primer informe de avance acuerdo de mejoramiento

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Primer informe de Avance Acuerdo de mejoramiento Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios –

Compañía Energética de Occidente S.A.S. E.S.P.

Año 2013

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CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ASPECTOS DEL ACUERDO MEJORAMIENTO ..................................................... 6

2. ASPECTOS TÉCNICOS ................................................................................................................... 6

2.1. Infraestructura .................................................................................................................... 6

2.1.1. Descripción General STR-SDL .......................................................................................... 6

2.1.2. Proyectos Expansión Sistema De Transmisión Regional – STR ..................................... 23

2.1.3. Proyectos Expansión Sistema De Distribución Local – SDL ........................................... 26

2.2. Mantenimiento ................................................................................................................. 29

2.2.1. Mantenimiento Programado......................................................................................... 29

2.2.2. Esquema de Mantenimiento Basado en Confiabilidad ................................................. 29

2.2.3. Propuesta de Informe de Mantenimiento .................................................................... 31

2.3. Calidad del servicio ............................................................................................................ 33

2.3.1. Ingreso Nuevo Esquema de Calidad CREG 097 ............................................................. 33

2.3.1.1. Vinculación Usuario-Transformador-Circuito ........................................................... 33

2.3.1.2. Sistema de Gestión de la Distribución O-SGD, GIS, SCADA y SMARTFLEX ................ 38

2.3.1.3. Reporte de Información al LAC. ................................................................................ 42

2.3.1.4. Telemedición en Cabeceras de circuitos- Subestaciones .......................................... 42

2.3.1.5. Segundo elemento de Telemedición......................................................................... 42

2.4. Calidad de la potencia ....................................................................................................... 43

2.4.1.1. Medidas en barrajes de Calidad de la Potencia: ....................................................... 43

2.4.2. Indicadores de Calidad DES y FES. ................................................................................. 44

2.4.3. Indicadores de Calidad SAIDI-SAIFI ............................................................................... 50

3. ASPECTOS COMERCIALES .......................................................................................................... 53

3.1. Atención en Oficinas Comerciales ......................................................................................... 53

3.1.1. Tiempos de Atención Oficinas Comerciales (minutos) ................................................... 53

3.2. Respuesta a Peticiones, Quejas y Recursos con los tiempos establecidos en la normativa vigente. .............................................................................................................................................. 54

3.2.1. Tiempo Medio de Resolución de Solicitudes (días) ......................................................... 54

3.2.2. Tiempo Medio Resolución Quejas (días) ........................................................................... 55

3.2.3. Tiempo Medio Resolución Reclamos (días) ...................................................................... 55

3.3. Nivel de Satisfacción del Usuario .......................................................................................... 55

3.4. Talleres de Capacitación para el personal del servicio al cliente. ......................................... 60

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3.5. Calidad de la atención al usuario en las oficinas comerciales. .............................................. 62

3.6. Atención integral en oficinas, incluyendo las notificaciones procesos de ECDF. .................. 63

3.7. Procesos Administrativos de Recuperación de Energía Dejada de Facturar. ....................... 63

3.7.1. Cambio de medidores ....................................................................................................... 66

3.7.2. Mejora en los Tiempos de Reconexión ............................................................................. 70

3.7.3. Compensaciones ............................................................................................................... 71

4. ASPECTOS FINANCIEROS ........................................................................................................... 72

4.1. Indicador de Liquidez: ........................................................................................................... 72

4.2. Indicador Nivel de Endeudamiento: ...................................................................................... 72

4.3. Indicador Ejecución de Proyectos de Inversión: ................................................................... 72

4.4. Indicador de Apalancamiento: .............................................................................................. 73

4.5. Indicador Margen Neto: ........................................................................................................ 73

4.6. Indicador Porcentaje de Recaudo: ........................................................................................ 73

4.7. Indicador de Rotación de Cuentas por Pagar: ....................................................................... 74

4.8. Indicador de Rotación de Cuentas por Cobrar: ..................................................................... 74

4.9. Indicador de Flujo de Caja: .................................................................................................... 74

4.10. Comportamiento de la Cartera: ........................................................................................ 74

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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura No. 1 – Descripción Sistema de Transmisión Regional STR ...................................................... 7 Figura No. 2 Esquema simplificado Arquitectura Zona Norte........................................................... 27 Figura No. 3 Arquitectura Red Popayán ............................................................................................ 28 Figura No. 4 interconexión subestaciones Zaque – Estrecho y Estrecho – San Alfonso ................... 28 Figura No. 5 Esquema del procedimiento de actualización de SGD ................................................. 34 Figura No. 6 Estrategia de Levantamiento Catastro de Activos ........................................................ 35 Figura No. 7 Metodología Levantamiento Catastro de Activos ........................................................ 37 Figura No. 8 Cronograma Catastro de Activos Fase 2 ....................................................................... 38 Figura No. 9 Cronograma Proyecto SCADA ....................................................................................... 40 Figura No. 10 Curva Proyecto SCADA ................................................................................................ 41 Figura No. 11 Comportamiento Indicadores Grupo 1 ....................................................................... 45 Figura No. 12 Comportamiento Indicadores Grupo 3 ....................................................................... 46 Figura No. 13 Comportamiento Indicadores Grupo 4 ....................................................................... 48 Figura No. 14 Comportamiento del SAIFI .......................................................................................... 51 Figura No. 15 Metodología SAIDI ...................................................................................................... 52 Figura No. 16 Recordación Nombre de la Empresa .......................................................................... 56 Figura No. 17 Calificación de los servicios públicos .......................................................................... 57 Figura No. 18 Calificación del servicio ............................................................................................... 57 Figura No. 19 Calificación de la disponibilidad del servicio .............................................................. 58 Figura No. 20 Calificación Atención a los clientes ............................................................................. 58 Figura No. 21 Facturación y pagos .................................................................................................... 59 Figura No. 22 Percepción de la Tarifa ............................................................................................... 59 Figura No. 23 Percepción de las Comunicaciones ............................................................................. 60 Figura No. 24 Reclamos Procedentes ECDF ...................................................................................... 64 Figura No. 25 Procesos enviados a la SSPD (ECDF) ........................................................................... 65 Figura No. 26 Usuarios por diferencia de Lectura ............................................................................. 69 Figura No. 27 Tiempo Promedio de Reconexión ............................................................................... 70 Figura No. 28 Mejora en tiempos de Reconexión ............................................................................. 71

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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 - Líneas 115kV ......................................................................................................................... 8 Tabla 2 Líneas 34,5 kV ....................................................................................................................... 15 Tabla 3 Transformadores por alimentador ....................................................................................... 21 Tabla 4 Descripción General Sistema Eléctrico CEO S.A E.S.P ........................................................... 22 Tabla 5 Cifras características del sistema de distribución ............................................................... 23 Tabla 6 Avance Circuito Pance – Santander 115 kV .......................................................................... 24 Tabla 7 Avance Transformador de reserva de 90 MVA 230/115 kV ................................................. 24 Tabla 8 Avance Segundo Transformador San Bernardino 230/115 kV 150 MVA ............................. 24 Tabla 9 Interconexión Costa Pacífica – Guapi ................................................................................... 25 Tabla 10 Avance Interconexión Costa Pacífica – Guapi .................................................................... 25 Tabla 11 Cantidades de obras ejecutar correspondiente al plan de expansión zona Norte ........... 26 Tabla 12 Cumplimiento mantenimientos programados .............................................................. 29 Tabla 13 Fases y etapas implementación RCM2 ............................................................................... 31 Tabla 14 Indicadores de Mantenimiento .......................................................................................... 32 Tabla 15 Proyecto SCADA Etapa 1 .................................................................................................... 39 Tabla 16 Porcentaje de avance en Telemedición en cabeceras de circuitos - Subestaciones ......... 42 Tabla 17 Aporte FES programado Grupo 1 ....................................................................................... 45 Tabla 18 Aporte FES no programado Grupo 1 .................................................................................. 45 Tabla 19 Aporte DES programado Grupo 1 ....................................................................................... 46 Tabla 20 Aporte DES no programado Grupo 1 .................................................................................. 46 Tabla 21 Aporte FES programado Grupo 3 ....................................................................................... 47 Tabla 22 Aporte FES no programado Grupo 3 .................................................................................. 47 Tabla 23 Aporte DES programado Grupo 3 ....................................................................................... 48 Tabla 24 Aporte DES no programado Grupo 3 ................................................................................. 48 Tabla 25 Aporte FES programado Grupo 4 ...................................................................................... 49 Tabla 26 Aporte FES no programado Grupo 4 ................................................................................. 49 Tabla 27 Aporte DES programado Grupo 4 ....................................................................................... 50 Tabla 28 Aporte DES no programado Grupo 4 .................................................................................. 50 Tabla 29 Tiempo de Atención Oficinas Comerciales ......................................................................... 54 Tabla 30 tiempo medio de resolución de solicitudes........................................................................ 54 Tabla 31 Tiempo medio de resolución de Quejas ............................................................................. 55 Tabla 32 Tiempo Medio de Resolución de Reclamos ........................................................................ 55 Tabla 33 Asistencia Taller Couching dic. 2012 .................................................................................. 62 Tabla 34 Asistencia Taller Coaching Jul. 2012 ................................................................................... 62 Tabla 35 Indicador Procesos Administrativos Recuperación de Energía ........................................ 64 Tabla 36 Indicador Procesos ECDF enviados a la SSPD. .................................................................... 65 Tabla 37 Cambio de medidores ......................................................................................................... 67 Tabla 38 Campañas de divulgación de cambio de medidores .......................................................... 68 Tabla 39 Indicador Cambio de Medidores ........................................................................................ 69 Tabla 40 Tiempo medio de reconexión del servicio .......................................................................... 70 Tabla 41 Proyectos de Inversión ....................................................................................................... 73 Tabla 42 Cartera ................................................................................................................................ 74

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1. INTRODUCCIÓN ASPECTOS DEL ACUERDO MEJORAMIENTO

La Compañía Energética de Occidente S.A.S. E.S.P. firmó el 11 de septiembre de 2012 en Bogotá, un acuerdo con la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios que propende garantizar la prestación del servicio de energía en el mercado Cauca con estándares óptimos de calidad. El acuerdo contempla una serie de compromisos referidos a gestionar permanentemente la calidad del servicio que se brinda a los usuarios del Cauca, en aspectos relacionados con la continuidad y seguridad, así como el cumplimiento del debido proceso en las intervenciones referidas a la revisión y reposición de los equipos de medida y la calidad en la atención brindada a los clientes. A continuación se señalan los aspectos técnicos que serán evaluados con motivo del Acuerdo de Mejoramiento firmado por la empresa CEO S.A.S E.S.P y la SSPD.

2. ASPECTOS TÉCNICOS

2.1. Infraestructura Con el objetivo de mejorar la confiabilidad, calidad y seguridad del servicio de energía eléctrica prestada en la región, la Compañía Energética de Occidente ha liderado la ejecución de proyectos de infraestructura eléctrica a corto, mediano y largo plazo, que se requieren para la expansión de su Sistema de Transmisión Regional STR y Distribución Local SDL.

2.1.1. Descripción General STR-SDL El sistema de transformación que opera la Compañía Energética de Occidente, está constituido por 37 subestaciones en los niveles de tensión a 115, 34.5 y 13,2kV, que representan una capacidad instalada de 518 MVA, correspondiente a 42 transformadores de potencia. Del total de subestaciones 20 son tipo reconectador, con capacidad de transformación inferior a 6.5 MVA., y 17 subestaciones tipo celdas con capacidad mayor a 6.5 MVA. El sistema de distribución de la Compañía, está conformado por 12 circuitos de 115kV, 46 circuitos de 34.5kV y 122 circuitos de 13.2kV. Dentro del sistema operado por la Compañía, existen diez plantas menores de generación, ubicadas en los municipios de Popayán, Puracé, Silvia, Patía, Buenos Aires, Suarez, Caloto y Caldono; esos activos son operados actualmente por UTEN-VATIA (8 PCH’s.) que son propiedad de CEDELCA SA. ESP., y por la Empresa Municipal de Energía Eléctrica, que es su propietario (2

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PCH’s.), este parque de generación hidráulico representa una capacidad de generación de 38 MW., aproximadamente. Posee dos puntos de conexión al Sistema de Transmisión Nacional-STN, en las subestaciones Páez (90 MVA) y San Bernardino (150 MVA), con alimentaciones a 220kV., provenientes de la Central Hidroeléctrica de Betania (Dos circuitos), un circuito de la Subestación Páez, un circuito de la Subestación Yumbo y dos circuitos de la Subestación Jamondino. El Sistema de Transmisión Regional, tal como se observa en la Figura 1, está constituido por cinco (5) subestaciones, con niveles 115/34,5kV., (Subestaciones Cabaña y Zaque) y con niveles 115/34,5/13,2kV., (Subestaciones Santander, San Bernardino y Popayán).

Figura No. 1 – Descripción Sistema de Transmisión Regional STR

Las líneas se describen en la tabla No.1, aclarando que solo las línea Santander-Cabaña está construida en circuito sencillo, con apoyos de concreto de 16 m., con algunas estructuras metálicas. El resto de líneas están construidas en doble circuito en torres de celosía.

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Tabla 1 - Líneas 115kV

A nivel de 34,5 kV, existen 46 líneas, en la ciudad de Popayán, se cuenta con un anillo, conformado por las Subestaciones San Bernardino, Norte, Centro, Popayán e Isabela, San Bernardino; en la zona Norte del Departamento también se tiene la posibilidad de conformar otro anillo, sin embargo existen limitaciones por calibre de conductores, el anillo está conformado por las subestaciones Santander, Japio, Corinto, Cabaña, Puerto Tejada, Santander. Las líneas de 34.5 kV y los circuitos de 13.2 kV con sus clientes asociados, se describen en la tabla No.2

Cod. S/E

Nombre Subestación Cod. Cto Nombre Circuito kV. Long. (Km.)

