4 1 8TOLUVIEJO 2 4 3 9MAJAGUAL 2 3 5PALMITO 2 1 3GALERAS 2 2TOTAL 16.540 16.590 21.695 54.825

SUCRE

Tabla 10. Solicitudes Departamento de Sucre

Con relación al medio empleado por nuestros clientes para presentar las peticiones, quejas y reclamos, tal como se aprecia en la siguiente tabla, el de mayor participación es nuestra línea de atención telefónica.

Medio de Solicitud 2.010 2.011 2.012 Total generalPor telefono 131.910 137.156 157.603 426.669En persona 70.744 88.785 100.758 260.287Por Correo o Carta 51.326 57.537 71.368 180.231Por E-mail 376 517 605 1.498Total general 254.356 283.995 330.334 868.685

Tabla 11. Medio de presentación de la solicitud 2. ¿Cuál es el número de recurso de apelación, repo sición y queja que han sido interpuestos por los usuarios? ¿Cuántos han si do resueltos de manera favorable y desfavorable para los usuarios? Por fav or indicar la respuesta por Departamento y Municipios donde se presta el se rvicio en el período comprendido entre 2010-2012.

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A continuación se presenta el informe de recursos de reposición y apelación atendidos por la empresa en el período 2010-2012, desglosados por delegación y centro de atención presencial al cual está asociado el suministro. Es pertinente indicar que los recursos de queja, por su misma naturaleza, son tramitados por el organismo de Vigilancia y Control, razón por la cual, la información relacionada con estos debe ser suministrada por el organismo mismo.

Desfavorable Favorable Desfavorable Favorable Desfavora ble Favorable

ELECTRICARIBE S.A. ESP 13.797 926 14.723 27.849 2.803 30. 652 31.194 6.028 37.222 82.597

Atlántico 5.572 493 6.065 10.923 1.255 12.178 13.729 2.356 1 6.085 34.328O.C. Baranoa 843 122 965 673 152 825 963 596 1.559 3.349O.C. Sabanalarga 1.126 127 1.253 1.321 227 1.548 1.617 508 2.125 4.926O.C. Puerto Colombia 52 52 112 15 127 142 27 169 348O.C. Villa Country 1.600 93 1.693 3.935 402 4.337 4.147 396 4.543 10.573O.C. La Unión 914 84 998 2.389 250 2.639 4.106 580 4.686 8.323O.C. Soledad 1.037 67 1.104 2.493 209 2.702 2.754 249 3.003 6.809

Bolívar 870 78 948 2.383 294 2.677 2.056 178 2.234 5.859O.C. El Carmen de B. 12 12 61 16 77 17 17 106O.C. La Castellana 261 30 291 784 116 900 702 66 768 1.959O.C. La Merced 372 37 409 1.128 129 1.257 1.053 73 1.126 2.792O.C. Turbaco 30 5 35 71 6 77 49 4 53 165O.C. Magangué 147 2 149 235 24 259 155 28 183 591O.C. Mompós 48 4 52 104 3 107 80 7 87 246

Cesar 1.692 75 1.767 3.871 209 4.080 4.501 494 4.995 10.842O.C. Agustin Codazzi 116 1 117 288 11 299 198 8 206 622O.C. Valledupar 1.415 72 1.487 3.339 168 3.507 4.084 467 4.551 9.545O.C. Bosconia 94 1 95 143 23 166 120 16 136 397O.C. Curumaní 67 1 68 101 7 108 99 3 102 278

Córdoba 833 49 882 1.929 301 2.230 2.278 1.186 3.464 6.576O.C. Cereté 94 3 97 277 18 295 194 48 242 634O.C. Montería Ppal. 382 14 396 917 120 1.037 1.234 232 1.466 2.899O.C. Sahagún 67 3 70 220 11 231 328 368 696 997O.C. Chinú 19 1 20 48 9 57 23 29 52 129O.C. Lorica 73 1 74 175 15 190 108 58 166 430O.C. Tolú 81 3 84 79 7 86 22 5 27 197O.C. Montelíbano 7 7 40 9 49 47 16 63 119O.C. Planeta Rica 48 22 70 114 109 223 263 419 682 975O.C. San Marcos 62 2 64 59 3 62 59 11 70 196

Guajira 1.198 64 1.262 2.971 215 3.186 2.578 895 3.473 7.921O.C. Riohacha 1.000 61 1.061 2.514 192 2.706 2.229 870 3.099 6.866O.C. San Juan 198 3 201 457 23 480 349 25 374 1.055

Magdalena 3.337 139 3.476 5.193 296 5.489 5.228 728 5.956 14. 921O.C. Ciénaga 764 20 784 1.215 55 1.270 929 414 1.343 3.397O.C. La 14 2.256 90 2.346 3.417 180 3.597 3.730 174 3.904 9.847O.C. El Banco 96 3 99 178 7 185 157 14 171 455O.C. Fundación 150 8 158 292 32 324 316 102 418 900O.C. Plato 71 18 89 91 22 113 96 24 120 322

Sucre 295 28 323 579 233 812 824 191 1.015 2.150O.C. Corozal 45 3 48 101 31 132 261 84 345 525O.C. Sincé 1 1 3 3 4O.C. Sincelejo 249 25 274 478 202 680 560 107 667 1.621

2012 Total 2012

Total general

Departamento / Centro Presencial

2010 Total 2010

2011 Total 2011

Tabla 12. Evolución de recursos

3. ¿Cuáles son los factores que generan las fallas en la prestación del servicio y atención a los usuarios, y cuáles son la s estrategias implementadas y a implementar para solucionarlas en el corto, mediano y largo plazo?

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En lo que se refiere a la continuidad y calidad del servicio, entre los factores externos, identificados como generadores de fallas en la prestación del servicio tenemos:

