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Timestamp: 2017-05-23 03:35:27+00:00

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Supervision Electrica
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• Sub- Sector Eléctrico
• Regulación y Fiscalización & OSINERGMIN • Lineamientos de Fiscalización
• Aplicación de procedimientos: Alumbrado Publico (ejemplo)
• Aplicación de seguridad, etc. procedimientos: Facturación, contraste,
• Atención de reclamaciones (apelaciones) • Fortalecimiento del proceso de descentralización
Instituciones del subsector electricidad
Normativa General y Concesiones
Concentración Mercado Regulador (tarifas) Supervisión Fiscalización Normativa
MEM/DGE Indecopi
OSINERGMIN OSINERGMIN
MEM/DGE
Indecopi OSINERGMIN OSINERGMIN
MEM/DGE: Ministerio de Energía y Minas/Dirección General de Electricidad Indecopi: Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas
Funciones de OSINERGMIN
SUPERVISORA Y SANCIONADORA
SUB SECTOR ELECTRICO
Principal y Secundaria (Monopolio natural)
Distribución Mercado Eléctrico
Libre y Regulado Media y Baja Tensión (Monopolio natural)
Sub-Sector Eléctrico: Ámbito
Nro de Agentes
Emseu Electro Oriente ACTIVIDAD NUMERO
GENERACION Sersa Enosa Electro Norte Hidrandina Electro Tocache Electro Ucayali
Proyectos en Marcha (Pre-operativa) Empresas
Electro Pangoa DISTRIBUCION AUTOPRODUCTORES MUNICIPIOS Empresas Empresas Generación y distribución TOTAL
21 201 117 382
Emsems a Edelnor y Luz del Sur Edecañete
Coelvisa Principales empresas distribuidoras Electro Sur Medio
Electro Puno Seal Electro Sur
Nro de usuarios
4´428.540
Participación privada en el sector (*)
Estatal 28%
Estatal 31%
Privada 69%
Privada 72%
PSEG/SEMPRA (USA) ENDESA (ESPAÑA)
ENDESA (ESPAÑA) DUKE (USA) SUEZ (BELGICA/FRANCIA) MAPLE (USA)
ISA (COLOMBIA) ABENGOA (ESPAÑA) RED ELÉCTRICA (ESPAÑA) ISONOR (ESPAÑA)
Privada 100%
(*) En función a capacidad instalada (generación). líneas principales (transmisión) y ventas de energía (distribución). Datos al 31/12/2008
REGULACION Y FISCALIZACION & OSINERGMIN
dos caras de una misma moneda. Es decir. • La regulación de tarifas y la fiscalización (del cumplimiento de la calidad y seguridad) vienen a ser dos tareas complementarias referidas al servicio público. las concesionarias tienen la obligación de cumplir con la calidad y seguridad del suministro de energía. • En consecuencia.Regulación económica y Regulación de la calidad y seguridad
• Las tarifas están diseñadas para que las concesionarias puedan recuperar sus inversiones y cubrir los costos eficientes para operar y mantener las instalaciones de acuerdo a la normativa vigente.
Historia (Fiscalización)
“Alumbrado Público..El primer alumbrado establecido en la capital en 1592 consistía en unos pequeños candiles de barro llenos de grasa o manteca.”
“La Génesis de los Servicios Eléctricos de Lima” Santiago Antúnez de Mayolo (1930)
. hasta las once de la noche. siendo notable que no estaban resguardados del aire y que era por lo mismo necesario tener en un contínuo afán a los encendedores de conservar la luz.. que se ponían en las esquinas amarrados a unos clavos de fierro.
LINEAMIENTOS DE FISCALIZACION & CALIDAD DEL SERVICIO
El modelo general del mercado de los servicios públicos
A lo largo de los últimos años ha habido intensos procesos de liberalización en las industrias de redes. precios y calidad
¿Cómo está funcionando el nuevo modelo de mercado de los servicios públicos?
. eficiencia. ¿Qué promesas llevaban implícitos estos procesos?
lo que no se mide empeora !!!!
.Filosofía para supervisar
¡¡¡¡ Lo que se mide puede mejorar.