No. Clien

Client/Km.

11 SE_SAN BERNARDINO 11321 CIRCUITO-VEINTIUNO 13.2 71.62 1181 16

11 SE_SAN BERNARDINO 11322 CIRCUITO-VEINTIDOS 13.2 38.65 7455 193

11 SE_SAN BERNARDINO 11206 LINEA SANBERNARDINO - CAJIBIO 34.5 15.99 0 0

11 SE_SAN BERNARDINO 11203 LINEA SAN BERNARDINO - NORTE I 34.5 4.2 0 0

11 SE_SAN BERNARDINO 11323 CIRCUITO-VEINTITRES 13.2 49.69 3349 67

11 SE_SAN BERNARDINO 11204 LINEA SAN BERNARDINO - NORTE II 34.5 4.88 1 0

11 SE_SAN BERNARDINO 11205 LINEA SAN BERNARDINO - PIENDAMO

34.5 41.88 1 0

11 SE_SAN BERNARDINO 11202 LINEA SAN BERNARDINO - LA ISABELA

34.5 14.67 0 0

12 SE_POPAYÁN 12229 CIRCUITO-VEINTINUEVE 13.2 9.66 3142 325

12 SE_POPAYÁN 12203 CIRCUITO-TRES 13.2 14.06 4541 323

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Cod. S/E


No. Clien

Client/Km.

12 SE_POPAYÁN 12104 LINEA PRINCIPAL - CENTRO I 34.5 4.09 0 0

12 SE_POPAYÁN 12103 LINEA PRINCIPAL - LA ISABELA 34.5 2.26 0 0

12 SE_POPAYÁN 12204 CIRCUITO-CUATRO 13.2 9.8 4256 434

12 SE_POPAYÁN 12202 CIRCUITO-DOS 13.2 9.4 2271 242

12 SE_POPAYÁN 12218 CIRCUITO-DIEZ OCHO 13.2 13.32 4739 356

12 SE_POPAYÁN 12205 CIRCUITO-CINCO 13.2 11.47 3368 294

12 SE_POPAYÁN 12200 CIRCUITO-CERO (PRINCIPAL) 13.2 1.24 0 0

12 SE_POPAYÁN 12102 LINEA PRINCIPAL - TAMBO 34.5 25.38 0 0

12 SE_POPAYÁN 12105 LINEA PRINCIPAL - CENTRO II 34.5 4.05 0 0

12 SE_POPAYÁN 12101 LINEA PRINCIPAL - TIMBIO 34.5 11.6 0 0

13 SE_SANTANDER 13200 CIRCUITO-SANTANDER CERO 13.2 0.19 0 0

13 SE_SANTANDER 13202 CIRCUITO-SANTANDER DOS 13.2 200.96 4387 22

13 SE_SANTANDER 13204 CIRCUITO-SANTANDER CUATRO 13.2 16.36 5565 340

13 SE_SANTANDER 13201 CIRCUITO-SANTANDER UNO 13.2 15.35 6222 405

13 SE_SANTANDER 13105 CTO-PARAISO 34.5 13.25 18 1

13 SE_SANTANDER 13104 LINEA SANTANDER - PESCADOR 34.5 28.16 2 0

13 SE_SANTANDER 13205 CIRCUITO-SANTANDER CINCO 13.2 291.72 7255 25

13 SE_SANTANDER 13203 CIRCUITO-SANTANDER TRES 13.2 16.29 4472 275

13 SE_SANTANDER 13102 LINEA SANTANDER - JAPIO 34.5 11.72 1 0

13 SE_SANTANDER 13101 LINEA SANTANDER - PUERTO TEJADA

34.5 31.4 33 1

14 SE_CABAÑA 14206 CENTRO DE REFLEX 34.5 0.03 0 0

14 SE_CABAÑA 14201 CTO-CORINTO 2 34.5 17.81 1 0

14 SE_CABAÑA 14204 LINEA CABAÑA - PUERTO1 (CAMPO1)

34.5 18.22 11 1

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Cod. S/E


No. Clien

Client/Km.

14 SE_CABAÑA 14202 LINEA CABAÑA - CORINTO1 34.5 19.84 3 0

14 SE_CABAÑA 14203 LINEA CABAÑA - PUERTO 2 (CAMPO2)

34.5 10.1 5 0

14 SE_CABAÑA 14205 CTO-CAMPO 3 34.5 10 13 1

14A PLT_PROENCA 14A205 CIRCUITO-PROENCA 13.2 5.32 0 0

15 SE_ZAQUE 15102 LINEA ZAQUE - BORDO 34.5 11.32 0 0

15 SE_ZAQUE 15101 LINEA ZAQUE - BOLIVAR 34.5 22.61 0 0

15 SE_ZAQUE 15103 LINEA ZAQUE - ALMAGUER 34.5 23.4 0 0

16 SE_NORTE 16006 LINEA NORTE - ALPINA 34.5 0.75 1 1

16 SE_NORTE 16004 LINEA NORTE - PURACE 34.5 19 2 0

16 SE_NORTE 16005 LINEA NORTE - CENTRO 34.5 6.42 0 0

16 SE_NORTE 16107 CIRCUITO-SIETE 13.2 28.96 3551 123

16 SE_NORTE 16110 CIRCUITO-DIEZ 13.2 17.76 3391 191

16 SE_NORTE 16109 CIRCUITO-NUEVE 13.2 15.69 3320 212

16 SE_NORTE 16111 CIRCUITO-ONCE 13.2 28.82 3855 134

16 SE_NORTE 16108 CIRCUITO-OCHO 13.2 178.6 4169 23

17 SE_ISABELA 17141 CIRCUITO-CUARENTA Y UNO 13.2 30.01 4391 146

17 SE_ISABELA 17142 CIRCUITO-CUARENTA Y DOS 13.2 7.04 3317 471

17 SE_ISABELA 17140 CIRCUITO-CUARENTA 13.2 74.46 2724 37

17 SE_ISABELA 17143 CIRCUITO-CUARENTA Y TRES 13.2 6.78 3267 482

18 SE_CENTRO 18001 LINEA COCONUCO - CENTRO 34.5 16.81 0 0

18 SE_CENTRO 18100 CIRCUITO-CERO (CENTRO) 13.2 0.52 0 0

18 SE_CENTRO 18132 CIRCUITO-TREINTA Y DOS 13.2 30.45 4616 152

18 SE_CENTRO 18131 CIRCUITO-TREINTA Y UNO 13.2 8.88 4566 514

18 SE_CENTRO 18133 CIRCUITO-TREINTA Y TRES 13.2 60 5693 95

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Cod. S/E


No. Clien

Client/Km.

19 SE_PTO TEJADA 19101 CIRCUITO-VILLA RICA 13.2 75.91 5536 73

19 SE_PTO TEJADA 19001 LINEA PUERTO TEJADA - SANTANDER

34.5 19.61 2 0

19 SE_PTO TEJADA 19103 CIRCUITO-PTO TEJADA 13.2 4.64 2047 441

19 SE_PTO TEJADA 19104 CIRCUITO-CIRCUITO CUATRO 13.2 9.66 222 23

19 SE_PTO TEJADA 19102 CIRCUITO-ORTIGAL 13.2 57.7 3327 58

20 SE_JAPIO 20104 CIRCUITO-CAMPIÑA 13.2 8.99 0 0

20 SE_JAPIO 20105 CIRCUITO-BALCANES 13.2 69.62 423 6

20 SE_JAPIO 20101 CIRCUITO-CALOTO 13.2 48.85 3132 64

20 SE_JAPIO 20103 CIRCUITO-LADRILLERA_PACIFICO 13.2 7.31 11 2

20 SE_JAPIO 20106 CIRCUITO-GUACHENE 13.2 101.15 5007 50

20 SE_JAPIO 20001 LINEA JAPIO - CORINTO 34.5 46.63 3 0

20 SE_JAPIO 20102 CIRCUITO-SULFOQUIMICA 13.2 1.4 0 0

21 SE_BORDO 21104 CIRCUITO-PIEDRA SENTADA 13.2 70.41 913 13

21 SE_BORDO 21101 CIRCUITO-BORDO 13.2 12.21 3689 302

21 SE_BORDO 21003 LINEA BORDO - SAJANDI 34.5 13.6 8 1

21 SE_BORDO 21004 LINEA BORDO - ROSAS 34.5 34.12 1 0

21 SE_BORDO 21102 CIRCUITO-GUACHICONO 13.2 190.06 3090 16

22 SE_PIENDAMO 22002 LINEA PIENDAMO - MORALES 34.5 19.88 0 0

22 SE_PIENDAMO 22004 LINEA PIENDAMO - SILVIA 34.5 16.87 0 0

22 SE_PIENDAMO 22103 CIRCUITO-PIENDAMO 13.2 19.17 3711 194

22 SE_PIENDAMO 22101 CIRCUITO-CAJIBIO 13.2 108.65 2944 27

22 SE_PIENDAMO 22104 CIRCUITO-TUNIA 13.2 87.06 2729 31

22 SE_PIENDAMO 22003 LINEA PIENDAMO - PESCADOR 34.5 18.89 0 0

22 SE_PIENDAMO 22102 CIRCUITO-SANTA ELENA 13.2 132.98 3702 28

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Cod. S/E


No. Clien

Client/Km.

23 SE_CORINTO 23103 CIRCUITO-PADILLA 13.2 64.25 2089 33

23 SE_CORINTO 23004 LINEA CORINTO - MIRANDA 34.5 9.62 0 0

23 SE_CORINTO 23101 CIRCUITO-CORINTO URBANO 13.2 10.58 3900 369

23 SE_CORINTO 23102 CIRCUITO-CORINTO RURAL 13.2 59.8 2944 49

24 SE_MORALES 24101 CIRCUITO-MORALES 13.2 7.42 785 106

24 SE_MORALES 24103 CIRCUITO-MATAREDONDA 13.2 39.03 939 24

24 SE_MORALES 24104 CIRCUITO-EL HATO 13.2 86.44 1624 19

24 SE_MORALES 24102 CIRCUITO-SAN ISIDRO 13.2 87.69 2768 32

25 SE_MERCADERES 25103 CIRCUITO-SAN JOAQUIN 13.2 66.45 1314 20

25 SE_MERCADERES 25102 CIRCUITO-MERCADERS 13.2 40.59 1324 33

25 SE_MERCADERES 25101 CIRCUITO-ARBOLEDA 13.2 46.14 1567 34

25 SE_MERCADERES 25104 CIRCUITO-FLORENCIA 13.2 59.53 862 14

26 SE_MIRANDA 26102 CIRCUITO-MIRANDA_RURAL 13.2 13.02 1880 144

26 SE_MIRANDA 26101 CIRCUITO-MIRANDA_URBANO 13.2 42.53 5307 125

26 SE_MIRANDA 26103 CIRCUITO-INORCA 13.2 3.86 81 21

27 SE_LA SIERRA 27104 CIRCUITO-ROSAS 13.2 76.38 1403 18

27 SE_LA SIERRA 27102 CIRCUITO-LA SIERRA 13.2 102.3 2084 20

27 SE_LA SIERRA 27101 CIRCUITO-LA VEGA 13.2 193.34 3537 18

27 SE_LA SIERRA 27103 CIRCUITO-RIO BLANCO 13.2 141.12 2824 20

28 SE_SILVIA 28102 CIRCUITO-TOTORO 13.2 68.78 1147 17

28 SE_SILVIA 28103 CIRCUITO-JAMBALO 13.2 197.78 3451 17

28 SE_SILVIA 28101 CIRCUITO-SILVIA 13.2 69.69 3793 54

28 SE_SILVIA 28104 CIRCUITO-LA CHULICA 13.2 65.14 889 14

28 SE_SILVIA 28001 LINEA SILVIA - TOTORO 34.5 13.98 1 0

13

Cod. S/E


No. Clien

Client/Km.