Manipulación de redes: La región Caribe presenta la tasa más alta de asentamientos subnormales producto del desplazamiento forzado presentado en el país por el conflicto armado, con el propósito de disponer del servicio de energía eléctrica esta población manipula e instala las redes eléctricas sin las medidas de seguridad, originando en ocasiones la afectación del servicio de energía debido a las instalaciones artesanales utilizadas. Otro de los factores asociados a la manipulación de las redes es el robo de redes, en las cuales las bandas delincuenciales afectan el servicio de energía eléctrica hurtando kms de conductor y elementos sobre la red para su posterior comercialización en el mercado, no solo afectando el servicio de suministro de energía eléctrica, sino además, afectando los balances económicos de la compañía. Eventos climatológicos: La región Caribe por su ubicación geográfica durante la época invernal presenta en muchas zonas afectación del servicio por vendavales e inundaciones, originando que ELECTRICARIBE SA ESP disponga de personal extraordinario para la atención estas eventualidades. Durante el periodo del fenómeno de la niña 2010 -2011 las redes de ELECTRICARIBE SA ESP se vieron afectadas productos de los desbordamientos de los ríos, arroyos y en canal del dique en el sur del departamento del atlántico, originando la desatención del suministro de energía para brindar seguridad a las personas debido a los niveles que alcanzaron las aguas. Caída de Objetos sobre las redes: Las interrupciones producto de la caída de objetos sobre la red como materiales de obras de construcción, animales aéreos, cometas, animales terrestres, tendido de redes de otros servicios etc. Son otras de las causas que frecuentemente se asocian a la calidad del servicio. Problemas en el sistema de transmisión nacional y r egional: Cuando se presentan inconvenientes en el sistema de transmisión nacional o regional producto de déficit de generación o en el transporte de energía eléctrica Ahora bien, los factores propios de la red que afectan la prestación del servicio de energía están asociados a dos tipos: las causas programadas y las no programadas Las causas programadas corresponden a los planes de mantenimiento y desarrollo que ELECTRICARIBE anualmente realiza en los circuitos de distribución y en las que es necesaria la suspensión del suministro de energía para que el personal operativo realice las labores planificadas. Las actividades programadas cumplen con lo definido en la resolución CREG 097/2008, anunciando a través de medios masivos de comunicación a los usuarios con antelación necesaria la fecha y el horario de suspensión del servicio.

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Las causas no programadas corresponden a las acciones llevadas a cabo con el fin de recuperar la disponibilidad de las instalaciones, una vez que han sido objeto de avería. El mantenimiento No programado se puede generar por factores controlables relacionados con las actividades de mantenimiento predictivo y preventivo, así como, de factores poco controlables como los daños a la infraestructura eléctrica ocasionada por terceros, los fenómenos atmosféricos, la influencia de avifauna entre otros, que podrán dar lugar a averías en las instalaciones, se identifican a través del reporte de los clientes por medio del centro de servicio al cliente o por un cambio de estado en los elementos telecontrolados a través de nuestro sistema SCADA. Para contrarrestar todos estos aspectos, ELECTRICARIBE SA ESP desarrolla los planes de mantenimiento predictivo y preventivo orientados a mantener la calidad y continuidad en el suministro de energía. En lo pertinente a la atención de los usuarios, El objetivo misional de la empresa es brindar en todo momento, una atención con la calidad, claridad y oportunidad requerida por el cliente. Para tales efectos tiene dispuestos toda una red de canales de atención: Un (1) Call Center, sesenta seís (66) Centros de Atención Presencial, veinte (20) Oficinas Móviles y una(1) Oficina virtual. Así mismo, la empresa tiene implementado entre sus líneas de acción, diferentes espacios de formación a la comunidad, incluidos, entre otros, líderes comunitarios y vocales de control. Es conveniente precisar que los cambios normativos que impactan directamente en la factura o el servicio, generan gran afluencia de usuarios a los Centros Presénciales, lo cual genera de forma puntual picos de afluencia en los centros, los cuales se cubren con planes de disponibilidad de agentes. Para esto se estudia periódicamente la carga de clientes que entran hora por hora en los centros y con ello se revisan las necesidades de agentes y posibles ajustes en la plantilla. 4. ¿Cuál es la frecuencia con la que se hacen opera ciones de mantenimiento en las redes eléctricas y que causan apagones domic iliarios? Cuál es el criterio y cronograma establecido para adelantar lo s referidos mantenimientos? Todas las actividades de mantenimiento planificadas, programadas y ejecutadas se realizan bajo estrictos criterios de calidad teniendo en cuenta que el proceso de Distribución de ELECTRICARIBE S.A. ESP está certificado en calidad desde el mes de mayo del año 2010. Todas las acciones emprendidas propenden por mantener la calidad y continuidad en el suministro de energía. La frecuencia de las actividades de mantenimiento está determinada por el tipo de equipo o instalación a intervenir, tal como se aprecia en las fichas de

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mantenimiento del Anexo 1. En términos generales, El Plan de Mantenimiento de ELECTRICARIBE SA ESP comprende: • Mantenimiento Predictivo: permite que las fallas sean prevenidas a través del análisis de la condición de los equipos. Este análisis es generalmente realizado a través de alguna técnica de análisis de la tendencia de parámetros medibles tales como temperatura, corriente eléctrica, tensión, vibración o flujo • Mantenimiento Programado Preventivo: comprende las actividades destinadas a prevenir posibles fallos de la red, debido a edad de las instalaciones, sustitución de elementos con tasas de fallo, lapsos de tiempos predefinidos de mantenimiento según el elemento, análisis de resultados de inspecciones previas y otras. • Mantenimiento No Programado Correctivo: comprende todas las acciones llevadas a cabo con el fin de recuperar la disponibilidad de las instalaciones, una vez que han sido objeto de avería. El mantenimiento no programado se puede generar por factores controlables relacionados con las actividades de mantenimiento predictivo y preventivo, así como, de factores poco controlables como los daños a la infraestructura eléctrica ocasionada por terceros, los fenómenos atmosféricos, la influencia de avifauna entre otros, que podrán dar lugar a averías en las instalaciones En el anexo 1 se detallan las actividades y periodicidad de estos mantenimientos. 5. ¿Cuáles son las principales necesidades de infra estructura que se ha identificado para la Región Caribe? ¿Qué proyectos se están adelantando para superarlas? Describir por Departamentos. ELECTRICARIBE con el fin de satisfacer la creciente demanda energética del mercado, mejorar la confiabilidad del sistema y maximizar la calidad del servicio a nuestros clientes, en su condición de operador de red, ha elabora un plan de inversiones con el fin resolver las principales necesidades en la infraestructura en el Sistema de Transmisión Regional (STR) y en el Sistema de Distribución Local (SDL). Los proyectos que se relacionarán en este documento están enfocados a atender eficientemente el crecimiento vegetativo de la demanda, el crecimiento por las solicitudes de los nuevos clientes y mejorar la confiabilidad del servicio. Estos proyectos son obras plurianuales que iniciaron su ejecución durante el año 2012 y su culminación está proyectada entre los años 2013 y 2014. A continuación se relacionan, por las áreas operativas de Electricaribe, los proyectos que solucionan las siguientes necesidades:

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Proyectos del STR y SDL enfocados a mejorar la conf iabilidad del servicio y atender el crecimiento de la demanda y las nuevas s olicitudes:

1. Área Atlántico Teniendo en cuenta el crecimiento vegetativo de la demanda de nuestros clientes y enfocados a mejorar la confiabilidad del servicio, la empresa procederá con la reposición de activos de transformación por activos de mayor capacidad, así como también la instalación de nuevos activos que permitan alimentar nuevos proyectos de expansión de clientes. Los proyectos a desarrollar son los siguientes: • Áreas de desarrollo En la Delegación se identifican cuatro áreas de desarrollo; la zona norte de la ciudad donde se destacan provisiones de servicio del tipo comercial y residencial, la zona de la vía cuarenta y zona de Juan Mina con características industriales, y la zona de Malambo donde se está desarrollando un importante sector industrial y comercial. También existe un área potencial de crecimiento en la rivera oriental del río magdalena (Departamento del Magdalena) donde hay posibilidades de instalación de zonas portuarias.