...Seguridad en establecimientos públicos 12.Facturación.Contribución reembolsable 17.Reintegros y recuperos
..Supervisión medio ambiental 18..Operación de sistemas eléctricos 6...Generación en sistemas aislados 10.Fuerza mayor 8...Seguridad en redes BT y conexiones domiciliarias 15..Performance en transmisión 14.Contraste de Medidores 3.Uso y acceso a redes de transmisión y distribución 5.Servidumbre en transmisión 9.Disponibilidad en SEIN
13.. cobranza y atención al cliente
7.Procedimientos de supervisión enfocados en el usuario
4 7 17 1 12 8 13 2 3 15
Generación Generació
Distribución Distribució Y Comercialización Comercializació
1.Seguridad Pública MT 4.Mantenimiento del COES 16....Cortes y reconexiones 11.Alumbrado Público 2.....
En base a reportes/ concesionarias
Por resultados/ indicadores
Verificación inopinada y aleatoria / muestras
Diseño económico de multas
Modelo de gestión basado en indicadores
Establecimiento de indicadores de gestión y metas
Seguimiento y Monitoreo periódico
Impacto en los usuarios y consumidores
Desempeño de las áreas
MEDIDAS CORRECTIVAS REDISEÑO DE PROCESOS
0. Respecto a la supervisión del Segundo Semestre del 2009. mientras que para los Sist.A.
Electro Oriente (*)
1.A. 2008 jun-09 jul-09
DURACIÓN DE INTERRUPCIONES PROMEDIO POR USUARIO (HORAS)
50 Límite ST: 2 45 40 35
Electrosur S. 2006
Prom.3
29. 2007 II Sem.423
TIEMPO DE ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE FUERZA MAYOR
Días Calendario 35
Limite Legal NTCSE (30 días)
Electro Oriente S.10%
20. 2008 Limite 2009
* Incluye localidades de Huaraz.008 a Jun 09 a Jul 09 Recibidas a esa fecha Atendidas a esa fecha En Trámite a esa fecha
LU Z D E L S U R EDELNOR
0 Prom.A.
Electro Puno S.
Electro Ucayali S.6
19.91% 2.08%
SUPERVISIÓN ALUMBRADO PÚBLICO (Resolución Nº 0192-2003-OS/CD)
2. Instancia 1ra. Instancia
Significado del Índice: 0% : No se inician actividades 100% : Cumplimiento de lo programado
Reconsideración Reconsideración
jul-09 jul-09 Apelación
<100% >100%
: Retrazo respecto a lo programado : Avance sobre lo programado
.01% 2.245
1. 2006 Prom.8
Límite ST: 3
200 200 150 150 100 100
INDICE DE PLAZOS DE ACTIVIDADES PROGRAMADAS DE LAS METAS ESPECÍFICAS
Seguimiento del margen de reserva operativo y mantenimiento del SEIN
Análisis Legal y propuesta de modelo de supervisión de Sistemas eléctricos aislados a cargo de entidades municipales y organizaciones locales Elaboración del procedimiento de fiscalización de atención a denuncias por deficiencias críticas
11.Seguimiento y monitoreo periódico
GERENCIA DE FISCALIZACIÓN ELÉCTRICA – Agosto 2009
CONTRASTACIÓN Y VERIFICACIÓN DE MEDIDORES DE ELECTRICIDAD (Resolución Nº 005-2004-OS/CD)
Nº de contrastes
% Lámpara con deficiencias 11.214
Electronorte S. durante el mes de julio se recibe y revisa la información del parque de AP y en el mes de agosto se procede a la selección de muestras.A.
Electrocentro S.04% 1. 2007
Prom.59%
1.A.A.15%
63% 56% 60% 51% 51% 50% 47% 40%
53% 49% 49% 51% 49% 49% 51%
40.A. luego de ello recién se inician las inspecciones de campo.401
3. 2007 I Sem.558
3.61% 1.000
E LE C T R O N O R T E E LE C T R O C E N T R O E LE C T R O O R I E N T E E LE C T R O S U R
HI D R A N D I N A ED EC A Ñ ET E E LE C T R O S U R EST E E LE C T R O S U R M ED IO
Ejecutado 2009 % Avance Anual
Tolerancia 2009: 2%
Reporte: 31/07/2009
Indice de Plazos de Actividades Programadas
Cajamarca Ayacucho Tacna Tumbes Callejón de Huaylas* I Sem.