29 SE_BOLIVAR 29103 CIRCUITO-BOLIVAR_RURAL 13.2 155.37 2675 17

29 SE_BOLIVAR 29003 LINEA BOLIVAR - SANTIAGO 34.5 25.84 0 0

29 SE_BOLIVAR 29102 CIRCUITO-BOLIVAR2 13.2 2.28 833 365

29 SE_BOLIVAR 29101 CIRCUITO-BOLIVAR1 13.2 3.57 800 224

29 SE_BOLIVAR 29104 CIRCUITO-SAN LORENZO 13.2 91.67 2581 28

29 SE_BOLIVAR 29002 LINEA BOLIVAR - MERCADERES 34.5 23.5 0 0

30 SE_TIMBIO 30002 LINEA TIMBIO - ROSAS 34.5 14.19 0 0

30 SE_TIMBIO 30101 CIRCUITO-SACHACOCO 13.2 86.01 1278 15

30 SE_TIMBIO 30103 CIRCUITO-TIMBIO 13.2 45.6 4279 94

30 SE_TIMBIO 30102 CIRCUITO-SAN JOAQUIN 13.2 177.94 3700 21

30 SE_TIMBIO 30104 CIRCUITO-PAISPAMBA (SOTARA) 13.2 105.45 1014 10

31 SE_PESCADOR 31AR1 CTO SERVICIOS AUXILIARES 1 NIVEL 34.5KV DE LA SE_PESCADOR

34.5 0.01 0 0

31 SE_PESCADOR 31102 CIRCUITO-CALDONO 13.2 95.94 1522 16

31 SE_PESCADOR 31101 CIRCUITO-PESCADOR 13.2 282.97 6313 22

31 SE_PESCADOR 31103 CIRCUITO-TUNIA 13.2 0 0

32 SE_TAMBO 32102 CIRCUITO-CUATRO ESQUINAS 13.2 210.55 3072 15

32 SE_TAMBO 32105 CIRCUITO-LA LAGUNA 13.2 192.42 1855 10

32 SE_TAMBO 32001 LINEA TAMBO - MUNCHIQUE 34.5 0 0

32 SE_TAMBO 32103 CIRCUITO-MUNCHIQUE 13.2 112.06 2366 21

32 SE_TAMBO 32101 CIRCUITO-TAMBO URBANO 13.2 7.72 1815 235

32 SE_TAMBO 32104 CIRCUITO-TAMBO RURAL 13.2 97.93 1973 20

33 SE_SAN ALFONSO 33103 CIRCUITO-SAN ALFONSO 13.2 15.54 323 21

33 SE_SAN ALFONSO 33101 CIRCUITO-ARGELIA 13.2 31.63 3366 106

33 SE_SAN ALFONSO 33001 LINEA SAN ALFONSO - ARGELIA 34.5 18.03 0 0

14

Cod. S/E


No. Clien

Client/Km.

33 SE_SAN ALFONSO 33102 CIRCUITO-BALBOA 13.2 94.61 2208 23

34 SE_SUAREZ 34104 CIRCUITO-PLANTAS Y VEREDAS 13.2 0.64 670 1047

34 SE_SUAREZ 34101 CIRCUITO-EL AMPARO 13.2 162.38 2094 13

34 SE_SUAREZ 34103 CIRCUITO-SUAREZ URBANO 13.2 48.14 1917 40

35 SE_PURACE 35101 CIRCUITO-PURACE 13.2 42.45 588 14

35 SE_PURACE 35102 CIRCUITO-COCONUCO 13.2 130.54 1295 10

35A PLT_COCONUCO 35A001 CIRCUITO- PLANTA COCONUCO 13.2 7.31 1 0

36 SE_SANTIAGO 36103 CIRCUITO-SANTA ROSA 13.2 52.95 935 18

36 SE_SANTIAGO 36101 CIRCUITO-EL ROSAL / SAN JUAN 13.2 78.69 1943 25

36 SE_SANTIAGO 36102 CIRCUITO-SAN SEBASTIAN 13.2 115.32 1553 13

37 SE_GUADUALEJO 37101 CIRCUITO-BELALCAZAR 13.2 229.33 4723 21

37 SE_GUADUALEJO 37102 CIRCUITO-INZA 13.2 257.16 6393 25

37A PLT_INZA 37A102 CIRCUITO PCH INZA 13.2 0 0

38 SE_ROSAS 38002 LINEA ROSAS - LA SIERRA 34.5 8.75 0 0

38 SE_ROSAS 38101 CIRCUITO-ROSAS 13.2 67.51 1936 29

40 SE_ESTRECHO 40104 CIRCUITO-EL ESTRECHO 13.2 1.23 416 338

40 SE_ESTRECHO 40101 CIRCUITO-LOMITAS BALBOA 13.2 65.75 2156 33

40 SE_ESTRECHO 40103 CIRCUITO-PATIA 13.2 99.91 1451 15

40 SE_ESTRECHO 40102 CIRCUITO-LEIVA 13.2 43.38 499 12

41 SE_TACUEYO 41102 CIRCUITO-LA LUZ 13.2 38.77 1996 51

41 SE_TACUEYO 41104 CIRCUITO-SANTO DOMINGO 13.2 1.58 478 303

41 SE_TACUEYO 41101 CIRCUITO-TACUEYO 13.2 10.62 303 29

41 SE_TACUEYO 41103 CIRCUITO-TORIBIO 13.2 22.23 2106 95

42 SE_ALMAGUER 42101 CIRCUITO-ALMAGUER 13.2 1.76 566 322

15

Cod. S/E


No. Clien

Client/Km.

42 SE_ALMAGUER 42103 CIRCUITO-YACUANAS 13.2 36.48 951 26

42 SE_ALMAGUER 42102 CIRCUITO-CAQUIONA 13.2 113.41 2008 18

42 SE_ALMAGUER 42104 CIRCUITO-LA HERRADURA 13.2 76.05 1611 21

43 SE_MONDOMO 43102 CIRCUITO-MONDOMO RURAL 13.2 178.83 3473 19

43 SE_MONDOMO 43101 CIRCUITO-MONDOMO URBANO 13.2 12.35 836 68

44 SE_LA_PLATA 44101 CIRCUITO-SANTA LETICIA 13.2 99.67 805 8

44 SE_LA_PLATA 44001 LINEA LA PLATA-GUADUALEJO 34.5 25.07 0 0

49 SE_TOTORO 49102 CIRCUITO-GABRIEL LOPEZ 13.2 101.87 1364 13

49 SE_TOTORO 49101 CIRCUITO-TOTORO 13.2 75.16 914 12

50 SE_ARGELIA 50103 CIRCUITO-LAS PERLAS 13.2 4.82 123 26

50 SE_ARGELIA 50101 CIRCUITO-ARGELIA 13.2 6.49 613 94

50 SE_ARGELIA 50102 CIRCUITO-EL PLATEADO 13.2 66.6 1250 19

51 SE_VILLALOBOS 51101 CIRCUITO-VILLALOBOS 13.2 48.46 407 8

51 SE_VILLALOBOS 51102 CIRCUITO-RIO CAQUETA 13.2 55.8 448 8

51A SE_JUNIN 51A001 LINEA JUNIN - VILLALOBOS 34.5 53.95 0 0

52 SE_SAJANDI 52202 CIRCUITO-LA FONDA 13.2 0 0

52 SE_SAJANDI 52001 LINEA SAJANDI - EL ESTRECHO 34.5 26.79 0 0

52 SE_SAJANDI 52201 CIRCUITO-LA MESA 13.2 0.03 1955 0

52 SE_SAJANDI 52103 LINEA SAJANDI - SAN ALFONSO 34.5 21.21 0 0

53 SE_CAJIBIO 53104 CIRCUITO-EL CARMELO 13.2 76.83 883 11

53 SE_CAJIBIO 53101 CIRCUITO-CAJIBIO 13.2 20.9 288 14

53 SE_CAJIBIO 53102 CIRCUITO-PEDREGOSA 13.2 56.16 842 15

53 SE_CAJIBIO 53103 CIRCUITO-ROSARIO 13.2 118.82 1575 13

Tabla 2 Líneas 34,5 kV

16

De los 46 circuitos de 34,5kV predominan los conductores 2/0 y 4/0, AWG., circuitos trifásicos construidos en postes de concreto, estructuras tipo H, poste sencillo y torrecillas metálicas. A nivel de 13,2 kV se cuenta con 122 circuitos, en calibres #2, 1/0 y 2/0 AWG, los circuitos son trifásicos con ramales monofásicos, en la parte urbana el 96 % de los transformadores son trifásicos, en la parte rural el 100% de los transformadores son monofásicos. En la red de BT, predominan los circuitos monofásicos a 3 hilos (2 fases + hilo neutro), calibres #2, 1/0, 2/0 y 4/0. El circuito más largo del departamento es el circuito Santander 5 (13.2 KV) = 292 km, y de Popayán el circuito San Bernardino 22 (13,2 kV) = 120 km. La cantidad de transformadores por alimentador, se detalla en la siguiente tabla.