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Figura 11, Áreas de desarrollo STR Atlántico. Proyectos identificados En el área se han identificados los siguientes proyectos • Corto Plazo:

Año

Inicio Año

Finalización Proyecto Alcance Sistema Costo (MCOP)

2,012 2,013 Nueva Subestación Juan Mina 110/34.5/13.8 kV.

Nuevas Demanda Confiabilidad

STR 15,304

2,013 2,013 Segundo Transformador en Malambo Ampliación de

Transformación STR 7,709

2,013 2,014 Instalación segundo transformador en Sabanalarga 220/110 kV.

Ampliación de Transformación STR 6,259

2,014 2,015 Segundo transformador en Subestación Cordialidad 110/13.8 kV 50 MVA.

Ampliación de Transformación SDL 6,302

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2,014 2,015 Reemplazo transformador en Subestación Sabanagrande Aumento de capacidad SDL 3,428

2,014 2,015 Repotenciación parque 13.8 kV S/E Puerta de Oro.

Repotenciación Subestación SDL 1,215

2,013 2,015 Línea Termoflores - Centro. Aumento de capacidad STR 26,712

2,013 2,016

Subestación Caracolí 220/110 kV 2 x 150 MVA Línea Termoflores - Caracolí - Sabanalarga 220 kV *Reconfiguración líneas a 110 kV: Línea Caracolí - Cordialidad, Línea Caracolí – Silencio, Línea Caracolí - Malambo *Apertura de barras en Tebsa.

Nuevas Demanda Confiabilidad y Calidad del

servicio STR 87,440

Tabla 15, Proyectos Área Atlántico - Corto Plazo

A continuación se hace una descripción de los proyectos más relevante del área:

1. Proyecto Caracolí 220/110 kV 2 X 150 MVA : Este proyecto fue presentado a la UPME en Agosto del 2011 y fue aprobado en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión emitido por la UPME a principios del año 2012, la fecha de entrada planteada es Septiembre del 2015. La conexión de la subestación se hará mediante la construcción de una línea 220 kV entre las subestaciones Termoflores – Caracolí y Caracolí – Sabanalarga. La subestación constará de un barraje a 220 kV donde se instalarán dos transformadores 220/110 kV de 150 MVA. Adicionalmente se propone las siguientes obras: � Reconfiguración de la línea Veinte de Julio – Malambo en Veinte de

Julio – Caracolí, Caracolí – Malambo � Normalización de la T de Veinte de Julio, � Construcción del doble circuito Caracolí – Cordialidad, uno de los cuales

llegará a la subestación Cordialidad y el otro se unirá con la línea Cordialidad – Silencio para convertirse en Caracolí – Silencio.

� Construcción de una segunda línea entre Caracolí – Malambo para brindar confiabilidad al corredor Sabanalarga –Baranoa – Malambo – Caracolí-Veinte de Julio.

� Instalación de dos transformadores 110/13.8 kV de 30 MVA para descargar la subestación Veinte de Julio y atender nuevas demandas en ese ámbito.

1. Línea Termoflores – Centro y doble circuito subterr áneo Termoflores – Oasis: Este proyecto consiste en la construcción de un circuito sencillo entre las subestaciones Termoflores – Centro subterráneo a 110 kV. Adicionalmente se propone reconfigurar la línea 721 aérea Termoflores – Oasis en Flores – Oasis, con esto se liberaría una bahía en Termoflores para la construcción de un segundo circuito subterráneo Termoflores –

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Oasis a 110 kV. Si bien este último proyecto se requiere técnicamente para evitar restricciones ante la contingencia de la línea nueva Termoflores – Centro, la evaluación económica está dando una relación beneficio – costo inferior a 1 (0.03), indicando inviabilidad económica.

2. Área Oriente

• Áreas de desarrollo Las áreas de desarrollo del STR Norte son: Santa Marta, Valledupar, Riohacha, Fonseca y la zona de las minas en el municipio de La Loma en el departamento del Cesar.

Figura 22, Áreas de Desarrollo STR Norte

En el año 2011 se recibió una solicitud de 20 MW en la subestación Río Córdoba cuya entra en operación fue diciembre del 2012, sin embargo a la fecha el mayor consumo ha sido de 3 MW máximo. Por esta razón se presentó a la UPME la ampliación del tercer transformador en la subestación Santa Marta con el fin de entrar en operación en Diciembre del año 2012 y para mejorar la confiabilidad del corredor Santa Marta – Fundación se planteó la construcción de la línea Santa Marta – Río Córdoba a 110 kV

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obteniendo concepto de la UPME en Febrero de este año para la ejecución de las dos obras. Sin embargo, debido a problemas encontrados con la servidumbre de esta línea este último proyecto está siendo inviable. Por lo tanto Electricaribe presentó una alternativa que plantea un nuevo punto de inyección a 220 kV en la subestación Río Córdoba, con el fin que la UPME revisé esta alternativa y sea aprobada en el Plan de Expansión de Referencia del año 2013, con miras a entrar en operación en el 2015. Proyectos identificados A continuación se presentan los presupuestos de cada proyecto para el horizonte de corto y mediano plazo: • Corto Plazo:

Año Inicio

Año Finalización Proyecto Alcance Sistema Costo

(MCOP)

2,012 2,013 Ampliación de transformación Zawady Ampliación Subestación SDL 1,760

2,012 2,013 Compensación capacitiva en Curumaní Calidad del servicio STR 819

2,012 2,013 Ampliación transformación en San Juan

Ampliación Subestación SDL 5,510

2,013 2,014 Ampliación de transformación en Aeropuerto Ampliación Subestación SDL 2,321

2,013 2,014 Tercer transformador Cuestecita 220/110 kV 100 MVA Ampliación Transformación STR 9,418

2,013 2,014 Segundo transformador Valledupar 220/110 100 MVA Ampliación Transformación STR 8,320

2,014 2,015 Ampliación transformación en Riohacha

Ampliación Transformación SDL 3,393

2,014 2,015 Ampliación transformación en Maicao Ampliación Subestación SDL 4,372

2,014 2,015 Segundo circuito 34.5 kV Copey - Bosconia

Confiabilidad y Calidad del servicio

SDL 4,155

2,014 2,015 Ampliación transformación en Becerril Ampliación Transformación SDL 1,076