Edecañete S. 2008 I Sem.
Hidrandina S.81% 11.69%
Electro Sur Este S.5 11.007 2. 2009 Tarma-Chanchamayo** II Sem.A.
Edelnor S.000
0.7 19.121
1. Tumbes y Callejón de Huaylas.A.006 2.000 206 0
Las cifras mostradas están actualizadas al 2009-07-31.A.A.005 2.A. Eléctricos Cajamarca. Tacna.A.000
0.71% 2.A. 2008
Prom.A.10%
30. Caraz y Carhuaz ** Incluye localidades de Tarma y La Merced-Chanchamayo *** La informacion es al I semestre del 2009 para el caso de los Sist. 2005 Prom.
Electro Sur Medio S.
CALIDAD DE FACTURACIÓN (Resolución Nº 193-2004-OS/CD) % desviación de facturas corregidas del mes antes de su vencimiento
0.A. 2007 Prom.41%
0% 2002 2003 2004 I Sem 2004 II Sem 2005 I Sem 2005 II Sem 2006 I Sem 2006 II Sem 2007 I Sem 2007 II Sem 2008 I Sem 2008 II Sem 2009 I Sem
(1) SEAL por error al facturar en noviembre 2008 genera una desviación en la facturación de 0. Eléctricos Ayacucho y Tarma Chanchamayo es hasta mayo del 2009.A.
Electronoroeste S.540
E LE C T R O U C A Y A LI SEA L E LE C T R O P U N O
Luz del Sur S. 2009
ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE FUERZA MAYOR
5.A.50% 1.05%
5. que es la informacion con la que se dispone y proyectado al primer semestre del 2009
jun-09 jun-09 1ra.313
UBICACIÓN DE EMPRESAS CONCESIONARIAS POR EL VALOR PROMEDIO SEMESTRAL SAIDI-SAIFI (2005-2009)
20 SAIFI
APLICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS Ejemplo: Alumbrado Público
.Alumbrado Público Objeto de la Supervisión
Supervisar a las empresas concesionarias para que subsanen las deficiencias del Alumbrado Publico en plazos máximos y mantengan dicho servicio dentro de límites de tolerancias.
PROCESO 1: Supervisión de la Operatividad del Servicio de Alumbrado Público
PROCESO 2: Supervisión de Atención de Denuncias y Subsanación de Deficiencias
• Fiscalización de instalaciones de AP mediante muestras
• Cálculo de indicador de % de unidades de alumbrado deficientes.
• Fiscalización de atención de denuncias en plazos máximos
• Sanción si supera límites establecidos
. • Sanción si supera límites establecidos
• Municipios y usuarios pueden denunciar deficiencias de AP ante el concesionario.
Responsabilidades: Supervisión de la operatividad de Alumbrado Público
Mejora del Servicio de Alumbrado Público
Información del Parque de Alumbrado Público Registro de Denuncias de Deficiencias
Obtención de Muestra representativa
Impone sanción (cuando excede Tolerancias)
RESPONSABILIDAD DE OSINERGMIN
Deficiencias típicas de Alumbrado Público
Lámpara inoperativa Falta de Lámpara (UAP)
Pastoral Mal orientado
Presencia De árbol
Plazos para subsanación de deficiencias denunciados por el usuario
Código DT1 DT2 DT3 Deficiencia Lámpara inoperativa Pastoral roto o mal orientado Zona Urbana Tres (3) días útiles Tres (3) días útiles Zona Urbano-Rural o Rural Siete (7) días útiles Siete (7) días útiles. Catorce (14) días útiles Cuarenta y cinco (45) días útiles
Falta de Unidad de Alumbrado Público Siete (7) días cuando útiles corresponde Presencia de árbol * Cuarenta y cinco (45) días útiles
Alumbrado Público (ejemplo de aplicación)
0% 2.5% 3.0% 0.0% 1.5% 1.0% 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Años
.5% 0.
Limites de deficiencias aceptables por año
3. Señalando los límites de las deficiencias a partir de cual se impondrán multas como señales que impulsan la mejora de este servicio.Limites de deficiencias de Alumbrado tolerables
Se estableció tolerancias para cada año.5% 2.