CODIGO CIRCUITO NOMBRE TRAFOS

1 18132 CIRCUITO-TREINTA Y DOS 157

2 17142 CIRCUITO-CUARENTA Y DOS 66

3 17140 CIRCUITO-CUARENTA 114

4 18001 LINEA COCONUCO - CENTRO 2

5 16004 LINEA NORTE - PURACE 3

6 16005 LINEA NORTE - CENTRO 0

7 11106 LINEA SABERNARDINO - PRINCIPAL 2 0

8 11107 LINEA SAN BERNARDINO - SANTANDER 1 0

9 18133 CIRCUITO-TREINTA Y TRES 182

10 12229 CIRCUITO-VEINTINUEVE 65

11 16108 CIRCUITO-OCHO 333

12 12203 CIRCUITO-TRES 87

13 11108 LINEA SAN BERNARDINO - SANTANDER 2 0

14 16109 CIRCUITO-NUEVE 119

15 16111 CIRCUITO-ONCE 168

16 11322 CIRCUITO-VEINTIDOS 245

17 11321 CIRCUITO-VEINTIUNO 123

18 11205 LINEA SAN BERNARDINO - PIENDAMO 1

19 11204 LINEA SAN BERNARDINO - NORTE II 1

20 11202 LINEA SAN BERNARDINO - LA ISABELA 0

21 12006 LINEA PRINCIPAL - RIO MAYO 0

22 12003 LINEA PRINCIPAL - ZAQUE 0

23 12104 LINEA PRINCIPAL - CENTRO I 0

24 12103 LINEA PRINCIPAL - LA ISABELA 0

25 12204 CIRCUITO-CUATRO 76

17


26 12202 CIRCUITO-DOS 80

27 12218 CIRCUITO-DIEZ OCHO 95

28 12205 CIRCUITO-CINCO 103

29 16110 CIRCUITO-DIEZ 130

30 17141 CIRCUITO-CUARENTA Y UNO 124

31 11323 CIRCUITO-VEINTITRES 125

32 24101 CIRCUITO-MORALES 33

33 27101 CIRCUITO-LA VEGA 300

34 27102 CIRCUITO-LA SIERRA 167

35 27104 CIRCUITO-ROSAS 120

36 40104 CIRCUITO-EL ESTRECHO 10

37 25104 CIRCUITO-FLORENCIA 72

38 33101 CIRCUITO-ARGELIA 48

39 33103 CIRCUITO-SAN ALFONSO 25

40 34104 CIRCUITO-PLANTAS Y VEREDAS 2

41 11203 LINEA SAN BERNARDINO - NORTE I 0

42 34101 CIRCUITO-EL AMPARO 257

43 15103 LINEA ZAQUE - ALMAGUER 0

44 15101 LINEA ZAQUE - BOLIVAR 0

45 52201 CIRCUITO-LA MESA 1

46 30103 CIRCUITO-TIMBIO 140

47 30101 CIRCUITO-SACHACOCO 133

48 12102 LINEA PRINCIPAL - TAMBO 0

49 50103 CIRCUITO-LAS PERLAS 11

50 50102 CIRCUITO-EL PLATEADO 121

51 28102 CIRCUITO-TOTORO 106

52 30002 LINEA TIMBIO - ROSAS 0

53 53102 CIRCUITO-PEDREGOSA 85

54 12105 LINEA PRINCIPAL - CENTRO II 0

55 13A005 LINEA PANCE - JAMUNDI 0

56 35101 CIRCUITO-PURACE 63

57 28104 CIRCUITO-LA CHULICA 81

58 24103 CIRCUITO-MATAREDONDA 67

59 38101 CIRCUITO-ROSAS 111

60 17143 CIRCUITO-CUARENTA Y TRES 61

61 18131 CIRCUITO-TREINTA Y UNO 86

62 11105 LINEA SANBERNARDINO - PRINCIPAL 1 0

63 52001 LINEA SAJANDI - EL ESTRECHO 0

18


64 19104 CIRCUITO-CIRCUITO CUATRO 21

65 41103 CIRCUITO-TORIBIO 51

66 43101 CIRCUITO-MONDOMO URBANO 35

67 31AR1 CTO SERVICIOS AUXILIARES 1 NIVEL 34.5KV DE LA SE_PESCADOR 1

68 12101 LINEA PRINCIPAL - TIMBIO 0

69 16006 LINEA NORTE - ALPINA 1

70 42101 CIRCUITO-ALMAGUER 13

71 42103 CIRCUITO-YACUANAS 70

72 36102 CIRCUITO-SAN SEBASTIAN 153

73 24104 CIRCUITO-EL HATO 142

74 11206 LINEA SANBERNARDINO - CAJIBIO 0

75 23102 CIRCUITO-CORINTO RURAL 92

76 13104 LINEA SANTANDER - PESCADOR 1

77 13205 CIRCUITO-SANTANDER CINCO 524

78 13203 CIRCUITO-SANTANDER TRES 99

79 19102 CIRCUITO-ORTIGAL 107

80 22004 LINEA PIENDAMO - SILVIA 0

81 22002 LINEA PIENDAMO - MORALES 0

82 21104 CIRCUITO-PIEDRA SENTADA 94

83 21101 CIRCUITO-BORDO 83

84 21102 CIRCUITO-GUACHICONO 236

85 21004 LINEA BORDO - ROSAS 2

86 22101 CIRCUITO-CAJIBIO 204

87 22104 CIRCUITO-TUNIA 205

88 13003 LINEA SANTANDER-CABAÑA 0

89 14103 LINEA CABAÑA - PROPAL 1

90 44001 LINEA LA PLATA-GUADUALEJO 0

91 13B005 LINEA JAMUNDI - SANTANDER 0

92 53104 CIRCUITO-EL CARMELO 107

93 16107 CIRCUITO-SIETE 166

94 25101 CIRCUITO-ARBOLEDA 53

95 25102 CIRCUITO-MERCADERS 44

96 32102 CIRCUITO-CUATRO ESQUINAS 267

97 32101 CIRCUITO-TAMBO URBANO 34

98 32104 CIRCUITO-TAMBO RURAL 171

99 38002 LINEA ROSAS - LA SIERRA 0

100 37101 CIRCUITO-BELALCAZAR 334

101 37102 CIRCUITO-INZA 448

19


102 23004 LINEA CORINTO - MIRANDA 0

103 29104 CIRCUITO-SAN LORENZO 166

104 29101 CIRCUITO-BOLIVAR1 17

105 35102 CIRCUITO-COCONUCO 168

106 20001 LINEA JAPIO - CORINTO 5

107 13C101 CTO-ALIMENTADOR PRIVADO LOS ANDES 0

108 13102 LINEA SANTANDER - JAPIO 6

109 13101 LINEA SANTANDER - PUERTO TEJADA 32

110 54102 CIRCUITO-EMEE 4

111 19101 CIRCUITO-VILLA RICA 193

112 49102 CIRCUITO-GABRIEL LOPEZ 150

113 49101 CIRCUITO-TOTORO 110

114 13200 CIRCUITO-SANTANDER CERO 0

115 13202 CIRCUITO-SANTANDER DOS 308

116 13A004 LINEA PANCE - SANTANDER 0

117 20106 CIRCUITO-GUACHENE 262

118 22102 CIRCUITO-SANTA ELENA 233

119 22103 CIRCUITO-PIENDAMO 79

120 26102 CIRCUITO-MIRANDA_RURAL 22

121 29002 LINEA BOLIVAR - MERCADERES 0

122 32105 CIRCUITO-LA LAGUNA 265

123 33102 CIRCUITO-BALBOA 164

124 33001 LINEA SAN ALFONSO - ARGELIA 0

125 34103 CIRCUITO-SUAREZ URBANO 107

126 20103 CIRCUITO-LADRILLERA_PACIFICO 6

127 21003 LINEA BORDO - SAJANDI 5

128 22003 LINEA PIENDAMO - PESCADOR 0

129 23101 CIRCUITO-CORINTO URBANO 76

130 26101 CIRCUITO-MIRANDA_URBANO 143

131 27103 CIRCUITO-RIO BLANCO 216

132 30102 CIRCUITO-SAN JOAQUIN 277

133 32001 LINEA TAMBO - MUNCHIQUE 0

134 32103 CIRCUITO-MUNCHIQUE 147

135 40102 CIRCUITO-LEIVA 43

136 41102 CIRCUITO-LA LUZ 58

137 54101 CIRCUITO-U. DEL CAUCA 5

138 36103 CIRCUITO-SANTA ROSA 63

139 40103 CIRCUITO-PATIA 122

20


140 42104 CIRCUITO-LA HERRADURA 139

141 20101 CIRCUITO-CALOTO 118

142 20105 CIRCUITO-BALCANES 73

143 20102 CIRCUITO-SULFOQUIMICA 2

144 26103 CIRCUITO-INORCA 5

145 52202 CIRCUITO-LA FONDA 0

146 51A001 LINEA JUNIN - VILLALOBOS 0

147 15007 LINEA ZAQUE - CATAMBUCO 0

148 12A005 LINEA FLORIDA - PRINCIPAL 0

149 31101 CIRCUITO-PESCADOR 451

150 51102 CIRCUITO-RIO CAQUETA 55

151 51101 CIRCUITO-VILLALOBOS 57

152 14202 LINEA CABAÑA - CORINTO1 4

153 14204 LINEA CABAÑA - PUERTO1 (CAMPO1) 19

154 53101 CIRCUITO-CAJIBIO 25

155 19001 LINEA PUERTO TEJADA - SANTANDER 6

156 13204 CIRCUITO-SANTANDER CUATRO 91

157 23103 CIRCUITO-PADILLA 97

158 24102 CIRCUITO-SAN ISIDRO 127

159 25103 CIRCUITO-SAN JOAQUIN 81

160 13201 CIRCUITO-SANTANDER UNO 113

161 44101 CIRCUITO-SANTA LETICIA 82

162 31102 CIRCUITO-CALDONO 140

163 35A001 CIRCUITO- PLANTA COCONUCO 9

164 11A101 SANBERNARDINO JAMUNDINO 1 Y 2 0

165 37A102 CIRCUITO PCH INZA 0

166 11A102 LINEA SANBERNARDINAO YUMBO 0

167 11A103 LINEA SANBERNARDINO PAEZ 0

168 14205 CTO-CAMPO 3 37

169 14206 CENTRO DE REFLEX 0

170 12200 CIRCUITO-CERO (PRINCIPAL) 0

171 12TAWS CTO. SALIDA RESERRVA - SISTEMA TAWS 0

172 14A205 CIRCUITO-PROENCA 6

173 31103 CIRCUITO-TUNIA 0

174 70101 LINEA BETANIA SANBERNARDINO 0

175 41104 CIRCUITO-SANTO DOMINGO 10

176 42102 CIRCUITO-CAQUIONA 163

177 43102 CIRCUITO-MONDOMO RURAL 276

21


178 50101 CIRCUITO-ARGELIA 17

179 52103 LINEA SAJANDI - SAN ALFONSO 0

180 13105 CTO-PARAISO 35

181 14201 CTO-CORINTO 2 1

182 15102 LINEA ZAQUE - BORDO 0

183 19103 CIRCUITO-PTO TEJADA 35

184 20104 CIRCUITO-CAMPIÑA 14

185 28001 LINEA SILVIA - TOTORO 1

186 29003 LINEA BOLIVAR - SANTIAGO 0

187 28103 CIRCUITO-JAMBALO 299

188 28101 CIRCUITO-SILVIA 166

189 29103 CIRCUITO-BOLIVAR_RURAL 223

190 53103 CIRCUITO-ROSARIO 158

191 29102 CIRCUITO-BOLIVAR2 13

192 30104 CIRCUITO-PAISPAMBA (SOTARA) 145

193 36101 CIRCUITO-EL ROSAL / SAN JUAN 133

194 40101 CIRCUITO-LOMITAS BALBOA 106

195 41101 CIRCUITO-TACUEYO 20

196 14203 LINEA CABAÑA - PUERTO 2 (CAMPO2) 33

197 18100 CIRCUITO-CERO (CENTRO) 0

Tabla 3 Transformadores por alimentador

A continuación se presenta una descripción del sistema eléctrico.

POSTES

MATERIAL CANTIDAD TOTAL

POLIMERICO 1

179.071

CONCRETO 147.424

FIBRA 3

METALICO 9.023

MADERA 22.577

3X1 TORMENTA 43

SUBESTACIONES

TIPO CANTIDAD TOTAL

TIPO RECONECTADOR MENORES 6.5MVA 20

37

TIPO CELDAS MAYORES 6.5 MVA 17

ESTADO OPERATIVO

ATENDIDAS CON CONTROL LOCAL 17

ATENDIDAS CON TELECONTROL 20

22

TRANSFORMADORES DE POTENCIA

CAPACIDAD CANTIDAD

BANCO MONOFÁSICO 1

48

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS 47

ESTADO OPERATIVO

TRANSFORMADORES CONECTADOS 43

TRANSFORMADORES DE RESERVA 5

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

CAPACIDAD KVA CANTIDAD TOTAL

112,5 648

15.030

2000 7

1600 10

1000 13

800 7

630 13

500 13

400 10

350 6

300 28

250 2

230 1

225 40

200 2

150 69

125 14

100 18

75 1.677

50 261

45 699

37.5 1.130

30 487

25 2.667

20 3

15 4.187

10 2.358

5 660

LONGITUD CIRCUITOS

TENSION PROMEDIO TOTAL

13,2 kV 66,05 Km 8.059

34,5 kV 17,42 Km 802

115 kV 46,33 km 556 Tabla 4 Descripción General Sistema Eléctrico CEO S.A E.S.P

23

A continuación se resumen algunas cifras que caracterizan el sistema de distribución:

Tabla 5 Cifras características del sistema de distribución

2.1.2. Proyectos Expansión Sistema De Transmisión Regional – STR La Compañía en busca de una cobertura confiable y una buena calidad, continuidad y seguridad en la prestación del servicio, ha presentado a la UPME los siguientes proyectos de expansión.

Circuito Pance – Santander 115 kV Luego de la aprobación del proyecto por parte de la UPME (29 de Noviembre de 2011), la Compañía inicia la operación comercial en el mes de junio del año 2012 del circuito Pance – Santander 115 kV, el cual mejoró notablemente el desempeño de la red, logrando reducir la cargabilidad de la transformación 230/115 kV 90 MVA de la subestación Páez, al igual que minimizar los riesgos de energías no servidas por contingencias simples de los elementos del STR Sur - Occidente.

Ratios

Longitud promedio - km

IV 42.64

III 17.4

III 60.67

Promedio clientes/km

IV 0

III 1.05

II 32.2

Promedio clientes/Transformador

III 1

II 19

Cargabilildad de circuitos

II 30%

San Bernardino 22: 120 km

Nivel de tensión

Circuito mas largo del sistema

Santander Cto 5: 290 km

Circuito mas largo de Popayan

24

Tabla 6 Avance Circuito Pance – Santander 115 kV

Transformador de reserva de 90 MVA 230/115 kV, para la conexión de la Compañía al STN ubicada en la subestación Páez

La Compañía en cumplimiento de la Resolución Nº 18 2148 de diciembre 28 de 2007 del Ministerio de Minas y Energía, mediante la cual se requiere que se disponga de un transformador de reserva para las conexiones del STN, con el fin de garantizar una pronta recuperación del servicio, inició la adquisición del transformador de reserva el cual estará disponible a partir del último trimestre del año 2013.

Tabla 7 Avance Transformador de reserva de 90 MVA 230/115 kV

Segundo Transformador San Bernardino 230/115 kV 150 MVA El proyecto consiste en poner operativo en el año 2015 un segundo transformador de iguales características al existente en la conexión de la Compañía Energética de Occidente al STN, ubicada en la subestación San Bernardino. El cual logrará un mejor desempeño de la red ante las contingencias más severas que puedan presentarse en el STR Sur – Occidente.

Tabla 8 Avance Segundo Transformador San Bernardino 230/115 kV 150 MVA

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Adicional a los proyectos anteriormente relacionados, en la región también se encuentra el proyecto de expansión del STR presentado por ISA detallado a continuación:

Interconexión Costa Pacífica – Guapi El Ministerio de Minas y Energía (MME) y el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), adelantan el proyecto de conexión al STN de la zona de Guapi y municipios aledaños, identificados en la siguiente tabla.

Tabla 9 Interconexión Costa Pacífica – Guapi

La alternativa final seleccionada por el MME es la construcción de una línea a 115 kV, San Bernardino – Guapi – Olaya Herrera, con una longitud de 220 Km; esta conexión permite a las localidades de López, Timbiquí, Guapi, Iscuandé, El charco, La Tola, Mosquera, Olaya y Francisco Pizarro, tener servicio de energía eléctrica hasta una demanda total proyectada de 25,3 MW. El año de entrada en operación ha sido replanteado para finales del año 2013.

Tabla 10 Avance Interconexión Costa Pacífica – Guapi

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2.1.3. Proyectos Expansión Sistema De Distribución Local – SDL A continuación se presenta el listado de obras previstas en el plan de expansión del SDL:

Zona norte Se adelanta la implementación de la arquitectura de red en nivel de tensión 34,5 kV la cual busca mejorar el desempeño de la red ante contingencias en los elementos del SDL, así como flexibilizar la operación de red beneficiando la prestación del servicio. La obra consiste en la construcción de nuevos circuitos que interconecten de forma directa los parques industriales con las subestaciones Santander, Cabaña y Puerto Tejada, de igual forma la ampliación de la capacidad de transformación en la zona y los circuitos existentes. Las cantidades de obras a ejecutar son (Tabla 11).

Tabla 11 Cantidades de obras ejecutar correspondiente al plan de expansión zona Norte

Actualmente este proyecto se encuentra en la etapa de diseño, la fecha estimada de inicio de las obras es 2014 con fecha de finalización diciembre 2015. En la figura siguiente se presenta un esquema simplificado de la arquitectura.

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Figura No. 2 Esquema simplificado Arquitectura Zona Norte

Zona centro Este proyecto consiste en la instalación de nuevos equipos y reconfiguración de la red de media tensión en la ciudad de Popayán para darle flexibilidad al sistema actual, lo que permitirá realizar transferencias de carga ante contingencias entre circuitos, mejorando ostensiblemente la calidad de servicio prestado a la comunidad. La arquitectura de red a implementarse en la ciudad de Popayán a nivel de tensión 13,2 kV involucrará las cinco subestaciones de nivel 3 existentes en el municipio. En el 2012 se repotenció 12 km de circuitos existente, (red trifásica en calibre 4/0), se construyó un circuito nuevo de 9 km en cable desnudo 266 MCM (circuito cero), se instalaron 31 reconectadores a 13.2 kV. Actualmente este proyecto tiene un avance del 85 %, el 15% faltante consiste en implementar el cambio de celdas de circuitos a 13.2 kV en las subestaciones Centro, Norte, Principal, estos trabajos se encuentran en ejecución y tienen previsto finalizar en diciembre del 2013. La Figura No. 3 muestra la arquitectura de red en el municipio de Popayán.

28

Figura No. 3 Arquitectura Red Popayán

Zona sur Diseño, construcción y puesta en operación de dos circuitos y bahías de línea asociadas a nivel de tensión 34,5 kV que interconectarán las subestaciones Zaque – Estrecho de 19.5 km de Longitud en calibre 4/0 AWG, y Estrecho – San Alfonso de 28.2 km de longitud en calibre 4/0 (Figura No.4). Lo anterior se justifica en que las indisponibilidades de la línea Bordo - Sajandí ocasiona energía no servida en cuatro subestaciones de nivel 3 con cinco líneas de nivel de tensión 3 y catorce circuitos de nivel de tensión 2 asociados. Actualmente estamos en la etapa de los diseños de las líneas, con fecha de entrada en operación estimada en el 2016.