2,014 2,015 Ampliación transformación en Barraco de Loba Ampliación Transformación SDL 853

2,013 2,015 Subestación La Loma 110kV Nuevas Demanda Confiabilidad y Calidad del servicio

STR 33,251

2,013 2,015 Subestación La Loma 500kV Nuevas Demanda Confiabilidad y Calidad del servicio STN 39,048

2,014 2,015 Compensación capacitiva SE El Banco Calidad del Servicio STR 2,190

2,015 2,016 Tercer transformador Valledupar 220/34.5/13.8 kV Ampliación Transformación STR 6,293

2,014 2,016 Subestación Río Córdoba 220/110 kV 150 MVA

Nuevas Demanda Confiabilidad y Calidad del servicio STR 32,922

Tabla 16. Proyectos Área Oriente - Corto Plazo

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Dentro de los proyectos más relevantes del área se tiene:

1. Ampliación Transformación Cuestecita: instalación del tercer transformador 220/110 kV – 100 MVA para mejorar la confiabilidad de la subestación. Este proyecto está a cargo de Transelca.

2. Subestación La Loma 110 kV: el cambio del nivel de tensión de la subestación La Loma se haría mediante la construcción de una línea a 110 kV de aproximadamente 37 Km de longitud desde la subestación La Jagua. Adicionalmente se instalará un transformador 110/34.5/13.8 kV - 50/30/20 MVA. Con este proyecto se busca mejorar las tensiones en el área y atender el crecimiento de demanda de las minas que operan en el sector.

3. Subestación La Loma 500/110 kV y obras asociadas: Este proyecto consiste en la conexión al STN de la subestación La Loma a 500 kV mediante la apertura de la línea Ocaña – Copey en el kilómetro 158 iniciando en Ocaña. Para esto se requiere la instalación de tres bancos de autotransformadores monofásicos 500/110 kV de 50 MVA cada uno en la subestación La Loma con una unidad de reserva y la construcción de una línea La Loma – El Paso a 110 kV de 33 Km de longitud para anillar los sistemas de Copey y Valledupar con la nueva subestación La Loma 500 kV.

4. Subestación Río Córdoba 220 kV: Este proyecto consiste en la apertura de la línea Fundación – Santa Marta 220 kV a la altura de la subestación Río Córdoba, de tal forma que se construyan aproximadamente 2 Km de línea doble circuito hasta la entrada de esta subestación. De esta manera se instalaría dos transformador 220/110 kV de 150 MVA que permite inyectar potencia hacia las subestaciones Santa Marta y Fundación y poder soportar la contingencia sencilla de alguno de los transformadores de conexión al STN o de las líneas del STR que conforman el sistema. Como se mencionó anteriormente este proyecto es excluyente de la línea Santa Marta – Río Córdoba a 110 kV que fue aprobado por la UPME en Febrero del 2012 pero que no puede ejecutarse a causa de problemáticas en la servidumbre.

5. Ampliación Transformación Valledupar 220/34.5/13.8k V: se requiere el tercer transformador para brindar confiabilidad a la subestación.

• Áreas de Desarrollo Se identifican varias áreas de desarrollo en el STR de Bolívar; se tiene la zona de la Boquilla, la de Manzanillo, el área industrial de Mamonal, la zona turística de Bocagrande y el centro histórico, el cual se ha caracteriza por un crecimiento importante en la construcción en los últimos dos años. En la zona Norte de

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Cartagena se prevé un crecimiento aproximado de 7 MW de nueva demanda, y el sector de Mamonal de 10 MW adicionales. Un sector que va tener un desarrollo importante en los próximos años es el sector de Barú y Pasacaballos, hoy existen proyectos turísticos e industriales que están estudiando la posibilidad de instalarse en estos sectores, por lo que se están analizando soluciones de largo plazo para este sector.

Figura 3, Áreas de desarrollo STR Bolívar

• Proyectos identificados

Para atender el crecimiento de la demanda del STR Bolívar es necesario ampliar la capacidad de la red en alta tensión en los próximos años. Se proponen los siguientes proyectos: A continuación se presentan los presupuestos de cada proyecto. • Corto Plazo:

Año

Inicio Año

Finalización Proyecto Alcance Sistema Costo (MCOP)

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2013 2013 Reemplazo del transformador de 6 MVA en la SE Gambote por 20 MVA y distribución salidas MT 66/13.8 kV

Ampliación Transformación SDL 4,163

2012 2013 Ampliación Transformación Candelaria 150 MVA - 220/110kV Ampliación Transformación STR 7,498

2013 2013 Nuevas celdas y barraje a 13,8 kV S/E Nueva Cospique

Reposición SDL 3,162

2013 2014 Reubicación y Ampliación Subestación Cospique Reubicación SDL 9,894

2012 2014 Ampliación transformación Membrillal Ampliación Transformación SDL 1,593

2013 2015 Segundo transformador 150 MVA 220/66 kV en Bosque

Ampliación Transformación STR 9,949

2013 2015 Reemplazo transformador Bosque 02

Ampliación Transformación SDL 2,151

2014 2015 Reemplazo transformador Bosque 01 Ampliación Transformación SDL 2,151

2014 2015 Subestación Loma Arena 6.5 MVA - 34.5/13.8 kV

Nuevas Demanda Confiabilidad y Calidad del servicio SDL 3,948

2015 2015 Ampliación S/E Calamar 30/15/15 MVA - 66/34.5/13.8 kV. Calidad del Servicio SDL 2956

2014 2015 Compensación Capacitiva El Carmen 15 MVAR – 66 kV

Calidad del Servicio STR 1316

2013 2015 Ampliación transformación Real del Obispo Ampliación Transformación SDL 301

2012 2015

SE Manzanillo y anillo de líneas 66 kV Bolívar - Bayunca - Manzanillo, SE Bolívar 2 X 220/66 kV 150 MVA, reconfiguración de la línea Villa Estrella - Bayunca en Villa Estrella – Bolívar y Bolívar - Bayunca

Nuevas Demanda Confiabilidad y Calidad del servicio SDL 26861

Tabla 17, Proyectos Área Bolívar - Corto Plazo

A continuación se hace una descripción de los proyectos más relevantes del área:

1. Reemplazo de celdas y barraje en la subestación Nue va Cospique 13.8 kV: El nivel de cortocircuito de esta subestación presenta una corriente superior a la de diseño en la barra 1, adicionalmente los clientes industriales Propilco y Mexichem (alimentados desde la barra 1 de Nueva Cospique) han realizado requerimientos de conexiones de Cogeneradores y aumento de su capacidad instalada, las conexiones de estas solicitudes impactarían de forma directa en los niveles de cortocircuito de la subestación Nueva Cospique, por esta razón se propone reemplazar las celdas de 13. 8kV conectadas a las barras 1 y 2, por celdas nuevas con capacidad de cortocircuito de 40 kA, una barra quedaría con los alimentadores de Propilco y otra barra quedaría con los alimentadores de Mexichem. Teniendo en cuenta los requerimientos adicionales de carga de estos dos clientes, se hace necesario que los circuitos alimentados de esta subestación y que atienden carga propia de Electricaribe pasen a ser alimentados de otra subestación.