503.968
89.000 2.128
UAP Inspeccionadas Nota: El 2009 ejecutado al Primer Semestre y proyectado en el Segundo
UAP Involucradas
Unidades de Alumbrado Público
2.000 206.991
165.554 165.Alcance de la supervisión de Alumbrado Público
88.374 2.353 2.000.000.000 2.554
116.978.000 1.000
500.862
1.380.374.327
98.580.577
95.500.399 2.783 2.045.500.991 206.000.
5.Escala de multa
Multas de acuerdo a la desviación respecto al Límite
300000 200000 100000 0
Deficiencia de Alumbrado Público
Nota: para una empresa con 300000 UAP (Lima)
71% 2.69% 1.81%
Tolerancia 2004: 3% 11.50% 1.08% Tolerancia 2005: 2.01% 2.41%
.04% 1.17% 1.5%
Tolerancia 2006 .2009: 2% 5.59% 1.10%
3.Alumbrado Público evolución de indicadores
Porcentaje de Unidades de Alumbrado Público Deficientes Datos Históricos a Nivel Nacional
14% Inicio de la Supervisión aplicando el Procedimiento 192-2003-OS/CD
% UAP Deficientes
11.61% 1.91% 2.
72% 3.Alumbrado Público evolución de indicadores
Porcentaje de Denuncias Atendidas Fuera de Plazo Datos Históricos a Nivel Nacional
% Denuncias Atendidas Fuera de Plazo
2% 2.16% 1.95% 1.63% 2.25% 1.75% 2.81% 2009T2
0% 2005T1 2005T2 2005T3 2005T4 2006T1 2006T2 2006T3 2006T4 2007T1 2007T2 2007T3 2007T4 2008T1 2008T2 2008T3 2008T4
.44% 2.39% 1.75%
3.82% 2009T1 0.31% 2.79% 2.62%
3.08% 0.22% 2.64% 1% 1.34% 2.
/UAP
2005-II 5.00 0.00 1.00 0% 2% 4% 6% 8% 10%
6.00 1.00
8. / UAP Instalada
4.00 2.00 0.0%
Multa: S/.00 0.0%
Multas S/.00 2.0%
Multa: S/.0%
2.00 0.00 3.00 2.00 0.00 4.0%
2./UAP
2004-II 5.0%
6.00 1./UAP
2005-I 5.0%
4./UAP
4.00 3.0%
Multas S/.0%
8.00 0./UAP
8.00 0.0%
6.00 2.0%
4. / UAP Instalada
5./UAP
2006-II 5.0%
Deficiencia típica
2006-I 5.00 3.00 1.00 4.00 3.00 0.00 2.00 1.0%
8.00 3.00 0.00
Multas S/.00 2.00
5.00 4.00 1.00 0.00 1.00 0% 2% 4% 6% 8% 10%
4.00 0.00 1. / UAP Instalada
Multas S/.00
Multa: S/.00 2.0%
Porcentaje de UAP Deficientes
5.00 0.0%
2. / UAP Instalada
Multa: S/.00 0.Evolución deficiencias vs multas en AP (2004-I al 2008-II)
10.00 0.00 3.00 2.0%
4.00 3.00 3.00 0.00 3.0%
6.00 0% 2% 4% 6% 8% 10%
♦ Empresas concesionarias
Aplicación de norma de fiscalización de OSINERG que reduce asimetría (N_OSN).
Normas de atención de denuncias Tarifa promedio de Alumbrado Publico.pdf
.pe/newweb/uploads/Estudios_Economicos/T_VMH.Estimación del modelo econométrico
Indicadores de fiscalización
Efecto esperado (Hipótesis)
Calidad del producto previsto por la NTCSE Multas por deficiencias (norma de fiscalización OSINERG) I_MULTAS.gob.
Porcentaje de Vías con Alumbrado deficiente
Índice de multas Índice de denuncias Tarifa promedio “1” a partir de 2004-I(dummy)
Reducir deficiencias
Reducir deficiencias Reducir deficiencias Reducir deficiencias Reducir deficiencias
Tipo de propiedad de la empresa (PROP) Variable dependiente
“1” para las empresas privadas (dummy)
Porcentaje de deficiencias típicas
http://www.osinerg.
Alumbrado Público resultados
Certificación ISO 9001:2000 del Proceso de Supervisión de la Operatividad del Servicio de Alumbrado Público
por la implementación del Procedimiento Supervisión de la Operatividad del Servicio de Alumbrado Público en vigencia por Resolución N° 078-2007-OS/CD. entre ellas.