Figura No. 4 interconexión subestaciones Zaque – Estrecho y Estrecho – San Alfonso

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2.2. Mantenimiento

La Compañía ejecutó una serie de actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, que se desarrollaron en el cuarto trimestre del 2012, con el fin de garantizar la continuidad y calidad del servicio prestado a la región del Cauca.

2.2.1. Mantenimiento Programado El cumplimiento a cronogramas de mantenimiento programados dentro del plan de mantenimiento reportado a la SSPD es el siguiente:

Tabla 12 Cumplimiento mantenimientos programados

La Compañía Energética de Occidente en busca de mejorar la calidad del servicio, realiza un seguimiento continuo a las actividades de manteniendo tanto preventivo como correctivo, en el cuarto trimestre de 2012, programó 228 actividades de mantenimiento entre las cuales se resaltan plan de podas, protección de transformadores, adecuación de circuitos, racionalización de líneas, coordinación de protecciones, mantenimiento a las salidas de subestaciones, entre otras. Dichas actividades fueron desarrolladas en un 100%.

2.2.2. Esquema de Mantenimiento Basado en Confiabilidad Para el diseño y la adopción de un nuevo esquema de mantenimiento centrado en confiabilidad y enfocado en la reducción del mantenimiento correctivo, se contrató a la empresa Soporte y Cía. S.A.S. organización con más de 20 años de experiencia dedicada a la creación, difusión y aplicación

30

de las más modernas, útiles y responsables herramientas procesos y metodologías empleadas exitosamente en la gestión de mantenimiento. El proceso de implantación de la metodología RCM se desarrollará en varias fases y de acuerdo con la matriz de la Figura No. 5.

Fases diseño y adopción esquema RCM2

1. Estructuración de procesos

Conferencias de sensibilización: Conferencias de sensibilización en RCM2 para la alta gerencia, dirección de producción/operaciones, entre otras personas claves en la organización. El objetivo es presentar de forma general los pasos para la implementación de RCM2, los objetivos fundamentales, los beneficios y los resultados que pueden obtenerse a corto, mediano y largo plazo. Esto es para lograr un convencimiento de los directivos en la aplicación de la metodología RCM2 orientado a la búsqueda de un compromiso desde la gerencia, con recursos físicos y humanos que permitan la ejecución exitosa de los análisis y el sostenimiento en la aplicación de la metodología. Selección de sistemas, conformación de grupos y definición de logística: Para la estructuración inicial se realiza el proceso de análisis de recursos para iniciar el proyecto, selección de los sistemas y casos a analizar, definición de la jerarquización de los activos de la Compañía, definición de forma precisa de los objetivos de cada proyecto piloto, respaldo en la selección de indicadores de gestión para el proceso de aplicación en RCM2, determinación de tiempos, recursos y áreas específicas de implementación, planes de capacitación en RCM2. 2. Entrenamiento en RCM2 Curso introductorio de tres días RCM2: Introducción básica sobre los principios del RCM2 asimilado por el personal de mantenimiento y operaciones en todos los niveles. Dirigido a personas que participan en el grupo de análisis, responsables aplicación RCM2. Curso facilitadores de diez días RCM2: Comprensión más amplia y profunda sobre el proceso RCM2, desarrolla la capacidad de generar consenso acerca de problemas técnicos y sus soluciones, además del desarrollo de las 45 competencias requeridas para ser facilitador de un grupo de análisis RCM2. 3. Desarrollo del proceso de RCM2 Auditoria de análisis de RCM2: Antes de ser implementadas las decisiones en la práctica se deben realizar auditorías donde se realizan las siguientes actividades:

31

Evaluación de la correcta aplicación del proceso de RCM2.

Recomendaciones para mejorar las reuniones de los grupos de análisis.

Apoyo para el fortalecimiento del trabajo del equipo responsable del proyecto.

Seguimiento y revisión de los casos de estudio de la organización.

Correcciones y recomendaciones para mejorar los análisis de los casos durante la aplicación de RCM2.

4. Implementación de las decisiones: incluye la divulgación de los resultados de análisis, cambios en el plan de mantenimiento, cambios en la política de inventarios y herramientas, desarrollo y cambios de procedimiento, realización de entrenamientos y ejecución de rediseños físicos. 5. Presentación de Resultados y Revisión continúa, se presentará la medición de resultados de implementación y el plan de revisión continua de los análisis.

Tabla 13 Fases y etapas implementación RCM2

2.2.3. Propuesta de Informe de Mantenimiento Con el fin de dar cumplimiento a la solicitud de la Superintendencia, la Compañía presentará el informe de mantenimiento trimestralmente de acuerdo con el siguiente esquema:

32

Tabla 14 Indicadores de Mantenimiento

La metodología de cálculo consiste en verificar el cumplimiento en cada uno de los planes de mantenimiento preventivo y correctivo del trimestre en curso, a través del seguimiento mensual de las actividades programadas y ejecutadas. Metodología Ejecución Mantenimientos Preventivos A=∑actividades ejecutadas trimestre B=∑actividades programadas trimestre

C=∑actividades ejecutadas mes D=∑actividades programadas mes

Metodología Ejecución Mantenimientos Correctivos A=∑actividades correctivas ejecutadas trimestre B=∑actividades preventivas ejecutadas trimestre

33

C=∑actividades correctivas ejecutadas mes D=∑actividades preventivas ejecutadas mes

2.3. Calidad del servicio

2.3.1. Ingreso Nuevo Esquema de Calidad CREG 097 A continuación presentamos los cronogramas de actividades y avances que la Compañía Energética de Occidente ha realizado en cada uno de los requisitos para la entrada al nuevo Esquema de Calidad del Servicio, según lo dispuesto en la Resolución CREG 097 de 2008.

2.3.1.1. Vinculación Usuario-Transformador-Circuito Con corte a diciembre 31 del 2012, La Compañía, tiene cargados 287.461 clientes en la base de datos del Sistema de Gestión de Distribución (O SGD), incluyendo el vínculo cliente- Transformador – Circuito. Esto representa el 98% de usuarios de la Compañía. Para el año 2013, La Compañía tiene programado completar el levantamiento del 100% de los clientes, incluyendo el vínculo cliente- transformador – circuito. Para asegurar la actualización de la base de datos, La Compañía elaboró el procedimiento vinculación usuario transformador (Figura No. 6) PR 059_Actualización_Catastro_SGD_v03, el cual se ejecuta de manera permanente con las siguientes actividades: la puesta en servicio de nuevos proyectos, modificación en la topología de la red y/o reposición de elementos y equipos en la red.

34

Figura No. 5 Esquema del procedimiento de actualización de SGD

Para cumplir con el compromiso de completar al 100% la vinculación del usuario transformador se realizó el siguiente plan de trabajo denominado proyecto catastro de activos fase II.

35

En cuanto a la los activos eléctricos cargados en el Sistema de Gestión de Distribución (O SGD), La Compañía tiene alrededor del 85% de la infraestructura, sobre esta plataforma. Esta información corresponde a:

o 555,97 km redes de alta tensión a 115kV, o 801,52 km redes de media tensión a 34,5kV, o 8.058,74 km redes de media tensión a 13,2kV o 11.105,5 km de redes en baja tensión a 120/240V.

PLAN CATASTRO DE ACTIVOS FASE II El proyecto Catastro de Activos Fase II tiene por objeto completar la totalidad del levantamiento de la infraestructura eléctrica de las redes de distribución de La Compañía, en media y baja tensión, marcando equipos, apoyos, topología de las redes con su característica, el vínculo cliente – transformador – circuito – subestación, identificar posibles clientes nuevos, marcación de equipos existente y la auditoria del vínculo ya existente en el O-SGD. Es importante mencionar, que el logro de la meta propuesta, está supeditada a la condición de orden público existente, en la parte urbana de Puerto Tejada y la parte rural de los otros municipios, sobre los cuales se adelantará el plan de catastro. Estos municipios son: Miranda, Corinto, Toribío, Suarez, Buenos Aires, Cajibío, Tambo, Argelia, Balboa, La Vega y Patía. El flujo de actividades a emplear en el levantamiento de la información es el siguiente: (Figura No. 7)

Figura No. 6 Estrategia de Levantamiento Catastro de Activos

ZONAS - OPERATIVA EN CAMPO

Preparación de Material

Levantamiento de Datos: • Georeferenciación de postes

significativos.• Marcación con pintura de los

Puntos significativos.• Marcación de los equipos en el

poste.• Captura de atributos de postes.

Priorización de Actividades

COMPAÑIA

Definición de Procedimientos y

Plan de Levantamiento

Marcación de Postes MT/BT

Control de Calidad

Descarga

Levantamiento de Datos: • Conectividad de la red.• Captura de atributos Técnicos

Conectividad de Redes de

MTControl de

CalidadDescarga

Migración en el Sistema

Informe de cierre

1

Control de Calidad

1

1

Levantamiento de Datos: • Conectividad de la red.• Captura de atributos Técnicos

Conectividad de Redes de BT

Control de Calidad

Descarga

1

Levantamiento de Datos: • Georeferenciación del suministro• Amarre cliente trafo• Captura de atributos técnicos• Identificación posible clientes

nuevos

Vinculo cliente – trafo -

circuitoControl de

CalidadDescarga

1

COMPAÑIA

36

Metodología FASE 1 Acciones Previas: Análisis de la información actual de catastro de activos, relativa a su área de cobertura y a la segmentación del mercado, con el fin de obtener un diagnóstico de la situación actual que se utilice como punto de referencia para la definición de los planes operativos. En esta misma fase se iniciará con la marcación de equipos ya existentes en el OSGD, Levantamiento de vínculo de aquellos transformadores sin clientes y con red BT. Esto con el fin de ir avanzando y generando resultados. Definición de Procedimientos: Definición de procedimientos necesarios para la realización de la campaña con un alto nivel de calidad y con uso óptimo de tiempos y recursos. Debe considerarse el desarrollo de procedimientos para los siguientes temas: Captura de datos, seguimiento y control de la operativa de campo, control de calidad de la información y descarga de la información Preparación de la Ejecución en Campo: Preparar toda la logística previa a la ejecución del plan de campañas enfocado a obtener en campo los mejores resultados, con una utilización óptima de tiempos y recursos. FASE 2 Ejecución del plan de campañas: Ejecutar las acciones operativas encaminadas a realizar la recopilación de información necesaria para completar el levantamiento de la infraestructura de la red eléctrica, Vínculo subestación-circuito-transformador-cliente y todo el alcance definido. Estas acciones deben realizarse según los procedimientos previamente establecidos. Para la captura de información en campo, se utilizará una única herramienta la cual contiene:

Asistente Personal Digital – PDA Trimbal usado para el almacenamiento y validación inicial de los datos capturados.

GPS: Sistema de Geoposicionamiento Global.

Planos Digitales o Cartografía Digital.

Cámara Fotográfica Actualización y entrega de la información: La información correspondiente a la campaña se entregará en el sistema previsto por la compañía, una vez el personal de control de calidad, aprueba la información.

37

Figura No. 7 Metodología Levantamiento Catastro de Activos

Alcance MT – 13,2 Kv Considera la ejecución de las siguientes actividades:

Georeferenciación del inicio hasta final de circuitos o tramos faltantes, apoyos, cruces o derivaciones y equipos en las redes de distribución de la Empresa. Para ello se utilizará equipos GPS con precisión de 2 a 5 mts, con formato de coordenadas de OSGD.

Marcación de los equipos (transformadores-seccionadores) nuevos levantados y datos de la capacidad estimada visualmente.

Codificación y marcación de puntos significativos según el formato corporativo.

Capacidad mecánica del poste y altura las cuales se tipificarán según clasificación del OSGD.

Topología de la red con sus conductores las cuales se tipificarán según clasificación del OSGD.

Inventario de estructuras por tipo (códigos) según clasificación del OSGD.

Estado de la RED (Buena, Regular, Mala)

Fotografía en formato digital de equipos y apoyos significativos. Alcance BT y vínculo Considera la ejecución de las siguientes actividades:

Georefrenciación de los puntos donde se conecta la acometida del cliente, utilizando equipos GPS con precisión de 2 a 5 mts, con formato de coordenadas de OSGD.

Inventario de estructuras por tipo (códigos) según clasificación en el OSGD.

Topología de la red con sus conductores las cuales se tipificaran según clasificación del OSGD.

En tiempo real, búsqueda de los clientes en la Terminal portátil (PDA), por medio del número de medidor o código de contrato.

Identificación de clientes que no es posible cruzar con la base de datos, los cuales se clasificarán como: directos, nuevos, posibles fraudes y accesos no permitidos.

Estado de la RED (Buena, Regular, Mala)

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Auditoria del vínculo cliente – transformador – circuito – subestación existente en el OSGD

Entrega de la información producto del levantamiento en formato digital y migración en el OSGD.

Alcance Auditoria de Vínculo Se realizarán las siguientes actividades:

Creación de la metodología para la auditoria de calidad del vínculo subestación, circuitos, transformadores y clientes.

Planeación y ejecución de las auditorías internas de calidad del vínculo, al fin de conocer el % real de calidad enmarcado con los valores de ente regulador.

Retroalimentación de los resultados de auditoría.