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2. Ampliación subestación Cospique: Teniendo en cuenta que se debe liberar carga en la subestación Nueva Cospique, Electricaribe ha planteado el traslado de circuitos de esta subestación a Cospique, por lo que se requiere ampliar transformación en esta ultima subestación mediante la instalación de un transformador de 66/13.8 kV - 33 MVA (retirado de la subestación Chambacú). Adicionalmente teniendo en cuenta que el lote donde hoy se encuentra la subestación Cospique y que Argos ha solicitado que se libere espacio, se hace necesario reubicar y cambiar la configuración del parque a 66 kV de barra doble a barra sencilla. El proyecto se ejecutara en dos (2) etapas: ETAPA No 1: reubicación del parque actual incluyendo el transformador (66/13,8 kV 15 MVA) e instalación de dos celdas de media tensión. ETAPA No. 2: instalación de transformador de 33 MVA, cambio de configuración del parque de 66 kV de barra doble a barra sencilla e instalación de 6 celdas de salida de circuito.

3. Subestación Manzanillo 110/13,8 kV : Construcción de una subestación de 30 MVA en el sector de Manzanillo, alimentada mediante un corredor de líneas entre las subestaciones Bolívar – Bayunca y Manzanillo. Para esto se requiere la integración de un nuevo punto de conexión a 220 kV en la subestación Bolívar 220/66 kV mediante la instalación de dos transformadores de 100 MVA.

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4. Área Occidente

• Áreas de Desarrollo Se identifican las ciudades de Montería y Sincelejo como áreas de desarrollo y unas cargas industriales importantes en la población de San Antero, en la figura siguiente se puede ver la densidad de Provisiones de Servicios recibidas en la zona, la densidad es pequeña y se ve reflejado en la baja tasa de crecimiento de potencia en MW de esta área.

Figura 4. Áreas de desarrollo STR Occidente

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• Proyectos identificados Para resolver estos problemas se plantea los siguientes proyectos de expansión: A continuación se presenta el presupuesto de cada proyecto en el horizonte de corto y mediano plazo:

• Corto Plazo:

Año

Inicio Año

Finalización Proyecto Alcance Sistema Costo

(MCOP)

2011 2013 Subestación La Mojana 110 kV. Confiabilidad y Calidad del servicio.

SDL 31,386

2011 2013 Ampliación transformación S/E Cereté 34.5/13.8 kV.

Ampliación Transformación

SDL 1,718

2011 2013 Ampliación transformación S/E Río Sinú. Ampliación Transformación SDL 4,941

2011 2013 Segunda Línea Río Sinú - Pradera 34.5 kV. Confiabilidad SDL 1,116

2011 2013 Tercer transformador S/E Chinú 500/110 kV.

Ampliación Transformación y Confiabilidad del sistema.

STR 15,822

2012 2014 Reguladores de tensión Ayapel Calidad del Servicio SDL 814

2012 2014 Reguladores de tensión Colomboy Calidad del Servicio SDL 3,024

2012 2014 Compensación capacitiva Lorica 6 MVAr - 34.5 kV.

Calidad del Servicio SDL 751

2013 2014

Reconfiguración LN SPA - OVE y Reconfiguración corredor 34.5 kV (Sierra Flor - El Cortijo - Boston - Sincelejo Planta).

Calidad del Servicio SDL 751

2012 2014 Segunda Línea Chinú - Boston 110 kV. Confiabilidad STR 3,023

2013 2014 Tercer transformador S/E Cerromatoso 500/110 kV.

Confiabilidad STR 10,555

2012 2014 Reemplazo transformador Mompox Ampliación Transformación SDL 3,024

2013 2015 S/E Montería 220/110 kV 2 x 150 MVA Confiabilidad y Calidad del Servicio STR 79,238

2013 2015 S/E Cereté 110/34.5 kV - 60 MVA Confiabilidad y Calidad del Servicio SDL 2,196

2013 2015 Compensación capacitiva Montería 110 kV. Calidad del Servicio STR 1,444

| Tabla 18, Proyectos Área Occidente - Corto Plazo

A continuación se detallan los proyectos más importantes del área:

1. Habilitación segundo circuito Chinú -Bostón: Para la habilitación del segundo circuito Chinú – Bostón a 110 kV se propone la construcción de 4km de red en 110kV y habilitar 16 km de red 110kV existente. Con este proyecto se espera una reducción de pérdidas de 0.6MW que representa alrededor de 1.7GWh al año y beneficios por confiabilidad del orden de los 18 MCOP.

2. Cambio del nivel de tensión de la subestación Ceret é 34.5 kV a 110 kV: para la realización de este proyecto se debe tener en operación de

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subestación Montería 220 kV, con el fin de tener un comportamiento técnico adecuado. La conexión de Cereté a 110 kV se realizará mediante la reconfiguración de la línea Chinú – Montería 110 kV en Chinú – Cereté – Montería 110 kV y la instalación un transformador en la subestación Cereté de 60 MVA – 110/34.5 kV, mejorar las tensiones a nivel de 34.5 kV y dejar por debajo del 70% las cargabilidades de los transformadores de Montería 34.5/13.8 kV.

3. Tercer transformador en Cerromatoso: De acuerdo con el concepto emitido por la UPME el transformador a instalar será de 500/110 kV de 150 MVA. Este proyecto sirve para mejorar la confiabilidad de la subestación y está siendo ejecutado por ISA – TRANSELCA.