. en la categoría “Fiscalización y Cumplimiento de la Ley”.Alumbrado Público reconocimiento
Premio a las Buenas Prácticas en Gestión Pública OSINERGMIN en el presente 2009 fue galardonado por la organización “Ciudadanos al Día” con tres premiaciones a las Buenas Prácticas en Gestión Pública.
•Contraste de medidores •Facturación y cobranza •Seguridad en redes eléctricas •Interrupciones del sistema eléctrico •Multas
.Contraste de medidores de electricidad
El objetivo del contraste. es verificar la precisión del medidor comparando los registros del medidor evaluado con aquellos registrados por un medidor patrón.
000 medidores .Contraste de medidores
(*) Cantidad acumulada de medidores contrastados para el año 2009 (2´217.
.dato proyectado).
.212 medidores).Contraste de medidores
Cada año aproximadamente 40.000 medidores defectuosos que son reemplazados por medidores nuevos de correcto funcionamiento. lo cual garantiza una mejora en la calidad de la medición y facturación
(*) Datos proyectados para el año 2009 (36.
. que pueden ser replicadas por otras instituciones sentando así un referente de acción y de práctica correcta. El premio reconoce a aquellas instituciones que se afanan por servir a la ciudadanía con buenas prácticas. en la categoría “Fiscalización y Cumplimiento de la Ley”.Contraste de medidores
Premio a las Buenas Prácticas Gubernamentales
OSINERGMIN en el 20007 fue galardonado por la organización “Ciudadanos al Día” con el Premio a las Buenas Prácticas Gubernamentales.
Procedimiento para la supervisión de la Facturación.
. Cobranza y Atención al Usuario
OBJETIVO Contribuir a mejorar la calidad de los procesos comerciales que desarrollan las empresas.
Facturación y cobranza: Indicadores utilizados
DMF: Desviación del Monto Facturado
DTA: Desviación del Tiempo de Atención al Usuario. CNS: Aspectos generales de los expedientes de nuevos suministros y modificación de existentes
NIU: Nivel de información al usuario
CER: Calificación de expedientes de reclamos
DART: Desviación en los plazos de atención de reclamos
ICR: Información mínima contenida en los recibos de electricidad 45
NCF: Calidad de la Facturación
AGF: Aspectos Generales de la Facturación
AGC: Aspectos Generales de la Cobranza
AGA: Aspectos generales de atención al usuario
DMP: Desviación del monto de los presupuestos de conexiones
DPAT: Desviación de los plazos de atención de un nuevo suministro o modificación del existente.
0000 COELVISAC 0.0059 Electronorte 0.0000 0.3025 0.0284 Electrosur 0.0000 35.0000 9.M.1021 0.0000 37.0574 0.0153 0.0000 0. Paramonga E.Facturación y cobranza evolución de indicadores
Indicador DMF .0000 0.0854 0.0000 0.0000 9.2005 2008 Indicador DTA .0000 Luz del Sur 0.0000 E.0000 3.2005 alal 2008
Ítem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Empresa Edecañete Edelnor Electrocentro ENOSA Electronorte Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este E.0000 Electro Tocache 28.3795 0.9425 0. Paramonga E.3958 0.0125 0.0000 0.0000 0.2700 0.67%
Indicador DMP .2431 0.0000 0.0000
Edecañete 0.0398 E.M.0056 0.0000 0.4557 0.0000 Electrocentro 0.0724 0. Paramonga 1.0007 Electro Ucayali 0.0012 SERSA 0.0800 10.3302 0.1252 Electro Puno 3.2238 0.0000 SEAL 0.M. Sur Medio Electro Ucayali Hidrandina Luz del Sur SEAL COELVISAC Electro Tocache SERSA E.1055 Edelnor 0.0000 13.0209 0.2150 0. Utcubamba II Trim IV Trim 2005 2009 0% 0% 0% 80% 117% 0% 0% 0% 0% 67% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 300% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 6.8681 0.8000 0.0182 0.0000 0.0000 Hidrandina 0.0000 0.9166 0. Utcubamba 2.0000 0.0000 0.0133 E.0000 2.7200 0.2005 al 2008 Indicador DMP .0000 0. Sur Medio Electro Ucayali Hidrandina Luz del Sur SEAL COELVISAC Electro Tocache SERSA E.0000 ENOSA 0.0000 0.3050 0.M.0001 Electro Sur Este 0.1753 0.0000 0.0001 0.6129 0.4858 Electro Oriente 0. Utcubamba II Trim IV Trim 2005 2008 0.2005 al 2008
Ítem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Empresa I Sem 2005 II Sem 2008
Indicador DTA .6913 0.0031 2.0000 0.2005 al 2008
Ítem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Empresa Edecañete Edelnor Electrocentro ENOSA Electronorte Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este E.5936 0.M. Sur Medio 0.0199 0.M.0000
% facturado en exceso en recibos de consumos
% de tiempo en exceso en colas
% facturado en exceso en presupuestos
.0000 0.