Cronograma

Figura No. 8 Cronograma Catastro de Activos Fase 2

Las principales actividades para entrar al nuevo esquema de calidad, como son el levantamiento de redes, vínculo y clientes nuevos y la migración y actualización con el SGD, se finalizarán en junio del 2013.

2.3.1.2. Sistema de Gestión de la Distribución O-SGD, GIS, SCADA y SMARTFLEX

Según la resolución CREG-097-2008 el Sistema de Gestión de la Distribución debe componerse como mínimo de un sistema SCADA, un sistema GIS y un servicio de atención telefónica con interfaz a los dos sistemas anteriores, este sistema recibirá y almacenará todas las interrupciones del servicio.

39

Actualmente, la Compañía tiene en funcionamiento los siguientes sistemas: GIS, O-SGD, el sistema comercial (Smartflex), Call Center y un sistema SCADA en implementación. Además, se cuenta con la interfaz entre los anteriores sistemas, faltando únicamente la interfaz del sistema SCADA con el O-SGD. El avance de la implementación del sistema SCADA es el siguiente: La implantación del SCADA, se viene ejecutando desde el año 2012. La Compañía consideró llevar a cabo este proyecto en dos etapas. ETAPA 1 La etapa 1, entró en operación el 21 de julio de 2012. El alcance de esta etapa, fue la integración al SCADA de 20 subestaciones desatendidas y 47 reconectadores del proyecto de arquitectura de red de Popayán, sumando 160 equipos controlados desde el SCADA. Las subestaciones telecontroladas son las siguientes:

Subestaciones telecontroladas

Almaguer Puracé

Argelia Rosas

Bolívar Sajandí

Cajibío San Alfonso

El Estrecho Santiago

Guadualejo Silvia

Mondomo(*) Suarez

Mercaderes Tacueyó

Morales Totoró

Pescador Villalobos (*) La subestación Mondomo fue destruida por un acto terrorista en Agosto de 2012

Tabla 15 Proyecto SCADA Etapa 1

ETAPA 2 La Etapa 2, se encuentra actualmente en proceso de ejecución. Es importante mencionar, que a la fecha, se encuentra construida la infraestructura de comunicaciones para llevar las señales al centro de control de las 17 subestaciones consideradas en el alcance de la etapa 2. De igual manera, se ha finalizado la instalación de sistema de sincronización de tiempo y del licenciamiento de las funcionalidades del SCADA. Esta etapa considera la implementación de la interfaz entre los sistemas SCADA y O-SGD

40

ALCANCE FUNCIONAL DEL SISTEMA SCADA-Solución SCADA Survalent Una vez finalizado el proyecto SCADA, debe cumplirse con el siguiente alcance funcional

Interfaz SCADA – SGD

Integración de 161 reconectadores en 20 subestaciones desatendidas, arquitectura de red Popayán y zona industrial Norte

Integración de 214 relés de protección (122 nuevos y 92 existentes) en 17 subestaciones

Instalación de Concentradores de Datos en 17 subestaciones

Implementación de red de fibra óptica en 17 subestaciones

Implementación canal ICCP con CND

Sincronización de tiempo vía satelital (Receptores GPS) para el 100% de equipos integrados a SCADA

Cubrimiento del 100% de telecontrol de los transformadores

Cubrimiento del 96% de telecontrol de circuitos y líneas. En esta parte, se considerará luego modernizar algunos reconectadores que hoy día no permiten la integración al telecontrol dado su obsolescencia tecnológica.

ESTADO ACTUAL ETAPA 2

Cronograma

Figura No. 9 Cronograma Proyecto SCADA

41

Curva S Etapa II

En la Figura No. 10 se muestra el comportamiento de lo planeado vs ejecución real del proyecto SCADA.

Figura No. 10 Curva Proyecto SCADA

Como se aprecia en la figura anterior, se presenta una desviación entre lo planeado y ejecutado del proyecto. Lo anterior, debido a que la modernización de los relés de protección, necesarios para permitir la integración con el SCADA, presenta una diferencia del 10% en la ejecución planeada. Las acciones para cumplir lo planeado:

El 04/02/2013 iniciaron las actividades para instalación de relés en las bahías de 115KV en la subestación Principal, a finales de febrero se terminará la instalación.

El 01/02/2013 finalizó la instalación de relés de protección en la subestación Bordo.

Se tiene una operativa de 4 brigadas para instalación y cableado de equipos.

La interfaz SCADA – SGD se desarrollará en simultáneo con el montaje e integración de los relés de protección.

Teniendo en cuenta lo anterior la fecha de entrega del proyecto SCADA es el 29 de junio de 2013.

42

2.3.1.3. Reporte de Información al LAC. El envío de la información de interrupciones en los alimentadores y transformadores, al Liquidador y Administrador de Cuentas –LAC-, será posible cuando se implemente la interfaz entre los sistemas O-SGD y SCADA, en el proyecto de implantación de SCADA que a la fecha acomete la Compañía. Actualmente se viene trabajando en el desarrollo de la aplicación para que este reporte sea automático.

2.3.1.4. Telemedición en Cabeceras de circuitos- Subestaciones La Compañía dentro de la implantación del proyecto SCADA, consideró y ejecutó este requerimiento en el 100% de las subestaciones desatendidas tipo reconectador, cuyo elemento de protección y control corresponde a equipos reconectadores. Con la puesta en operación de la primera etapa del proyecto SCADA, se están telemidiendo las 20 subestaciones tipo reconectador. La Compañía actualmente se encuentra ejecutando las actividades correspondientes al cableado de señales en 17 subestaciones tipo celdas restantes, según lo planeado para la segunda etapa del proyecto SCADA (finalizando actividades el 29 de junio de 2013). El estado actual de telemedición de bahías de 13.2 KV, 34.5 KV, 115 KV y transformadores de potencia es el siguiente: Telemedición estado interruptor

Bahías 13.2 KV (incluye transformador)

Bahías 34.5 KV (incluye transformador)

Bahías 115 KV (incluye transformador)

Telecontrol SCADA 79 (56%) 39 (38%) 0

Telemedida equipos ION7650

111 (80%) 23 (25%) 0

Tabla 16 Porcentaje de avance en Telemedición en cabeceras de circuitos - Subestaciones

Las actividades programadas en la segunda etapa del proyecto SCADA, comprenden terminar el cableado de la señal de estado del interruptor de las bahías de 34.5 KV y 115 KV en los equipos ION7650 instalados en cada subestación.

2.3.1.5. Segundo elemento de Telemedición. Para el cumplimiento de la telemedición del segundo elemento, la Compañía se regirá de acuerdo con los plazos establecidos por la normativa vigente.

43

2.4. Calidad de la potencia

Se presenta a continuación el reporte del compromiso pactado en el Acuerdo de Mejoramiento, conforme al avance de los indicadores de calidad de la potencia, calidad de barras con una semana de análisis

2.4.1.1. Medidas en barrajes de Calidad de la Potencia:

Porcentaje de Desviaciones Estacionarias en la tensión según los limites regulatorios. Los límites que se tomarán son los regulatorios actualmente según la CREG 024, dichos límites son ± 10% de la tensión nominal.

Presentación de los datos:

Punto de Medida

Nivel de Tensión

Tiempo de la medida

Tiempo por fuera

Porcentaje

Porcentaje de Desequilibrio entre Tensiones [V2/V1]. El límite que se tomará es el recomendado actualmente según la EN50160, dicho límite es el 2%.


Punto de Medida

Nivel de Tensión

Tiempo de la medida

Tiempo por fuera

Porcentaje

Porcentaje de Distorsión Armónica Total en Tensión [THDv]. El límite que se tomará es el recomendado actualmente según la IEEE 519, dicho límite es el 5%.

44


Punto de Medida

Nivel de Tensión

Tiempo de la medida

Tiempo por fuera

Porcentaje

Caracterización de Eventos de Corta Duración según EN50160. Los límites que se tomaran son los recomendados según la EN50160, dichos límites un millar en una año. Presentación de los datos:

Punto de Medida

Nivel de Tensión

Tiempo de la medida

Cantidad de Eventos

Cumplimiento

Caracterización de Eventos de Corta Duración según Curva ITIC. Los límites que se tomarán son los recomendados según la Curva de Tolerancia ITIC, dichos límites diferenciados por zona de severidad. Presentación de los datos:

Punto de Medida

Nivel de Tensión

Tiempo de la medida

Cantidad de Hundimientos

Zona

2.4.2. Indicadores de Calidad DES y FES.

A continuación se presenta el análisis de cumplimiento de los indicadores DES y FES para el cuarto trimestre del año 2012, discriminando los análisis por grupo de calidad

45

Grupo 1

Figura No. 11 Comportamiento Indicadores Grupo 1

FES: Todos los circuitos del Grupo 1 cumplieron el indicador.

Programado: El 60% del aporte programado fue debido a trabajos en el transformador de potencia de la subestación Centro. A continuación se detallan los ponderados de aporte.

Tabla 17 Aporte FES programado Grupo 1

No Programado: El 50% de aporte No Programado fue a causa de las malas condiciones atmosféricas de la región.

Tabla 18 Aporte FES no programado Grupo 1

CausaPorcentaje de tiempo

con respecto al Total

Mantenimiento del transformador de potencia o de sus equipos asociados. 60.00%

Reposicion apoyo 40.00%



tormenta 18.52%

descargas atmosfericas 18.52%

Causa desconocida 14.81%

Falla selectividad protecciones red y/o SE 12.35%

64.20%

46

DES: Todos los circuitos del Grupo 1 cumplieron el indicador.

Programado: El 71% del aporte programado fue debido a modernización en la arquitectura de la red de la subestación Centro. A continuación se detallan los ponderados de aporte.

Tabla 19 Aporte DES programado Grupo 1

No Programado: A continuación se muestra el ponderado más significativo durante el trimestre.

Tabla 20 Aporte DES no programado Grupo 1

Grupo 3





Reposicion apoyo 29.31%



Falla del transformador de potencia o en sus equipos asociados 22.20%

Linea suelta del aislador 19.03%

Falla selectividad protecciones red y/o SE 13.69%


65.61%

47

FES: 15 de los 58 circuitos del Grupo 3 no cumplieron el indicador.

Programado: El 30% del aporte es debido a la reposición de pararrayos en la subestación Tambo, el 20% debido a mantenimiento en interruptores en Piendamo, Tambo, Bordo y Timbío. El 16% es debido a trabajos en el transformador de potencia de la subestación Silvia.




DES: 26 de los 58 circuitos del Grupo 3 no cumplieron el indicador.

Programado: El 40% del indicador fue debido a proyectos de adecuación de infraestructura de la red en las subestaciones Tambo y Corinto, el 27% fue debido al mantenimiento de transformadores en la zona Sur.



Reposicion pararrayos 29.49%

Mantenimiento en interruptores y/o reconectadores 20.51%


Proyectos de adecuaciones de infraestructura electrica 14.10%

80.77%



tormenta 51.18%



Cambio topologia 5.33%

78.11%

48


No Programado: El 36% de aporte No Programado fue a causa la falla de la protección diferencial del transformador de 115 kV de la subestación Zaque. El 30% fue debido a las malas condiciones atmosféricas especialmente en la zona Sur


Grupo 4






Instalacion TP 14.21%


89.38%




tormenta 30.72%

Falla PT 8.20%


80.86%

49

FES: 18 de los 65 circuitos del Grupo 4 no cumplieron el indicador.

Programado: El 50% del aporte es debido al mantenimiento de interruptores e instalación de pararrayos en la zona Sur:




DES: 24 de los 65 circuitos del Grupo 4 no cumplieron el indicador.

Programado: El 35% del indicador fue debido a la modernización de TPs en las subestaciones de la zona Sur y el 16% debido a las adecuaciones de infraestructura de las subestaciones Corinto y Cabaña.





Instalacion reconectador 14.74%

Reposicion pararrayos 8.42%

77.89%



tormenta 55.82%




83.36%

50


No Programado: El 40% de aporte No Programado fue a causa de fallas de transformadores en la zona Sur y Norte, el 25% debido a las malas condiciones atmosféricas de la región, es decir, las dos causas anteriores son debidas a las malas condiciones atmosféricas.


2.4.3. Indicadores de Calidad SAIDI-SAIFI A continuación se presenta la propuesta de los indicadores SAIDI y SAIFI según el compromiso adquirido. Definición de los indicadores Los índices SAIFI y SAIDI se definen como:

SAIDI – System Average Interruption Duration Index: Índice de duración media de interrupciones del sistema (tiempo promedio de apagones por cliente por período)

SAIFI - System Average Interruption Frequecy Index: Índice de frecuencia media de interrupciones del sistema (número promedio de interrupciones por cliente por período)

A continuación se describe como se calculan estos índices en la Compañía:





Reposicion transformador de potencia 12.78%


73.64%




tormenta 25.05%



78.85%

51

SAIFI aportado a empresa (Figura No.14)

El SAIFI es el índice de frecuencia media de interrupciones del sistema según la base de clientes que se quiera evaluar (número promedio de interrupciones por cliente por período).

La Compañía Energética de Occidente evalúa este indicador aporte empresa, es decir, la base de clientes que toma en su denominador es la totalidad de los clientes de la empresa, lo que indica que el resultado es la media de frecuencia que cada usuario de la empresa percibe de interrupción en determinado periodo. Para el cálculo del indicador se excluyen las interrupciones de Fuerza Mayor y Otras Exclusiones, ya que este tipo de fallas no es controlable a través del mantenimiento de la red. A continuación se muestra el histórico del comportamiento del indicador SAIFI.

Figura No. 14 Comportamiento del SAIFI

SAIDI aportado a empresa (Figura No.15)

El SAIDI es el índice de duración media de interrupciones del sistema según la base de clientes que se quiera evaluar (tiempo promedio de interrupciones por cliente por período).