6. Cuáles han sido las inversiones en los últimos 4 años, en cuanto a infraestructura de energía eléctrica en la Región C aribe? Describir por Departamentos. ELECTRICARIBE S.A. ESP realiza importantes inversiones encaminadas a fortalecer la infraestructura eléctrica de la Costa Atlántica tal como se aprecia en los incurridos presupuestales debajo relacionados:

2008 2009 2010 2011 2012 P2013

Plan de Inversiones (MMCOP) 168 143 185 204 161 216

Mejora calidad del servicio 104 92 142 139 105 158

*Reducción de perdidas 54 43 40 49 49 47

Resto Inversión 10 7 3 16 8 11

**Inversión Tercero 1 10 0 29 52

* Incluye Mejora en Redes

** Inv. Agentes del Sector eléctrico Adicionalmente, los diferentes planes de mantenimiento adelantados por Electricaribe representan montos significativos enfocados al emprendimiento de acciones de mejora de la calidad ofrecida a sus clientes. Planes de Gasto (MCOP) 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mantenimiento AT-MT-BT 21.349 20.960 25.758 32.129 37.314 42.851 Se destaca que, mediante la ejecución de un ambicioso plan de telecontrol cuya inversión llegó a aproximadamente 15.000 millones de pesos Colombianos, ELECTRICARIBE S.A. ESP ha tele controlado el 97 % de las subestaciones en la red de 110/66/34.5/13.8 KV; esto representa el 99.9 % del total de la potencia instalada actualmente. Este plan se ha complementado con la actualización del SCADA, cuyos trabajos finalizados en Marzo del año 2012 representó una inversión de alrededor de 3.500 Millones de pesos Colombianos. Adicionalmente, ELECTRICARIBE S.A. ESP ha ejecutado planes de actualización de las tecnologías de telecontrol lo que le ha permitido contar con

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el 67.3 % de la capacidad instalada comunicada a través de Fibra Óptica mejorando la disponibilidad de la información. ESTADO TELECONTROL TIPO_ENLACE CANT_SUB MVA % S/E % MVA

TELECONTROLADA GPRS 70 218,3 38,67% 5,09%

VSAT 65 1.261,1 35,91% 29,38%

FIBRA OPTICA 40 2.809,8 22,10% 65,45%

Total TELECONTROLADA 175 4.289 96,7% 99,9%

NO TELECONTROLADA SIN ENLACE/COMUNICACIÓN 4 1,3 2,21% 0,03%

PENDIENTE TELECONTROL 2 2,5 1,10% 0,06%

Total NO TELECONTROLADA 6 4 3,3% 0,1%

Total general 181 4.292,9 Todas estas inversiones han permitido el crecimiento de la infraestructura eléctrica como se aprecia a continuación:

Tensión Nominal (kV) Tipo Tramo 2009 2010 2011 201234,5 Aéreo 2.487,4 2.642,8 2.720,7 2.792,834,5 Subterraneo 9,1 10,8 11,6 11,813,8 Aéreo 26.348,5 27.485,5 28.029,4 28.486,913,8 Subterraneo 359,1 404,8 448,8 478,1

34,5 - 18,8 Aéreo 28.835,9 30.128,3 30.750,1 31.279,734,5 - 18,8 Subterraneo 368,2 415,6 460,4 489,9

TOTAL 29.204,1 30.543,9 31.210,5 31.769,6

EVOLUCION LONGITUDES CIRCUITOS 34,5 - 13,8 kVELECTRICARIBE

La red de media tensión ha crecido, a corte del año 2012, en 2.565 Km. La cantidad de transformadores de distribución en 8.757 y la potencia instalada en 740.803 KVA Línea / Activo 2009 2010 2011 2012Potencia instalada (MVA) 5.231 5.474 5.694 5.971Cantidad de transformades (No.) 73.012 75.215 78.624 81.769 Dentro de los proyectos más representativos por Departamento tenemos: 1. Atlántico

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2. Bolívar

3. Córdoba

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4. Cesar

5. Guajira

6. Magdalena

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7. Sucre

En cuanto a recursos del Estado, a través del Fondo de Apoyo a la Electrificación Rural (FAER), Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE) y Sistema General de Regalías (SGR) se han efectuado inversiones en el periodo comprendido entre 2008 y 2012 por el orden de los 427 mil millones de pesos beneficiándose a más de 234.600 usuarios con cerca de 512 proyectos. Las inversiones se han orientado a confiabilidad del servicio, electrificación rural y normalización de redes.

TIPO DE PROYECTO No.de Proyectos No. de Usuarios Inv ersión

CONFIABILIDAD DEL SERVICIO 27 132.987 112.927.408.948

ELECTRIFICACION RURAL 53 10.562 69.956.169.615

NORMALIZACION DE REDES 432 138.518 296.876.844.135

Total general 512 282.067 479.760.422.699

Estas inversiones se han realizado en todos los departamentos de la Costa Caribe en las siguientes cantidades:

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DEPARTAMENTO AÑO No.

USUARIOS INVERSION

($ Mill) 2008 23.905 39.6612009 0 02010 0 02011 3.232 5.6492012 9.287 19.983

36.424 65.293

ATLANTICO

TOTAL

DEPARTAMENTO AÑO No.

USUARIOS INVERSION

($ Mill) 2008 9.768 17.9492009 11.162 10.0932010 1.135 5.8552011 7.751 19.7402012 25.014 36.843

54.830 90.481

BOLIVAR

TOTAL

DEPARTAMENTO AÑO No. USUARIOS

INVERSION ($ Mill)

MAGDALENA

2008 11.561 23.434 2009 4.542 8.662 2010 0 0 2011 9.830 24.956 2012 14.051 37.810

TOTAL 39.984 94.862

DEPARTAMENTO AÑO No.

USUARIOS INVERSION

($ Mill) 2008 7.539 15.1682009 11.651 11.5492010 0 02011 16.827 7.7882012 21.431 17.808

57.448 52.314

CORDOBA

TOTAL

DEPARTAMENTO AÑO No.

USUARIOS INVERSION

($ Mill) 2008 11.855 42.5202009 74 1.2762010 0 02011 386 9102012 3.916 10.246

16.231 54.952

SUCRE

TOTAL

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DEPARTAMENTO AÑO No.

USUARIOS INVERSION

($ Mill) 2008 5.170 9.5282009 0 02010 0 02011 2.836 7.0672012 2.166 6.065

10.172 22.659

GUAJIRA

TOTAL

DEPARTAMENTO AÑO No.

USUARIOS INVERSION

($ Mill) 2008 7.147 13.5272009 0 02010 1.365 4.0332011 5.010 7.6252012 6.013 20.848

19.535 46.032

CESAR

TOTAL

Todos los activos asociados a estas inversiones son de propiedad del Estado hasta el momento en que se requiera su reposición siendo asumida esta por Electricaribe.

Las inversiones ejecutadas han permitido mejorar la calidad del servicio de manera continua en el período 2008 – 2012 en todos los departamentos de la Costa Caribe Colombiana, alcanzando una mejora global del 35%. La tabla a continuación muestra la mejora que han percibido los clientes en cada departamento.