durante el primer semestre del 2005 (como promedio a nivel nacional) fue de 0.11%.
. como resultado de la supervisión. Luego. el porcentaje de exceso en la facturación. la facturación en exceso disminuyó a 0. Es decir.Facturación y cobranza resultados obtenidos
Indicador DMF
En los recibos por consumos. Debido a los procesos de supervisión. el porcentaje de exceso en la facturación.02%. durante el cuarto trimestre del 2008. Es decir.2%. en el segundo semestre del 2008. la facturación en exceso disminuyó a 0. el exceso disminuyó en más de del 97%.2%. el exceso disminuyó en más del 80%. presentada durante el segundo trimestre del 2005 (como promedio a nivel nacional) fue de 7.
Indicador DMP
En los presupuestos por nuevas conexiones.
Seguridad en redes eléctricas (media tensión) resumen del Procedimiento
 Que las concesionarias identifiquen las deficiencias en sus instalaciones de media tensión
 Que las instalaciones de distribución y las conexiones eléctricas cumplan con las normas técnicas y de seguridad  Minimizar los accidentes e incrementar la confianza de la ciudadanía en estas instalaciones.
Seguridad en Instalaciones de MT Subsanación de deficiencias
Subsanación de Deficiencias de Riesgo Alto en Instalaciones Eléctricas de Media Tensión 2004-II al 2009-II 102 382
Deficiencias Subsanadas
90 498 81 826 73 747 59 619
29 275 19 515
2006 -I
2009-II (Al 27.09)
Seguridad en Instalaciones de MT Resultados obtenidos
Accidentes de Terceros que involucran Instalaciones Eléctricas de Media Tensión 2001 -2007
.Interrupciones del sistema eléctrico resumen de procedimientos
Para la supervisión de las interrupciones del servicio electrico se ha implementado 3 procedimientos:  Procedimiento para la supervisión de la operación de los sistemas eléctricos de las empresas distribuidoras P-074-2004-OS/CD
Procedimiento para la supervisión del performance de los sistemas de transmisión P-656-2008-OS/CD
Procedimiento para la supervisión de generación en los sistemas eléctricos aislados P-152-2005-OS/CD
La información de las interrupciones son reportadas por las concesionarias mediante el sistema extranet implementado para este propósito y si exceden los limites establecidos son sancionados.
Interrupciones del sistema eléctrico Resultados Obtenidos
PROCEDIMIENTOS DE SUPERVISION DE TRANSMISION
• Supervisión de Deficiencias en Seguridad en Líneas de Transmisión y en Zonas de Servidumbre • Supervisión y Fiscalización del Performance de los Sistemas de Transmisión
. Aplica sanciones administrativas por incumplimiento de metas establecidas para el saneamiento de servidumbres.Supervisión de Deficiencias de Seguridad en Líneas de Transmisión y en Zonas de Servidumbre
Resolución OSINERGMIN N° 264-2005-OS/CD
Establece lineamientos para reporte de información y metas de subsanación de deficiencias de seguridad en líneas de transmisión.
• Que las empresas cumplan con las medidas de seguridad y preservación de las zonas de servidumbre establecidas para las líneas de transmisión con tensiones iguales o mayores a 30 kV.