52

La Compañía Energética de Occidente evalúa este indicador aporte empresa, es decir, la base de clientes que toma en su denominador es la totalidad de los clientes de la empresa, lo que indica que el resultado es la media de tiempo que cada usuario de la empresa percibe de interrupción en determinado periodo.

Para el cálculo del indicador se excluyen las interrupciones de Fuerza Mayor y Otras Exclusiones, ya que este tipo de falla no es controlable a través del mantenimiento de la red. A continuación se muestra el histórico del comportamiento del indicador SAIDI.

Figura No. 15 Metodología SAIDI

53

3. ASPECTOS COMERCIALES

3.1. Atención en Oficinas Comerciales

La Compañía Energética de Occidente buscando mejorar la atención de sus clientes, en el 2012 realizó la adecuación de 21 oficinas en todo el departamento discriminadas así: • Zona Centro: Páez, Puracé, Popayán, Jambaló.

• Zona Norte: Guachené, Miranda, Padilla, Puerto Tejada, Suarez, Timba, Buenos Aires, Toribio • Zona Sur: Almaguer, Argelia, El Bordo, La Sierra, Florencia, La Vega, Mercaderes, San

Sebastián, Santa Rosa

3.1.1. Tiempos de Atención Oficinas Comerciales (minutos) Los tiempos de atención en oficinas se obtienen de las oficinas comerciales que cuentan con equipo de digiturno instalado, el cual mide el tiempo de espera (inicia desde la toma del turno), el de llamado y el de atención. Se plantea para el año 2013 metas trimestrales que varían de acuerdo con el comportamiento histórico del año anterior y a la cantidad de reclamos registrados en cada mes, tipología que requiere más tiempo de atención.

54

Mes TOTAL RECLAMOS

2011

TOTAL RECLAMOS

2012 Tiempo real trimestre

Ene 3373 3467

50:00 Feb 3295 4448

Mar 5944 4044

Abr 3498 3890

37:14 May 4070 3428

Jun 3933 2903

Jul 4086 3482

40:18 Ago 3847 3843

Sep 4127 3378

Oct 4011 3247

26:53 Nov 3714 3458

Dic 3274 3364 Tabla 29 Tiempo de Atención Oficinas Comerciales

3.2. Respuesta a Peticiones, Quejas y Recursos con los tiempos establecidos en la normativa vigente.

3.2.1. Tiempo Medio de Resolución de Solicitudes (días)

Las solicitudes contienen causales que en más de un 90% se da respuesta en un primer contacto, como: duplicados, solicitud estados de cuenta, financiaciones, abonos, actualización datos básicos, se incluyen además solicitudes de conexión de servicios, instalación de medidores, cambio de postes, redes entre otros.

SOLICITUDES

MES TOTAL

SOLICITUDES ATENDIDAS

% Primer Contacto

PMR real trimestre

OCTUBRE 34352 98%

3 NOVIEMBRE 31805 98%

DICIEMBRE 31208 99% Tabla 30 tiempo medio de resolución de solicitudes

55

3.2.2. Tiempo Medio Resolución Quejas (días)

Las quejas se atienden en primer contacto en más del 80% de los casos, esto debido a que se atienden por éstas causales: calidad del servicio, falla en la prestación del servicio, condiciones de riesgo o seguridad, inconformidad en procesos y atención de funcionario.

QUEJAS

MES TOTAL QUEJAS

ATENDIDAS % Primer Contacto

PMR real trimestre

OCTUBRE 12230 80%


DICIEMBRE 11400 96% Tabla 31 Tiempo medio de resolución de Quejas

3.2.3. Tiempo Medio Resolución Reclamos (días) Las metas de resolución de reclamos se establecen en forma trimestral teniendo en cuenta la cantidad de reclamos atendidos en los meses de Octubre a Diciembre de 2012. En más del 50% se atienden en primer contacto.

RECLAMOS

MES TOTAL

RECLAMOS ATENDIDOS

% Primer Contacto

PMR real trimestre

OCTUBRE 2673 62%


DICIEMBRE 2577 58% Tabla 32 Tiempo Medio de Resolución de Reclamos

3.3. Nivel de Satisfacción del Usuario

La Compañía en el mes de julio de 2012 realizó por medio de la empresa Analizar Asociados, el estudio del Nivel de Satisfacción de los Clientes en el Mercado Residencial del departamento del Cauca, de los resultados obtenidos se resalta lo siguiente:

56

Ficha Técnica:

Nivel de Satisfacción del Clientes en el mercado Residencial

Ordenador del estudio. Compañía Energética de Occidente.

Tipo de estudio. Evaluación cuantitativa del Nivel de Satisfacción del Cliente en el mercado del Departamento del Cauca.

Método de muestreo. Entrevistas personales en hogares. El personal de entrevistadores Sistema de muestreo. La muestra se seleccionó mediante sistema aleatorio estratificado

Número de encuestas: 900

Recordación del nombre de la empresa:

Figura No. 16 Recordación Nombre de la Empresa

42%

17%

13%

1%

27%

Nombre correcto Nombre similar Cedelca

Otros nombres No sabe

57

Calificación actual de los servicios públicos:

Figura No. 17 Calificación de los servicios públicos

Calificación del servicio:

Figura No. 18 Calificación del servicio

16

35

45

44

71

60

0 50 100

Teléfono fijo

Alumbrado público

Aseo y recolección de basura

Alcantarillado

Energía

Agua

6%

23%

60%

11%

Malo Regular Bueno Excelente

58

Calificación de la disponibilidad de servicio

Figura No. 19 Calificación de la disponibilidad del servicio

Calificación de la atención a los clientes:

Figura No. 20 Calificación Atención a los clientes

55

69

76

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Cumplimiento con los mantenimientos programados

Calidad de la energía (sin subidas, ni bajones).

Disponibilidad permanente del servicio

78

78

49

47

52

66

76

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Profesionalismo trabajadores que van a las casas

Funcionarios que atienden conocen su trabajo

Rapidez para reparar los daños

Efectividad en la solucion de reclamos

Amable y rápida atención a reclamos

Rapidez en la atención

Amabilidad en la atención a los clientes

59

Facturación y pagos:

Figura No. 21 Facturación y pagos

Tarifa:

Figura No. 22 Percepción de la Tarifa

62

76

88

88

77

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Se paga sin colas

Suficientes puntos de pago

La factura llega a tiempo

La factura es clara y fácil de entender

Las facturas son precisas

45

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

La tarifa es justa

60

Comunicaciones:

Figura No. 23 Percepción de las Comunicaciones

3.4. Talleres de Capacitación para el personal del servicio al cliente. Primer evento de formación: Objetivo: “Dar a conocer a todos los agentes de atención al cliente el proceso administrativo de energía consumida dejada de facturar de igual forma que los métodos de liquidación utilizados por la compañía para la determinación de la ECDF” Fechas de los eventos:

22 de Octubre de 2012 agentes de oficinas comerciales oficinas zona sur en el Bordo. 25 de Octubre de 2012 agentes de oficinas comerciales oficinas zona norte en Santander de Quilichao. 27 de Octubre de 2012, agentes comerciales oficina Popayán y zona centro en Popayán.

Segundo evento de formación: Objetivo: Formación al personal en las consultas, aplicación de los procedimientos, instructivos, formatos, políticas, registros en la causal de atención de procesos por ECDF. Fechas de los eventos:

3 de Diciembre de 2012 agentes de oficinas comerciales de la zona sur en el Bordo.

25

33

32

42

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Capacitan en el uso eficiente de la energía

Advierten sobre riesgos de manipulación de instalaciones y redes electricas

Avisan las suspensiones del servicio

Hacen buena publicidad (propaganda).

61

5 de Diciembre de 2012 agentes de oficinas comerciales zona centro en Popayán. 6 de Diciembre de 2012 agentes de oficinas comerciales zona norte en Santander de Quilichao.

Diseño de instructivo de atención al cliente – área de procesos administrativos. Se realizó el instructivo correspondiente de atención para esta causal, conjuntamente entre los procesos de Irregularidades y Servicio al Cliente, con las ilustraciones correspondientes para mayor entendimiento del personal que atenderá en las diferentes oficinas. Este instructivo se encuentra en proceso de codificación por parte del área de calidad.

Adecuación logística. Se inició el proceso de compra de equipos de impresión, para efectos de no tener que enviar documentación desde Popayán y poder generarse la impresión de decisiones y notificaciones y demás documentos en sitio.

62

La cobertura de estos talleres en el año 2012, respecto al personal de servicio al cliente en las oficinas se describe en los siguientes cuadros:

Tabla 33 Asistencia Taller Couching dic. 2012

Tabla 34 Asistencia Taller Coaching Jul. 2012

3.5. Calidad de la atención al usuario en las oficinas comerciales. La Compañía tiene establecido dentro de la gestión del presente año para el proceso de servicio al cliente, la medición de la calidad de atención en las oficinas comerciales, para lo cual se tienen identificadas las siguientes actividades a realizar, algunas ya en proceso de ejecución:

Diseños e impresión del formato de la encuesta: En ejecución.

Implementación de buzón de sugerencias en las oficinas comerciales principales y remodeladas para depositar formato con la calificación en la atención e instalaciones. En ejecución.

Establecer el procedimiento de recopilación de datos, cronogramas, tabulaciones y resultados, con los reportes finales correspondientes. En ejecución.

Análisis y retroalimentación: Una vez obtenidos los resultados de cada sitio de atención, se evaluarán las necesidades a fortalecer como la retroalimentación al personal. Pendiente.

Asistentes Ausentes Total

Zona Norte 17 2 19 Falto el personal de Buenos Aires e Irregularidades Santander

Zona Sur 12 1 13 Faltoel personal de Florencia

Zona Centro 12 0 12

Popayán 11 0 11

52 3 55

% Asistencia 95%

Asistentes Taller Couching dic-2012

Observaciones

Asistentes Ausentes Total

Zona Norte 17 0 17

Zona Sur 12 2 14 Falto los agentes de Bolivar y Mercaderes por vacaciones.

Zona Centro 10 0 10

Popayán 11 1 12 Falto una de las analistas de irregularidades

Total 50 1 53

% Asistencia 94%

Asistentes Taller Couching julio-2012

Observaciones

63

La implementación de esta medición se tiene establecida a partir del mes de mayo de 2013.

3.6. Atención integral en oficinas, incluyendo las notificaciones procesos de ECDF.

La Compañía tiene establecido poner en producción la atención de causales por proceso de ECDF incluidas las notificaciones en las oficinas diferentes a las principales, esta implementación está programada a partir de marzo de 2013. Cabe precisar que en la actualidad en todas las oficinas de atención se asesora al cliente en estos procesos, ya que se ha avanzado en la formación del personal.

3.7. Procesos Administrativos de Recuperación de Energía Dejada de Facturar.

La Compañía Energética de Occidente cuenta con procedimientos y políticas para el cobro de energía consumida dejada de facturar, donde todas las actuaciones llevadas a cabo por parte de la Compañía en desarrollo de la ejecución del contrato de prestación de servicios Públicos en Condiciones Uniformes, se encuentran descritas en este.

Es así, que se puede encontrar en el contrato de Condiciones Uniformes las siguientes Cláusulas que establecen lo que se consideraría el Debido proceso:

Capítulo 10 se establece el Debido Proceso para la Recuperación de Energía Consumida dejada de facturar, el mismo se desarrolla en las siguientes Cláusulas así; Cláusula 71: Irregularidades o Anomalías que originan energía consumida dejada de facturar Cláusula 72: Determinación del consumo no registrado Cláusula 73: Procedimiento para la recuperación de la energía consumida dejada de facturar.

Cumpliendo con el compromiso del acuerdo de mejoramiento, se hizo entrega del procedimiento empleado en los procesos administrativos de los procesos de recuperación de energía dejada de facturar.

64

El Resultado de los indicadores con los cuales se mide la efectividad del proceso de ECDF son:

Reducir el número de acciones procedentes frente a 2011 (Proceso de ECDF): Frente al compromiso de la Compañía de reducir el número de acciones procedentes frente a 2011, se logró una mejora progresiva de este indicador en 2012, reflejo de los planes adelantados por la Compañía en la formación de los actores del debido proceso. Se

continúa con las formaciones al personal operativo involucrado en la labor. Ver Tabla

Tabla 35 Indicador Procesos Administrativos Recuperación de Energía

En la siguiente grafica se aprecia la mejora que ha tenido la Compañía:

Figura No. 24 Reclamos Procedentes ECDF

65

Procesos enviados a la SSPD (Proceso de ECDF) De acuerdo con los procesos enviados a la SSPD, se ha tenido una mejora del 68% en el 2012 frente a los resultados del año anterior, en este punto La Compañía ha venido trabajando en el fortalecimiento y capacitación de sus usuarios y líderes, lo que permite una mayor participación en el ejercicio de su derecho de defensa y contradicción.

Este indicador, se calculó con el promedio semestral, debido a las fluctuaciones que se tiene en la emisión de los procesos fallados.

Tabla 36 Indicador Procesos ECDF enviados a la SSPD.

En la siguiente grafica se aprecia la mejora que ha tenido la Compañía:

Figura No. 25 Procesos enviados a la SSPD (ECDF)

66

Plan de pérdidas aprobado por la CREG

El plan de pérdidas fue presentado a la CREG en el mes de abril de 2012 para aprobación, a la fecha la Compañía se encuentra a la espera de una respuesta por parte de la entidad, la CREG tiene prevista la aprobación en su agenda regulatoria del 2013 para el primer trimestre.