Departamento 2008 2009 2010 2011 2012 % redución 2008-201 2

Atlántico 60,91 57,91 66,94 55,71 50,6 17%

Bolívar 137,26 98,8 103,84 93,18 92,22 33%

Cesar 91,98 72,36 73,01 95,32 60,59 34%

Córdoba 189,95 150,86 103,98 110,42 102,43 46%

Guajira 161,41 116,48 119,63 94,93 88,32 45%

Magdalena 87,14 68,38 89,6 81,19 72,58 17%

Sucre 139,59 88,26 75,36 74,06 79,38 43% Para el año 2013, Electricaribe continúa invirtiendo en el mantenimiento y mejora de su infraestructura eléctrica. Con el desarrollo de proyectos y actividades por el orden de 184.447 MCOP. A continuación se detalla la distribución de estos recursos por cada uno de los departamentos:

Electricaribe Atlántico Bolívar Magdalena La Guajira Ces ar Sucre CórdobaInversiones (MCOP) 184.447 46.418 36.074 31.513 16.791 18 .335 8.201 27.117

Control de Pérdidas 47.246 12.421 9.660 7.749 4.506 5.471 1.585 5.853Mejora de la Calidad 126.484 31.537 24.151 22.149 11.320 11.791 5.988 19.547Otras 10.718 2.460 2.262 1.615 964 1.073 628 1.717

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A continuación se listan los principales proyectos finalizados y por finalizar en el año 2013: SDL/STR Depto. Proyecto Presupuesto Avance

SDL Atlántico Ampliación de Capacidad de Transformación Subestación Malambo 8.852 89%

SDL Bolívar Reubicación S/E El Carmen 11.001 98%

STR Bolívar Ampliación capacidad de transformación Subestación Candelaria 8.664 97%

SDL Cesar Ampliación transformación Subestación San Juan 6.042 96%

SDL Córdoba Ampliación Transporte Línea Rio Sinú- Pradera 1.289 99%

SDL Córdoba Ampliación transformación Subestación Cereté 1.988 97%

SDL Córdoba Ampliación transformación Subestación Río – Sinú 5.678 99%

SDL Córdoba Compensación Capacitiva Subestación Curumaní 1.225 99%

STR Córdoba Tercer transformador Chinú 500/110 kV 150 MVA 14.981 80%

SDL Magdalena Ampliación capacidad de transformación Subestación Zawady 1.800 99%

SDL Sucre Recuperación Subestación Toluviejo 710 95%

STR SucreConstrucción de nueva S/E La Mojana 110/kV, LN 110 kV San Marcos-La Mojana y

ampliación 110 kV Subestación San Marcos29.811 95%

STR Sucre Línea 110 kV Chinú – Boston 3.023 83%

STR Atlántico Construcción de Nueva Subestación Juan Mina 110kV 8.000 100%

SDL Bolívar Reposición transformador No 2 Subestación Chambacú 4.000 100% 7. ¿Cuál ha sido el comportamiento de la demanda de energía eléctrica en la Costa Caribe en los últimos 4 años? ¿Cuál es su proporción por departamentos? ¿Cuál es la demanda no atendida de e nergía eléctrica en la Costa Caribe, y en cada uno de los sus Departame ntos? ¿Cuáles son las razones para no ser atendidas? La demanda anual de la Costa Caribe se gestiona por Unidad de Control de Pronostico (UCP). Este balance se realiza a través de una ecuación conformada por las medidas de importación y exportación de fronteras comerciales para caracterizar o determinar la demanda en una UCP. La ecuación considera el balance total de la UCP e incluye todas las fronteras de intercambio, así como las generaciones internas. En las siguientes tablas se aprecia la demanda en medidas tomadas en borne y referidas a 220 KV.

AÑO UBARRANQUILLA UCARTAGENA UPLANETA USINU UTAIRONA TRIP LE A Serv. Aux Tef OTRA_UCP TOTAL UCP

Total 2008 3.553.368,08 2.338.603,41 200.682,21 1.694.517,12 2.411.210,02 93.073,73 28.097,95 10.319.552,51

Total 2009 3.683.748,80 2.458.714,93 206.899,19 1.793.492,78 2.615.950,60 94.218,35 30.026,91 10.883.051,55

Total 2010 3.781.281,20 2.605.658,28 207.897,71 1.849.172,41 2.747.207,64 88.478,58 31.216,89 11.310.912,69

Total 2011 3.873.554,76 2.692.116,33 215.516,86 1.871.323,72 2.891.128,34 90.136,77 35.845,65 33.089,27 11.702.711,69

Total 2012 4.066.416,87 2.880.401,38 220.859,49 1.936.672,40 3.120.875,47 93.836,18 78.298,44 37.260,85 12.434.621,08

Demanda de Energía UCP - Control Energético (MWh) - Medidas en borne

Tabla 19. Demanda medidas tomadas en borne

AÑO UBARRANQUILLA UCARTAGENA UPLANETA USINU UTAIRONA TRIP LE A Serv. Aux Tef OTRA_UCP TOTAL UCP

Total 2008 3.569.821,53 2.341.782,67 203.514,42 1.701.640,81 2.417.323,28 93.758,23 28.787,35 10.356.628,29

Total 2009 3.697.721,60 2.462.792,99 210.054,12 1.799.186,99 2.621.581,45 95.030,39 30.773,56 10.917.141,09

Total 2010 3.799.603,54 2.610.432,01 212.825,93 1.855.735,09 2.755.199,51 89.264,10 32.278,89 11.355.339,07

Total 2011 3.892.282,68 2.697.431,50 220.643,04 1.878.033,42 2.897.428,41 90.937,02 36.199,50 33.527,49 11.746.483,05

Total 2012 4.088.797,98 2.885.305,62 226.126,02 1.944.532,70 3.131.042,11 94.669,26 78.781,52 38.752,34 12.488.007,56

Demanda de Energía UCP - Control Energético (MWh) - Medidas Medidas a 220Kv

Tabla 20. Demanda medidas referidas a 220 KV

Notas: 1. La UCP Triple A y los servicios auxiliares de Termoflores no representan ingresos comerciales para Electricaribe, pero si hacen parte de la demanda operativa del área.

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2. Las otras UCP's son clientes de Electricaribe que se alimentan eléctricamente desde otros operadores de Red Para mayor comprensión de la información, a continuación se registran las medidas que conforman cada UCP.

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Tabla 21. Medidas por UCP

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En la siguiente tabla se aprecia la energía no suministrada por Departamento para lo corrido del presente año:

DepartamentoEnergía No

Suministrada (GWh)

% de ENA

Atlántico 15,8 0,0005%Bolívar 22,1 0,0008%Cesar 7,0 0,0008%Córdoba 22,3 0,0019%La Guajira 7,1 0,0015%Magdalena 12,4 0,0010%Sucre 8,7 0,0015%

Total 95,3 0,001% Tabla 22. Energía No Suministrada

Entre las principales casuísticas que inciden en la no atención se listan a continuación:

1. Línea primaria rota 2. Lluvias 3. Alta vegetación 4. Red de baja 5. Falla cruceta 6. Falla puente primario 7. Causa no identificada 8. Falla cortacircuito 9. Falla cruceta 10. Mantenimiento y reposición de cruceta

Es importante anotar, que en términos de cobertura se están atendiendo el 100% de los clientes conectados al sistema SDL y STL, esto quiere decir que no existen restricciones en la atención de la demanda actual.