Parque de Transmisión
LINEAS DE TRANSMSION SUPERVISADAS EMPRESAS SUPERVISADAS TENSION CANTIDAD LONGITUD (km) 220 kV 83 5780 138 kV 72 3416 80 ≥30≤72.5 kV 258 5135 Total 413 14332
Porcentaje de Vanos Afectados a Subsanar Anualmente
N de vanos con Fajas de Servidumbr e saneadas ) *100% N total de vanos con Construcciones en Fajas de Servidumbr e
Mínimo nivel de subsanación anual acumulativo
Periodo de evaluación Limite de indicador cuantitativo
Meta final: Al año 2015 se deben haber subsanado todas las líneas con construcciones
02% 6% 6.35% 8%
2006 PERIODO DE EVALUACION Indicador establecido en el Procedimiento
Ic general de todas las Entidades
.Resultados Globales 2006 .2007
CUMPLIMIENTO GENERAL DEL INDICADOR CUANTITATIVO POR PERIODO DE EVALUACION
Ic GENERAL
Actualización del plan de contingencia operativo en transmisión.Supervisión y Fiscalización del Performance de los Sistemas de Transmisión
Resolución OSINERGMIN N° 091-2006-OS/CD • Performance de los sistemas de transmisión (líneas y subestaciones de alta tensión) mediante indicadores de tasa de falla e indisponibilidad de componentes.
. Cumplimiento del plan de mejora o reemplazo de equipos.
Mejorar la operatividad de los
controlando o limitando la frecuencia y duración de las desconexiones en las líneas de transmisión y componentes de subestaciones que
originan interrupciones mayores de 3
LÍNEAS Y EQUIPOS DE POTENCIA SUPERVISADOS N° de Subestaciones N° de Transformadores (*) Longitud de Líneas de Transmisión (km)
(*) Transformadores con niveles de tensión ≥30≤220 kV
504 730 14332
Causas de Desconexiones
N º Fallas
LT HIND : Longitud de línea en Km. Tasa de falla de cada componente de subestación
2. Tasa de falla de cada línea de transmisión
2. : Duración de la indisponibilidad en horas
Indisponibilidad de cada componente de subestación
INDISE HIND
PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 1.
N º Fallas LT
Indisponibilidad de cada línea de transmisión
PARA COMPONENTES DE SUBESTACIONES 1.
en el nivel de tensión igual o mayor de 30 kV y menor de 75 kV..
Nivel de tensión: 220 y 138 kV
Nivel de tensión: Igual o mayor a 30 kV ó menor a 75 kV. ó sus celdas (*)
(4) Indisponibilidad componente de transmisión ó celda. en el nivel de tensión igual o mayor de 30 kV y menor de 250 kV. Autotransformador. en el nivel de tensión 220 y 138 kV. Barra en el nivel de tensión igual a mayor a 30 kV y menor de 250 kV Nivel de tensión: 220 y 138 kV.
. o sus celdas (*).. o sus celdas (*). Equipo de Compensación. Barra en el nivel de tensión igual ó mayor a 30 kV y menor de 250 kV Tolerancia 1
Nivel de tensión: 220 Kv
Líneas de transmisión igual o mayores de 100 Km. Equipo de Compensación. Celdas de líneas de transmisión (*)
Nivel de tensión: 138 kV
Nivel de tensión: Igual o mayor a 30 kV y menor a 75 kV
Transformador. Líneas de transmisión iguales o mayores a 100 Km.Tolerancias
Indicador (1)Tasa de Falla para cada componente de subestación Unidad Número de Fallas por dos semestres consecutivos Número de Fallas por cada 100 Km. Equipo de Compensación. Celdas de líneas de transmisión (*) Nivel de tensión: 138 kV Nivel de tensión: Igual o mayor a 30 kV y menor a 75 kV Nivel de tensión: 220 kV
2 4 1 2 4 6 4 1 8 6 6
(2) Tasa de Falla para cada línea de transmisión ó celda
Número de Fallas en dos semestres consecutivos Líneas de transmisión menores a 100 Km. o sus celdas (*). Autotransformador.. en dos semestres consecutivos Componente Transformador. Autotransformador. (3) Indisponibilidad para cada componente de subestación
Transformador. ó sus celdas (*)
Nivel de tensión: Igual o mayor de 30 kV ó menor a 75 kV.
para cada línea de
Líneas de transmisión menores a 100 Km.