3.7.1. Cambio de medidores

Desde el inicio de operaciones en agosto del 2010, la Compañía Energética de Occidente encontró que más del 80% de los medidores instalados en los clientes del departamento del Cauca presentan una antigüedad mayor a los 20 años de uso, donde la vida útil promedio de los equipos de medida es de 7 a 10 años, por lo cual difícilmente se garantizaría la correcta medición de los consumos, ocasionando serios problemas de pérdidas de energía. Por la anterior razón, es que la Compañía emprende un plan de revisión de medidores en todos sus clientes cambiando solo aquellos medidores donde se identifique un mal funcionamiento u obsolescencia tecnológica. La Compañía se encuentra comprometida con el desarrollo del departamento del Cauca y de sus habitantes, brindándoles la oportunidad de que sus medidores registren el consumo real de energía de sus inmuebles. Existen varios soportes técnicos que se tienen para realizar el cambio de medidores, por alteraciones del equipo de medida, por mal funcionamiento del medidor ó por obsolescencia tecnológica:

Alteraciones / cambios en el estado físico del medidor: Pueden ser los siguientes aspectos: bornera quemada, bornera oxidada, base quebrada, interior con agua o partículas extrañas, tapa cubierta o base perforada, ausencia de sellos en la tapa principal, sellos en mal estado, tapa cubierta partida, opaca o pintada.

Anomalía en el funcionamiento del medidor: Cuando el resultado de las pruebas de verificación en campo presente un porcentaje de error mayor al 15%, medidor con giro del disco en vacío, bobina de tensión o corriente abierta, frenado en baja carga, integrador manipulado o dañado, constante diferente (integrador cambiado), detección de posible alteración de elementos internos del medidor, elementos extraños (Tarjetas electrónicas que no hacen parte constitutiva del equipo).

Avance Tecnológico: De acuerdo a estudio realizado por el laboratorio, los medidores con más de 10 años de antigüedad presentan algún tipo de no conformidad metrológica o técnica.

67

Los beneficios que se tienen por el cambio de medidores son:

Garantizar la correcta medición de los consumos de energía.

Disminución de las reclamaciones por tener un consumo más exacto.

Corrección de las anomalías de lecturas, lo que hace que la empresa incurra en menos gastos operativos.

Cumplir con el marco regulatorio como está descrito en el punto anterior.

Disminución de las pérdidas de energía por exactitud de la medida

La Compañía busca fortalecer la relación de confianza con los clientes, de tal forma que permita mejorar tanto la calidad del servicio como las relaciones Usuario – Empresa.

Dentro de las actividades que se ejecutan para la reducción y control de las pérdidas de energía no se están trasladando a los clientes los costos de las normalizaciones de la medida; teniendo en cuenta que es notoria la dificultad presentada por el mercado para que el cliente pueda adquirir por su cuenta y costo los medidores de energía.

Durante los años de 2011 y 2012 se realizaron 118.718 revisiones de las cuales hubo necesidad de realizar 31.376 cambios de medidor.

Tabla 37 Cambio de medidores

En el 2011, al 6% de los usuarios del mercado del CAUCA se les cambio el Medidor, y en el 2012, al 5% de ellos.

El Contrato de Condiciones Uniformes tiene las siguientes Cláusulas referentes al cambio de medidores

Capítulo 6 – De los instrumentos para medir el consumo Cláusula 36: Instalación, Mantenimiento, Reposición y Control del Funcionamiento de los Medidores Cláusula 37: Adquisición de los equipos de Medida Cláusula 38: Instalación de los equipos de Medida Cláusula 39: Características Técnicas de los Equipos de Medida Cláusula 40: Localización de los Equipos de Medida

68

Cláusula 41: Control y verificación de los Equipos de Medida Cláusula 42: Retiro del Equipo de Medida para revisión en Laboratorio y Cadena de Custodia Cláusula 43: Reposición del Equipo de Medida Cláusula 44: Devolución de los Equipos de medida Cláusula 45: Garantía de los Equipos de Medida

Conjuntamente la Compañía ha aplicado estrategias desarrollando políticas ajustadas a la realidad del mercado y socioeconómica de la región; las cuales están enfocadas a la socialización de los cambios de medidores realizados, para ello se han desarrollado diferentes actividades con la comunidad, tales como:

Talleres con líderes comunitarios los cuales han permitido la comprensión y conocimiento de las campañas adelantadas por la Compañía, así como el conocimiento del marco regulatorio para la prestación de servicios públicos, deberes y derechos, interpretación de la factura, costos de la prestación del servicio entre otros. En estas campañas de divulgación sobre el cambio de medidores, la Compañía ha logrado realizar 4.165 talleres en los cuales se han socializado 220.548 clientes.

Tabla 38 Campañas de divulgación de cambio de medidores

69

Permitiendo avances en la ejecución de planes operativos y logrando disminuir la resistencia civil en el departamento del Cauca y fomentando el uso inteligente del servicio en nuestros clientes.

La Compañía cuenta con una política de negociación y financiación para el pago de medidores (Ver política adjunta), la cual cumple con las expectativas y necesidades socioeconómicas de los usuarios. Esta política no aplica para las campañas del plan de pérdidas puesto que en estas no se le traslada al usuario el cobro de medidores.

La política aplica, a solicitudes o peticiones que hacen los clientes. Es de tener en cuenta que esta política hace parte del sistema de gestión de calidad

Indicador Cambio de Medidores Este indicador refleja el porcentaje de clientes que son facturados por diferencia de lectura, y se evidencia una mejora continua para el año 2012, con un 30% respecto al cierre de 2011, motivado por el plan de instalación y cambio de medidores que adelanta la Compañía, garantizando la transparencia en la medida y una correcta facturación a nuestros clientes, aplicando estrategias acordes con las condiciones socioeconómicas de la región. Se continuará trabajando para asegurar que todos los usuarios de la Compañía cuenten con una facturación por diferencia de lectura.

Tabla 39 Indicador Cambio de Medidores

En la siguiente gráfica se aprecia la mejora que ha tenido la Compañía:

Figura No. 26 Usuarios por diferencia de Lectura

70

3.7.2. Mejora en los Tiempos de Reconexión

Para la Compañía es su prioridad ofrecer un servicio de excelencia a los clientes, para ello ha encaminado esfuerzos buscando reducir el tiempo en las reconexiones, marcando estrategias en su operativa a fin de dar estricto cumplimiento a los términos de ley, consecuencia de ello es la mejora continua en los indicadores.

Tiempo promedio de reconexión de servicio.

Se muestra Mejora en un 43% con respecto al 3er trimestre del 2012 y un 85% con respecto al cierre de 2011, logrando un tiempo medio de reconexión en 2012 de 1.72 días.

En 2013 se incrementarán esfuerzos para garantizar que los tiempos de reconexión estén dentro de las 24 horas establecidas, para reducir el impacto que por la suspensión del servicio, pueda afectar al cliente, evitando reconexiones no autorizadas que puedan poner en riesgo la vida del mismo.

Tabla 40 Tiempo medio de reconexión del servicio


Figura No. 27 Tiempo Promedio de Reconexión

71

Mejora de los tiempos de Reconexión

En cuanto a este índice, se presenta una mejora del 8% de este indicador con respecto al tercer trimestre del 2012 y mejora del 9% con respecto al cierre de 2011. Lo que evidencia que la Compañía viene adelantando estrategias que permitan mejorar continuamente para satisfacer las necesidades de sus usuarios.


Figura No. 28 Mejora en tiempos de Reconexión

3.7.3. Compensaciones

La Compañía aplica los indicadores de calidad Regulatorios DES (Duración Equivalente de las interrupciones del Servicio) y FES (Frecuencia Equivalente de las interrupciones del Servicio), los cuales miden las interrupciones que se presentan durante cada trimestre de cada año. Durante el cuarto trimestre del año 2012, se presentaron mayores niveles en los indicadores DES y FES, los

72

cuales reflejaron una compensación a los usuarios de $ 31.191.846, presentando una disminución del 47,4% respecto al valor otorgado en el tercer trimestre, el cual alcanzo los $65,749,427.

4. ASPECTOS FINANCIEROS

La Información utilizada para los cálculos de los indicadores que se presentan a continuación, corresponden a los estados financieros con corte a 31 de diciembre de 2012, los cuales no han sido auditados por la Revisoría Fiscal.

4.1. Indicador de Liquidez: El Indicador de Liquidez en el año 2012 cerró con un valor de 1.35 veces, mostrando que por cada peso existente en las obligaciones a corto plazo la empresa cuenta con 1.35 pesos en su activo líquido o corriente. Comparando el resultado con períodos anteriores se observa que este indicador está presentando una leve disminución durante todo el 2012, pasando de 2.1 veces en diciembre del 2011 a 1.35 veces en el 2012. Lo anterior es producto de los incrementos en el pasivo corriente por efectos de la adquisición de obligaciones financieras con la banca local.

4.2. Indicador Nivel de Endeudamiento: Al cierre de diciembre del 2012, este indicador cerró con un 38.4%, superior en 14.4% al cierre del año 2011, por efectos de tomar créditos a corto plazo de $27 mil millones de pesos con los cuales se cubrieron obligaciones de la Compañía.

4.3. Indicador Ejecución de Proyectos de Inversión: La ejecución de los proyectos de inversión cierra a diciembre del 2012 con un 115%, al ser comparados contra presupuesto aprobado. Esta mayor ejecución es debido a las inversiones en que se incurrió durante el año 2012 para mejorar el servicio a nuestros clientes y disminuir el porcentaje de energía perdida durante el año.

73

Tabla 41 Proyectos de Inversión

4.4. Indicador de Apalancamiento: Al cierre del 2012 el indicador alcanzó un valor de 62.38%, este porcentaje corresponde a que del total patrimonio de la Compañía, el 62.38% está siendo apalancado con dineros de terceros. Al cierre del año 2011 este indicador mostró un resultado del 31.2%, su crecimiento durante el 2012 es producto de tomar créditos a corto y largo plazo por un valor total neto de $48 mil Millones de pesos.

4.5. Indicador Margen Neto: A diciembre del 2012 este indicador cerró con el 13.1%, con un incremento del 5.1% arriba del cierre del año 2011. La utilidad se vio mejorada por efecto de tener mayores ingresos y un control sobre los gastos operativos y administrativos durante el año 2012.

4.6. Indicador Porcentaje de Recaudo: Este indicador alcanzó su resultado para el año 2012 con 36.9%, lo que corresponde una mejora en 7.3% respecto a lo obtenido en el año 2011; producto de la implantación de campañas de recuperación de recaudo e incentivar al usuario para que tome las acciones pertinentes en busca de un uso eficiente de la energía y buscando ahorro en el consumo de la energía. Adicional a lo anterior, está la gestión realizada por la Compañía frente al Estado en el tema de los subsidios asignados a los estratos 1, 2 y 3.

CONSOLIDADO EJECUCION (%)

PROYECTOS DE INVERSION Real vs

AÑO 2012 Real 2012 Ppto 2012 Ppto

GERENCIA CONTROL DE ENERGIA 38,432,036 32,925,397 117%

GERENCIA DE DISTRIBUCION 29,741,086 23,778,289 125%

PROYECTOS PURACE 9,978,111 11,630,600 86%

GERENCIA ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA 2,153,963 1,850,000 116%

PROYECTOS TIC´S 1,119,866 523,243 214%

TOTAL PROYECTOS DE INVERSION 81,425,062 70,707,529 115%

ACUMULADO (miles de pesos)

ACUMULADO A: DICIEMBRE

74

4.7. Indicador de Rotación de Cuentas por Pagar: Cerró el año 2012 este indicador con 50.8 días, en el tercer trimestre cerró con 77,6 días y se disminuyó 26.8 días en el último trimestre producto de tener menores cuentas por pagar a proveedores por el cambio en la forma de pago de la energía al pasar de prepago a post-pago y la utilización de los créditos de tesorería para el pago de obligaciones.

4.8. Indicador de Rotación de Cuentas por Cobrar: La rotación de cuentas por cobrar cerró el año 2012 con un valor de 137.8 días, se incrementó 29,6 días con respecto al año 2011 producto del envejecimiento de la cartera en el mercado regulado.

4.9. Indicador de Flujo de Caja: Este indicador cierra con 1.77 veces producto de tener registrados los desembolsos para la ejecución de los proyectos del FAER, PRONE y LEY 178. Para el mismo período de año 2011 el resultado mostrado fue de 0.16 veces.

4.10. Comportamiento de la Cartera: En el siguiente cuadro se presenta la cartera a diciembre de 2012.

Tabla 42 Cartera

Mes 2012 Corriente 30 60 90 120 150 Más de 180 Financiada Total

Mayo 5,150 3,490 2,501 2,486 1,683 1,248 20,467 7,040 44,066

Junio 7,030 2,694 2,846 2,303 2,378 1,607 21,233 7,474 47,564

Julio 6,528 3,788 2,152 2,691 2,234 2,309 22,534 8,617 50,854

Agosto 6,793 3,752 2,644 1,827 2,290 1,843 22,955 9,970 52,074

Septiembre 9,275 5,035 3,301 2,413 1,748 2,206 24,388 9,991 58,358

Octubre 5,598 6,633 4,280 3,112 2,267 1,690 26,305 10,141 60,026

Noviembre 7,159 3,108 6,133 3,748 3,007 2,167 27,722 10,341 63,385

Diciembre 6,427 4,291 2,671 5,886 3,478 2,864 29,246 10,756 65,619

DIAS DE VENCIMIENTO

primer informe de avance acuerdo de mejoramiento

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