8. ¿Cuál es el monto de los recursos percibidos por la entidad por concepto de subsidios otorgados a los usuarios de m enores ingresos del área rural, y los de las Zonas Especiales de la Reg ión Caribe? ¿Qué inversiones se han realizado para normalizar la pre stación en dichas zonas? Durante el año 2012 los usuarios del Mercado atendido por Electricaribe S.A. ESP han recibido un total de $ 300.766.545.930 correspondientes a Subsidios del Fondo de Solidaridad y Redistribución del Ingreso (FSRI) destinados al consumo de subsistencia de Usuarios Estrato 1, 2 y 3 y mercado de redes subnormales; mas subsidio FOES, correspondientes a 46 $/kWh para usuarios estratos 1 y 2 y de redes subnormales. Dichos beneficios están orientados a contribuir con la sostenibilidad del servicio de energía, permitir el

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acceso y/o continuar con el mismo por parte de estas comunidades, que en su gran mayoría, conforman, áreas rurales de menor desarrollo, barrios subnormales y zonas de difícil gestión, dada las altas perdidas y/o cartera que presentaban, así como las condiciones socioeconómicas de las mismas, que tornaba inviable la prestación del servicio en estas zonas. De ahí que el Gobierno Nacional estructura los esquemas diferenciales de prestación y mecanismos de apalancamiento como el FOES. En el siguiente cuadro se aprecian los subsidios aplicados en el 2012:

Conceptos Valor en Cop Subsidios 238.239.222.408 Foes 62.527.323.521

Total Año 2012 300.766.545.930 Ahora bien, conviene destacar que en el Plan de Desarrollo contenido en la Ley 1450 de 2011, se introdujeron varias modificaciones a la aplicación del Foes, tales como la limitación al consumo de subsistencia y su aplicación a usuarios de estrato 1 y 2 y barrios subnormales, lo que ha incidido en la puesta al cobro de los usuarios e incrementado su cartera en detrimento del servicio, dadas las condiciones socioeconómicas de estas Zonas. En cuanto a las inversiones realizadas, en el mismo periodo, son cerca de 7.300 MCOP en actuaciones de impacto directo sobre las Zonas Especiales, como se aprecia a continuación:

Línea 2.012Arquitectura de Red MT 286.980.372Conexión Proyectos Nación MT 7.387.613Protección de Red MT 1.542.632.353Sustitución de Red MT 31.626.480Adecuación de Líneas y Circuitos MT 2.551.829.799Sustitución de Red MT 262.460.960Desarrollo y Mantenimiento de la Red AT 2.622.628.546TOTAL 7.305.546.123

Adicionalmente, se han invertido recursos por el orden de 18.300 MCOP en actuaciones sobre instalaciones de Alta tensión que redundan en mejoras en la calidad del servicio ofrecido a los clientes ubicados en las Zonas Especiales. 9. ¿Cuántas acciones penales han sido presentadas e n contra de la entidad por muertes y accidentes derivados de la pr estación del servicio de energía? ¿Qué acciones se han emprendido respect o a esta situación? ¿Qué ha hecho Electricaribe por reparar a las vícti mas de accidentes que han ocurrido con relación al servicio de energía?

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Es importante anotar que las causas de accidentalidad eléctrica son diversas, siendo las más representativas el contacto eléctrico accidental (33%) y 22% manipulación de red., entre otras. (Ver Grafico).

La mayor parte de las citadas causas generadores de accidentes están relacionadas con costumbres y comportamientos inseguros de la misma comunidad, tales como la manipulación indebida de las conexiones, el estado de las conexiones internas entre otras. Nos permitimos ilustrar lo anteriormente señalado, con algunas imágenes extraídas de nuestros registros y de diarios de amplia circulación, que muestran la manera imprudente como algunos usuarios y terceros exponen su integridad personal. Tal como se aprecia en las siguientes imágenes:

Foto 1: Empleo de las redes de distribución para secar ropa a la intemperie Foto 2: Usuario Barrio Ciudad Jardín en Barranquilla (Estrato 5)- manipulación de la medida

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Fotos 3 y 4: Particulares manipulando redes (reconexiones ilegales)

Foto 5: Particular reconectando de manera ilegal (Marañero)

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Foto 6: Víctima fatal. Particular contratado por usuario moroso para que reconectara el servicio.

Igualmente dentro de las cusas de accidentalidad en el Mercado de Distribución de Electricaribe se encuentra la subnormalidad eléctrica, redes que por su misma naturaleza son generadoras de situaciones de riesgo, y el

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precario estado de las conexiones internas, tal como se aprecia en las fotografías anexas:

Foto 7: Redes internas

Foto 8 y 9: Redes Internas (enchufe asegurado con bolsa plástica como aislante)

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Foto 10, 11 y 12: Redes Subnormales

Ante eventos accidentales, las autoridades competentes inician las indagaciones respectivas tendientes a determinar si hay lugar o no abrir investigación penal y la identificación de eventuales autores o participes, si ello hubiere lugar. En ese sentido, dentro de tales investigaciones, las autoridades pueden requerir información a Electricaribe, quien por supuesto colabora con la investigación con el porte de la información necesaria y las investigaciones que se dirigen ordinariamente contra contra personas indeterminadas. En la actualidad se registran 4 investigaciones con vinculación a Electricaribe. Ahora bien, en cuanto a las acciones que adelanta la empresa frente a esta problemática, es del caso señalar que además del programa de normalización eléctrica, y los planes de mantenimiento predictivo y preventivo, ELECTRICARIBE SA ESP, adelanta planes y programas para mejora de la seguridad orientados a los diferentes grupos de interés: clientes, empleados y colaboradores.

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En el programa de intervención orientado a los clientes, Electricaribe trabaja en la actualidad, mancomunadamente, con la Corporación Visionarios por Colombia en el que además se desarrollarán convenios de cooperación interinstitucionales y la participación de entes territoriales, orientados a la protección de la vida de las personas y a disminuir comportamientos inseguros. Con relación a los empleados y colaboradores, Electricaribe desarrolla el Programa Personas Seguras en donde contamos con la participación y apoyo de un referente a nivel mundial en temas de seguridad como lo es Dupont. Todo lo anterior sin perjuicio de los planes de mantenimiento preventivo y predictivo así como de los programas de gestión comunitaria y social ejecutados por Electricaribe SA ESP.

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Anexo 1. Fichas de Mantenimiento ELECTRICARIBE SA E SP 1. Mantenimiento Predictivo

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2. Mantenimiento Preventivo

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3. Mantenimiento Correctivo

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