5> kV
FRECUENCIA DE DESCONEXIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN QUE PRODUJERON INTERRUPCIONES MAYORES DE 3 MINUTOS
700 Inicio del Procedimiento 091-2006-OS/CD 609
Número de desconexiones
70 45 11 26
<30-72.
FRECUENCIA DE DESCONEXIONES DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA QUE PRODUJERON INTERRUPCIONES MAYORES DE 3 MINUTOS
350 Inicio del Procedimiento 091-2006-OS/CD 305
250 206 200 212
100 46 25 10 0 11 4 4 2 8
9 91.9 101.0 114.4 94.9 124.5 128.2 96.5 113.0 95.3/10.4 116.8 127.Transformadores sobrecargados a Mayo 2008
(Que operan con potencia mayor o igual al 95% de su potencia nominal)
EMPRESA SUB-ESTACION JULIACA MARCONA PIURA OESTE QUENCORO CHALHUANCA URUBAMBA SALESIANOS S. CHIMBOTE 2 S.E.4 100.4 99.7 99. TRUJILLO SUR EQUIPO T52-61 T54-61 T6-261 T15-261 T32-261 T47-131 TA01 TA01 4-TP-009 TP 6019 TP A042 TP A026 Relación de transf 60/10 kV 60/10 kV 210/62.0 90.5 107.4 106.3 122.3 109.8 110.2 113.4 99.7 96.3 108.2 103.9 81.7 120.5 109.4 106.6 102.5/10.5 58/10 kV 60/10kV 138/13.5 105.6 105.7 101.5 117.7 Abr 96.4 108.5 60/22.2 May 101.9 100.5 106.2 Feb 90.0 95.3 106.7 102.5 102.9/10 34.3 102.9 110.8kV 138/10kV Ene 90.7 84.1 128.0 103.5/10.8 122.6 103.4 102.2 95.1 112. CAJAMARCA S.0 122.3 128.E.E.0 102.4 2008 Mar 96.6 82.0
ELECTRO SUR ESTE ELECTROCENTRO HIDRANDINA
.3 kV 220/60/10 kV 220/60/10 kV 132/34.
Monto original de las multas más altas: S/. 1’594.Evolución de las multas
Millones de nuevos soles 10 9 8 7 6 5 4
3. 3’010.570.940.08 14 41 77
2001: Resolución 241-2001-OS/GG. Monto original de las multas más altas: S/.356. 1’767. 717.36
Evolución de las multas y sanciones a las empresas de eléctricidad
350 300 250 200 150 100 50 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
8 5 5 7 1.00
.87 3.42 7.78 7 2.96 153 5. Monto original de las multas más altas: S/.00 Resolución 422-2001-OS/GG.35 330 8. Monto original de las multas más altas: S/.00 4.140.00 2004: Resolución 430-2004-OS/GG.00 Resolución 281-2001-OS/GG.71 4.72 4.
ATENCION DE RECLAMACIONES (APELACIONES)
Reclamos pendientes de atención
1.500 APELACIONES 1.337 1.200
900 648 655
593 600 474 516 492 406 300 121 53 36 0 2004 2005 2006 2007 2008 Mar 09 Jun 09 14 30 62 431 432
Promedio mensual de Ingresos del último trimestre
Saldo Pendiente de Atención
Tiempo medio de atención de reclamaciones
50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Prom. 2004 Prom. 2005 Prom. 2006 Prom. 2007 Prom. 2008 Mar 09 Sep 09 Oct 09
Apelaciones Meta
Periodo de atención de reclamaciones
225 Nº EXPEDIENTES
95% 198 90% 83%
47 32 23 4% 5
2 - 3 4 - 5 6 - 7 8 - 10 11 - 17 18 - 30 31 - 40
41 - más
Nº DÍAS ATENCIÓN
FORTALECIMIENTO DE LA DESCENTRALIZACION
Fortalecimiento de Oficinas Regionales 2009
Oficinas Regionales: prioridad
Empresas (concesionarias)
Brinda servicio
EESS. Grifos Locales Venta GLP
Inversionistas Usuarios Elc (reclamos)
1 : Supervisión focalizada y oportuna (denuncias y reclamaciones) 2: Conocer expectativas y necesidades del ciudadano y atención a medios 3 : Atención oportuna de tramites (facilitadores) 4 : Coordinación y comunicación fluida con autoridades
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